Desarrollo de situación actual y futura del mercado energético.

Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la

República Argentina.

AGUEERA.

Lic. Ovidio Holzer

Mayo 2014

AGUEERA

AGUEERA reúne al 70 % de la demanda de los GU del país

Representa, asesora y resguarda los intereses de sus Asociados

Promueve el desarrollo eficiente y sustentable del abastecimiento de energía

Es accionista de CAMMESA (20%) y forma parte de su Directorio

3M ARGENTINA S.A.ACEITERA CHABAS S.A.ACEITES VEGETALESACERBRAG S.A.ACEROS CUYANOS S.A.ACINDAR S.A.AEROPUERTOS ARGENTINA 2000 S.A.AGA ARGENTINA S.A.AGUA Y SANEAMIENTOS ARG. S.A..AIR LIQUIDE ARGENTINA S.A.ALTO PARANÁ SAALUAR ALUMINIO ARGENTINO S.A.I.C.ANDINA EMPAQUES ARGENTINA S.A.ARCOR S.A.I.C.ARZINC SABEKAERT TEXTILESBENITO ROGGIO TRANSPORTE SABIMBO DE ARGENTINA S.A.BUNGE ARGENTINA S.A.CEMENTOS AVELLANEDA S.A.CENCOSUD S.A.CHEVRON SAN JORGE S.R.L.COMPAÑÍA ARG. DE LEVADURAS S.A.I.C.COTEMINAS ARGENTINA S.A.FATE S.A.

FRIGORÍFICO CALCHAQUÍ FRIGORIFICO INDUSTRIAL PEHUAJO FRIGORIFICO PALADINI S.A. GLOBE METALES S.A.INTERPACK S.A.INVISTA ARGENTINA S.A.KORDSA ARGENTINA S.A.LOMA NEGRA S.A.MANUFAC. DE FIBRAS SINTETICAS MASISA ARGENTINA S.A.MASSALIN PARTICULARES S.A.MCC MINERA SIERRA GRANDE S.A.MERCEDES BENZ ARGENTINA S.A.METALMECANICA S.A.MINERA ALUMBRERA LTDA. NATURAL JUICE S.A.OLEAGINOSA MORENO HNOS. S.A.OPPFILM ARGENTINA SAOCCIDENTAL ARG. DE

EXPLORATIONPAN AMERICAN ENERGY LLC. PAPEL PRENSA S.A.PAPELERA ENTRE RÍOS S.A.PAPELES PM S.A.I.C.PBBPOLISUR S.A.

PETROBRAS ARGENTINA S.A.PETROKEN S.A.PEUGEOT CITRÖEN ARG. S.A.PRAXAIR ARGENTINA S.R.L.PRODUCTOS DE MAIZ S.A.PROFERTIL S.A.SADESA S.A.SAF ARGENTINA S.A.SCANIA ARGENTINA S.A.SHELL COMP. ARG DE PETROLEO SIDERCA S.A.SIPAR ACEROS S.A.SMURFIT KAPPA DE ARGENTINA SOTYL S.A.SPICER EJES PESADOS SASWIFT-ARMOUR S.A.TAVEX ARGENTINA SATELEFÓNICA DE ARGENTINA S.A.TRENES DE BUENOS AIRES S.A.UNILEVER de ARGENTINA SAVALOT S.A.VIA FRUTTA SAVIDRIERIA ARGENTINA S.A.YPF SAZUCAMOR S.A.

SOCIOS

Composición de la demanda

Residenciales40%

Menores a 10 kW10%

10<pot<300 kW16% Alumbrado público

4%

GUDIs10%

GUMAs15%

GUMEs5%

>300 kW30%

Demanda

Fuente: CAMMESA

Tasa de crecimiento: + 4,94 %

Demanda GUMAS

Capacidad Instalada

Antigüedad parque Térmico

Promedio gral: 19 años

TV: ~ 37 años (24%)

CC: ~ 13 años (49%)

Sistema Alta Tensión 03-13

Expansión relevante

Líneas AT: +48% (Km)

Transformación: 49%

Ingresos 2013: 104 MW, crecimiento potencia máxima 2013: 1.845 MWIngreso previsto neto 2014: 915 MW, crecimiento potencia máxima 2014: 240 MW

Potencia Instalada y potencia máxima

1,48

1,69

1,32

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

Relación Pot. instalada/Pot.max

Hidro Nuclear CCTV TG Motgdres (DO/GN)Eólico Potencia máxima Cap. Inst/Dda Máx.

