Embed Size (px)
Citation preview
Agosto
Dirección de
Mercado Eléctrico
Informe Mensual del Mercado Eléctrico
Julio 2017 (Información de Carácter Oficial)
Consejo Nacional de Energía
2017 San Salvador
CLP MRS MRS+CLP
CSIS 12.02 12.04 12.03
Potencia 15.65 16.66 15.98
Energía 96.13 75.08 89.37
Total 123.80 103.78 117.37
020406080
100120140
US$/M
Wh
Composición del Precio de la Energía – Julio 2017
El precio total de la energía trasladable a tarifa esta compuesto por el precio de la energía que es vendida en el mercado Spot (MRS) y la
energía que es vendida en el mercado de contratos de largo plazo (CLP), a este precio se adiciona la componente del cargo por
capacidad (CPC) y la componente de los cargos del sistema (CSIS).
Valorización de la energía retirada por las
distribuidoras para el cálculo del precio de la
energía
Durante el mes de Julio del 2017, las distribuidoras retiraron el 68.0 % de su
demanda de energía del mercado de contratos a un precio de US$ 123.80
/MWh, mientras que el 32.0 % fue retirado del mercado Spot (MRS) a un precio
de US$ 103.78 /MWh.
El precio global de la energía en el mes de Julio fue de US$ 117.37 /MWh, lo
que representa una Disminución del 2.03% respecto al precio del trimestre
anterior (US$ 119.80/MWh)
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
US$/M
Wh
MRS CLP CLP+MRS
340.85
GWh, 68%
161.32
GWh, 32%
ENERGÍA EN CLP Y MRS
CLP MRS
5
7
9
11
13
15
US$/M
Wh
Evolución Consolidad de los CSIS
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
01/0
7/2
01
7
02/0
7/2
01
7
03/0
7/2
01
7
04/0
7/2
01
7
05/0
7/2
01
7
06/0
7/2
01
7
07/0
7/2
01
7
08/0
7/2
01
7
09/0
7/2
01
7
10/0
7/2
01
7
11/0
7/2
01
7
12/0
7/2
01
7
13/0
7/2
01
7
14/0
7/2
01
7
15/0
7/2
01
7
16/0
7/2
01
7
17/0
7/2
01
7
18/0
7/2
01
7
19/0
7/2
01
7
20/0
7/2
01
7
21/0
7/2
01
7
22/0
7/2
01
7
23/0
7/2
01
7
24/0
7/2
01
7
25/0
7/2
01
7
26/0
7/2
01
7
27/0
7/2
01
7
28/0
7/2
01
7
29/0
7/2
01
7
30/0
7/2
01
7
31/0
7/2
01
7
FLDDP
PTRANSMIS
COMP_EFI
REACTIVOS
ACVOLTAJE
FLEMG
UT
SIGET
CCT
CUST
Detalle de Cargos del Sistema (CSIS) – Julio 2017
* Los cargos CUST y PTRANSMIS
están referenciados al eje
secundario.
Los cargos del sistema (CSIS) son costos complementarios a la producción de energía eléctrica que son traspasados directamente a la
demanda. Dichos costos están asociados a los servicios necesarios para garantizar el transporte, la calidad, seguridad y eficiencia
económica del suministro, así como para la recuperación de aquellos costos relacionados con aspectos administrativos y operativos
del sistema, como los servicios prestados por la UT, la SIGET y otros similares
Cargo US$/MWh
-0.01
1.48
0.14
0.15
0.01
0.00
0.67
0.56
2.44
6.65
Total CSIS 12.10
Total
0%
20%
40%
60%
45-60
60-75
75-90
1.75%
48.92%
49.33%
Distribución Porcentual del CMO
Mercado Spot - Costo Marginal Operativo – Junio 2017
0.40%
0.67%
0.81%
0.81%
0.94%
1.21%
1.75%
1.88%
4.97%
5.11%
9.95%
15.59%
16.40%
18.01%
21.51%
acaj-m4
nepo-g1
acaj-m5
holc-m1
acaj-m1
guaj-u1
5nov-u6
cgra-g1
acaj-m3
taln-g2
taln-g1
acaj-g2
15se-g1
tpto-g1
acaj-m6
Distribución de Marginalidad por Unidad
DUKE
44% HOLCIM
1%
INE
15%
NEJAPA
1%
TERMOPUERTO
18%
CEL
21%
Distribución de Marginalidad por
Operador
Lista de Merito para el Despacho Basado en Costos de Producción – Julio 2017
Se presentan los costos variables que se dan en el predespacho semanal de la primera y de la última semana del
mes en análisis.
