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Factura de la luz: nuevo reclamo de Mendoza a Nación por la “segmentación energética”

En los últimos días, el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE), recibió el padrón de usuarios a los que se les deberá aplicar una quita de subsidios, ya sea porque tienen niveles de ingresos superiores a las 3,5 canastas básicas, o porque superaron los 400 kw/hora de consumo y pertenecen a niveles de ingresos medios. Sin embargo, “faltan definiciones de procedimiento” que podrían atrasar un poco más la aplicación de la “segmentación energética” en Mendoza.

En concreto, quienes completaron el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) y fueron categorizados en el Nivel 1 deberán pagar el componente de la tarifa que se refiere al costo de la energía (kw/hora consumidos), con una quita del 20% del subsidio por lo consumido este mes. Lo mismo sucederá con el Nivel 2, pasado el primer bloque de consumo. Pero sin datos claros, aun no se ha instruido a las distribuidoras sobre cómo efectuar los nuevos cargos en las facturas.

“Mendoza es una de las provincias en donde se va a poder avanzar mejor con esto, en función de la buena relación con el EPRE y el funcionamiento de las cooperativas, pero, por ahora hay solo un principio de certezas que tiene que ver con las categorías (N1, N2 y N3), pero creemos que recién la próxima semana o la siguiente se va a poder terminar de ordenar el panorama”, explicó José Álvarez, titular de la Federación Argentina de Cooperativas Eléctricas.

Además, explicó que desde FACE, han mantenido reuniones con el subsecretario de Enegía Eléctrica, Santiago Yanotti, con la intención de aplicar el nuevo esquema de la mejor manera posible, y sobre todo, para evitar que quienes tienen tarifas subsidiadas por pertenecer a grupos de usuarios vulnerables, la conserven.

“En Argentina la energía se compra como se vende, es decir que, en función de como se vende se hace la declaración jurada de compra (las distribuidoras compran la energía a Cammesa, la mayorista, quien es la que les cobra, luego el precio con o sin subsidio); por lo tanto, se presentarán algunas dificultades en septiembre y octubre, y después en octubre y noviembre, quizás se acomode. No podemos conocer todavía los números de qué porcentaje de usuario está en cada categoría, porque se esperan correcciones”; agregó el titular de FACE.

NUEVA RESOLUCIÓN

Según explicaron desde el EPRE, lo último que publicó la Secretaría de Energía (Resolución 649/2022) reglamenta lo que se anunció en agosto pasado, en cuanto a topes de consumo (400 kwh/mes).

No obstante, y a pesar de que la semana pasada la Secretaría de Energía envió el padrón de usuarios (categorizados en distintos niveles), “todavía faltan definiciones de procedimiento, como el de reclamos vinculados al registro de los usuarios inscriptos”.

De esta manera, la aplicación de la segmentación tarifaria para la energía eléctrica continúa en análisis en Mendoza, hasta tanto se resuelvan todas las dudas que recaen sobre los datos recibidos.

EL PRECIO DE CADA KILOVATIO

En este esquema, se mantiene en vigencia la “Resolución EPRE 157/2022″, por la que se aprueba la aplicación de los nuevos precios estacionales para el componente de la tarifa “Costo de Abastecimiento” bajo jurisdicción nacional para el periodo entre el 1 de septiembre y el 31 de octubre de 2022″, pero se instruye a las distribuidoras a aplicar cargos a los usuarios del Nivel 1, como si se trataran de usuarios Nivel 2 (todavía con subsidios a pleno).

Familias que consumen hasta 299 kw (Residencial 1):

  • Con el esquema tarifario vigente hasta fines de octubre, hasta $157,24 como cargo fijo, y $6,67 como cargo variable (el costo de la energía);
  • y una vez que comience a correr la segmentación, los usuarios del Nivel 1, es decir, que tienen ingresos familiares que superan las 3,5 canastas básicas ($ 389.543), pero que consumen hasta 299 kw deberán pagar $9,16 por cada kilovatio consumido (quita parcial del subsidio).

Residencial 2, consumos de 300 kW a 599 kW por bimestre:

  • El cargo fijo será de $234,35 (se paga sin importar el consumo), y el variable de $7,99 por cada kilovatio;
  • y cuando se aplique la segmentación, quienes fueron incluidos en el Nivel 1, pero que no consumen más de 599 kw por bimestre, pasarán a pagar $10,37 por kilovatio (con una reducción en los subsidios).

Familias que consumen más de 300 kilovatios por bimestre (Residencial 3):

  • Cargo fijo $1.481, y $7,98 por kilovatio consumido
  • Con segmentación el Nivel 1 pasaría a pagar de cargo variable $10,36 por kilovatio y los usuarios del Nivel 3 (ingresos medios) $7,98 por los primeros 800 kilovatios del bimestre y $10,36 por cada excedente.

De todas maneras, desde el EPRE insistieron que en todos los casos el Nivel 1 pagará el importe considerado para el Nivel 3 (con subsidios plenos), hasta tanto no se reciban instrucciones claras para bajar a las distribuidoras.

“Los usuarios residenciales no tendrán variaciones en sus cargos tarifarios hasta que se disponga de los padrones correspondientes y demás normativa. Cualquier modificación de estas condiciones serán comunicadas”, indicaron desde el organismo.

AUMENTO A LOS COMERCIOS, NO A LAS GRANDES INDUSTRIAS

Quienes sí verán incrementos serán los usuarios no residenciales, con consumos menores a los 300 kW. Para estos, la Resolución de la Secretaría de Energía estableció una quita del 20% del subsidio del estado nacional al precio de la energía, cuyo impacto promedio es del orden del 18% producto de la quita parcial de subsidios para los consumos que se realicen a partir del 1 de setiembre.

Mientras que en el caso de las grandes industrias, es decir, los GUDIs (Demandas Mayores a 300 Kilovatios), estos ya abonan la tarifa plena (sin subsidio), y por lo tanto, se mantendrán los precios Estacionales vigentes.

AUMENTOS PARA LOS USUARIOS DE GAS NATURAL

Por otro lado, producto de la nueva segmentación tarifaria, los consumos de gas dejaron de estar subsidiados para una parte de los hogares argentinos desde el 31 de agosto.

En el caso del gas, el ítem que pierde el subsidio, el PIST, tendrá un aumento del 167% (en aquellos casos en los que se pierda la totalidad del beneficio). Sin embargo, al ser solo un componente entre varios, el impacto en la factura será menor. En conferencia de prensa se presentaron ejemplos de cómo se irá ajustando de modo gradual la factura promedio mensual del gas para cada nivel.

Así, un usuario de nivel 1, que hoy paga $1.650, deberá abonar $338 más en setiembre, $468 más en noviembre y $649 más en enero, con lo que la factura del inicio de 2023 llegará a los $3.105 mensuales (88% de punta a punta).

En cambio, a uno de nivel 3, que también paga una boleta promedio de $1.650, se le sumarán $115 en setiembre, $160 en noviembre y $221 en enero, para alcanzar los $2.146 mensuales el primer mes del año que viene (30% de ajuste sobre la factura final). Los de nivel 2 seguirán pagando los $1.393 actuales.

 

Fuente: https://www.losandes.com.ar/economia/factura-de-la-luz-nuevo-reclamo-de-mendoza-a-nacion-por-la-segmentacion-energetica/

 

 

 

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Generación distribuida: “crear” energía en casa para contribuir a la transición energética

Estamos habituados a trabajar desde casa con la computadora y el celular cargándose, mientras en el lavarropas se limpian las prendas sucias de la semana y se prepara un almuerzo en el horno eléctrico. Todas estas opciones son posibles gracias a la energía y hay dos formas de obtenerla: a través de la red tradicional de distribución o mediante el uso de paneles solares instalados en cada hogar.

¿Por qué en 2020 más argentinos se sumaron a la segunda opción? Porque esta alternativa produce menor generación de emisiones contaminantes, menor uso de la energía procedente de la red y menor gasto en la factura de electricidad.

Entre las múltiples definiciones existentes, se podría resumir que la generación distribuida implica un punto de generación de energía a partir de fuentes renovables (como la solar) que se conecta a la red de distribución. Ese punto puede ser una casa o una industria en la que los usuarios “pierden” la exclusividad de ese término y pasan a ser prosumidores. Es decir, son usuarios y generadores de energía a la vez: usan la energía procedente de los paneles (autoconsumo) y devuelven (inyectan) el excedente de energía que generan a la red.

Cómo funciona el sistema: el caso argentino

A fines de 2018, se reglamentó la ley que dio lugar a la creación del “Régimen fomento a la generación distribuida de energía renovable integrada a la red eléctrica pública” (ley 27.424) que le dio el marco normativo necesario a la generación distribuida en la Argentina. A medida que las provincias fueron adhiriéndose a la ley, varios usuarios buscaron convertirse en prosumidores.

