Comercialización Profesional de Energía

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Información de Mercado

¿SE GENERAN AHORROS PARA LAS INDUSTRIAS SI CONTRATAN ENERGÍA PLUS?

Un gran usuario del Mercado Eléctrico Mayorista tiene tres alternativas de abastecimiento

  • Cammesa
  • Contrato Renovable
  • Contrato Plus

El primer caso, Cammesa, se basa en la Res. 95, donde la administradora del mercado se ocupa de proveer y facturar el suministro de energía al gran usuario. En este caso el usuario paga el pass-trough de costos del Mercado, el famoso precio monomico.

En el segundo caso, el Contrato Renovable, el GU puede realizar un contrato en el marco de la nueva ley de energías renovables, negociado directamente con un tercero y en las cantidades que la industria quiera.

En esta oportunidad nos concentramos en el tercero, los contratos plus.

¿Qué es un contrato de energía plus?

Los contratos de energía plus buscan cubrir las necesidades de respaldo de la demanda excedente en un mercado de creciente evolución. Es decir, si supero la demanda consumida (simplificado porque no es exactamente asi) en el año 2005 puedo contratar energía plus con un privado.

Este abastecimiento cuenta con garantía de suministro y existe desde el año 2006. Con el pasar de los años estos contratos se fueron adaptando a las necesidades de la industria y pasaron de contratos en dólares a contratos de ahorro en la actualidad.

Los generadores plus hoy ofrecen cobrar exactamente lo que te cobraría Cammesa si no tuvieras contrato, pero con un ahorro del 5% sobre la demanda excedente. La existencia de este descuento se debe a que son generadores eficientes, motivo por el cual le permite vender la energía a un precio inferior que el de Cammesa. Es mas rentable para el generador vender al precio de mercado con un descuento que venderle la energía a Cammesa.

A continuación, se analiza una situación con contrato de energía plus vs una situación sin contrato.

 

Sobre el gráfico de la izquierda se observa un cliente que compra a Cammesa toda su demanda base y toda su demanda excedente (80% de demanda base y 20% de demanda excedente a 70usd/Mwh).

En gráfico de la derecha, el usuario posee demanda excedente por lo que puede contractualizar con un generador plus obteniendo el descuento del 5% con respecto al precio de Cammesa. El ahorro es directo y pasa a pagar 66,5 USD/MWh por el 20% de la demanda excedente. Si consideramos el costo total el precio medio sería de 69,3usd/Mwh mientras que sin el contrato seria de 70 USD/MWh.

Hoy en día, son cada vez más la cantidad de usuarios que optan por esta posibilidad de ahorro dado que este tipo de contratos no trae aparejado ningún tipo de riesgo.

Caso concreto de un usuario

Si estamos en presencia de un cliente que consume 1172 Mwh y suponemos una demanda base de 1000 Mw cte, existe un 21,3% de la demanda total como demanda excedente.

 

Por todo lo visto anteriormente concluimos que este cliente por contratar 21,3% de energía plus presenta un ahorro de 11.382 usd a raíz de comprar el excedente a 70usd* 0,95= 66,5 en vez de a 70usd/Mwh.

En el contexto actual no existen muchas posibilidades de ahorro y creemos que esta oportunidad debe ser aprovechada por todos los usuarios que tengan demanda excedente.

Fuente: Florencia Valbuena y Diego Rebissoni  –  Latin Energy Group S.R.L.

 

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Ranking de Contratos Energía Plus

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda Energía Plus.

En el siguiente gráfico podes ver todos los contratos de Energía Plus vigentes en Octubre 2020, ordenados de menor a mayor.

La mediana de precios para los contratos de Energía Plus se ubican en mediana de 5000$/Mwh para Octubre, lo que implica 700$/Mwh frente a los contratos plus del mismo mes.

En noviembre, veremos reflejado el impacto de los nuevos acuerdo de Energía Plus de acuerdo con la vigencia del trimestre estacional.

