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Información de Mercado

¿Qué está pasando con los precios en el Mercado de energía eléctrica?

A continuación mostramos un análisis del precio de Energía Eléctrica que deben afrontar los grandes usuarios del MEM (GUMAS y GUMES) y una perspectiva de corto y mediano plazo.

En la siguiente tabla comparamos diciembre 2020 y diciembre 2021 y nos parece interesante destacar algunos aspectos.

 

Tabla 1” Componentes del precio monómico”

 

El valor monómico representativo de costos total de operación del MEM, incluyendo los cargos correspondientes a energía, potencia, contratos MEM, sobrecostos, servicios y transporte, alcanzó un valor medio del orden de los 6947,6 $/MWh para Dic 2021, frente a los 4534,5 $/MWh del año anterior.  Este incremento representa un aumento del 53% en $/MWh y si realizamos el análisis en dólares pasó de 54Usd/Mwh a 67,5usd/Mwh, aumentando 25% en Usd/Mwh.

Si observan la tabla, se nota claramente que el mayor impacto se ubica en el Sobrecosto Transitorio de Despacho que refleja los costos adicionales al precio de la energía relativos a costos variables de la maquinas térmicas.

Los motivos fundamentales se deben a mayores costos de gas ajustado por el plan gas en el parque térmico, mayor necesidad de utilización de Gas Oil (El combustible más caro para generar térmicamente) y menor oferta hidro que fue compensada por renovables (más caras que la hidro viejas) y energía nuclear.

 

TEMPERATURA

En relación a la temperatura de GBA, Diciembre 2021 fue un mes “cálido”, con las temperaturas ubicándose prácticamente arriba de los 24°C/25°C de media, superiores a la media esperada para el mes, y superiores al mismo mes del año anterior, mes en donde las temperaturas se ubicaron alrededor de la temperatura esperada

 

GENERACIÓN

A raíz de las sequías imperantes en los últimos años en el país, la energía hidroeléctrica ha decrecido notablemente.

En contraposición, el menor aporte de los ríos está siendo compensado con una mayor generación nuclear, a partir de la puesta a punto de las centrales existentes.

En contraposición a lo que sucede con la generación hidráulica, las energías renovables van ganando espacio en la matriz energética nacional, tanto por la puesta en marcha de nuevos desarrollos como por la prioridad de despacho que posee ese tipo de energía.

 

COMBUSTIBLES

Por mayor necesidad de parque térmico y ante la ausencia del gas se utiliza el gas oíl, el cual tiene un costo mas elevado que el Gas Natural.

Unitariamente el costo del gas oíl aumento significativamente debido al aumento de los precios de los combustibles.

 

Que se espera para Enero 2022?

Se espera que el precio monómico + transporte alcance un valor de 70,1 [Usd/Mwh] considerando un tipo de cambio de 104 [$/Usd].

Lo que se espera para el 2022 es una baja producción hidroeléctrica y por ende precios de energía relativamente altos de enero a mayo. De mayo a septiembre se espera una hidrología media ubicándonos en menores costos de la energía durante el período invernal dado que podríamos bajar la cantidad de gas oil y fuel oil que utilizamos para generar electrones en ese período.

Es importante destacar que las perspectivas de costos para enero-febrero, ya hacen dejar atrás el precio esperado para 2022 de 69 Usd/Mwh y nos posiciona mas próximos a los 71 Usd/Mwh,

 

 

Fuente: Florencia Valbuena – Diego Rebissoni

Información de Mercado

Se triplicaron los usuarios que generan energía eléctrica para autoconsumo e inyectan excedentes a la red

La Secretaría de Energía informó los resultados obtenidos en 2020 en el marco del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, destacando un avance muy positivo hacia la generación de energía por parte de los usuarios, lo cual también contribuye a incrementar la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

“La generación distribuida ayuda a la conservación del medioambiente y también tiene la ventaja de reducir la cantidad de energía que se pierde en la red de transporte, ya que la electricidad se genera muy cerca de donde se consume. El crecimiento en la cantidad de usuarios-generadores ha sido muy importante y esperamos que se siga incrementando”, destacó el Secretario de Energía, Darío Martínez.