Precisamente, en 2020 se triplicaron los usuarios-generadores respecto de 2019 y se registró un aumento interanual del 304 %, según informó la Secretaría de Energía argentina. Hasta fines de 2020, eran 12 las provincias adheridas a la ley con Córdoba liderando la cantidad de usuarios-generadores.

“Participé en el proceso que llevó a la ley y la única forma de llegar a un acuerdo con las distribuidoras fue que ellas le pagaran al usuario-generador el valor de la energía al mismo precio que ellas la compraban en el mercado mayorista eléctrico y eso era un valor muy chico para el usuario”, explica Marcos Naso, instructor del curso de Solar Fotovoltaica Distribuida de la Fundación Energizar y socio de la empresa especializada en energía solar Energe, y ejemplifica con cifras: “En un tarifario general promedio, un usuario residencial paga la energía entre $2,50 y $5,50 kilowatt/hora (kWh) y la distribuidora le compra la energía que el usuario inyecta a la red a más o menos a $2.00 el kWh”.

“El principal propósito de la ley es generar energía para el autoconsumo y, en el caso de tener excedentes, inyectar a la red”, subraya el experto. De hecho, la Secretaría de Energía de Argentina define a la generación distribuida como “el uso de fuentes de energía renovable para generar energía eléctrica destinada al autoconsumo y, a su vez, inyectar el excedente a la red de distribución”.

A diferencia de lo que se pudiera pensar, es en el autoconsumo donde se encuentra el mayor beneficio económico para el usuario-generador. ¿Por qué? Porque toda esa energía procedente de los paneles solares que utiliza equivale a energía que deja de usar de la red y, por lo tanto, de pagarle a la distribuidora. “El beneficio económico está más en lo que uno deja de comprarle a la distribuidora que en lo que uno pueda inyectar a la red”, explica Naso e ilustra con su propio caso: “En mi casa, salimos todo el día a trabajar y volvemos a la tardecita. No me serviría un sistema así, más allá de cualquier otro motivo por el cual uno decida instalar paneles solares”.

La instalación del sistema fotovoltaico apropiado en general no puede realizarse al azar. Ahí entran en escena los instaladores. “Uno de los principales desafíos es valorizar al instalador como parte integral e importantísima de las obras. En general, se asume que es un trabajo de baja calidad y conlleva mucha dedicación, herramientas y conocimientos continuamente actualizados”, explica Pablo Maril, técnico electrónico matriculado que les ofrece servicios de instalación a las empresas que venden los equipos, y reconoce lo que esto también implica para su profesión: “Como instalador, uno de los desafíos más importantes es estar actualizado, activo y tratar de ser competitivo sin resignar nunca la seguridad. Es un camino de continuo aprendizaje y capacitación porque hay mucha actualización de equipos”.

A ello, Naso le suma otras consideraciones necesarias: la evaluación del tipo de consumo del usuario, la ubicación posible de instalación y el hecho de que la factura de electricidad debe estar a nombre del cliente. ¿Es elevado el costo de la instalación de un sistema solar fotovoltaico para la generación distribuida? El socio de Energe reconoce que la inversión es cara y que tiene un período de amortización de entre ocho y 10 años, pero advierte: “El cliente no lo piensa en términos económicos, son clientes que quieren que la fuente de energía de su casa sea renovable”.

Luego de la consulta con un proveedor de equipos de generación distribuida o instalador calificado, se inicia un trámite a través de una plataforma digital para habilitar el equipo y convertir al usuario en usuario-generador.

Sea o no una coincidencia con la pandemia, Maril advierte que desde abril del año pasado han respondido a una creciente demanda de trabajo. “Nosotros que somos un pequeño grupo de trabajo, pasamos de que nos tomara 10 años en llegar a la instalación número 100 en diciembre de 2020, a hacer ya 25 obras en lo que va del 2021”.

Esta tendencia creciente durante la pandemia también fue advertida por Naso: “Al estar más tiempo en sus casas y trabajar desde allí, la gente empezó a invertir en ellas y ser más conscientes del consumo de energía que realizaban. Creo que fue una mezcla de factores que explica el aumento de la demanda de nuestras instalaciones”.

La media sanción del jueves pasado de la Cámara de Diputados de la provincia de Buenos Aires fue recibida con optimismo por referentes del sector. “Una vez que sea aprobada por el Senado provincial, se abrirá un mercado inmenso para la energía solar a pequeña y mediana escala. Son más de dos millones de nuevos usuarios residenciales y decenas de miles de pymes y establecimientos rurales que potencialmente podrán convertirse en usuarios-generadores”, expresó Juan Carlos Villalonga, exdiputado nacional por Cambiemos e impulsor de la Ley de Generación Distribuida.

¿Es posible contar con este sistema en altos edificios de ciudades como Buenos Aires? Naso cree que no, sino que pueden aprovecharse para el uso de energía en los SUM y en espacios comunes, lo que permitiría reducir los costos en las expensas.

Por qué la generación distribuida es importante en el contexto de la crisis climática

El sector energético es el que genera más emisiones de gases de efecto invernadero —que contribuyen  al cambio climático—  en la Argentina (53 %). Para que el país cumpla con sus compromisos asumidos en el Acuerdo de París y, como parte de una política internacional que busca limitar el calentamiento global,  se debe acelerar la transición hacia fuentes de energías más amigables con el ambiente.

Es en esa transición donde la generación distribuida puede tener su aporte. Así lo afirman y explican desde la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables: al usar menos energía de la red que procede de la quema de combustibles fósiles y reemplazar ese uso por energía procedente de una fuente renovable como los paneles solares, el usuario-generador contribuye a una menor emisión de dióxido de carbono (CO2, principal gas de efecto invernadero) de la energía usada.

La transición energética se ve acompañada de unas energías renovables cada vez más competitivas e, incluso, como la principal fuente que se mantuvo y creció durante el 2020 de la pandemia, según el último reporte de la Agencia Internacional de Energía. Y el hecho de que la solar sea la fuente de electricidad más barata de la historia –conforme la Agencia— repercute favorablemente en países con potencial como la Argentina. “Ya tenemos productos y precios a nivel mundial, es decir, sale lo mismo en Argentina que en cualquier parte del mundo y esa es una ventaja importante”, señala Naso.

Otros beneficios que subrayan desde la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables son el desarrollo de proveedores y servicios locales y la posibilidad en los hogares de gestionar mejor la energía. Sobre este último punto, Maril considera que la educación del usuario en eficiencia energética es lo más importante: “Esto no es como comprar un televisor o una computadora, es un sistema que debe cumplir con normas y condiciones de programación y funcionamiento. Son cuestiones algo técnicas que la población todavía no acostumbra manejar, pero empieza a haber mayor interés en el aprendizaje”.

¿Es todo color de rosas para la generación distribuida? No. Desde la Asociación enumeran algunas dificultades para seguir de cerca: la generación distribuida que va en detrimento de las distribuidoras porque, en general, los usuarios que se desconectan de la red son los mejores pagadores o los de mayor poder adquisitivo a nivel residencial; el congelamiento de tarifas que no ayuda al despegue del sistema y la ausencia de un medidor de energía por hogar, el cual es necesario para hacer un balance en el uso del sistema.

Quizás el mayor desafío —o tal vez oportunidad— estará, como señalan desde la Asociación, en ver cómo transformar la generación distribuida en una política de democratización de acceso a la energía. Es decir, que sea la oportunidad para incluir las zonas rurales aisladas con necesidades y a aquellos grupos que se encuentran por debajo de la línea de pobreza energética.

 

 

Fuente: https://ahoracalafate.com.ar/contenido/6249/generacion-distribuida-crear-energia-en-casa-para-contribuir-a-la-transicion-ene

 

 

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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

 

 

 

energiaynegocios.com.ar

La Cámara Eólica Argentina se reunió con el subsecretario de Energía Eléctrica

Autoridades y miembros de la Comisión Directiva de la CEA, entre los que se encontraban su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno participaron de una reunión de trabajo con el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo Richards.

En el encuentro, se trataron aspectos vinculados con el desarrollo actual de la industria eólica en su aspecto más amplio, ya que la CEA reúne a toda la cadena de valor eólica incluyendo a los generadores, que representan más del 70% de la energía eólica del país; a los principales tecnólogos; a los fabricantes más importantes de componentes; y a proveedores de servicios.

Durante la reunión se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector. En este sentido, el subsecretario afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”. Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.

Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.

Las autoridades de la CEA se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de Argentina respecto al Cambio Climático, y a la generación de más y mejor empleo local.

La Cámara Eólica Argentina fue creada a fines del 2017 como una asociación civil que busca favorecer el desarrollo y potenciación del sector eólico argentino. Actualmente agrupa a más de 20 empresas que ocupan diferentes lugares en la cadena de valor del sector y representan en su conjunto a más del 70% de la potencia instalada nacional.