#energiarenovable #energiaygas

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Ranking de Contratos Energías Renovables

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda GUMAS+GUMES.

En el siguiente gráfico podes ver todos los contratos renovables vigentes en Octubre 2020, ordenados de menor a mayor.

Los precios MATER Renovables se ubican en mediana de 4300$/Mwh para Octubre o 56 USD/Mwh

El mercado en pleno auge y crecimiento sostenido. Ya lo usuarios que salgan de la compra conjunta en el 2021, deberàn afrontar extracostos de 2,5 usd/Mwh en promedio.

#energiarenovable #energiaygas

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Demanda de Grandes Consumidores de Energía

Indicadores: MEM DTE Octubre
Demanda GUMAS+GUMES + Renovables.

Continua en ascenso la demanda total de los grandes usuarios del MEM. Las energías renovables singuen tomando mayor parte de la demanda industrial! Increíble el incremento de los últimos meses. Felicitaciones a toda la industria que ayuda a cuidar el planeta.

#energiarenovable #energiaygas

A continuación el detalle del incremento de la demanda de contratos entre los Grandes usuarios de Energías Sustentables.

 

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Costos del Mercado Mayorista

Precio Monomico GUMAS+GUMES.
Como es esperable para el periodo estival los precios de Energía Eléctrica bajan pero ya no tan pronunciadamente como a la salida del invierno. El mes octubre nos muestra una clara tendencia de lo que serán los costos en el Verano 2020-2021. Monomico Medio Cammesa: 4172 $/MWh

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Demanda Energía Plus Grandes Usuarios

La demanda de contratos de Energía Plus sigue sin despegar y cae en el mes de octubre 16% con respecto a 2019, ubicándose la demanda total en los 180 Gwh/mes.

Si bien se observa un incremento de 20 Gwh mes con respecto a Septiembre, los altos costos y su dolarización hacen que el mercado no remonte.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.

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Tipos Industriales para Bajar Costos!

A continuación te presentamos los principales puntos para saber si estas haciendo las cosas bien en tu planta!

 

1. Recontratar potencia con distribuidora acorde a los registros medios de potencia

2. Contratar energía plus a costo de penalidad con descuento (si se puede!!!!)

3. Contratar energías renovables a precios debajo de 58 USD/Mwh (si se puede)

4. Adelantar renegociaciones de gas dado que los precios están al alza

5. Establecer alarmas automáticas ante aparición de moras, intereses o energía reactiva

6. Consumidores de gas firme, contratar un reserva de capacidad que no genere costos fijos innecesarios.

7. Grandes consumidores de gas natural, dejar expuesto una parte de su volumen para aprovechar las oportunidades de mercado

 

Si necesitas ayuda en bajar costos, contáctate con nosotros y te guiaremos en el proceso.

Medios de respuesta más rapidos: www.lenergygroup.com Chat online, te atiende una persona no un robot!!!

 

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Plan Gas 4 Todo lo que le importa al Consumidor Industrial

Atentos al borrador de Resolución sobre el acuerdo con los productores de gas para el desarrollo del sector les pasamos a contar un detalle sobre los principales puntos y el impacto que nosotros creemos tendrá en los costos. En negrita los párrafos mas importantes para la industria.

 

En base al nuevo proyecto PLAN GAS 4, se presentan a continuación las conclusiones de interés para el sector industrial:

1. El Plan Gas habilita a los productores a comprometer hasta el 70% de su producción en la demanda prioritaria y CAMMESA, mientras que el restante 30% del volumen se comercializará en el mercado no regulado (industrias).

2. Se licitan 70 millones de m3/d de gas que entran en el bloque base de 4 años. Lo que define un volumen mínimo a inyectar de 100 MM de m3/d, a partir de mayo de 2021.

3. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30 ( en lugar de 1.25)

4. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.

