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El Gobierno ya admite que durante el verano va a haber muchos cortes de luz

El Gobierno anticipó este lunes que el verano estará atravesado por “muchos cortes de luz”. El secretario de Energía, Darío Martínez, señaló que habrá que hacer “un trabajo muy importante en cuanto a la distribución eléctrica, para poder bajar los cortes de luz, ya que van a haber muchos”.

“Y además, si la gente se queda en pandemia en la casa (durante el verano), eso va a tener una (mayor) demanda todavía, al problema grave de los cortes que está teniendo la Argentina en los últimos años, se va a sumar esto“, indicó.

El segundo mandato de Cristina Kirchner estuvo surcado por reiterados cortes de luz. Los mismos cayeron durante la administración de Mauricio Macri. Durante este verano, se repetirán, según anticipó ahora el funcionario.

Las empresas estiman que el incremento de consumo eléctrico puede llegar a ser del 30% en el verano. Es por personas que no vacacionarán y se quedarán en sus casas. Para poder hacer frente a esa mayor demanda, se necesitaría mayor generación eléctrica. Pero el sector tiene cuentas en rojo por todos lados y eso no será posible.

“Ya estamos trabajando rápidamente con la provincia de Buenos Aires. Y queremos hacer un horizonte de inversión de dos años, de inversiones en ese sentido, para ver si podemos ponerle un final a esto, que es uno de los problemas más comunes todos los veranos”, definió Darío Martínez en un diálogo con “Econojournal”, una web especializada en el sector energético.

“Hay un problema (en Buenos Aires y el Conurbano). El presupuesto no resiste resolverlo de acá al verano todo. Hay que hacer algo progresivo, nos va a llevar como mínimo dos años. Ojalá lo podamos hacer. El presupuesto no alcanza para todo. Pero lo tenemos como tema prioritario. Ojalá lo podamos hacer ya, sino será para más adelante“, planteó.

Los intendentes del Conurbano Sur llegaron a pedir la rescisión de la concesión de Edesur. Entienden que esa firma no realizó obras en sus localidades, algo que es negado por la empresa. “Estuve hablando con los intendentes. Se necesita una solución que hay que encararla en un proceso de mediano plazo, sino es imposible. Necesitamos que las obras se hagan, que las distribuidoras cumplan y que haya mayor control sobre las distribuidoras”, planteó Martínez.

Martínez anticipó que habrá actualizaciones tarifarias. “Ahora tenemos la tarifas congeladas por la pandemia. Si estamos trabajando en eficiencia en cuanto a los subsidios. Esto nos permite individualizar de manera eficiente quién la está pasando mal y no puede pagar la tarifa”, aclaró. El Ingreso Familiar de Emergencia (IFE), cuyos datos recopila el ANSeS es una herramienta que puede ayudar a determinar esos subsidios, según el secretario de Energía.

El nuevo esquema de subsidios que piensa el Gobierno todavía está en proceso. “Al que puede pagar, vamos a tratar de cobrarle el costo. Al que no pueda pagar, vamos a llegar de una manera más individualizado“, subrayó.

Con los marcos regulatorios de la distribución eléctrica y de gas en total incumplimiento, los reguladores estudian sus próximos pasos. “Son responsabilidad de Enargas y ENRE. Están en todo su derecho de analizar una nueva revisión tarifaria integral (RTI) o tarifas de transición. Vamos a ver qué hacer desde el 31 de diciembre”, destacó Martínez.

El Gobierno propuso una refinanciación de las deudas de las distribuidoras con Cammesa, que alcanzaría tres meses de sus facturas. “Entendemos que tiene que las distribuidoras tienen que tener mayor voluntad de pago”, expresó. No quiere que las firmas “hagan caja con ello” (la refinanciación), pero si “que hagan obras”. Algunas provincias, que tienen el pago de generación eléctrica al día, se oponen a esa medida.

