Comercialización Profesional de Energía

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Informacion, Información de Mercado

Precios Mercado Electrico Mayorista GUMAS GUMES

Se mantiene la tendencia y los grandes usuarios siguen con precios finales de energía que no superan, en moneda local, a los precios observados en el 2012.

La buena disponibilidad de gas para generar energía, logra mantener anclados los sobrecostos transitorios de despacho, aún con muy baja generación hidráulica en la región del Comahue.

A continuación mostramos la evolución del precio monómico o comúnmente conocido como precio DTE.

En los que respecta a disponibilidad de gas para generar energía eléctrica se observa un crecimiento de mas de 3.5 MMm3/día con respecto al volumen medio del año 2012. Esta disponibilidad fue el sosten de los bajos precios de energía que afrontaron los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista.

Si bien el 2013 comienza con valores similares, la tempera del invierno será el factor crítico para los precios finales que deberán afrontar los consumidores.

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Vale abandona su proyecto en Argentina

Desde hacía más de seis meses, Vale, que es la segunda mayor empresa de Brasil y tiene al Estado como accionista, pedía soluciones al gobierno argentino por varios problemas. Entre ellos figuraban los aumentos de los costos locales, que seguían al dólar blue, mientras los capitales ingresados para las inversiones eran comprados por el Banco Central al tipo de cambio oficial.

El gobernador de Mendoza, Francisco “Paco” Pérez, dijo que se evalúa la posibilidad de que el emprendimiento sea continuado junto al Estado nacional, por intermedio de Enarsa, y pidió “paciencia” a los obreros. También se menciona la posibilidad de incorporar capitales locales y de atraer inversiones de Arabia Saudita.

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Los propietarios de las empresas proveedoras de servicios y alquiler de maquinarias comenzaron rápidamente a realizar gestiones para cobrar lo que Vale les adeuda y a iniciarle reclamos por caída de contratos y lucros cesantes. Obran contra reloj, sabiendo que tienen pocos días para plantear embargos, antes de que la empresa deje la Argentina.

Fuentes empresariales involucradas sostienen que muchos empresarios están seriamente afectados, ya que adquirieron maquinarias y equipos para prestar servicios y atender la construcción de la mina.

La obra entró en receso en diciembre por las fiestas de fin de año y nunca volvió a ponerse en marcha. En enero Vale dijo que buscaba soluciones y que por ello seguiría demorando la reanudación de los trabajos. Ya por entonces el gobernador Pérez amenazó con la quita de la concesión.

Todo parecía supeditado a que se solucionaran los problemas en la cumbre que iban a mantener las presidentas de Brasil, Dilma Rousseff, y de la Argentina, Cristina Kirchner, y que se postergó, por ahora sin fecha, por la muerte del presidente de Venezuela, Hugo Chávez.

Vale decidió no esperar a que se produjera el encuentro de las presidentas y decidió paralizar las obras “Quisiera creer que es una última posición de fuerza de los brasileños para tratar de arreglar la situación, pero parece difícil de creer que se tome una posición tan dura para luego dar marcha atrás”, dijeron dos empresarios involucrados.

El tema fue tratado ayer en la habitual reunión de directivos de la UIA, donde lamentaron que Vale se haya precipitado a tomar un decisión antes de que se reprograme el encuentro entre las mandatarias.

Entre los contratistas la opinión también es que la ruptura muestra el enorme deterioro que ha sufrido la relación bilateral con Brasil. “Ya ni Dilma quiere venir a hacer inversiones al país; el futuro es sombrío en la materia”, señalaron.

El proyecto de extracción de potasio para producir fertilizantes incluía, además de la mina en Mendoza, una vía férrea y una terminal portuaria en Bahía Blanca, y tenía previsto un costo de 6000 millones de dólares. Vale dice haber invertido ya unos 2200 millones.

Las autoridades nacionales y provinciales buscan desesperadamente una solución. “Hace un mes, cuando comenzaron las serias dudas sobre la continuidad del proyecto, Axel Kicillof nos prometió que tendrían una alternativa si Vale se iba, pero evidentemente no la tienen”, dicen los involucrados.