Térmico 61%Hidro 36%Nuclear 3%Otros 0,7%Total 100%

Capacidad 2013

Ingresos previstos 2014

VUELTA OBLIGADO TG: 2x280 MW Junio 2014Cierre CC TV: 300 MW junio 2015

RIO TURBIO TV: 2X 125 MW fines 2014

CHIMBERA II: 8 MW segundo semestre 2014

ATUCHA II: 745 MW Septiembre 2014

Evolución de la oferta

Consumo de combustibles

Combustibles para generación Evolución del consumo

Precios Relativos US$/MMBTUGas Bolivia: ~11 Gas LNG: ~17

Gas Oil importado: ~23 Fuel Oil importado: ~17

Nuevo Plan Gobierno (Res 1/2013)Desarrollo Gas Nuevo: 7,50

Importación de GNL y gas de Bolivia

Fte: CAMMESA

+ 6,029

(2,738)

(5,597)

(10,000)

(8,000)

(6,000)

(4,000)

(2,000)

+ 0

+ 2,000

+ 4,000

+ 6,000

+ 8,000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Import - Real (*) Export - Real (*) Saldo externo

MMU$s

Balanza Energética

Balanza Energética

Fuente: Indec (*) Acumulado hasta Septiembre 2013

Precio MEM

Síntesis Precio MEM GU

Precio de la energía ponderando base y excedente.

Usuarios con subsidio

Usuario: 80 % Base + 20 % Excedente 2013 2012 2011 Demanda Base 304 271 269 ($/MWh)

Demanda Excedente 492 479 481 ($/MWh)

GUMA con subsidio con tope 320 $/MWh 342 313 312 ($/MWh)

GUMA con subsidio con tope 320 $/MWh 62 69 75 (US$/MWh)

GUMA con subsidio con Contrato Plus 62 71 75 (US$/MWh)

Precio de la energía ponderando base y excedente.

Usuarios sin subsidio 2013 2012 2011

Cargo por importación de Brasil + Cargo por Ctos MEM 81,0 64,1 60,6 ($/MWh)Cargo por importación de Brasil + Cargo por Ctos MEM 14,8 14,1 14,6 (US$/MWh)

Tipo de cambio 5,5 4,6 4,2 ($/US$)

Precio MEM en las tarifas

Subsidios

Margen de distribución en la tarifa final

Usuario Peaje Con Subsidios MT

23,0 22,0

124,5112,6

129,6

22,0

74,2 75,4 72,5

132,0

102,1

7,4 7,5

7,2

7,8

11,9

62,6

2,0 2,01,9

6,9

4,1

2,9 2,8

0,0

0,0

0,0

49,0

18,0 18,018,0

0,0

0,0

-10

10

30

50

70

90

110

130

150

EDESUR EDENOR EDELAP EPESF EPEC EDESAL EDEA EDEN EDES EDEMSARED

EDEMSABORNES

[$/M

Wh

]

Cargos redes

Energía

Potencia

Otros

Tarifa final distribución (Usuario pleno)Usuario Pleno con Subsidios

28,6 27,8

128,2 116,8133,3

28,9

91,5 96,3 84,8

122,895,9

110,1 111,5

109,6116,6

116,1

282,4

127,2 126,6124,1

112,1

109,310,6 10,3

0,0 0,0

0,0

49,0

28,7 28,728,7

0,0

0,0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

EDESUR EDENOR EDELAP EPESF EPEC EDESAL EDEA EDEN EDES EDEMSARED

EDEMSABORNES

[$/M

Wh

]

Cargos redes

Energía

Potencia

Otros

A la tarifa de distribución del cuadro tarifario se debe agregar:

Cargo demanda excedente (Res. SE Nº 1281/06; 720 $/MWh promedio 2013, con tope 455 ó 320 $/MWh)PURECargos provinciales

Tarifa final distribución

Resolución SE 1281/06

La Demanda Nueva debe enfrentar los costos reales de generación -> “ Costo Marginal Real “.

Se considera como Demanda Nueva a toda la demanda con ingreso posterior al año 2005 (Año BASE).

Inicio de aplicación de la metodología => noviembre de 2006.

Cargo por Demanda Excedente

Se aplica a los Grandes Usuarios con demandas mayores o iguales a 300 kW de potencia.

Los Grandes Usuarios pueden ser GUMAS, GUMES o GUDIS (Nueva categoría: Grandes Usuarios de Distribuidor –a partir de la res SE/95 no pueden continuar-).

La cantidad de usuarios alcanzados es de alrededor de 5.000 GU

La energía excedente no paga Sobrecostos Transitorios de Despacho

El contrato con generación nueva (plus) permite neutralizar el impacto de este cargo

Cargo por Demanda Excedente

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

nov-

06

feb-

07

may

-07

ago-

07

nov-

07

feb-

08

may

-08

ago-

08

nov-

08

feb-

09

may

-09

ago-

09

nov-

09

feb-

10

may

-10

ago-

10

nov-

10

feb-

11

may

-11

ago-

11

nov-

11

feb-

12

may

-12

ago-

12

nov-

12

Precio Tope GUDI:

Precio Tope GUMAS / GUMES:

Precio Real

PRECIOS TOPE VIGENTES:GUDI: 455 $/MWh

GUMA/GUME: 320 $/MWh

Resolución SE 95/13

Cambia la forma de remuneración de los generadores: Se modifica la retribución de cada unidad y de los contratos que continúen vigentes.