 

 

 

Fuente https://www.clarin.com/economia/gobierno-admite-verano-va-cortes-luz_0_07GAwGUp3.html

 

 

 

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Para empresas: cómo sumar energía solar

A fines del año pasado se reglamentó la Ley Nº 27.424 que permite a usuarios y empresas generar electricidad y distribuirla como parte del fomento de la energía renovable. Se trata de un paso más hacia el uso de fuentes limpias y tiene como contrapartida beneficios tanto económicos como ambientales.

Con el decreto 986/2018 el Gobierno específicamente habilitó la instalación de equipos de generación distribuida, como paneles solares, para la generación de energía eléctrica para el autoconsumo y además autorizó el libre acceso a la red de distribución para inyectar excedentes.

Las empresas que quieran incorporar energías renovables a sus procesos productivos tienen varios beneficios. “El primero es el ahorro en momentos que donde ha habido fuertes aumentos tarifarios”, detecta Pablo De Benedictis, socio fundador Goodenergy una empresa que dedica a la instalación de paneles fotovoltaicos. Como segundo -agrega- “la independencia, ya que si se generan cortes de luz, las empresas pueden seguir trabajando y no afectar su generación de ingresos”.

Por su parte, Alex Bril, country manager de SolarLatam Argentina destaca que hay ventajas regulatorias porque utilizando esos sistemas las empresas cumplen con la Ley 27.191 que exige que el 8% de su consumo provenga de fuentes limpias. Bajo este paraguas entran empresas de diferentes rubros como el industrial (automotriz, textil, consumo masivo), comercial (shopping principalmente) y agroindustrial (molinos y bodegas). “También hay un impacto ambiental ya que con las instalaciones solares por cada 6 paneles instalados se puede ahorrar más de una tonelada al año en emisiones de CO2”, acota.

En cuanto a las recomendaciones para comenzar a utilizar esos sistemas, los especialistas coinciden que el primer paso es tener un panorama claro de los consumos y las opciones de hay en el mercado que pueden resumirse en estas tres opciones: para autoabastecimiento, para back up de cortes de luz o para inyectar el excedente a la red.

Rodrigo Herrera Vegas, socio fundador de Sustentator, aclara que se debe tener un cuenta el ambiente que rodea a las empresa, si hay edificios que puedan hacer sombras y controlar el espacio donde se colocarán los paneles. El especialista advierte que el país presenta distintas regiones que reciben un nivel de radiación diferente a lo largo del año con lo cual la producción de electricidad también será diferente.

Goodenergy cuenta con kits prearmados de acuerdo a las caricaturistas de cada cliente. “El sistema consta de paneles solares, que generan energía en corriente continua a baja tensión, un inversor de tensión que convierte a energía alterna en 220, y si es un sistema de back up cuenta con baterías y un regulador de carga, mientras que si es un sistema de inyección o autoconsumo solo tiene paneles”, explica De Benedictis. Por su parte, SolarLatam desarrolló una APP para realizar una tasación del servicio. “El cliente ingresa su ubicación, marca el techo de su casa o empresa, completa con los datos de su factura de luz y recibe al instante una propuesta de instalación”, explica Bril.

Los costos de equipos e instalación oscilan entre los u$s5.000 y u$s15.000, para clientes residenciales y pymes, siempre dependerá el magnitud de la empresa y lo que se busque generar. Las grandes empresas como fábricas y shopping hay que hablar de valores cercanos al millón de dólares. “Un sistema solar fotovoltaico tiene una vida útil de 30 años, pero la recuperación de inversión es de entre 7 y 12 años”, analiza Herrera Vegas por lo que muchas empresas no lo ven como aún como una inversión atractiva. Con la megadevaluación se perdió el interés ya que los equipos son importados, pero a la suba de tarifas en torno al 50% para este año hizo que la demanda nuevamente repunte.