Fuente:https://www.ambito.com/negocios/energia-eolica/la-camara-eolica-argentina-se-reunio-el-subsecretario-energia-electrica-n5182649

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El gobierno estudia quitar subsidios a grandes usuarios de energía eléctrica

Para ahorrar unos $ 35.000 millones, Energía evalúa quitar un beneficio para pequeñas industrias y comercios con consumo mayor a 300 kW de potencia. Restaría presión para aumentar tarifas a otros sectores

La Secretaría de Energía analizó en las últimas semanas eliminar los subsidios a la electricidad de grandes usuarios para ahorrar unos $ 35.000 millones y restar presión para un aumento de tarifas a otros sectores.

La propuesta, que todavía está en estudio y debe ser aprobada por Presidencia, apuntará a la demanda General no residencial que consume más de 300 kW de potencia, e incluye a pequeñas industrias y comercios.

Así lo confirmaron a El Cronista fuentes oficiales, aunque aseguraron que la idea aún estaba en análisis. Si finalmente prospera, solamente quedarán subsidiados los usuarios residenciales (hogares) y los comercios con menor demanda de potencia.

Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), la programación trimestral febrero-abril 2021 establece que el precio promedio por megavatio-hora (MWh) del sistema es de u$s 60,11 o $ 5692, que el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) paga a medias con el Estado nacional.

Los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), Menores (GUME) y la Autogeneración abona el precio completo, mientras que la Demanda General no Residencial con consumo mayor a 300 kW paga $ 3152 (55% del costo) y quienes utilizan menos de 300 kW destinan $ 2268 por MWh (el 40% del costo).

Puntualmente, Energía evalúa eliminar los subsidios a la Demanda General no residencial con consumo mayor a 300 kW (Grandes Usuarios del Distribuidor, GUDI), que utilizan en total unos 2828 gigavatios-hora (GWh) al año, o un 9% del total del sistema.
Con esta medida, los subsidios solamente se concentrarían en el 73% del sistema, mientras que grandes industrias, fábricas y comercios electro-intensivos pagarían el costo completo de la energía eléctrica.

A medida que se deprecia el peso frente al dólar, crecen las necesidades fiscales del Estado mientras se mantengan congeladas las tarifas, ya que los costos principales del sistema (gas para las usinas termoeléctricas y contratos renovables) están en dólares.

Por caso, los usuarios residenciales (hogares) abonan únicamente $ 2007 por MWh, el 35% del costo total.

Por esta vía se canaliza la mayor parte de los subsidios energéticos, presupuestados en unos $ 623.000 millones en total (1,7% del Producto Bruto Interno, PBI).

De acuerdo al informe de resultado fiscal que presentó la Secretaría de Hacienda, en enero de este año la asistencia financiera del Tesoro a Cammesa fue de $ 6954 millones, con un salto interanual de 55,2%, que superó ampliamente la inflación.

La empresa mixta que administra el sistema requiere cada vez más subsidios del Estado, ya que, por el congelamiento de las tarifas, las distribuidoras dejaron de pagar la energía y se financian con ese dinero.

Esa deuda ya trepó por encima de los $ 140.000 millones y será negociada en los próximos meses con las autoridades energéticas, con la oferta de planes de pago en hasta 60 cuotas con seis meses de gracia y la ejecución de inversiones prioritarias.

A diferencia del caso del gas (ver aparte), la Secretaría de Energía no definió hasta ahora una convocatoria a audiencia pública para analizar los costos del mercado eléctrico mayorista, su pasaje a tarifas y la porción que asumirá el Estado mediante subsidios.

Y como el sector tiene regulación provincial (excepto en el transporte de energía y la distribución en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano, donde controla la Nación), algunos gobernadores ya avanzaron por su cuenta en aumentos de tarifas.

Tal es el caso de Salta (Edesa), Tucumán (Edet), Chaco (Secheep) y Mendoza (Edemsa), donde la negociación es con el poder provincial.

 

 

Fuente: https://www.runrunenergetico.com/el-gobierno-estudia-quitar-subsidio-a-grandes-usuarios-de-energia-electrica/

 

 

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El Gobierno ajusta promesa de campaña que costó $ 26.000 millones a las eléctricas

El secretario de Energía, Darío Martínez, se reunió este martes con los directivos de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (AGEERA) para empezar a descongelar los precios mayoristas que se le remuneran a las centrales que no tienen contrato vigente y que quedaron pesificadas bajo los términos de la Resolución 31/2020.

Esta negociación es vital para tener disponibilidad de energía a mediano y largo plazo, ya que estas plantas térmicas e hidroeléctricas afectadas en febrero del año pasado por el congelamiento de los ingresos tienen más de 10 años en servicio y van quedando inutilizables si no se reponen sus componentes.

A pesar de ser de las más eficientes del sistema, requieren mantenimientos constantes. Por el momento, la disponibilidad del parque térmico fue de 82% para todo 2020, con un 76% para las turbinas de vapor, 81% para las turbinas de gas y 87% para los ciclos combinados.

La mayor parte de los insumos de las termoeléctricas tienen costos dolarizados. Cada mantenimiento de las unidades necesita unos u$s 25 millones en promedio y las empresas, según AGEERA, no logran cubrirlo con estos niveles de ingresos.

Cualquier decisión que tome el Gobierno no tendrá un impacto directo en la tarifa que se les cobra a hogares y comercios.

Las centrales que perciben remuneración mediante el esquema de la Resolución 31 generan el 60% de la energía total del sistema pero representan apenas un 4,5% del costo, que promedia los u$s 63 por megavatio-hora (MWh), dijeron fuentes del mercado a este diario.

El Tesoro Nacional podría asumir el costo de aumentar el precio mayorista de la energía a través del desembolso de más subsidios, aunque la idea del ministro de Economía, Martín Guzmán, es mantener estas transferencias en un 2,2% del Producto Bruto Interno (1,7% para energía y 0,5% para transporte público).

El conjunto de los usuarios (residenciales, comercios e industrias) cubren el 54% del costo total del sistema eléctrico, mientras que los subsidios del Estado aportan el 46%. En los hogares, el porcentaje de cobertura es menor, y seguirá bajando con la depreciación del peso.

En la reunión de ayer, los ejecutivos de las empresas eléctricas presentaron una propuesta que guardan bajo estricto secreto, pero que según pudo saber El Cronista rondaría el 36% de aumento, en línea con la inflación anual y la fórmula de ajuste de la Resolución 31, suspendida por el ex secretario de Energía, Sergio Lanziani.

Es decir, que para el conjunto del sistema, incrementar los pagos por esta vía significaría un alza de hasta 1,6%.

Esto facilitaría a firmas como AES, Enel, Central Puerto y Pampa Energía el acceso a fondos para invertir en la reposición de insumos en las plantas térmicas como Costanera y Dock Sud, centrales de alto valor para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ya que permiten operar en días de alta demanda eléctrica en verano e invierno, afirmó el director de Generación de una empresa.

De acuerdo a lo que comunicaron desde AGEERA hace 10 días, estas empresas perdieron unos $ 26.000 millones por la aplicación de la Resolución 31, que pesificó y bajó entre un 25% y un 45% el pago a centrales termoeléctricas e hidroeléctricas.

En ese texto, denunciaron que está “en riesgo el normal abastecimiento eléctrico del país“.

En otros términos, y según los balances que presentaron estas compañías a la Comisión Nacional de Valores (CNV) y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA), los ingresos de las generadoras afectadas cayeron entre un 30% y un 45% por esta normativa, que reemplazó a la Resolución 1/2019, cuando el último secretario de Energía del macrismo, Gustavo Lopetegui, redujo la remuneración a las centrales sin contrato con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta manera de operar fue la que encontró tanto el macrismo como el kirchnerismo para bajar el costo del sistema eléctrico sin romper contratos y eludir la posibilidad de que el Estado enfrente costosos juicios en tribunales internacionales.

Mucho más complicado y ya por fuera de la ley hubiese sido alterar la remuneración a centrales de energías renovables (que en el Gobierno entienden que tienen un alto costo en dólares) o a las que entraron con las resoluciones 21/2016 y 287/2017, entre ellas algunas de Albanesi, MSU y Araucaria Energy.

Las conversaciones por el momento no están avanzadas. La reunión de ayer sucedió a un encuentro que mantuvieron autoridades y directivos de las eléctricas hace dos semanas.

Participaron el martes el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, y el subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Santiago Yanotti, por el lado del Gobierno y Gabriel Baldassarre (presidente y representante de AES en AGEERA), Jorge Ravlich (vicepresidente; YPF Luz), Gabriel Ures, Rubén Turienzo y Santiago Patrón Costas (miembros del directorio y delegados de Central Puerto y Pampa Energía), por el lado de las firmas privadas.