El régimen promocional creado por la Ley N° 27.424 establece el marco regulatorio para que los usuarios de la red de distribución eléctrica, sean hogares, PyMEs, industrias o establecimientos de producción agrícola, generen energía para su autoconsumo a partir de fuentes renovables y puedan inyectar el excedente a la red, recibiendo una compensación por ello.

Se considera Usuario-Generador (UG) a quien ya conectó su equipo de generación distribuida bajo la normativa vigente, por lo que de esta manera puede generar un ahorro económico en la factura del servicio eléctrico y también contribuir a la diminución del impacto ambiental. El primer UG en Argentina se incorporó a la red en junio de 2019.

En diciembre de 2020, el programa que opera en el ámbito de la Subsecretaría de Energía Eléctrica alcanzó los 338 UG, con una potencia total instalada de 3.145 kW, lo cual equivale al consumo anual de más de 1.000 hogares promedio. Respecto de 2019, durante el año pasado se registró un crecimiento del 304% en la cantidad de Usuarios-Generadores (UG) y del 170% en la potencia instalada.

Al concluir 2020, doce provincias habían adherido a la Ley de Generación Distribuida y 138 Distribuidoras/Cooperativas eléctricas se hallaban inscriptas. En seis de las provincias adheridas hay actualmente Usuarios-Generadores activos, siendo Córdoba la que registraba, a diciembre de 2020, más UG (198) y mayor potencia instalada (1.711 kW). Chubut y Chaco, por su parte, registraron su primer Usuario-Generador en el transcurso del año pasado.

Visto según categorías de consumo, al concluir 2020 los UG residenciales eran 217, con una potencia total instalada de 758 kW, lo que arroja un promedio de 3,49 kW de potencia instalada por UG residencial. Los UG comerciales-industriales, por su parte, llegaron a 121, con una potencia total instalada de 2.387 kW, lo que arroja un promedio de 19,73 kW de potencia instalada por UG en esta categoría.

Durante febrero de 2020 se alcanzó el hito del primer megawatt (MW) de potencia instalada. En octubre se presentó la mayor cantidad de UG, al habilitarse 40 proyectos, y se registró la mayor potencia instalada, por 394 kW. El año cerró con más de 3 MW instalados.

Se firmaron asimismo 271 Certificados de Usuario Generador correspondientes al año 2020, con los cuales los UG podrán gestionar su acceso a los beneficios promocionales establecidos por este régimen de promoción, entre los que se encuentra el Certificado de Crédito Fiscal de jurisdicción nacional; así como otros ofrecidos por las provincias, mediante programas propios que buscan incentivar la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

 

 

Fuente:https://www.argentina.gob.ar/noticias/se-triplicaron-los-usuarios-que-generan-energia-electrica-para-autoconsumo-e-inyectan

 

 

 

Información de Mercado

Energía: demanda creció 13,6%

El consumo de energía eléctrica volvió a caer durante el mes de mayo (-7,6%), sin embargo mostró un fuerte crecimiento (+13,6%) frente a abril, principalmente por la paulatina reapertura de las diferentes actividades económicas durante la flexibilización de la cuarentena. La Pampa, con una reducción de solo 4 por ciento, es una de las provincias menos golpeadas.
Así lo afirmó el último informe que realizó la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec), donde se divulgaron los datos de la demanda de energía eléctrica durante el segundo mes que en el país rigió la cuarentena.
En la comparación interanual, la demanda residencial de electricidad ascendió 6,2 por ciento, la comercial cayó 14 por ciento, mientras que la industrial bajó 30,4 por ciento. Esto durante la implementación del Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio decretado el pasado 20 de marzo y que aún continúa en vigencia en algunos sectores de la Argentina.
Estos datos vienen después de que en abril se registrara la caída interanual más pronunciada en las últimas dos décadas (-11,5%). Si bien la demanda no recuperó totalmente, volvió a ser negativo (-7,6%). Si se analiza los primeros cinco meses del año, el acumulado da una retracción del solo 1 por ciento.
El descenso interanual de mayo fue el segundo consecutivo, luego de que abril encabezara el ranking de mayores bajas desde 1992. Para encontrar un mes de mayo de menor consumo al de este 2020, hay que regresar hasta 2011.