5. Para el período May21-Abr22 suponemos que el mercado mostrará un acomodamiento importante basado principalmente en que CAMMESA continuará gestionando toda la compra de centrales, pagando un precio más alto debido al riesgo de crédito que esto amerita. Suponemos que esos precios altos arrastrarán los valores para el mercado industrial, mostrando incrementos de 15% al 18% como piso.

6. Para los años siguientes se suponen aumentos del orden entre el 2-3%, alcanzando para el último periodo, May24-Abr25 precios promedios de 2.8-3.3 USD/MMBTU en la cuenca Neuquina y 3.8-4.3 USD/MMBTU en NOA.

Otros puntos importantes:

1. Los productores que deseen participar deberán comprometerse a sostener o aumentar la inyección promedio del trimestre mayo-julio 2020.

2. Se licitarán volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno de esos 4 años, en función de las capacidades de transporte remanentes contratadas por las demandas de Distribuidoras y usinas térmicas.

3. La licitación se divide por cuenca. Para el bloque base se licitan 2,8 MM de m3/d en Noroeste, 47,2 MM de m3/d en Neuquina, y 20 MM de m3/d en Austral. En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se asignará dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya capacidad de transporte contratada y disponible.

4. Para la producción off shore se establece un plazo adicional de 4 años (total de 8).

5. A los efectos de comparar las ofertas de distintas cuencas, se considerará el costo del gas retenido hasta el centro de carga: 4,86% para cuenca Neuquina y 11,27% para cuenca TDF y 5,20 para cuenca Noroeste.

6. Cada productor oferta un precio único que será el que percibirá a lo largo de los 4 años. Para el bloque base, durante el período invernal (mayo-septiembre) se aplicará un factor de 1,25 al precio ofertado, y durante el período estival (octubre-abril) se aplicará un factor de 0,82 al precio ofertado. Los volúmenes adicionales para los Períodos Estacionales de Invierno tendrán un precio equivalente a el precio ofertado por cada Productor por un factor de ajuste de 1,30.

7. El precio considerado para la adjudicación será igual al valor presente del precio promedio ponderado, de los volúmenes del bloque base, para los 4 años (8 para off shore), descontados al 10% e incluyendo el costo del gas retenido.

8. Se definiría un precio máximo de 3,7 USD/MMBTU en NQN para los 4 años.

11. El precio ofertado será el que le corresponderá cobrar a cada productor adjudicado durante la vigencia del esquema.

12. Las penalidades por incumplimiento entre el 85% de entrega y el 95% serán un descuento en el precio proporcional al porcentaje de incumplimiento. Las penalidades por incumplimiento debajo del 85% serán la imposibilidad de cobrar el precio subastado en el período de incumplimiento. Si la inyección durante los meses del período invernal de cada año es inferior a la comprometida, el productor deberá compensar su falta de volumen con gas importado o inyecciones superiores a las comprometidas, o pagando el equivalente a 2 veces el volumen a compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de 1,25.

13. El orden de mérito resultante de la licitación define: (i) el ingreso en el bloque al precio ofertado; (ii) el orden en el que se corta la inyección ante excedentes de oferta en períodos de baja demanda; (iii) la prioridad para exportar (de acuerdo al volumen a contratar con CAMMESA).

14. En función del orden establecido en el punto anterior, se asignará la posibilidad de obtener permisos firmes de exportación por 4 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM/d de m3 en Austral.

15. Adicionalmente, sin tener en cuenta el orden mencionado, previo al inicio del período estacional de verano, se asignarán a cualquiera de los Productores de cada cuenca, permisos firmes adicionales a los mencionados en el punto precedente por 3 MM de m3/d en Neuquina y 2 MM de m3/d en Austral.

16. Se determinará el precio de la demanda prioritaria, determinándose el nivel de subsidios a cubrir por el Estado.

17. Se adjuntará el modelo de contrato a firmar con Distribuidoras y CAMMESA con un Deliver or Pay (DOP) del 100% diario y un Take or Pay (TOP) del 75% mensual

Saludos y estamos a disposición por cualquier consulta

 

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Floja la Demanda de los contratos de Energía Plus

La demanda de contratos de Energía Plus no despega producto del bajo nivel de actividad y que muchos usuarios están reemplazando sus contrataciones con Energías Renovables. Claramente el mercado esta mutando hacia energías sustentables que son más económicas y favorecen el bienestar del planeta.