Fuentes al tanto de la reunión comentaron que el Gobierno podría ofrecer alguna definición hacia mediados o fines de febrero. Resolver esta cuestión ya estaba en la mente de los funcionarios, como contó El Cronista el pasado 31 de diciembre.

La desdolarización (pesificación) de la energía fue una de las promesas de campaña del presidente, Alberto Fernández, que se cumplió a medias.

Por caso, los contratos del Plan Gas 2020-2024 se establecieron en dólares y el Estado nacional cubrirá con subsidios la diferencia entre los u$s 2,30 por millón de BTU que pagan los usuarios de sus bolsillos y los u$s 3,50 que perciben las petroleras por abastecer a las distribuidoras y a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).

PAMPA ENERGÍA, LA MAYOR GENERADORA PRIVADA

Por tercer año consecutivo, Pampa Energía lideró la generación de energía eléctrica en la Argentina, con 16.469.654 MWh entregados al sistema, que equivalen al 12,3% del total producido a nivel nacional.

Esta cifra fue alcanzada a través de las 9 centrales termoeléctricas, 3 centrales hidroeléctricas y 3 parques eólicos que Pampa opera en distintos puntos del país, comunicó la empresa.

En comparación con el año anterior, la generación de Pampa aumentó un 6%. “Mucho tuvo que ver con este hito la inauguración en junio de 2020 del segundo Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, ubicada en Marcos Paz, Buenos Aires, que se transformó en una de las más grandes y eficientes del país, con una potencia instalada de 1243 MW”. Para ese proyecto, Pampa Energía invirtió u$s 320 millones.

 

 

Fuente:  https://www.cronista.com/economia-politica/desdolarizacion-de-la-energia-el-gobierno-ajusta-promesa-de-campana-que-costo-26-000-millones-a-las-electricas/https://www.cronista.com/economia-politica/desdolarizacion-de-la-energia-el-gobierno-ajusta-promesa-de-campana-que-costo-26-000-millones-a-las-electricas/

 

 

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En marzo subirían tarifas de energía

El titular de la Superintendencia de Servicios Públicos y Otras Concesiones (Susepu), Héctor Simone, en declaraciones radiales informó que está previsto un aumento en las tarifas de energía eléctrica en Jujuy para marzo, en consonancia con la disposición nacional de descongelar las mismas.

En ese sentido, el funcionario señaló que se trabaja con la empresa a cargo de la distribución (Ejesa) para llegar a un aumento consensuado, “que no afecte a los usuarios y tampoco” a la concesionaria.

Agregó que se está discutiendo con la citada empresa cuál sería el porcentaje de aumento tarifario, ya que hay que cubrir costos operativos de producción, distribución y morosidad que ronda el 65%, según detalló.

Llamó la atención que Simone anticipara que para fijar el aumento no se llamara a audiencia pública. “En el mes de marzo se daría un aumento en las tarifas de energía eléctrica acordado ya con la empresa, de forma temporal o provisoria hasta que se realice la audiencia pública”, que sería recién a finales del 2021. “Allí se estudiará el sistema que permitirá saber con precisión cuáles son los costos y cuál tendría que ser la actualización de los precios”, finalizó señalando el titular del organismo de control de los servicios de energía y agua potable.

Fuente: https://www.eltribuno.com/jujuy/nota/2021-1-28-19-0-0-en-marzo-subirian-tarifas-de-energia

 

 

 

Información de Mercado

Distribuidoras de energía eléctrica aseguran que realizaron obras y que no habrá mayores cortes este verano

Las empresas distribuidoras de energía eléctrica aseguraron este martes que se invirtieron más de $50.000 millones en 2020 en obras de mantenimiento y mejora de las redes, por lo que afirmaron que “no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas” y pidieron rever tarifas de cara a 2021.

Así lo expresaron a través de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (Adeera) en un comunicado en el que se destacaron las obras que se realizaron en el sistema eléctrico pese a las restricciones impuestas por la pandemia y el congelamiento tarifario.

“A la fecha, se puede asegurar que se logró prestar exitosamente el servicio en todas las jurisdicciones del país. Es así que entre todas las empresas invirtieron más de 50.000 millones de pesos en 2020, privilegiando las redes y su operación por sobre otras obligaciones”, sostuvo la entidad empresaria.

En esa línea, agregaron que “las distribuidoras tomaron deuda y postergaron otras obligaciones para realizar obras de mantenimiento y mejora de las redes; esto implica que no deben esperarse mayores cortes que los que resultan habituales en los días de altas temperaturas”.

Luego de destacar las obras de mantenimiento y mejoras, las empresas también expresaron su preocupación por la eventual extensión del congelamiento de tarifas.

El pronunciamiento sectorial se produce luego de que el 17 de diciembre pasado, el presidente Alberto Fernández firmara el Decreto 1020, que habilitó la renegociación tarifaria de la luz y el gas, que tendrá al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) al frente del proceso.

Esta decisión -en base a la lectura de las distribuidoras- puede significar que en el corto plazo no se autoricen ajustes en las tarifas de electricidad.

“Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requeridas por los usuarios, como así también para sostener la operación de los más de 450.000 km de redes que existen actualmente en nuestro país, lo que involucra a más de 80.000 personas que trabajan directa e indirectamente para prestar el servicio”, expresaron en un comunicado.

 

 

Fuente: https://www.ambito.com/obras/distribuidoras-energia-electrica-aseguran-que-realizaron-y-que-no-habra-mayores-cortes-este-verano-n5162092

 

Información de Mercado

El consumo de energía eléctrica cayó 4,6% interanual en julio

La consumo de energía eléctrica en todo el país cayó 4,6% interanual en julio, y sumó once meses consecutivos en baja, informó la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (Fundelec).

La entidad señaló que continúa la tendencia recesiva de los últimos cuatro meses de 2018 y de los siete meses del presente año, que representa una fuerte caída global en el consumo de 6,6 por ciento.

La baja registrada en julio, según Fundelec, se generó pese a que el consumo del mes se ubicó entre los seis mejores registros de la historia en términos nominales.

Durante julio, la demanda neta total del Mercado Eléctrico mayorista (MEM) fue de 12.029,4 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2018, había sido de 12.603,9 GWh1. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de 4,6 por ciento.

A contramano, se registró un importante crecimiento intermensual de carácter estacional, que llegó al 12,9%, respecto de junio de 2019.

Del consumo total de este mes, el 47% perteneció a la demanda residencial, mientras que el sector comercial representó 27% y el industrial 26%.

También, en comparación interanual, la demanda residencial descendió un -7,6%, mientras que la comercial bajó -0,4% y la industrial cayó un -2,5%, detalló Fundelec.

En cuanto al consumo por provincia, en julio, 24 fueron las provincias y empresas que marcaron descensos: Catamarca (-44%)3, Jujuy (-19%), Tucumán (-11%), La Rioja (-11%), Santiago del Estero (-10%), San Juan (-9%), San Luis (-9%), Misiones (-6%), Córdoba (-6%), Salta (-6%), Chaco (-5%), Entre Ríos (-5%), Corrientes (-4%), La Pampa (-4%), Santa Cruz (-4%), EDELAP (-3%), Formosa (-3%), Chubut (-3%), Mendoza (-3%), Neuquén (-3%), EDEN (-3%), Santa Fe (-1%), entre otros.

En tanto, 2 empresas y una provincia registraron un ascenso: EDES (6%), EDEA (1%) y Río Negro (1%).

En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de jurisdicción nacional (Capital y Gran Buenos Aires, que totalizaron un descenso conjunto de 5%, los registros oficiales indicaron que Edenor tuvo un decrecimiento de -5,9%, mientras que en Edesur la demanda descendió un -3,8%.

La temperatura media de julio fue de 11.7 °C, mientras que en el mismo mes del año anterior fue 10.8 °C, y la histórica del mes es de 11.1 °C.

Por último, el informe reveló que la participación de la importación a la hora de satisfacer la demanda “sigue siendo baja”.

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fuente: https://www.infobae.com/economia/2019/08/22/el-consumo-de-energia-electrica-cayo-46-interanual-en-julio/}

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Energías Renovables

Sancionada la ley 27.191, conocida como la ley de energías renovables o ley Guinle, se establecieron planes de fomento a la instalación de potencia proveniente de energías renovables, como a su vez, un ambicioso plan de participación de las mismas dentro de la matriz energética. Dicha ley trajo aparejada la obligación (a grandes usuarios) de adquirir determinados porcentajes, los cuales aumentan con el correr de los años, de energía renovable para su consumo.

Los usuarios tienen la opción de adquirir dicha energía celebrando contratos directamente con generadores renovables, o a través de CAMMESA, mediante el denominado programa de compras conjuntas. Las compras conjuntas de CAMMESA corresponden a contratos celebrados por CAMMESA con generadores de energía provenientes de fuentes renovables con el objetivo de alcanzar los porcentajes de participación de energías de fuentes renovables establecidos en la ley 27.191.