0
50
100
150
200
250
lca
b-g
1
ch
ap
-g1
lan
g-g
1
an
ta-g
1
ca
ssa
-g1
be
rl-u
1
be
rl-u
2
be
rl-u
3
ah
ua
-u2
ah
ua
-u1
ah
ua
-u3
be
rl-u
4
5n
ov
-u7
5n
ov
-u6
5n
ov-u
5
5n
ov
-u4
5n
ov
-u3
5n
ov
-u2
5n
ov
-u1
gu
aj-u
1
cg
ra-g
1
15se
-g1
ac
aj-g
2
tpto
-g1
taln
-g1
ac
aj-m
3
ac
aj-m
2
ac
aj-m
5
ac
aj-m
1
ac
aj-m
6
ac
aj-m
4
ho
lc-m
1
taln
-g2
soya
-g1
ne
po
-g1
text-
g3
text-
g1
text-
m5
gc
sa-g
1
text-
g2
bo
re-g
1
ac
aj-u
1
ac
aj-u
2
hilc
-g1
ac
aj-u
5
ac
aj-u
4
$/M
Wh
Semana 1 Semana 4
Unidad
Evolución Histórica del Precio de la Energía
El precio de la energía en el mes de Julio 2017 es de US$ 117.37 /MWh, lo que representa una disminución del 2.03% respecto al precio
del trimestre anterior (US$ 119.80/MWh)
114.52 117.58
119.80
0
20
40
60
80
100
120
140
160
US$
/MW
h
Promedio_Periodo Precio_Mensual Tarifa_Vigente
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
20
40
60
80
100
120
140
160
US$/B
BL
US$/M
wh
Precio_Mensual_ Energía Precio_Bunker
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
0
50
100
150
200
250
300
350
US$/B
BL
US/M
Wh
Talnique Duke Nejapa Cassa Precio Bunker
101.13 104.48
121.66 113.87
0
50
100
150
200
250
US$/M
Wh
Hidro Geo Resto SFV
Estimación de Precios de Energía por Recurso y Operador
Estimación del precio de venta de la energía por tipo de recurso
Estimación del precio de venta de la energía de los PM térmicos
Mes 2015 2016 2017 Variación
Enero 504.12 509.09 516.35 1.4%
Febrero 472.47 487.04 492.70 1.2%
Marzo 542.40 541.32 561.16 3.7%
Abril 530.55 556.00 532.99 -4.1%
Mayo 547.97 567.25 551.31 -2.8%
Junio 526.80 522.72 522.43 -0.1%
Julio 556.66 540.94 547.13 1.1%
Agosto 542.18 537.50
Septiembre 517.06 510.62
Octubre 536.72 542.15
Noviembre 515.26 517.97
Diciembre 518.27 518.59
6310 6351 3724
Demanda de Energía y Potencia de El Salvador
Demanda de Energía Demanda de Potencia
[GWh] [MW]
*No se incluyen Perdidas de Transmisión *Demanda Calculada
Mes 2015 2016 2017 Variación
Enero 960 967 971 0.4%
Febrero 1001 1008 1017 0.9%
Marzo 1029 1028 1057 2.8%
Abril 1089 1073 1081 0.7%
Mayo 1066 1093 1037 -5.1%
Junio 1057 1040 1028 -1.2%
Julio 1063 1058 1051 -0.7%
Agosto 1063 1045
Septiembre 1027 1025
Octubre 1012 1019
Noviembre 998 1011
Diciembre 984 1003
1089 1093 1081 -1.1%
450.00
470.00
490.00
510.00
530.00
550.00
570.00
2015 2016 2017
850
900
950
1000
1050
1100
1150
1200
2015 2016 2017
Julio 2016
Generación para el Abastecimiento de la Demanda
La importación neta incluye la energía inadvertida que se transa entre países, para efectos de cuantificar la demanda nacional
Julio 2017
* Valores Negativos indican que la transacciones fueron de Exportación Neta
Hidroeléctrica,
126.9, 23%
Geotérmica,
125.6, 23%
Térmica,
194.8, 35%
Biomasa, 0.0,
0%
Fotovoltaica,
0.0, 0%
Importación
Neta, 105.0,
19%
Hidroeléctrica,
169.5, 30%
Geotérmica,
127.6, 23%
Térmica,
73.6, 13%
Biomasa, 0.0,
0%
Fotovoltaica,
11.2, 2%
Importación