Concentra en CAMMESA la provisión de los combustibles. No se reconocerá en los precios de la energía el costo de combustibles, ya sea que se trate de combustibles líquidos o de gas natural. Se respetan los contratos existentes a la fecha de la resolución entre los generadores y sus proveedores de combustibles hasta su extinción .

Suspensión de nuevos Contratos en el Mercado a Término para la demanda base.

No afecta el Mercado de Energía Plus. No será de aplicación a los Autogeneradores del MEM que aporten

excedentes circunstanciales relacionados con su actividad industrial o bien que cuenten con Acuerdos o Convenios de Abastecimiento con otras plantas consumidoras de su propiedad (misma razón social) que actúan en el MEM como Grandes Usuarios, incluyendo los Autogeneradores Distribuidos.

Sustituto de los contratos

Los GU cuyos contratos sean alcanzados deben adquirir el volumen contractual a CAMMESA.

Las normas no prevén respaldo físico para estos volúmenes de energía.

El valor de compra de la energía de los Grandes Usuarios al OED será el costo de la energía en el Mercado Spot más los cargos mensuales correspondientes, con más 15 $/MWh correspondientes al Cargo por Sustentabilidad y Garantía creado por dicha Res SE 95/13 .

Remuneración de la Generación

La retribución de cada unidad será en función de: La tecnología de operación (TV, TG, CC, Hidro)

y de su tamaño. Disponibilidad histórica propia y de la

tecnología. Desestimiento o no de reclamos judiciales

(*) B.Oficial del 26/3/2013

Contratos de Grandes Usuarios

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

ene-

12fe

b-12

mar

-12

abr-

12m

ay-1

2ju

n-12

jul-1

2ag

o-12

sep-

12oc

t-12

nov-

12di

c-12

ene-

13fe

b-13

mar

-13

abr-

13m

ay-1

3ju

n-13

jul-1

3ag

o-13

sep-

13oc

t-13

nov-

13di

c-13

ene-

14fe

b-14

mar

-14

abr-

14m

ay-1

4ju

n-14

jul-1

4ag

o-14

sep-

14oc

t-14

nov-

14di

c-14

ene-

15fe

b-15

mar

-15

abr-

15m

ay-1

5ju

n-15

jul-1

5ag

o-15

sep-

15oc

t-15

nov-

15di

c-15

EVOLUCION PREVISTA DE CONTRATOS [GWh]

GUME [GWh]

GUMA [GWh]

CANTIDAD DE CONTRATOS

PROYECCION

HISTORIA

GWh N°

Nota SE 5129: Optimización del Despacho

La nota SE 5129/13 establece que durante el verano 2013-2014 y en adelante la optimización del despacho de generación y combustibles se debe realizar considerando valores de costos reales de adquisición que resulten representativos en cada período de gestión. La misma establece que, dado que el costo real de adquisición del Fuel Oil Nacional y del Carbón Nacional (aprox. 13 US$/MBtu) es menor al del GNL importado (aprox 18 US$/MBtu), que estos dos combustibles locales se despachen primero en las TV, disminuyendo así el costo total a nivel país.

Anteriormente se le asignaba al GNL el costo del GN (2,68 US$/MBtu) y se lo despachaba primero, no representando este despacho los costos reales del sistema. Mediante esta optimización se obtendrá un ahorro de divisas en los meses de verano, ya que en los meses de invierno (por mayor demanda de gas por parte del sector residencial y menor disponibilidad de gas a nivel país), tanto el GNL como el FO y el Carbón necesitan ser despachados.

Nota SE 5129: Optimización del Despacho

El despacho se vió así modificado respecto a años anteriores, utilizándose más Fuel Oil en períodos fuera del invierno. Esta sustitución de fuel oil por gas (a precio de 2,68 U$S/MMBTu) se ve reflejada en un aumento del costo de la energía en el MEM y en una reducción del monto de subsidio de ENARSA por el GNL

Evolución de los STD en verano

En relación a los costos, en los meses de verano la optimización implicó un aumento en los STD de aproximadamente 50 $/MWh.

Previsión Invierno 2014.Programación Estacional

La tasa de crecimiento prevista por los Agentes para el período, respecto al mismo período del año anterior es del 3,4%.

Semestre Mayo – Octubre 2014

Se prevé el ingreso de una de las TG de la CT Vuelta de Obligado (2 TG x 280 MW) para mediados de Junio y la otra para mediados de Julio.