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Fuente: https://www.ambito.com/para-empresas-como-sumar-energia-solar-n5010795

 

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Informe de Mercado – El Gas Natural en la República Argentina

Mercado de Gas Natural en la República Argentina

El año comienza con expectativas favorables y un aumento en torno a la producción Nacional de Gas Natural, comparándola con el pasado año. Si tomamos como base el pasado año 2017, la producción de Gas Natural en los primeros 6 meses del año aumento en torno a un 3,62 % (3,51 MMm3/día), con una expectativa de lograr un aumento en torno al 3,71 % interanual (3,66 MMm3/día).

 

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Dicho aumento en la producción viene directamente apoyado por las cuencas Neuquina y Austral, no así por la cuenca NorOeste (NOA), donde se mantiene su decrecimiento año a año en lo que respecta a la producción de Gas Natural.

La cuenca Neuquina, actualmente la de mayor producción, avanza este año en torno a un 6 % en su producción (esperado para este 2018, 3,7 MMm3/día por encima del 2017), siendo la cuenca de mayor importancia a nivel nacional y registrando un crecimiento interanual sostenido en el tiempo, impulsada hacia fin de año por la puesta en marcha de proyectos en dicha cuenca.

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Por otro lado, la cuenta Austral, de volumen inferior a la Neuquina, pero segunda en importancia a nivel nacional, registra para los primeros 6 meses de 2018 un crecimiento respecto a la producción de 2017 de un 4,47 % (1,3 MMm3/día), apoyada principalmente por la producción en las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego. Puede apreciarse gráficamente la caída en febrero del pasado año debido a tareas de mantenimiento en los ductos y problemas técnicos en los pozos que afectaron la disponibilidad del fluido en dicho mes.

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En lo que respecta a la cuenca NorOeste, su tendencia marcada de decrecimiento en cuanto a la producción continúa, mostrando para este 2018 volúmenes aun menores a los de 2017, con un retroceso en su producción equivalente a 1,5 MMm3/día.

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Por último, pero no menos importante, cabe hacer mención al comportamiento de las importaciones para este 2018. En relación a los primeros 6 meses del corriente año su variación interanual con relación a 2017 fue de -3,12 % (equivalente a 0,91 MMm3/día, número que alienta, y más aún si tenemos en cuenta que para los meses de Abril y Mayo, la importación de Gas Natural en 2018 fue un 14,9 % y 12,3 % menor respectivamente, en comparación con los mismos meses del año 2017.

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Desglosando la importación de Gas, que como bien es sabido, se realiza desde Bolivia y GNL (muy costoso), podemos apreciar la caída en la importación de GNL para este año en torno al 7,4 % en promedio para los primeros 6 meses del año, en contraste con el año 2017, con un promedio esperado que ronde el descenso en torno a un 13 % en 2018 respecto al pasado año 2017.

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En lo que respecta a la importación de Gas Natural desde Bolivia, se puede apreciar un aumento en torno al 6,5 % para los primeros 6 meses del año, con respecto al 2017, con una proyección estimada de aumento en torno a un 2,25 % de aumento en 2018 frente a 2017 (equivalente a 0,4 MMm3/Día), impulsada principalmente por la falta del recurso en los meses de invierno.

bolivia

Consumo por Segmento

En lo que respecta a consumo de Gas Natural para 2018, en contraste con el año 2017, puede apreciarse un incremento previsto para este año de un 3,76 % (equivalente a 4,6 MMm3/día miles de m3/día), donde se puede apreciar claramente que la mayor proporción de dicho incremento corresponde al Gas Natural utilizado para la generación eléctrica. Dicho segmento presenta un incremento respecto de la primera mitad del año pasado de un 4,3 % (equivalente a 2,1 MM m3/día), esperando que en el transcurso del año, conjunto con la disminución de consumo de Gas por parte del usuario Industrial, alcance para este 2018 un incremento interanual del 5,19 % (2,45 MMm3/día más que en el año 2017).            generacionEn tanto la industria, impulsada por el crecimiento industrial del primer semestre de este año, presento un alza de consumo para el primer semestre de 2018 del 6,45 % respecto al mismo periodo del año anterior, pero las estadistas actuales muestran un retroceso de la actividad industrial, que sumado a los cortes de gas a las industrias en los meses de invierno hacen pensar en un crecimiento de consumo del orden del 2,4 % interanual (0,82 MMm3/día).