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Lejos hoy, de contar con generación proveniente de fuentes renovables dentro de los porcentajes establecidos por la ley, los contratos celebrados para contar con suministro a partir de 2020 aumentan de manera exponencial, en primera instancia para dar cumplimiento a la norma, y luego por un factor económico disruptivo para el mercado actual. Los precios ofrecidos en contratos a 10 años por generadores renovables rondan los 58 U$D/MWh, lo que puede llevar a la industria, de optar por adquirir energía mediante este mecanismo, a ahorrar en el orden de 20 U$D/MWh (28 %), con el precio claro está de la incertidumbre antes plazos contractuales tan extensos.

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Fuente: CAMMESA.

De cara al futuro se prevé que el auge de la generación renovable (y sus bajos costos) tengan un impacto positivo en el precio de la energía. A medida que el parque generador cuente con mayor participación de energía verde su precio debería tender a la baja, lo que hace que la energía proveniente de fuentes renovables sea conveniente no solo por su impacto positivo (o no negativo) en el medio ambiente, sino además por sus bajos costos.

A medida que se vayan incorporando nuevos proyectos a la red, la complejidad del despacho ira en aumento, teniendo en cuenta que la generación ya no dependerá del combustible si no, en muchos casos, de las condiciones climáticas.

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Fuente: CAMMESA.

Como puede apreciarse, la realidad aún dista mucho de lo establecido en la ley, pero su desarrollo a corto y mediano plazo es muy prometedor.

  • Hoy en día pueden celebrarse contratos de energía renovable a 1 año a precios similares a los de CAMMESA.
  • Los contratos a 5 y 10 años permiten alcanzar ahorros unitarios significativos.
  • Los contratos a mediano y largo plazo garantizan el suministro a partir del 01/01/2020.
  • La capacidad de transporte está cerca de su límite, por lo que futuros proyectos deberán incorporarse una vez finalizado el plan de expansión de transporte.
Informacion

Aumentos de Precios

La semana pasada se conoció que a partir del 1 de Noviembre, el precio de la energía pasara de 240 $/MWh a 480 $/MWh. Cabe destacar que dicha modificación poco influirá en el precio monómico, ya que dicho aumento provocara la disminución de otros conceptos, como los Sobrecostos Transitorios de Despacho, pero trae aparejado un gran impacto a los usuarios que consumen por encima de su energía base.

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Producto de dicha modificación, aumentara considerablemente el costo total que deben afrontar los grandes usuarios por la energía excedente, beneficiando así el análisis de break even para la contratación de energía PLUS (Asumiendo como precio de contratación 70 U$D/MWh, precios que se ven hoy en el mercado).

La penalidad por consumir más energía que la consumida en el año 2005 (denominada “Energía Base”) se compone de un monto fijo, hoy establecido en 1200 $/MWh (hasta hace unos pocos meses dicha penalidad se encontraba en los 600 $/MWh, cuyo monto se duplico previo a la salida del ex ministro de Energía), más cargos, los cuales pueden visualizarse en la gráfica a continuación.

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Puede apreciarse como el aumento del precio de la energía afecta directamente a la mencionada penalidad (“Energía Excedente”) e implícitamente insta a los usuarios a contratar dicha porción de energía con un generador por conveniencia económica, y no adquirirla directamente de CAMMESA.

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Energía Eléctrica en la República Argentina

Entre tanto se acerca el verano y los grandes usuarios aguardan por la baja estacional en los precios de la energía, la devaluación sorprende y derriba todas las previsiones que conducían a una sustancial baja en los precios de energía eléctrica.

Mientas las previsiones situaban el precio promedio anual de la EE en torno a los 70 U$D/MWh para este 2018, producto principalmente de la baja en los precios de referencia (PIST) del gas natural para la generación de energía eléctrica, la ajustes de meses previos, producto de la devaluación arremetió contra todo pronóstico. Esto llevo el precio monómico 8 U$D/MWh por encima  de los previstos 65 U$D/MWh para el mes de Septiembre, finalizando en 73 USD/MWh.

 

Energia base dolares

Puede apreciarse, en la gráfica anterior, como el año comenzó con precios que rondaban en promedio los 75,5 U$D/MWh, transitando luego los meses de invierno, donde se suplanta el gas de usinas térmicas (ante la indisponibilidad del fluido por aumento de la demanda prioritaria) por combustibles líquidos, lo cual encarece notablemente la generación, y por consiguiente, la energía eléctrica.

Al modificarse el sendero de precios acordado por el ahora ex ministro de energía Juan Jose Aranguren, y reducir en promedio 1 U$D/MMbtu el precio del gas natural destinado a la generación de energía eléctrica, se esperaba una baja sustancial en el precio de la energía eléctrica, ya que el 65 % del parque generador de energía emplea dicho combustible para su normal operación.

En el mes de Agosto, producto en primera instancia de un factor estacional, sumado a la baja del precio (y mayor disponibilidad) del gas natural y un significativo restraso en el TC ya que CAMMESA abona a un plazo de 75 días, se observó un notable descenso en el precio monómico, siendo para dicho mes de 62,5 U$D/MWh

Entre tanto los precios de energía comenzaban a descender, la macroeconomía hizo su aporte (negativo por supuesto), al producirse una devaluación del orden del 50 % en la moneda, lo que impacto directamente en el precio de la energía para el mes de Septiembre. Al producirse una devaluación de tal magnitud, CAMMESA se ve obligado a abonar notas por diferencia de cambio en sus contratos de energía, lo que automáticamente traslada a usuarios a través del precio monómico. Para el mes en cuestión, CAMMESA debió abonar notas de débito por un monto cercano a los 4.000 millones de pesos, lo que se tradujo en un aumento de aproximadamente 8 U$D/MWh en el precio monómico del mes de Septiembre.

Energia base pesos

Información de Mercado

CAMMESA abrira licitacion para la generacion de energia electrica a partir de biodiesel

http://energiaytransporte.com.ar/Noticias/Energia/Renovable/Renovable-2016-04-Abril/CAMMESA-abrira-licitacion-para-la-generacion-de-energia-electrica-a-partir-de-biodiesel.html

Próximamente la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) abrirá licitación para que industriales entreguen biocombustible a centrales térmicas. La medida genera expectativa en el sector.
(Energía Estratégica) – Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico evalúa lanzar licitación para que empresas productoras de biodiesel abastezcan centrales térmicas.
Según fuentes del sector, próximamente habría una primera licitación por un pequeño volumen de biodiesel, destinado a iniciar ensayos de generación de energía eléctrica, y luego otro proceso más importante.
“Creo que este año será de transición y por cierto, es importante que se comience a cumplir con la obligación de corte que tiene el sector eléctrico, consistente en incorporar un 10 por ciento de biodiesel a todo volumen de gasoil que se consuma”, señala Claudio Molina, director ejecutivo de la Asociación Argentina de Biocombustible e Hidrógeno.
Por su parte, Luis Zubizarreta, presidente de la Cámara Argentina de Biocombustibles (CARBIO), manifiesta que en principio es “muy positivo que se tomen medidas de este tipo”.
No obstante, el empresario remarca que habrá que tener en cuenta dos factores esenciales para el éxito de esta medida: cómo se instrumenta y cómo hacer para que efectivamente el sistema funcione.
Recuerda que durante el año pasado, la anterior gestión dirigió esfuerzos en ese sentido pero no obtuvo buena respuesta del sector empresario. El problema se situó en la relación calidad precio, ya que se exigía una mayor calidad del biocombustible que la utilizada para el rubro automotor a un precio que no representaba los costos. Sólo 2 empresas se presentaron a la licitación para abastecer un cupo de nada más que 70 mil toneladas de biodiesel.
“Hemos mantenido reuniones con funcionarios del Ministerio de Energía y Minería para hablar sobre este tema y estamos trabajando para su desarrollo”, cuenta Zubizarreta.

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Bolivia exportara energia electrica a Argentina y Brasil

Fuente: Diario BAE

Bolivia exportará en los próximos meses 1.000 megavatios de energía eléctrica a Argentina, anunció ayer el presidente boliviano Evo Morales.
Morales explicó que el excedente de la generación de energía eléctrica será vendido al vecino país por la estatal Empresa Nacional e Electricidad (ENDE). También anticipó que Brasil requiere comprar uos 8.000 megavatios.
“En las próximas semanas se firmará (un convenio) para exportar 1.000 megavatios a Argentina, y Brasil nos está pidiendo 8.000 megavatios”, dijo Morales.