Fuente: La Nación Online

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Negociacion Electrica y Gas Natural Mayo 2013

Si tu empresa consume Energía Eléctrica o Gas Natural y los proveedores de servicios comenzaron a llamarte con incrementos de precios, nos dudes en consultarnos. Desde Energía y Mercados tenemos una solución que se adapta a tus necesidades sin incremento de costos.

Energía y Mercados conoce en detalle y realiza reportes estadísticos para el Mercado Eléctrico y el mercado de gas que a la empresa negociar efectivamente o formar parte del pool de compra y obtener beneficios significativos en las negociaciones contractuales. Consumidores firmes, interrumpibles, GUMAS, GUMES y otros disponen de reportes por especiales por cuenca o por campaña que les permiten negociar con su proveedor con más herramientas.

Si no sabes cuanto incrementó el costo del gas para tu mix de cuenca, llamanos.
Si no sabes que precio sobre el spot es razonable para un contrato de energía, consultanos.
Si negocias solo y no tenes referencia de precios, podés participar de nuestro pool de compra y obtener descuentos en tus negociaciones.

Tenemos tres vías de comunicación habilitadas para que la industria pueda acceder a este servicio.

011-49630937 y
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comercial@energiaymercados.com
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abajo a la derecha

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Continuan las bajas en el precio monomico de los grandes usuarios.

En arranque del año 2013, se mantienen la tendencias de precios el Mercado Eléctrico Mayorista donde se observan caídas del precio monómico, fundamentalmente por menores sobrecostos transitorios de despacho. Los Grandes usuarios de Energía vienen observando que sus facturas de Generador se redujeron a lo largo todo el 2012 y comienzan con la misma tendencia en el año 2013. Los motivos fundamentales radican en la mayor disponibilidad de gas para el sector con consumos que alcanzaron picos más de 60 MMm3/día. bolivia ya ha retomado la inyección normal y se ubican en volumen cercanos a los 16 MMm3/día.

Con respecto a la tendencia de costos, esperamos que para los próximos meses se mantengan los precios en niveles similares al 2012, o parcialmente inferiores, hasta el comienzo del invierno donde la temperatura y las lluvias del Comahue serán vectores claves para los sobrecostos transitorios de despacho.

A continuación se muestra la evolución de los Precios Monomicos.

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Autor: Ing. Diego Rebissoni director Principal Energía y Mercados

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Demanda Electrica Septiembre 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 Septiembre muestran un crecimiento del 3,1%. Para el mes de Septiembre observamos un crecimiento del orden de 2.2% por las altas temperaturas observadas en el mes detallado, donde el promedio para Septiembre se ubica en 14.2 grados y para el 2012 el valor ascendió a 15.6 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 9 meses del 2012.

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Analizando con mayor detalles, vemos se mantienen la reactivación sostenida en la demanda de los grandes usuarios mayores, donde el crecimiento para el periodo invernal se ubicó por encima del 3%. La actividad económica muestra señales de recuperación y este incremento arrastra mayores consumos de energía eléctrica en el segmento industrial.
En el siguiente gráfico mostramos el crecimiento para el sector de Grande usuarios Mayores y Grandes Usuarios Menores.

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Contexto Regulatorio y Subsidios – Septiembre 2012

El mercado espera latente los posibles cambios regulatorios a implementar sobre el sector energético. Si bien la empresas han presentado la documentación solicitada, en formato excel junto a otros requisitos, no existen aún novedades sobre cuáles serán los cambios y los impactos posibles en los diferentes actores de la cadena de valor.
El sistema cost-plus gana fuerza entre los rumores del mercado, pero su implementación es aun totalmente incierta.

Para citar algunos de los interrogantes,
Cuáles serán los regímenes de contratación involucrados? Generadores Base, Generadores Base y Plus o solo ventas al Spot? Como se determinarán los patrimonios sobre los que se medirá la rentabilidad de la empresas? La rentabilidad será contable o se considerará los cash flows operativos? Seguirá existiendo el mercado a término de contratación? Habrá diferencia entre los sectores que son monopolios naturales y los sectores que pueden competir?

Si bien podemos nombrar infinidad de interrogantes al respecto, el terreno es aún más incierto para el sector industrial, donde resulta muy difícil de predecir el impacto del cost-plus sobre el precio de la energía, quien será el proveedor y a que calidad de suministro accederá.