industrial

En lo que respecta al consumo de Gas Natural destinado al usuario residencial, se registra para el primer semestre del año 2018 un crecimiento del orden del 1,75 % (0,4 MMm3/día), impulsado por un año de menores temperaturas respecto del 2017, según se puede apreciar en la siguiente gráfica:

temperatura

Y se espera que finalice el año con un incremento del orden del 1,9 % (0,5 MMm3/día), con techo principalmente dado por las tarifas actuales y los aumentos en agenda por parte del gobierno nacional.

residencial

DemandaExcedente

Conclusiones

Analizando el comportamiento de la oferta y el consumo de Gas Natural en la República Argentina, se puede apreciar como el aumento en la producción para este 2018 fue absorbido en su mayoría por las usinas generadoras de Energía Eléctrica. Dicho incremento en la producción se ve impulsado por la cuenca Neuquina, específicamente por la explotación de Shale y Tight Gas. Por otro lado, la cuenca Austral, liderada por la producción en las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, acompaña el crecimiento de la producción nacional de Gas Natural, no así la cuenca NOA que continua su merma productiva constante.

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*valores expresados en MMm3/día

En cuanto a la demanda, como bien fue mencionado, la Generación de energía eléctrica fue el destinatario del aumento de la producción nacional de Gas Natural. Dicho segmento fue el responsable de absorber el exceso de oferta respecto del pasado año, mientras que producto de las temperaturas, pero con techo marcado por las actuales tarifas y aumentos previstos, el residencial aumenta tímidamente su consumo respecto de 2017.

En lo que respecta a la demanda industrial, podemos hacer una clara distinción entre su comportamiento a principios de 2018, donde, en función de un crecimiento en su actividad, aumento su consumo respecto al mismo periodo de 2017, pero en vistas de los actuales índices de actividad industrial se espera una merma en su consumo para el segundo semestre de 2018.

Para este segundo semestre, en línea con lo antes mencionado, se espera que el aumento de producción nacional de gas natural sea absorbido por las usinas de generación eléctrica dada la mayor disponibilidad del recurso. A su vez, las nuevas autoridades se encuentran en vías de pactar un acuerdo de intercambio con el vecino país de Chile, lo que ayudaría aún más a reducir las importaciones en los meses de invierno, y parte de la disponibilidad de gas en los meses de primavera y verano seria absorbida por el vecino país en materia de exportaciones.

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Vuelan los precios de Energía, un invierno dificil

Informes de Precios CAMMESA
El dólar llega a los precios de energía para grandes consumidores!!! Te contamos como impacta de manera directa en tus costos energéticos. Destacamos sobre el final cambio regulatorio para consumidores con excedente al año 2005.