Bolivia tiene un consumo interno de unos 1.300 megavatios y el excedente será vendido a países vecinos.
La estatal ENDE deberá establecer los precios de la energíaeléctrica que se exportará inicialmente al norte de Argentina, según el decreto promulgado el pasado 30 de septiembre.
Bolivia y Argentina establecieron en julio un acuerdo inicial para la construcción de la línea de transmisión de 500 kilovatios, que unirá la localidad de Yacuiba (Bolivia) con Tartagal (Argentina).
La segunda etapa proyecta ampliar esa línea de transmisión hasta la localidad de San Juancito, de la provincia argentina de Jujuy.
Morales quiere convertir a Bolivia en el futuro centro energético del cono sur con la generación de energía eléctrica a través de hidroeléctricas, termoeléctricas y el sistema eólico. Bolivia busca exportar a más países de la región por la caída de los precios del petróleo en el mercado internacional, que incide en los ingresos que obtiene Bolivia por la exportación del gas natural. En este sentido, el Gobierno avanza en la exportación de GLP y electricidad a los países vecinos, con los cuales se tienen firmados acuerdos energéticos.
Bolivia tiene firmados acuerdos energéticos con Argentina, Brasil, Paraguay y Perú para la compra-venta de energía eléctrica y GLP.

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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

Información de Mercado

Argentina Exporta Energia a Brasil

Fuente ABC:
http://www.abc.com.py/edicion-impresa/economia/por-cuarta-vez-en-el-mes-argentina-exporta-energia-de-yacyreta-a-brasil-1409740.html

El sector operación de la central hidroeléctrica Yacyretá informó que desde las 21:00 del jueves 17 hasta las 23:00 del viernes 18 concretaron una nueva exportación de energía desde el sistema argentino al Brasil. Se trata de la cuarta en lo que va del mes. La Cancillería fue informada.

Mientras todavía aguardan el informe oficial que pidieron al Gobierno argentino de la primera operación, registrada el día 2 de este mes; una cuarta exportación al mercado brasileño de la energía generada en Yacyretá de concretaba el último fin de semana, según comprobaron técnicos independientes en los flujos de potencia activa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Argentino (Cammesa). La operación comprometió un promedio de 509 MW, cuya energía asociada fue transferida desde la estación Santa María (Argentina) a la de Garabí (Brasil). La versión fue confirmada ayer por el subjefe del departamento Técnico de la EBY, Ing. Gabino Fernández, quien añadió que las autoridades paraguayas estaban en conocimiento de lo ocurrido.

Sin embargo, la noticia trascendió gracias a que técnicos paraguayos fueron alertados de la operación, y solo posteriormente fue reportada oficialmente.

La primera exportación en el mes se registró el miércoles 2, con un promedio de 400 MW; la segunda, el domingo 6, con 500 MW; la tercera, el martes 8, con 526 MW y la cuarta, el viernes 18 con 509 MW, en promedio.

Hasta el momento, la única explicación recibida fue la del Centro de Operación de Cammesa, la cual indicó que se trata de operaciones de intercambio entre ambos países. La embajadora argentina en Paraguay, Ana María Corradi, a su turno, descartó que la energía de Yacyretá esté involucrada en la operación, y que sea una transacción comercial.

El Tratado no admite la venta a un tercer país, que en su Art. XIV consagra que “la adquisición de electricidad de Yacyretá será realizada por A y E (actualmente Ebisa) y por ANDE, las cuales podrán hacerlo por intermedio de las empresas o entidades paraguayas o argentinas que indiquen”. El Art. XIII aclara que Argentina solo tiene preferencia para adquirir el excedente paraguayo en Yacyretá y no una empresa brasileña.

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Información de Mercado

Se mantiene la Oferta Local de Gas Natural. Menos Cortes en el sector.

Como todos los meses, analizamos nuevamente la oferta de gas natural para los consumidores locales y con especial énfasis en el sector industrial . Se observa que se mantiene la tendencia de los últimos meses, donde la producción total local crece levemente con respecto a 2013, producto de incrementos en la cuenca neuquina pero atenuados por caídas en la oferta desde el Sur y la cuenca norte. En la próxima tabla, se muestra la inyección para las diferentes cuencas del país, junto a las importantes del GNL y gas de Bolivia.

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Como se observa en la tabla, es notable la reversión de la tendencia en la producción local, donde en los últimos años las caídas superaban el 5% y hasta Julio 2014, el aumento es del 0.8%. La disponibilidad total, incluyendo importaciones, crece a un ritmo similar al 2013, y cercano al 2%.

Como detalle positivo, mostramos la evolución de la inyección de la cuenca Neuquina, donde los proyectos convencionales y no convencionales de YPF han motorizado la oferta en dicha cuenca.

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Otro dato que no podemos dejar de detallar, son las importaciones de Gas Natural, la cuales muestran incrementos moderados para el gas del Bolivia (Enero-Julio vs. Enero-Julio2014 +12.5%) y pequeñas reducciones en el GNL (-0.8%).

A continuación mostramos la evolución de ambas importaciones con detalle mensual frente al 2013.

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Los efectos de mayor disponibilidad de gas y las altas temperaturas promedios desde el 15 de Julio, han mejorado la disponibilidad de gas para el sector industrial, reduciendo notablemente los días de cortes, que habían arrancado con mucha frecuencia en los meses de mayo y junio.

Director Comercial: Ing. Mauricio Golato.

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PAE, muy cerca de comprar activos de Petrobras en Neuquen

Fuente: El Inversor

PAE, muy cerca de comprar activos de Petrobras en Neuquén

Tras cancelar a último momento la venta del 51% de su paquete accionario al empresario Cristobal López, Petrobras está cerca de reactivar su disposición de desinvertir en la Argentina. Lo hará, sin embargo, con una nueva estrategia: en lugar de desprenderse de un porcentaje del conjunto de sus activos en el país, como estaba previsto en la anterior tratativa con Oil, negociará con cada comprador la venta por separado de los distintos activos de la compañía. Bajo esa premisa, está muy cerca de transferir a Pan American Energy (PAE), la segunda petrolera del país, el área Río Neuquén, ubicada en la provincia homónima, muy cerca de la capital. Así lo confirmaron a El Inversor Online una fuente privada y un funcionario provincial al tanto de la operación. Río Neuquén tiene una oferta mayoritariamente gasífera, aunque no integra el lote de los bloques más productivos de Petrobras. En junio de este año, aportó 120 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo y 850.000 m3/d de gas, según datos del IAPG. Sí es una de las áreas con mayor potencial en cuanto a la explotación no convencional de hidrocarburos. Petrobras perforó allí dos pozos exploratorios en la formación Vaca Muerta para evaluar el rendimiento del campo. Para los hermanos Carlos y Alejandro Bulgheroni, que a través de Bridas Holding -están asociadas en partes iguales con la china Cnooc- controlan el 40% del paquete accionario de PAE (el 60% restante está en manos de BP), Río Neuquén tiene un valor estratégico dado que está emplazada inmediatamente al sur de Lindero Atravesado, el único campo de la petrolera en la cuenca Neuquina. La sinergia entre ambas áreas permitirá robustecer la operatoria de PAE en el distrito gobernado por Jorge Sapag, uno de los objetivos de los Bulgheroni para la próxima década. Consolidada en el Golfo San Jorge a partir de la explotación de Cerro Dragón, el mayor campo petrolífero de la Argentina, PAE apuesta ahora a incrementar su participación en Neuquén a fin de asegurar a futuro el acceso a Vaca Muerta, señalada en la industria como uno de los mayores yacimientos no convencionales del planeta. Carlos y Alejandro Bulgheroni Carlos y Alejandro Bulgheroni Con ese lema, designó a Juan Martín Bugheroni, hijo de Alejandro, al frente de la unidad de No Convencionales de PAE. El joven ingeniero, que se formó profesionalmente en EE.UU., donde estudió de primera mano el fenomenal desarrollo del shale gas y shale oil, volvió al país a fines de 2011 para abocarse al estudio de oportunidades en Vaca Muerta. “El acuerdo con Petrobras para adquirir Río Neuquén (que está ubicado a 30 Km de Neuquén capital) está muy avanzado. Restan definir detalles pero la operación se concretará en los próximos meses“, expresaron fuentes cercanas a la base de Petrobras en Neuquén. Desde la gobernación de Sapag también manifestaron estar al tanto de la jugada, aunque advirtieron que la negociación se está definiendo en Buenos Aires con el aval del Gobierno nacional. Aún así, antes de oficializar la venta, Petrobras debe negociar con la gobernación de Río Negro la prórroga por 10 años de la concesión de Río Neuquén, dado que una pequeña fracción del bloque se extiende hasta esa provincia. “Río Neuquén es un bloque emplazado en una zona casi rural, muy cerca de Centenario (de Pluspetrol). Es clave que el operador realice un trabajo en conjunto constante con los superficiarios”, precisó un colaborador de Sapag.-

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Gas Natural. Reducida oferta local

Analizando los datos se inyección disponible al sistema de transporte se observa un aumento general gracias a la mayor importación del Gas Natural Licuado y Gas de Bolivia.
A continuación se muestra la variación total de gas por punto de aporte (cuencas e importaciones) mes a mes y su comparación total con respecto a 2012. Todos los valores son expresados en millones de metros cúbicos por día.