Neta, 177.4,
32%
jul-16 jul-17 jul-16 jul-17
Hidroeléctrica 126.9 169.5 23.0% 30.3%
Geotérmica 125.6 127.6 22.7% 22.8%
Térmica 194.8 73.6 35.3% 13.2%
Biomasa 0.0 0.0 0.0% 0.0%
Fotovoltaica 0.0 11.2 0.0% 2.0%
Importación Neta 105.0 177.4 19.0% 31.7%
Total 552.2 559.3 100% 100%
RecursoGeneración (GWh) Generación (%)
Inyección Acumulada Anual por Participante del Mercado a Julio 2017
GWh Todas las unidades en GWh
Inyección Acumulada Anual por Participante del Mercado a Julio 2017
0.0
0.0
0.5
10.2
15.5
20.9
36.4
42.9
55.3
94.0
125.6
203.1
217.0
491.9
668.7
876.6
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
HILCASA
BOREALIS
GECSA
CESSA
TEXTUFIL
NEJAPA
LACABAÑA
ANTARES
CASSA
ELANGEL
CHAPARRASTIQUE
INE
TERMOPUERTO
DUKE
CEL
LAGEO
GWh
PM Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic Total %
ANTARES 0.0 0.0 1.9 10.7 10.1 8.9 11.2 42.9 1.5%
LAGEO 117.4 120.1 131.9 126.1 128.2 124.8 127.6 876.1 30.7%
DUKE 78.0 74.8 81.5 79.5 82.6 54.0 40.9 491.3 17.2%
CEL 25.6 45.0 60.5 93.3 121.3 153.5 168.2 667.5 23.4%
INE 35.5 29.4 27.4 31.7 46.0 21.8 11.0 202.8 7.1%
TERMOPUERTO 29.1 29.0 32.0 32.7 43.1 29.3 21.3 216.4 7.6%
CHAPARRASTIQUE 26.2 24.0 26.7 28.1 20.7 0.0 0.0 125.6 4.4%
ELANGEL 32.3 31.7 29.2 0.9 0.0 0.0 0.0 94.0 3.3%
CASSA 16.7 14.2 15.1 9.3 0.0 0.0 0.0 55.3 1.9%
LACABAÑA 10.0 10.5 11.1 4.8 0.0 0.0 0.0 36.4 1.3%
TEXTUFIL 7.7 2.9 2.2 0.1 2.6 0.0 0.0 15.5 0.5%
NEJAPA 5.7 1.5 0.9 2.6 7.5 2.5 0.2 20.9 0.7%
CESSA 0.0 1.6 1.9 2.6 2.9 0.9 0.3 10.2 0.4%
GECSA 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0%
BOREALIS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0%
HILCASA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0%
Total [GWh] 384.5 384.7 422.2 422.6 465.0 395.7 380.7 0 0 0 0 0 2855.3 100.0%
Detalle de Importaciones y Exportaciones – Julio 2017
Toda la Información en MWh
Exportación Importación
Importación Total 178,987.1
Programada 178,591.3
Inadvertida 395.8
Exportación Total 373.5
Programada 1,556.0
Inadvertida 1,182.5
Importación Neta 178,613.7
Programada 177,035.3
Inadvertida -786.7
228
230
232
234
236
238
240
242
244
msn
m
Evolución Embalse Cerrón Grande
2014 2015 2016 2017
Julio
Cerrón Grande (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua)
Información del predespacho diario
Cerrón Grande
238.21
msnm
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2014 39.8 39.7 42.0 42.6 35.8 33.5 34.6 16.9 56.5 97.0 51.8 40.3
2015 39.0 38.5 40.2 39.6 32.2 18.4 16.9 11.5 0.3 50.4 65.3 43.3
2016 39.0 36.1 40.7 44.4 41.3 22.1 34.7 35.7 32.3 9.1 7.0 9.2
2017 9.4 17.3 23.3 33.7 35.3 21.7 44.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
GW
h
Inyección Mensual - Cerrón Grande
54
56
58
60
62
64
66
68
70
72
01
/07/2
017
02
/07/2
017
03
/07/2
017
04
/07/2
017
05
/07/2
017
06
/07/2
017
07
/07/2
017
08
/07/2
017
09
/07/2
017
10
/07/2
017
11
/07/2
017
12
/07/2
017
13
/07/2
017
14
/07/2
017
15
/07/2
017
16