Los consumidores de gas natural y de energía eléctrica, que reciben aún el subsidio y son la gran mayoría del mercado, esperan posibles aumentos en sus costos debido a los enunciados del presupuesto nacional de recortes. No existe información concreta, pero en caso de darse una liberación completa detallamos el ranking de los usuarios con mayores impactos sobre sus tarifas finales y los motivos asociados.

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Costo Industrial de la Energia Electrica

En el siguiente articulo presentamos los posibles costos eléctricos a afrontar por la industria de acuerdo a el esquema regulatorio vigente y las características propias de su demanda.
En este análisis se omiten los costos asociados a la distribución de energía y el análisis se central se centra en la generación de energía.

Para simplificar el análisis partimos de tres tipos de clientes industriales, los cuales detallamos a continuación:
1- GUMA (Gran Usuario Mayor): Potencia > 1MW, Energía > 4380 MWh anuales. Este usuarios debe contratar como mínimo el 50% de su demanda con un generador de energía.
2- GUME (Gran Usuario Menor): 30kW < Potencia < 2 MW. Este usuario es obligado a contratar el 100% de su demanda con un generador. 3- GUDI (Gran usuario distribuidor): Compran su energía directamente distribuidor y no tienen relación con los generadores de energía salvo excepciones que detallaremos luego. Por cuestiones regulatorias provenientes de la Resolución 1281/06, estos usuarios pueden ser penalizados si consumen por encima de su demanda del 2005. Esta resolución aplica multas sobre el consumo excedente (consumo por encima del ano 2005) de 320$/MWh GUMAS/GUMES y 455 $/MWh para los GUDIS ademas de los costos asociados a la energía y los cargos asociados. Su demanda por debajo de este valor no tiene multa y es considerado demanda base, el cual difiere en precio para las tres categorías. Por otra parte, muchos usuarios buscan evitar la multa de energía contratando Energía Plus en el Mercado a Termino con un generador habilitado para proveer este tipo de servicio. Las condiciones actuales de oferta y demanda han llevado a que los usuarios deban pagar entre 75 US$/MWh y 82 US$/MWh por la energía plus. Este servicio ademas de ser menos oneroso que la multa cuenta con garantía de suministro en caso de restricciones en el sistema. Entonces, contamos con tres tipos de usuario, de las cuales existes dos tipos de consumo, base y excedente. La energía base es levemente diferentes en términos de costos para los usuarios GUMAS/GUMES, pero es mucho menor (por el subsidio al precio estaciona) para el caso de los GUIDS. En el caso de la energía excedente, se abren 2 posibilidades, pagar multa o contratar plus. Por lo tanto tenemos tres clientes, con dos tipos de energías, donde estas tienen un precio diferente para su demanda base y un precio asociado a su demanda plus según tenga o no contrato.

A continuación mostramos los costos de la energía para las posibilidades mencionadas.

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Algunas conclusiones del gráfico observado.
Los costos de los GUMAS / GUMES son similares, y estos usuarios afrontan la mayoría de los costos de operación del sistema interconectado nacional alcanzado valores próximos a 300$/MWh.
Para el caso de los Gudis (que no les han quitado el subsidio) el costo de la energía se ubica muy por debajo del costo de operación del sistema y en caso de perder el subsidio sus costos se triplicarían pasando de 88$/MWh a 290$/MWh.
En el caso de las demandas superiores al consumo 2005, la alternativa mas viable son los contratos de energía plus que en todos los casos se ubican debajo de las multas. Aquí, vale la pena concentrarse en el segmento GUDI, donde su multa es muy superior, pero si cualquiera de estos usuarios quiere reducir el costos de su multa contratando energía plus, deberá también contratar energía base con un generador y su precio pasa de 88$/MWh a 300$/MWh perdiendo el subsidio por su demanda inferior al año 2005, llevando a reducir los costos de la multa mediante la contratación de energía pero afronta mayores costos en su demanda base. Los GUDIS que cambian de esquema son solo aquellos que su demanda excedente se ubica en el 50% de su demanda total.

Autor: Ing. Diego Rebissoni