Deseamos informarles con anticipación que estamos previendo un aumento del 30 % en sus facturas de Energía Eléctrica correspondiente a Cammesa del mes de Junio, que la recibirán en el mes de Julio, producto de la absorción de la devaluación del tipo de cambio sufrida a mediados del mes de Mayo del corriente año y la estacionalidad propia del sector por empleo de combustibles líquidos. Se prevé para el mes de Junio de 2018 un aumento del costo de la energía Base pasando de 1875 $/MWh a un precio en el orden de los 2500 $/MWh. Por otro lado, también se han visto modificados los cargos por energía excedente, pasando la penalidad por consumir una cantidad de energía mayor a la base de 650 $/MWh a 1200 $/MWh, según se explica a continuación.
Como bien es de público conocimiento, para los consumidores de Energía Eléctrica que se encuentran bajo la órbita del MEM, es decir, pertenecen a las categorías GUMAs y GUMEs (grandes usuarios mayores y grandes usuarios menores), Cammesa, compañía administradora del mercado mayorista eléctrico Argentino, dando cumplimiento a la resolución 1281/06 de la secretaria de energía, dividió los consumos de Energía Eléctrica en los segmentos Base, Excedente y PLUS.
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·Energía Base: Cammesa toma como Energía Base a la consumida por el agente en el año 2005.
·Energía Excedente: En el caso particular de que el agente consuma una cantidad de energía mayor a la consumida en el año 2005 (definida como energía base), dicha diferencia (que surge de la diferencia entre la energía total consumida y la energía base) se conoce como demanda excedente o energía excedente.
· Energía PLUS: Los agentes que consumen mayor cantidad de energía que la definida como su energía base tienen la opción de adquirir energía mediante contratos celebrados entre partes llamados de Energía PLUS. El costo de dicha energía se pacta entre el generador y el consumidor por un plazo cierto de tiempo.
En vistas de lo mencionado anteriormente, un usuario que consume una mayor cantidad de energía que la consumida durante el año 2005 cuenta con 2 opciones:
1)   Consumir energía PLUS, es decir, celebrar un contrato con un generador que le provea dicha energía.
2)  Abonar la penalidad por consumir una cantidad de energía mayor a la energía base, que significa consumir energía excedente e implica abonar una penalidad (cargo) por dicha energía.
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Hasta el mes de Mayo de 2018, los agentes abonaban una penalidad de 650 $/MWh por consumir energía excedente (nuevamente, energía que surge de la diferencia entre la energía total consumida y la energía base), pero para el mes de Junio dicho cargo será ajustado llevándolo a un valor de 1200 $/MWh, medida implementada mediante la nota Nº 2018-28663845-APN.
Esta medida aplicada sobre el cargo de demanda excedente cambia la ecuación que se venía dando hasta este momento respecto de las tarifas aplicadas al consumo de energía mayor a la base, donde se veía que los contratos celebrados entre partes tenían un costo por sobre la energía mayor al de abonar la penalidad impuesta por Cammesa. Gráficamente se describe de la siguiente manera:
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Se puede apreciar claramente como los primeros 6 meses del año el precio por MWh de la penalidad por consumo de demanda excedente se encontraba muy por debajo de los precios promedios pactados en los contratos de Energía Plus, situación que era insostenible en el largo plazo. Con esta nueva medida, se reacomodan los costos de consumir una cantidad de energía mayor a la base.

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La dura carta de renuncia de Sureda, segundo de Aranguren en Energia

El secretario de Recursos Hidrocarburíferos dejó la gestión con una misiva dirigida al ministro Juan José Aranguren

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José Luis Sureda renunció ayer a su puesto en el ministerio de Energía que comanda Juan José Aranguren. El ministro encargado de realizar los ‘tarifazos’ aceptó la renuncia y desde su entorno explicaron que “no vamos a hacer comentarios al respecto”. A pesar del hermetismo con el que se manejó la renuncia del hombre denunciado por Carrió el año pasado, hoy se conoció la carta donde Sureda renuncia.

Si bien la misiva comienza con elogios a Aranguren, donde el exfuncionario destaca la “responsabilidad enorme, plagada de urgencias y restricciones” a la que está sometido el ministro, luego reconoce que “con el paso del tiempo fui sintiendo que cada vez estábamos más lejos”, porque según denuncia Seruda “la diversidad de opiniones es un problema muy díficil de resolver” para el ex CEO de Shell.

Más adelante, quien hasta ayer fue secretario de Recursos Hidrocarburíferos, asegura que “la distancia entre mis convicciones y su estilo de gestión llegó a ser tan grande que me enfrente a un dilema: O mis convicciones o mi autoritarismo”.