/07/2
017
17
/07/2
017
18
/07/2
017
19
/07/2
017
20
/07/2
017
21
/07/2
017
22
/07/2
017
23
/07/2
017
24
/07/2
017
25
/07/2
017
26
/07/2
017
27
/07/2
017
28
/07/2
017
29
/07/2
017
30
/07/2
017
31
/07/2
017
$/M
Wh
Costo de Oportunidad de Cerrón Grande
Costo de Oportunidad $/MWh
Máximo 70.2
Mínimo 59.5
Promedio 66.9
Costo de Oportunidad $/MWh
Máximo 73.9
Mínimo 59.6
Promedio 62.7
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2014 5.7 6.2 7.7 8.1 6.2 4.2 4.7 2.2 0.1 5.8 10.9 8.6
2015 6.9 6.2 7.7 4.8 3.8 1.2 0.7 0.4 0.1 0.2 2.2 6.9
2016 7.2 6.1 6.7 6.6 5.5 2.1 1.0 0.0 0.0 0.0 1.6 1.1
2017 0.9 0.8 0.9 1.3 0.6 1.9 5.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
GW
h
Inyección Mensual - Guajoyo
0
10
20
30
40
50
60
70
80
01
/07/2
017
02
/07/2
017
03
/07/2
017
04
/07/2
017
05
/07/2
017
06
/07/2
017
07
/07/2
017
08
/07/2
017
09
/07/2
017
10
/07/2
017
11
/07/2
017
12
/07/2
017
13
/07/2
017
14
/07/2
017
15
/07/2
017
16
/07/2
017
17
/07/2
017
18
/07/2
017
19
/07/2
017
20
/07/2
017
21
/07/2
017
22
/07/2
017
23
/07/2
017
24
/07/2
017
25
/07/2
017
26
/07/2
017
27
/07/2
017
28
/07/2
017
29
/07/2
017
30
/07/2
017
31
/07/2
017
$/M
Wh
Costo de Oportunidad de Guajoyo
418
420
422
424
426
428
430
432
msn
m
Evolución Embalse Guajoyo
2014 2015 2016 2017
Julio
Guajoyo (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua)
Información del predespacho diario
Guajoyo
426.17
msnm
Costo de Oportunidad $/MWh
Máximo 69.8
Mínimo 47.5
Promedio 53.6
0
10
20
30
40
50
60
70
80
01/0
7/2
01
7
02/0
7/2
01
7
03/0
7/2
01
7
04/0
7/2
01
7
05/0
7/2
01
7
06/0
7/2
01
7
07/0
7/2
01
7
08/0
7/2
01
7
09/0
7/2
01
7
10/0
7/2
01
7
11/0
7/2
01
7
12/0
7/2
01
7
13/0
7/2
01
7
14/0
7/2
01
7
15/0
7/2
01
7
16/0
7/2
01
7
17/0
7/2
01
7
18/0
7/2
01
7
19/0
7/2
01
7
20/0
7/2
01
7
21/0
7/2
01
7
22/0
7/2
01
7
23/0
7/2
01
7
24/0
7/2
01
7
25/0
7/2
01
7
26/0
7/2
01
7
27/0
7/2
01
7
28/0
7/2
01
7
29/0
7/2
01
7
30/0
7/2
017
31/0
7/2
017
$/M
Wh
Costo de Oportunidad de 5 Noviembre
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2014 38.4 38.4 43.2 45.4 46.0 52.0 39.8 29.2 49.9 53.2 50.5 39.3
2015 37.5 37.4 41.5 42.2 38.4 32.5 22.3 17.1 22.6 34.9 55.3 45.8
2016 35.2 36.8 39.4 43.7 47.6 37.5 47.5 51.0 58.8 17.3 6.7 9.2
2017 7.9 17.0 23.1 35.9 43.0 48.0 55.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
GW
h
Inyección Mensual - 5 de Noviembre
175
176
177
178
179
180
181
msn
m
Evolución Embalse 5 de Noviembre
2014 2015 2016 2017
Julio
5 de Noviembre (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua)
Información del predespacho diario
5 de Noviembre
179.15
msnm
Costo de Oportunidad $/MWh
Máximo 73.3
Mínimo 62.5
Promedio 69.0
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
2014 25.8 23.3 26.5 28.2 43.3 62.4 32.6 38.3 119.4 113.0 45.6 29.3
2015 26.3 24.3 25.3 26.4 27.0 45.2 17.9 14.9 64.1 101.1 77.4 35.2
2016 23.7 23.8 26.9 26.4 33.6 55.9 44.6 57.1 84.8 43.0 9.6 9.2