En conclusión la oferta aumento un 3%, lo que representa algo mas de 3 MMm3/día, pero sin analizamos la producción de las cuencas argentinas, el resultado es un caída general de 1 MMm3/día. La tendencia decreciente parece continuar pero se observan retracciones inferiores a los años previos. En los últimos 6 años la caída de producción de gas natural anual fue de mas de 3 MMm3/día mientras que en el 2012 fue de 1 MMm3/día.

A continuación la evolución de produccion local de gas natural para tres cuencas productivas mas importantes.

Para el 2013, se espera que los volúmenes locales mantengan la tendencia decreciente y la oferta general total tenga un crecimiento inferior al 3% producto de un menor crecimiento en la importaciones. La baja demanda industrial ayuda a requerir menores importaciones para este año.

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Central Roca vuelve a aportar energia al MEM

La Central Roca vuelve a aportar energía al sistema interconectadao con una inversión de $280 millones.

La Central Térmica comenzó a aportar 125 Mw de potencia al Sistema Interconectado Nacional, tras la recuperación del generador que estaba fuera de servicio desde enero de 2009, lo que demandó una inversión de 280 millones de pesos.

La nueva puesta en marcha de la central rionegrina de General Roca fue encaberzada por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, quien inauguró las obras mediante una videconferencia en el marco de la presentación “Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación: Argentina Innovadora 2020”.

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La empresa Albanesi invirtió 280 millones de pesos en la reparación del turbogenerador General Electric y en las obras de infraestructura, por lo que la inauguración de hoy dará lugar a que la central vuelva a aportar su energía al SIN.

Albanesi adquirió los activos de la Central que estaba fuera de servicio desde febrero de 2009 por una falla grave producida en la turbina que afectó también al generador.

La planta producirá 125 Mw con una unidad de generación en ciclo abierto, y en una segunda etapa se procederá al cierre del ciclo, que permitirá elevar la potencia a 180 Mw.

Con esta puesta en marcha, el grupo empresarial rosarino, que ya es titular de otras seis centrales en el país, se posiciona en el mercado de la generación eléctrica con una capacidad cercana a los 1.000 MW.

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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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Petrobras Vendio su participacion en EDESUR

Una década después de su desembarco en la Argentina, la brasileña Petrobras se desprendió de su participación en la distribuidora eléctrica Edesur, la segunda en tamaño en el nivel nacional, que abastece a más de seis millones de clientes y tiene 32.500 kilómetros de cableado en la Capital y el Gran Buenos Aires.

Los compradores son compañías vinculadas con los empresarios locales Guillermo Reca (ex ejecutivo del banco de inversiones Merrill Lynch) y Eduardo Escasany, principal accionista del Banco Galicia. Desembolsarán 35 millones de dólares para tomar aproximadamente un 27% de la compañía de distribución de energía.

La brasileña se había quedado con la empresa como una herencia no deseada tras la compra de Pecom Energía, en 2002. El principal negocio de la empresa de los Perez Companc era la exploración y producción de petróleo y de gas. Es por eso que desde hace años la brasileña quiere desprenderse de los activos que no considera estratégicos.

Por medio de un comunicado enviado ayer a la Bolsa, informó que llegó a un acuerdo con un grupo de empresas para desprenderse de “la totalidad de las acciones de Petrobras Electricidad de Argentina y Petrobras Finance Bermuda por un monto de US$ 35 millones”.

Esas compañías poseen 38,5% y 10% en cada caso de Distrilec, la controlante de Edesur, con el 56,36% de su capital social. La porción restante de la empresa holding, y por lo tanto su control, están en manos de Endesa, que pertenece a la italiana ENEL.

LOS COMPRADORES

Son dos empresas que pertenecen a Sadesa, uno de los mayores grupos de generación eléctrica de la Argentina. Se trata de Hidroeléctrica Piedra del Águila, en la que también participan la provincia de Neuquén y el Estado Nacional; y La Plata Cogeneración.

Sadesa entró en el mercado eléctrico en 2006, luego de hacerse con los activos en ese rubro de la francesa Total. En el inicio fue un emprendimiento conjunto de varios empresarios locales, entre los que se destacaban Carlos Miguens Bemberg (el ex dueño de la cervecería Quilmes); Reca y Escasany. Hace poco más de un año, sin embargo, Miguens Bemberg se alejó del manejo cotidiano de la empresa, que quedó en manos de Reca. Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a LA NACION que el ex dueño de Quilmes no participó en la compra de Edesur, que quedó para los socios restantes de Sadesa.

Si bien las negociaciones se habían iniciado hace meses, la noticia sorprendió en parte a los empresarios del sector, por dos motivos: los compradores se quedaron con una porción minoritaria y la empresa da pérdidas.

Fuente: La Nacion: http://www.lanacion.com.ar/1550532-petrobras-se-va-de-la-electrica-edesur

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Demanda de Energia Electrica y Gas Natural del sector Industrial

A continuación mostramos el crecimiento porcentual (comparando con el mismo mes del año anterior) para la demanda del sector industrial de gas natural y energía eléctrica.
Para el caso del mercado de Gas Natural se considera el total gas entregado a usuarios finales industriales (incluye usuarios de distribución, by pass comercial, by pass físicos, RTP Cerri y usuarios en boca de pozo). Este análisis no incluye los usuarios comerciales ni los entes oficiales.
Para el segmento eléctrico los usuarios incluidos son los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), Grandes Usuarios Menores (GUMES) y Grandes Usuarios Distribuidor (GUDIS) con demandas superiores a los 300 KW de potencia contratada.

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Los resultados muestran una notable diferencia entre los consumidores de energía eléctrica, los cuales muestran un crecimiento del 0.3% promedio frente a una caída del 7% en los consumidores de gas natural.
Uno de los posibles motivos de esta diferencia radica en la reconversión de los procesos o el redireccionamiento de los servicios buscando aumentar el consumo del insumo que ha sufrido menores restricciones en los últimos 5 años.

Autor: Ing. Diego Rebissoni. Director Energía y Mercados

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Como ahorrar en Energia Electrica. Guia para el consumidor industrial

En este articulo le informaremos los caminos que puede abordar la industria para reducir sus costos de operación en energía eléctrica. En la actualidad muchas empresas, cuando reciben sus facturas, se limitan al control y la aceptación de los montos y cargos que componen su factura, pero existen muchos caminos para realizar una gestión activa y eficiente del recurso sin pagar cargos o costos adicionales. A continuación les mostramos algunas alternativas para los usuarios que compren la energía directamente a su distribuidor (GUDIS) o la compren a generadores y paguen el servicio de peaje (GUMAS/GUMES). En cada caso se aclará si el ahorro posible compete solamente a uno de los servicios u a otro.

1- Re-contratación de Potencia

En la mayoría de las distribuidoras el sistema este mecanismo, funciona de manera similar y por ende es aplicable en la gran mayoría de los usuarios eléctricos. Usted tiene contratada una potencia, imaginemos 500 KW para el pico y para fuera de pico, si ese valor es excedido, ese registro será su nuevo valor de facturación por los próximos 6 meses. Si pasado ese periodo usted no realiza la gestión de potencia, se mantendrá ese valor y su empresa estará gastando dinero inútilmente. Lo que debe hacer es recontrarar el valor original de 500 KW para dejar de pagar el valor de sobracarga. Desde luego que si usted vuelve a exceder el valor la recontratación quedará superada por ese nuevo pico. En la mayoría de las industrias se observa que este pico suele ser estacional y se da durante los meses de verano o invierno, pero luego el pico disminuye entre 20-30%.
Los ahorros en factura, pueden alcanzar valores cercanos al 10-15% del monto total de la factura y este ahorro se produce entre la aplicación de la recontratación hasta el registro del nuevo pico (5 meses del año).

2- Cargo Excedente/Adicional Res. 1281/06

Este cargo abarca a todas las categorías de usuarios con potencias contratadas superiores a los 300 KW y los mismos fueron establecidos en la Res. 1281 de Secretaría de Energía. El espíritu de esta resolución es que los usuarios contraten su crecimiento de consumo de energía con respecto al año 2005 con proyectos instalados con posterioridad a la resolución mencionada. Esta contratación se realiza con Generadores Plus.
Para el caso de los GUDIS, el cargo asciende a los 455$/MWh y para el los GUMAS/GUMEs a 320$/MWh. Dependiendo de cada cada caso, la multas más los cargos al consumo pueden ascender a un precio final de 570$/Mwh y alcanzar hasta los 650$/MWh.