Por último, Seruda denuncia el episodio que para él fue la gota que rebalsó el vaso, cuando Aranguren no permitió la entrada de Taos Turner, periodista muy amigo de Seruda al ministerio, donde iba a realizarle preguntas “totalmente técnicas”. “Si usted cree que la libertad ajena es un bien transitable que puede arbitrar a su gusto, debo decirle que no estoy de acuerdo”, escribió en una las partes más duras de la epístola.

“Jamás podrá Usted gestionar con éxito sin un equipo. Y sin confianza ni respeto no hay equipo”, cerró, quien presentó su renuncia indeclinable al puesto al que fue convocado por Macri.

fuente: http://www.perfil.com/politica/la-dura-carta-de-renuncia-de-jose-luis-sureda-segundo-de-aranguren-en-energia.phtml

La dura carta de renuncia de Sureda, segundo de Aranguren en Energía _ Perfil

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Impacto de la tasa de financiacion en el costo de generacion de energias renovables

Fuente: Energía Estrátegica

¿Cuánto impacta la tasa de financiación en el costo de generación de las energías renovables?

¿Cuánto impacta la tasa de financiación en el costo de generación de las energías renovables?

Luis Rotaeche, autor del libro “Energías Renovables en Argentina. Una propuesta para su desarrollo” y coordinador de energías no convencionales del Instituto Argentino de Energía (IAE) analiza el costo de generación de las energías limpias en nuestro país. Asegura que el incremento del uno por ciento en la tasa de interés requiere de 7 dólares por MWh adicionales en el contrato

Cuál es el costo de generación promedio de cada una de las tecnologías renovables en nuestro país?

Un primer costo de referencia de la energía eólica y solar en el país lo tenemos en la licitación Genren, convocada por ENARSA en el año 2009, cuyos valores fueron, en promedio ponderado de los proyectos aprobados: Eólica: u$s/MWh 126,9; Térmica con biocombustibles: u$s/MWh 287,6; Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: u$s/MWh 162,4; Energía solar fotovoltaica: (FV) u$s/MWh 571,6). Lo cual son valores muy altos incluso para registros internacionales de entonces y que hoy la eólica sería por lo menos la mitad y la Fotovoltaica la séptima parte. Sin embargo aún con estos precios tan altos la inestabilidad argentina permitió que pocos proyectos del GENREN fueran ejecutados.

Brasil adjudicó licitaciones eólicas con un valor de US$ 51/MWh y Uruguay con 63,5 dólares. Por su parte, según un reciente trabajo de la Agencia Internacional de la Energía, comentado en Energía Estratégica, el costo promedio en el mundo de la eólica sería del orden de los US$ 80 a 100 el MWh, cuando en EE.UU., con un factor de capacidad de 45% que es el registro máximo destacado en el estudio pero que en nuestro país no sería tan raro, tendría un valor mínimo de US$ 32,71.

Según se destaca también en Energía Estratégica, el ex presidente de Shell en Argentina Juan José Aranguren estima el costo de la eólica entre US$ 95 y 105 el MWh, sobre bases no especificadas.

Según información de Energía Estratégica, 19.VIII.15 y 15.Ix.15, se estaría aprobando un proyecto eólico en Santa Fe cuyo precio a acordar oscilará entre los 108 y 120 dólares. Valor que se estima alto o muy alto y al que se llega con gran discrecionalidad de los funcionarios.

Cabe destacar que en un proyecto de 100 MW, un sobre precio de US$ 10 el MWh, con un factor de planta de 45 %, le cuesta al país, o a los consumidores, casi cuatro millones de dólares por año, a lo largo del contrato.

Por lo tanto puede haber distintas opiniones en cuanto al precio que habría que pagar por la energía eólica en nuestro país, pero pareciera que existiría más unanimidad en que el precio debe establecerse por métodos incuestionables de transparencia y eficiencia, es decir, se reitera, minimizando la discrecionalidad de los funcionarios y también los costos.

¿En qué medida impacta la tasa de financiamiento en la tarifa que se necesita cerrar con CAMMESA?