Para septiembre 2020, la energía total de empresas que se abastecieron con Energía plus es del 160.000 Mwh y la caida con respecto al mismo mes del año anterior del 20%.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.


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Energías Renovables Demanda en Alza para los contratos privados

Sigue en alza la demanda de Energías Renovables a través del MATER superando los 250.000MWh para el mes de Septiembre 2020.

Desde la explosión de Enero 2020, el sector continua en pleno ascenso, y muchos usuarios no saben que si no contratan antes de fin de año pierden un descuento del orden de 2 USD/Mwh para todas sus futuras contrataciones.

El mercado esta cambiando y hoy no contar con toda la información disponible es sinónimo de gastar de mas.


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Costos Cammesa Demanda Base Septiembre 2020

En este gráfico podrás observar la evolución del costo del Mercado Eléctrico Mayorista. En septiembre el precio monomico que pagan los grandes usuarios, cae y su precio se ubicó en los 4272 $/MWh. Menor utilización de líquidos por salida del invierno.

Para el mes de octubre ya se visualizan costos aun menores en pesos, de acuerdo con las primeras estimaciones.

Todos nuestros usuarios cuentan con una proyección actualizada hasta Diciembre 2021 considerando todas las variables relevantes de mercado.

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Contratos Renovables Precios de Mercado Septiembre 2020

A continuación te mostramos todos los precios de los contratos de Energía Renovables actualizados a Septiembre 2020. El gráfico muestra todos los precios en $/Mwh vigentes para el mes de septiembre ordenados de menor a mayor.

Muchas industrias cierran sus contratos Renovables sin  saber los precios de mercado, y aqui los plazos son mas largos.  Es importante también saber si dicha contratación produce ahorro o extracostos, por eso es muy importante conocer toda la información disponible en el mercado.

Mediana de contratación: 4250 $/Mwh valores medios o 58 USD/Mwh

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Contratos Plus Precios de Mercado Septiembre 2020

A continuación te mostramos todos los precios de los contratos de Energía Plus actualizados a Septiembre 2020. El gráfico muestra todos los precios en $/Mwh vigentes para el mes de septiembre ordenados de menor a mayor.

Muchas industrias cierran sus precios anuales sin  saber los precios de mercado, ni saber si dicha contratación produce ahorro o extracostos, por eso es muy importante conocer toda la información disponible en el mercado.

Mediana de contratación: 5000 $/Mwh valores medios o 66 USD/Mwh

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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.

modif precios

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.

exc vs plus

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

evolucionpreciosenergia
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Vuelan los precios de Energía, un invierno dificil

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

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

energiarenovables

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Aumento de las facturas de CAMMESA

Como deben observar en las ultimas facturas de CAMMESA, los costos de abastecimiento eléctrico vienen incrementándose fuertemente. Además del aumento anual de costos, es importante resaltar que en los próximos meses las facturas pueden llegar a duplicar los costos de abastecimiento del verano. Para los usuarios más experimentados esto no es una novedad, pero siempre es importante recordarlo.

Durante el invierno, el sobrecosto transitorio de despacho crece fuertemente, impactando directamente en el costo final de la energía. Los incrementos son muy significativos y muchas empresas pueden llegar a tener problemas de caja sino tenían en consideración el aumento mencionado. El motivo del incremento estacional radica en el aumento de costos que sufre el mercado eléctrico por tener que generar energía con combustibles alternativos como el fuel oil y el gas oil, reduciendo significativamente la proporción de gas natural. Estos combustibles son mucho más costosos que el gas natural e impactan directamente en los sobrecostos.