Menos golpeada.
A partir de los datos proporcionados por la Fundelec, La Pampa fue una de las provincias menos golpeadas, teniendo una caída del 4 por ciento, frente al 9 por ciento que había tenía el mes pasado. Esto significa una recuperación del 5 por ciento en la demanda de energía eléctrica. Solo fue superada por Misiones, que tuvo un aumento del consumo del 12 por ciento y por Jujuy que mantuvo la Misma demanda.
A la vez, 24 provincias y empresas marcaron descensos, especialmente Chubut (- 27%); Río Negro (- 20%); Neuquén y Corrientes (- 15% cada una). Más atrás se ubicaron Catamarca, Córdoba y Santa Fe (-10%); San Luis (- 9%); Santa Cruz, Tucumán y San Juan (- 8% en cada caso). También bajó la demanda eléctrica en La Rioja, Mendoza y Santiago del Estero (- 7%); Chaco, Formosa, Edelap y Salta (- 6%) y Entre Ríos (- 5%).
El listado lo completan las diferentes empresas que distribuyen la energía dentro de la Provincia y la Ciudad de Buenos Aires: EDES (5%), EDEA (- 4%), Edesur (- 4%), Edenor (- 2%), y EDEN (-2%), concluyó Fundelec.

Datos del mes.
Fundelec resaltó que «la curiosa coyuntura hizo que la máxima demanda de potencia de este mes quedara a 7.000 Mw del récord histórico y a menos de la mitad de la potencia instalada que informa Cammesa: 19.000 Mw es el máximo consumo de potencia de mayo, contra 26.320 Mw de febrero de 2018 y 40.139 Mw de potencia instalada».
En otras estimaciones, un estudio de Ieral sobre la base del consumo de energía eléctrica destacó que «industria, que inicialmente se contrajo en forma abrupta, comenzó a recobrarse, aunque actualmente alcanza el 80% del nivel de marzo».

Fuente: http://www.laarena.com.ar/la_pampa-energia-demanda-crecio-136-2118237-163.html
Información de Mercado

Reflexiones para la reestructuración del sector energético de la República Argentina

Decir que la política energética entre el 2003 y el 2015 fue un fracaso es pretencioso para los que entendemos como política energética un conjunto de medidas adoptadas por un gobierno en beneficio de la sociedad, que posibilite un uso adecuado, responsable, confiable y seguro, y al menor costo posible, para el consumo residencial, comercial e industrial. Por qué digo eso, porque durante ese período no hubo ninguna política.

Ya desde el Gobierno del doctor Eduardo Duhalde y luego el del presidente Kirchner y los Gobiernos de Fernández de Kirchner, solo existieron medidas tomadas sin ningún tipo de plan o estrategia claramente definida, las que se adoptaron en función de las expectativas políticas y la necesidad de consolidar un poder, fruto del escaso caudal de votos con el que llegó el presidente Kirchner.

En muchos casos esas medidas entraban en contradicción con la legislación aplicable del sector eléctrico y del gas —leyes 24065, 24076 y sus normas reglamentarias— y ni siquiera respetaban los principios y las reglas que aplican a normas de carácter general emitidas por la autoridad de aplicación.

No hay país en el mundo que no sufra las consecuencias de las crisis económicas, ni que tenga algún grado de su población desempleada y que ello tenga efectos sobre las tarifas de los servicios públicos.

Basta mirar Uruguay —con una empresa estatal e integrada de energía y con una matriz energética altamente dependiente de la hidraulicidad complementada hoy día por la fuerte inversión recibida a partir de fuentes de generación de energías renovables o de los combustibles fósiles que no produce y que tiene que importar— o Chile —quien, por el contrario, tiene un sistema eléctrico segmentado al estilo de la República Argentina, el cual depende también de la generación hidroeléctrica, o de sus centrales a carbón o con uso de gas importado (GNL) a partir de los cortes de gas oportunamente comprometidos desde la República Argentina, actualmente en vías de regularización. Pero en todos los países existe la cultura del uso de los servicios de manera responsable, y se pagan porque tiene un costo de producción y distribución; y parece que la Justicia, a diferencia de lo que sucede en nuestro país, lo entiende de la misma manera.

Como consecuencia de la crisis del 2001, el sector energético fue rehén de la situación social por la que atravesó el país, y debemos repasar los errores cometidos para no repetirlos.

Pocas medidas razonables se adoptaron para solucionar esa situación y, por el contrario, no se brindaron las señales para el uso racional de un producto que, si bien es indispensable, resulta en muchos casos escaso y no renovable.