Despacho y consumo de combustibles

Real Previsto Real PrevistoMayo-Julio

2013Mayo-Julio 2014

Mayo-Julio 2013

Mayo-Julio 2014

Alto 10932 Alto 30.6Medio 10224 Medio 28.0Bajo 9461 (Mm3/dia) Bajo 24.7Alto 5324 Alto 1081

Medio 4539 Medio 1060Bajo 3757 (Miles Tn) Bajo 1054Alto 571 Alto 295

Medio 571 Medio 295Bajo 571 (Miles Tn) Bajo 295Alto 0 Alto 1924

Medio 0 Medio 1319Bajo 0 (Miles m3) Bajo 749Alto 112

Medio 85Bajo 51

9692TERMICO

Despacho Generación (MW med)

1597

CARBON

GASOIL

765

GAS 26.2

FUEL OIL

711

Consumos Combustibles

47.1E.Renovables

INTERCAMBIO 0

HIDRAULICO 4392

NUCLEAR 308

Aportes Hidráulicos

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44

May Jun Jul Ago Set Oct

MW-mediosGeneración HidráulicaTotal

Alto Medio Bajo Real 2013

Precios estimados

Monómicos Medios Resultantes May'14 - Jul'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 414.99 452.51 406.93 372.72

Energía Adicional 16.10 3.32 3.32 3.32Sobrecosto Combustible 20.42 4.97 4.94 4.90

Sobrecosto Contratos Abast. MEM 480.54Potencia Despachada 4552 6.87 6.87 6.87 6.87Reserva de Potencia 5526 10.41 1.29 1.29 1.29

Servicios Asociados a la Potencia 14171 28.75 2.22 2.22 2.22Servicio Reserva Instantánea 25 0.05 0.00 0.00 0.00

TOTAL 1098.13 591.17 545.57 511.32

Para el trimestre mayo-julio se espera un STD de 407 $/MWh

Precios estimadosEstimación 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: May'14 - Jul'14 Definitiva

Pico Resto Valle Total7,000 14,432 6,189 27,620

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 452.51 439.63 413.32 406.93 388.72 372.72

E.Adic.+SCComb+ SCAMEM(*) 117.39 117.38 117.37 117.37 117.35 117.33

Potencia 10.38 10.38 10.38 10.38 10.38 10.38

Monómico 700.28 687.39 661.07 654.67 636.45 620.42

10% 120.00 414.99 517.09 46.07 1,098.15 10,989 11,345 12,072 12,249 12,752 13,195

25% 120.00 414.99 517.08 46.07 1,098.14 10,989 11,345 12,072 12,249 12,752 13,195

40% 120.00 414.99 517.06 46.07 1,098.13 10,989 11,345 12,072 12,248 12,752 13,194

50% 120.00 414.99 517.06 46.07 1,098.13 10,989 11,345 12,072 12,248 12,752 13,194

70% 120.00 414.99 517.05 46.07 1,098.11 10,988 11,344 12,071 12,248 12,751 13,19480% 120.00 414.99 517.02 46.07 1,098.09 10,987 11,343 12,070 12,247 12,750 13,193

96.00 -16,690 -16,334 -15,607 -15,431 -14,927 -14,485

(*)SCAMEM Previsto ($/MWh)= 109.1 Pr.Exc. ($/MWh) 10% 25% 40% 50% 70% 80%SCAMEM Cobrado($/MWh) = 480.5 SCTD Spot Dem Exc 1656.31 1626.31 1579.31 1561.84 1518.84 1479.68

Demanda Fuera de Contrato [GWh]

E.A

dic.

+S

CC

omb+

S

CA

ME

M C

obra

do

SC

TD

Ene

rgía

Sanción Actual Res. SE. N° 2016/2012

Pr.

Exc

.

Mo

nó

mic

o

Pot

enci

a

Perspectiva de Capacidad Instalada

Algunas reflexiones

El sistema hoy presenta: Crecimiento de la demanda impulsado desde el estamento residencial. Crecimiento en el costo de los energéticos. Fuerte distorsión tarifaria. Un sistema que no se auto sostiene sin subsidios. Necesidad de fuertes inversiones. Marco legal del sector afectado por decisiones coyunturales.

….. El sector necesita de políticas de largo plazo que lo lleven a la autosuficiencia y diversificación de la matriz energética y que impulsen el desarrollo de la oferta de generación, transporte y distribución en forma sustentable en el tiempo.

La disponibilidad de energía a precios competitivos es esencial para el desarrollo argentino y por ende del sector industrial.

Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la

República Argentina. AGUEERA

Muchas Gracias

AGUEERAagueera@agueera.com.arwww.agueera.artel: (54 11) 4311 7000

Ovidio Holzer holzer@agueera.com.ar