A continuación mostramos la evolución del precio final de la energía para grandes usuarios, correspondiente a la demanda base. En el mismo se visualiza claramente el efecto estacional de los precios. Se muestran también los precios mensuales de los últimos 2 años.

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Energia Plus Conviene contratar Energia Plus?

El aumento significativo del tipo de cambio, ha incrementado fuertemente los costos de los contratos plus, y la posibilidad de consumir esa energía sin tener un contrato de respaldo se hace económicamente muy rentable, con algunas desventajas cualitativas. El problema económico radica en el costo de la multa por consumir demanda excedente sin tener un contrato plus, la cual no ha tenido ajustes en los últimos dos años y esta nominada en pesos.

La multa se compone de 126 $/MWh (energía + potencia) + 320 $/MWh (multa res. 1281) + 15 $/MWh (cargo de sustentabilidad y garantía), llegando a un total de 461 $/Mwh o 59 US$/MWh. Si comparamos este valor con un precio ejemplo de un contrato plus del orden de 75 US$/MWH, el ahorro potencial por no tener un contrato con respaldo es 16 US$/MWh.

energia plus

Esta diferencia económica abre a los usuarios diferentes alternativas dependiendo del perfil de cada cliente. A continuación les nombramos algunas de las posibilidades que analizamos en DYR Consultores para nuestros clientes.
– No renovar contrato plus y mantenerse pagando la multa que establece la Res. 1281/06.
– Renovar contrato con compensaciones trimestrales vs. el costo de la multa.
– Renovar contrato con precios inferiores fijos en dólares. Contrato habitual.

Cada alternativa tiene pros y contras que deben ser analizados por el cliente en conjunto con su consultor para llegar a la mejor decisión. No dude en consultarnos por nuestros servicios de Analisis de Conveniencia Plus por email (comercial@dyrenergia.com o por teléfono al 4833-4385)

Si usted esta interesado en conocer en detalle las alternativas disponibles en los contratos de abastecimiento, le dejamos nuestros contactos para solicitar una entrevista, realizarnos una consulta o enviarnos un email de consultas.

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Costo Energia Sube Fuerte el costo de la Energía para los Grandes Usuarios

El 2014 muestra un fuerte incremento de los costos de Energía Eléctrica para los grandes consumidores (GUMAS y GUMES). El promedio de los primeros 4 meses se ubica 44% por encima del mismo periodo del año 2013.
Los mayores incrementos se dieron en el los primeros tres meses donde el acuerdo con los generadores y sus costos asociados, el tipo de cambio que aumenta los precios del gas natural y el fuel oil dispararon el precio monómico.
A continuación el gráfico muestra la evolución anual del precio de la energía para el año (2012 rojo, 2013, verde y 2014 azul), en un detalle mensual.

Asesor energía

Para el invierno se esperan incrementos de menor valor porcentual productor de costos absolutos más altos y menores impactos del LNG y el acuerdo con los generadores. También será clave la disponibilidad hidroeléctrica para bajar los sobrecostos transitorios de despacho.

Para presupuestar: El ultimo acuerdo con los generadores, que estipula incrementos en su remuneración, impacta sobre los costos unitariamente en valores inferiores a los 11$/MWh, lo que representa un porcentaje inferior al 3% de los costos actuales.

Los servicios de DYR Energía incluyen presupuesto anual de todos sus costos energéticos, realizados mediante simulaciones y considerando las variables que la compañía requiera (TCambio, consumo, energía base y plus). DYR ofrece un servicio diferenciador, profesional y de alto estándares de información. No dudes en contactarnos por su presupuesto 2015. (011-4833-4385)

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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.

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Informacion, Información de Mercado

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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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 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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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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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.

costo-energia-industrial

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

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Desde Energía y Mercados brindamos un servicio único, donde el cliente es asesorado de manera directa por profesionales especializados y tendrá a su disposición la mejor información de mercado para la correcta evaluación de sus contratos de provisión, permitiéndoles acceder a ahorros significativos en sus costos energéticos y asegurando la disponibilidad de recursos para sus procesos productivos.