2017 7.4 9.9 13.1 22.3 42.5 82.0 62.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
GW
h
Inyección Mensual - 15 de Septiembre
56
58
60
62
64
66
68
70
72
74
76
01
/07/2
017
02
/07/2
017
03
/07/2
017
04
/07/2
017
05
/07/2
017
06
/07/2
017
07
/07/2
017
08
/07/2
017
09
/07/2
017
10
/07/2
017
11
/07/2
017
12
/07/2
017
13
/07/2
017
14
/07/2
017
15
/07/2
017
16
/07/2
017
17
/07/2
017
18
/07/2
017
19
/07/2
017
20
/07/2
017
21
/07/2
017
22
/07/2
017
23
/07/2
017
24
/07/2
017
25
/07/2
017
26
/07/2
017
27
/07/2
017
28
/07/2
017
29
/07/2
017
30
/07/2
017
31
/07/2
017
$/M
Wh
Costo de Oportunidad de 15 Septiembre
46
46.5
47
47.5
48
48.5
49
49.5
50
msn
m
Evolución Embalse 15 de Septiembre
2014 2015 2016 2017
Julio
15 de Septiembre (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua
Información del predespacho diario
15 de Septiembre
48.22
msnm
Anexo: Precios semanales del Bunker utilizado por los generadores – Julio 2017
* Los precios incluyen costos de internación y el efecto del manejo de inventario
DUKE-
ACAJUTLA
DUKE-
DIESELBOREALIS GECSA HILCASA HOLCIN NEJAPA
DUKE-
SOYAINE TEXTUFIL
TERMO-
PUERTO
Semana 1 45.44 79.97 53.12 57.25 77.53 50.78 52.56 47.85 48.90 55.02 48.13
Semana 2 45.49 79.97 53.73 57.25 77.53 51.41 50.19 48.46 49.51 55.02 48.76
Semana 3 47.13 79.97 55.38 57.25 77.53 53.05 50.38 50.10 51.15 55.02 50.40
Semana 4 47.17 79.97 55.40 57.25 77.53 53.05 50.38 50.13 51.18 55.02 50.40
Promedio 46.31 79.97 54.41 57.25 77.53 52.07 50.88 49.13 50.19 55.02 49.42
46.31
79.97
54.41 57.25
77.53
52.07 50.88 49.13 50.19 55.02
49.42
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90$/b
arr
il
Precios de Bunker Declarados por los Generadores para la Generación de Energía Eléctrica
Año Mes Platt´s($/BBL)
2016 diciembre 45.31
2017 enero 46.65
2017 febrero 46.95
2017 marzo 43.35
2017 abril 44.52
2017 mayo 43.76
2017 junio 41.57
2017 julio 44.6039
40
41
42
43
44
45
46
47
48
$/b
bl
Precio Platt´s del Bunker Julio 2017
Fuente: ANEXO 09 – 3.2.2 del Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROPCP)
ACVOLTAJE: Valor mensual unitario del costo de arranque en cero voltaje
CCT: Cargo Complementario de Transmisión Regional
COMPEFI: Costo unitario correspondientes a compensaciones por eficiencia
CUST: Cargo por Uso del Sistema de Transmisión
FLDDP: Factor de Liquidación por Diferencia de Precios
FLEMG: Factor de Liquidación por Emergencias
PTRANSMIS: Cargo por Uso del Sistema de Transmisión
REACTIVOS: Costo unitario por las compensaciones por necesidades de control de tensión y aportes de energía reactiva
SIGET: Tasa de Actualización por Registro en la SIGET que generadores e importadores deben pagar anualmente por energía comercializada.
UT: Cargo por administración del Mercado Mayorista
A la suma de todos estos cargos se le conoce como “cargos del sistema” (CSIS)
ANEXO – Descripción de los Cargos del Sistema (CSIS)
Dirección de
Mercado Eléctrico