Mucho, tanto que un empresario estimó que un aumento de un punto en la tasa de interés del financiamiento, técnicamente cien puntos básicos, incrementa el costo del proyecto en US$ 7 el MWh, lo cual según el estudio de la AIE señalado tendría un efecto menor.

¿Y cuáles son los principales costos que intervienen en la generación de energía solar y eólica?

Los costos del equipo, que son ciertamente muy importantes en la estructura de costos de los proyectos con estas tecnologías.

A ello hay que sumar los costos financieros de tecnologías que son “capital-intensive”, que demandan cifras enormes de inversión que representan la casi totalidad de sus costos, pagados “up-front” (antes de generar electricidad), ya que no tienen costos de combustibles que en las térmicas se abonarían a medida que se genera electricidad. Además la vida útil de las centrales eólica y solar son muy largas, unos veinte años. Todo esto hace que el financiamiento es un tema central en los costos y por ende en la viabilidad de estos proyectos.

Por otra parte el financiamiento externo es central para desarrollar las energías renovables en el país ya que solo una parte mínima de su deuda podría colocarse en el mercado local de capitales.

Y para financiarse en el exterior nuestro país tiene problemas muy importantes: default, cepo o control de capital e inflación, sumado a la falsificación de la estadística oficial, que se refleja en un riesgo país que es uno de los más altos del mundo.

Cabe recordar que en estas condiciones aún si tuviéramos acceso fluido a los mercados de capital internacionales deberíamos pagar una tasa de interés del doble o más que nuestros vecinos.
¿Cómo estima que van a evolucionar en los próximos años?

Los costos de los equipos siguen bajando. La energía solar fotovoltaica bajo en Uruguay, en licitaciones, en un 75 % en quince años, de 320 a 80 US$/MWh. ¿Cuánto más bajaran? Difícil es decirlos pero todos suponen que a un menor ritmo seguirá la tendencia decreciente.

Un reciente estudio del Departamento de Energía de EE.UU. “Wind Vision: A new era for wind power en the United States” estima que el precio actual de la eólica es en ese país es de US$ 45 / MWh y que bajará a US$ 30 en el año 2030, es decir un 33% en quince años, un 2% anual acumulativo.

La empresa Austin Energy estima, también reportado por Energía Estratégica (6-VII-15), que el precio de FV podría bajar en el Estado de Texas de US$ 40/MWh actuales a unos US$ 20/MWh en cinco años, lo que representa una reducción de más de un 8% anual acumulativo.

¿Por qué en nuestro país los proyectos son rentables con precios muy superiores a los países vecinos?

Debido a las inestabilidades, históricas y actuales, macroeconómicas y de política exterior, a la falta de organización, de planificación y mercado en el sector energético y en particular eléctrico y a la inexistencia de una política pública comprensiva y coherente para impulsar las energías renovables.

Costo de Generacion de Energias

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Demanda Electrica Reporte Agosto 2012

A continuación les mostramos el crecimiento de la demanda eléctrica del MEM, con respecto al mismo mes del año anterior.
Los valores acumulados hasta Agosto muestran un crecimiento del 3.2%. Para el mes de Agosto observamos un crecimiento del orden de 0.5% por las altas temperaturas observadas en el mes detallado, donde el promedio para Agosto se ubica en 12.4 grados y para el 2012 el valor ascendió a 13.7 grados.
Esta mayor temperatura redujo el consumo residencial del mercado e impacto en el crecimiento total del mismo. A continuación detallamos los crecimientos de los primeros 8 meses del 2012.

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Analizando con mayor detalles, vemos una reactivación sostenida en la demanda de los grandes usuario mayores, donde el crecimiento para el periodo invernal se ubicó por encima del 2%. Entre las razones posibles, ademas de crecimiento del nivel de actividad, puede nombrase la mayor disponibilidad de gas natural que permite mantener procesos que a su ves requieren de energía eléctrica. En el siguiente gráfico mostramos el crecimiento para el sector de Grande usuarios Mayores y Grandes Usuarios Menores.

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