Las alternativas disponibles para evitar estos onerosos costos son la siguientes:

a- GUMAS/GUMES: Contratar Energía Plus con lo generadores habilitados para este servicio por la demanda excedente al año 2005. En la mayoría de los casos el ahorro es del orden de 60/80 $/MWh dependiendo del precio y la modalidad de contratación (monómico/precio único o potencia + energía)
b- GUDIS: En este caso la operación resulta algo más compleja, porque para poder reducir esta multa se deberá salir como gran usuario del Mercado Eléctrico Mayorista o solicitarle a su distribuidora la contratación por cuenta y orden.
Este usuario deberá contratar energía base y energía plus para poder terminar con la multa de la Res. 1281/06. Es importante destacar que sólo es conveniente, desde el punto de vista económico, realizar este cambio cuando la demanda excedente es el 50% de la demanda total. O sea cuando usted instaló su planta con posterioridad al ano 2005 o tuvo un crecimiento muy fuerte de consumo ahí si cuenta con una posibilidad concreta de ahorro que ronda el 5-10% de la factura y ademas deja de consolidad deuda con el sistema.

En general se recomienda realizar estos procesos con la ayuda de un consultor especializado para poder efectivamente calcular el ahorro asociado a esta modalidad de contratación y realizar la negociación de precios en ambos contratos.
Si este proceso le interesa no dude en consultarnos al 011-4963-0937 o escribiéndonos a comercial@energiaymercados.com
explicándonos brevemente su situación.

3- Cargo Res. 745/05 PUREE

Lo primero a destacar de este cargo es que sólo aplica a los usuarios de las distribuidoras EDESUR, EDELAP y EDENOR.
En este caso los usuarios que por su nivel de consumo de energía registrado en el período de medición homólogo del año 2003 ó 2004 según corresponda, y por el tipo de actividad que desarrollan, fueron categorizados en alguna de las siguientes subcategorías: T1-G1, T1-G2, T1-G3, T2 y T3 y que en cada período de medición del año en curso consuman por encima del NOVENTA POR CIENTO (90%) del consumo registrado en el período de medición homólogo del año 2003 ó 2004 según corresponda. Estos usuarios deberán pagar por ese consumo adicional un cargo variable que hoy se ubica en el orden de los 111$/MWh. Analizando el espíritu de la ley, la cual busca que el usuario tome medidas para reducir su consumo, la contratación de energía plus con un generador nuevo, lo pone en condiciones de presentar un reclamo ante el ENRE por doble imposición de cargos, dado que el usuario argumenta que ha contratado energía para cubrir ese crecimiento de demanda. Esos caso duran mas de 1 año, pero encarados adecuadamente son exitosos y puede producir ahorros muy significativos en las facturas de consumo. En algunos casos puede llegar al 30% dependiendo que nivel de energía excedente tenga el usuario.

Autor: Ing. Diego Rebissoni. Director Energía y Mercados.

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Demanda Electrica. La contracara de la demanda de gas.

La demanda eléctrica continúa desacoplada de la demanda de gas natural y muestra crecimientos sostenidos para la demanda total del sistema, como así también para la demanda de Grandes Usuarios Mayores y Menores.

Para el mes de octubre, se observa un crecimiento de 5.7% con respecto al mismo mes del año anterior, considerando perdidas del sistema y sacando las exportaciones. A continuación se muestra la evolución del crecimiento en términos porcentuales.

El segmento industrial también muestra signos de constante recuperación, a diferencia del consumo de gas natural que no crece desde principios de 2012. El crecimiento para el mes de Octubre es de 6.6% para GUMAS y GUMES.

Autor: Ing. Diego Rebissoni. Director y Consultor Principal de Energía y Mercados.

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Fuerte caida del consumo de Gas Natural en el sector Industrial

El Enargas ha publicado recientemente los datos de consumo de gas natural para los diferentes consumidores del sistema. Observando la evolución de la demanda industrial, la misma muestra una caída en promedio 2 MMm3/día comparándola contra el año 2011. En términos porcentuales esta caída representa el 6% y se ha acentuado notablemente en el mes de septiembre. Consultados algunos actores del sistema, estos bajos consumos se mantuvieron en el mes de octubre y más aún en los primeros días de noviembre. El segmento de generación eléctrica logrado capturar esa disponibilidad adicional de gas bajando los costos de operación del sistema mediante sustitución de combustibles alternativos.

La política de cuidados de divisas será clave para la disponibilidad del sector industrial durante los meses de verano.

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Precios Energia Electrica Octubre 2012 La baja hidrologia aumenta los sobrecostos

A continuación mostramos la evolución del precio final de la energía para los grandes usuarios del MEM (GUMAy GUMES), donde el mes de octubre muestra un alza de 17.4% comparado contra el mismo mes del año 2012. Los motivos fundamentales de este aumento radican en la fuerte reducción de la generación hidroeléctrica.

La región del Comahue muestra reducciones en los volúmenes medios del orden del 50% fundamentalmente por los bajas caudales en sus principales ríos (Neuquén, Limay y Collon Curá) y bajos niveles de acumulación nival. Salto Grande y Futaleufú muestran mejoras en su aportes de energía que no alcanzan a compensar el resto de las caídas.

A continuación se detalla la evolución de la potencia hidroeléctrica media para los últimos tres meses. El resultado muestra una caída del 16.5% para el mes de Octubre.

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Precios Gas Natural Contratos Marginales Octubre 2012

En la siguiente tabla se muestran los precios de los contratos marginales publicados en el MEGSA con destino a la comercialización y al consumo industrial.
A fines comparativos se muestran los volúmenes de Agosto y Octubre de 2012. Se observan precios de 4.10 US$/MMBTU para el segmento industrial en cuenca Neuquina y 3.34 US$/MMBTU para el segmento comercializadores. La disponibilidad de gas spot precio precios estivales con caídas relevantes.

En la próxima campaña de gas, para la renovación de contratos, Energía y Mercados seguirá de cerca la evolución de los precios por cuenca para la correcta negociación de contratos entre la industria y los productores o comercializados de gas natural.

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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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Importaciones de Gas Natural y GNL Evolucion 2012

A continuación mostramos la evolución de las principales importaciones inyectadas al Sistema de Transporte de Gas Natural con su respectiva comparación con el año 2011.
El gas proveniente de Bolivia lidera el incremento de volúmenes alcanzando niveles del orden de 14 MMm3/día, con un crecimiento porcentual cercano al 69% para los primeros 9 meses del 2012. Para el segmento de GNL se observa un incremento moderado de unos 2 MMm3/día adicionales al año 2011.
Para los meses venideros se espera una reducción significativa en las inyecciones de GNL y un nivel similar al actual para las importaciones de gas de Bolivia.
Es importante destacar que si bien estos combustibles resultan onerosos frente al precio del gas natural, son de menor costos frente a la importación del Fuel Oil y Gas Oil, incluyendo los costos asociados a la re-gasificación de ambos buques.
A continuación los gráficos respectivos.
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Energía y Mercados por Diego Rebissoni, Asesoramiento Profesional en Energía.

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Mayor disponibilidad de gas para generacion. La industria en leve retroceso

A continuación le mostramos la variación del consumo de gas natural utilizado en las maquinas térmicas que generan electricidad y el consumo industrial. Analizando los resultados para los primeros 7 meses del 2012, observamos que la mayor disponibilidad de gas natural se ha consumido en las unidades térmicas, reduciendo los requerimientos de gas oil importado. La industria se ubicó en un consumo inferior con respecto al 2011, en el orden de 2 MMm3/día, situación que comenzó en el verano (periodo sin restricciones) y se mantuvo durante el invierno.
Utilizando gas natural para generar electricidad, ya sea con GNL importado (15.6 US$/MMbtu) o Gas Boliviano (11.0 US$/MMbtu), se sustituye Gas Oil importado con costos que superan los 23 US$/MMbtu.

A continuación les mostramos el gráfico con los enunciados mencionados.

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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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Demanda Electrica Crecimiento Julio 2012

Con los datos definitivos de Julio 2012 se observa que la demanda crece al ritmo del 4.6% anual versus el mismo mes del ano anterior. La temperatura en el área de GBA fue inferior al mismo mes del 2011, y esto explica parte del aumento del consumo. En el siguiente gráfico se puede observar la evolución del crecimiento mes a mes donde el promedio acumulado se ubica en el 3.6%, ubicándose julio por encima de valor.

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Por ultimo, realizando una análisis detallado para el segmente de grandes usuarios observamos un aumento sostenido de la demanda para los meses de Junio y Julio con crecimientos próximos al 2%. El promedio anual del consumo de GUMA+GUME se ubica en el 0.26%, mostrando un nivel de actividad inferior al de los ultimo anos.

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