En la Argentina, desde el 2003, todos los consumidores residenciales hemos tenido “tarifa social”, si bien desde el 2012 algunos consumidores residenciales abonan una “tarifa sin subsidio”. Lo cierto es que ningún usuario —ni los consumidores industriales— abona el total de costos que representa generar, transportar y distribuir la energía eléctrica.

Por el contrario, lejos de pensar en una generación al menor costo, se importó GNL a altísimos precios, se importó fuel oil en condiciones superiores a las del mercado y se generó energía eléctrica con unidades de alto costo de rendimiento.

La falta de señales en la producción de gas natural obligó a retomar importaciones de gas de Bolivia, en un contrato de largo plazo que en ningún caso previó las consecuencias de una recuperación en la exploración y la producción de reservas no convencionales, que ya comenzaban a desarrollarse en otras latitudes.

La incongruencia de las medidas adoptadas

Frente a la situación de “crisis”, el sistema eléctrico pasó de un sistema marginal a un sistema de costos medios, sin tener en cuenta que dichos costos medios se incrementaban como consecuencia de las decisiones políticas que se adoptaban, lo que obligó a subsidiar todo el sistema. El costo anual de los subsidios al sector eléctrico ascendió aproximadamente a 150 mil millones de pesos.

Solo pensar que a finales del 2001 todo el costo del sector era trasladado al precio-tarifa que pagaban los clientes-usuarios nos muestra a las claras que durante el período 2003-2015 no existió política energética ni económica, y hoy algunos de los responsables vuelven a sonar como candidatos a las próximas elecciones nacionales.

La ruptura de la cadena de pagos es inadmisible para un mercado que funcionaba casi a la perfección, donde el índice de cobrabilidad mensual superaba el 95% y era posible financiar proyectos de generación con base en contratos a mediano-largo plazo o en función del precio spot esperado, toda vez que Cammesa cancelaba sus obligaciones a los 40 días. Se dictó la resolución 406/05 que creó las liquidaciones de venta con fecha de vencimiento a definir (LVFVD), que fueron una especie de pagaré sin fecha de cobro.

Las únicas inversiones genuinas que se realizaron fueron utilizando las mencionadas LVFVD, las que solo servían dentro del “corralito” del sector energético y con contratos a largo plazo con Cammesa, lo que permitía recuperar dos veces el valor de la inversión.

Existió un mercado de contratos, el que fue “suspendido temporariamente” para los agentes generadores, pero que habilitaba a Cammesa a contratar en nombre del mercado.

Las empresas generadoras pasaron de gestionar sus empresas a recibir el combustible —originariamente a cargo de Cammesa como proveedor de última instancia y luego como proveedor de única instancia— y percibir solo costos de operación y mantenimiento.

El cambio que el sector está aguardando

Como dije, no es posible recomponer en 3 años lo que se fue destruyendo en 12. El sector energético debe regularse de manera coordinada, conociendo las particularidades de cada eslabón de la cadena, pero entendiendo que funcionan de manera complementaria e interdependiente. El esfuerzo por sincerar las tarifas tiene consecuencias directas, pero no excluye la necesidad de recuperar el funcionamiento de los mercados energéticos, en donde la competencia de los actores puede contribuir a encontrar el equilibrio.

Se debe retomar el funcionamiento de los marcos regulatorios dispuestos por las leyes 24065 y 24076, eliminado los parches que se instrumentaron y que subsisten en la actualidad, en donde funcione el mercado y el Estado se ocupe de regularlo y controlarlo.

El periodista Andrés Oppenheimer, en su libro Cuentos Chinos, sostiene: “En los países que funcionan, los Congresos actualizan sus leyes periódicamente, pero una vez que lo hacen sus gobiernos las hacen cumplir. En los otros, las leyes son estáticas pero no necesariamente inflexibles. Mientras no se respeten las leyes y no exista confianza, los países no recibirán inversiones nacionales ni extranjeras, y tendrán que seguir endeudándose para mantener sus economías a flote”.

Espero que estas reflexiones sirvan de ayuda a definir una política energética y también de punto de partida a una recuperación del sector tal como sostiene la actual ley 24065. O en cualquier otro caso deroguemos la ley.

El teorema de Baglini sostiene: “Las convicciones de los políticos son inversamente proporcionales a su cercanía al poder”. Esperemos que esta administración sepa encontrar el punto de partida para comenzar a transitar la solución del problema energético en su conjunto.

Fuente: https://www.infobae.com/opinion/2019/03/26/reflexiones-para-la-reestructuracion-del-sector-energetico-de-la-republica-argentina/

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Informacion

Aumentos Tarifarios y Precios de Referencia del Gas Natural

Estimados Clientes,

En vistas de los anuncios públicos realizados el día de hoy, respecto a aumentos en materia de tarifas, por parte del estado nacional, se emite el presente comunicado a fin de clarificar la información relacionada a dichos aumentos, y en particular, a fin de explicar de forma clara como impactan los cambios tarifarios anunciados el día de hoy a cada uno de nuestros clientes.

Es menester aclarar que los cambios tarifarios expresados en el presente comunicado serán materia de aplicación al suministro correspondiente al mes de Agosto, dicho de otra manera, aplicados a las facturas a recibir en el mes de Septiembre del corriente.

Aumento en los costos de Energía

  • GUDIs:
    • Para los GUDIs nucleados bajo la órbita de EDESUR y EDENOR, serán eliminados la totalidad de subsidios al consumo y el costo de la Energía (Generación + Peaje) aumentará en torno al 54 %.
    • Para los GUDIs nucleados bajo la órbita otros distribuidores aún se desconoce la magnitud del aumento, y dependerá directamente de la normativa de distribuyan sus entres provinciales.
  • GUMEs y GUMAs:
    • Para los GUMEs/GUMAs nucleados bajo la órbita de EDESUR y EDENOR, el costo del Peaje (Factura de EDENOR y EDESUR) aumentará en torno al 25 %.
    • Para los GUMEs/GUMAs nucleados bajo la órbita otros distribuidores aún se desconoce la magnitud del aumento, y dependerá directamente de la normativa de distribuyan sus entres provinciales.

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Descenso del precio de referencia del Gas Natural destinado a Generación

Mediante la resolución 46/2018 el ministerio de energía de la nación modifico el precio de referencia del gas natural destinado a generación, llevándolo de 5,20 U$D/MMbtu a 4,20 U$D/MMbtu (lo que implica una reducción del 19 %). Esta medida impacta positivamente en sus costos de la energía, producto de que el parque generador de energía eléctrica de la republica argentina se compone de un 65 % de generación térmica, la reducción de un 19 % en el precio de su principal insumo (Gas Natural) conllevara un descenso del precio monómico de la energía.

  • GUMEs y GUMAs: Tomando como referencia un precio promedio proyectado anual para 2018 de en torno a los 73 U$D/MWh, el descenso del precio de referencia del Gas Natural destinado a generación haría descender el precio monómico de la energía en torno a un 7 %, ubicando el promedio anual en 68 U$D/MWh.
  • GUDIs: Si bien se ven impactados con un sustancial aumento, deberían esperar una baja en torno a los 140 $/MWh (pesos por megawatt hora), considerando el tipo de cambio actual.

 

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Información de Mercado

Shell aumentó el precio de sus naftas hasta un 6%

Shell anunció que desde hoy comenzó a implementar un incremento de hasta un 6% todos sus combustibles para las naftas y gasoil, producto del incremento del precio internacional del crudo y del reacomodamiento de valores de los biocombustibles.

Así, desde las 0 de hoy, las pizarras actualizaron sus valores. La segunda empresa de mayor peso en el mercado local de combustibles para el segmento minorista tendrá precios de $24,32 para la nafta súper, $28,42 para la nafta premium o V-Power, $21,47 para el diesel y $25,19 para el diesel premium.

El último aumento en el precio de las naftas de Shell había sido el 2 de diciembre último cuando subió el precio hasta un 6% promedio, por lo cual en 45 días la suba alcanza el 12%.

Desde octubre del año pasado, los precios de los combustibles se rigen por el mercado, luego de que el Gobierno dio por concluido de manera unilateral el acuerdo de precios que mantenía con las petroleras.

En el país, hay tres empresas que dominan el mercado de combustibles: YPF, con una participación en torno al 55% del total; Shell con 21% y Axion Energy con 12%, y el resto se reparte entre compañías menores.

 

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