Comercialización Profesional de Energía

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Cargos Electricos CAMMESA
Información de Mercado

Cargos Cammesa Detalle

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Cargos Mercado Eléctrico Mayorista:

Cargos Energía Adicional: Los distribuidores, GU y Autogeneradores comparten el pago de las diferencias que surgen debido a las pérdidas de energía del sistema. Este cargo es 100% variable con el consumo de energía de los usuarios.

Sobrecosto Transitorio de despacho (SCTD): Acumulación de los costos de remuneración a generadores por encima de los 780$/MWh (o precio de mercado) establecidos por la resolución 240/03. Es la diferencia entre la energía valorizada a Precio de mercado y valorizada al costo de cada generador acumulada, menos el sobrecosto asignado a la demanda excedente (según Res  1281/06). En resumen este cargo responde a los costos de los generadores que se ubican por el precio de la energía, el cargo es variable de acuerdo al consumo de energía

Adicional Sobrecosto transitorio de despacho: Costos asociados al despacho y logística de combustibles utilizados en el MEM.

Sobrecostos contratos MEM: Suma de los contratos por resoluciones especiales como NASA, 220  y con renovables GENREN (no compra conjunta), entre otros dividido el total de la energía, aplicable a los GU. Cargo variable con el consumo de energía.

Sobrecostos combustibles(SCCOM): Los generadores que consumen combustible propio deben afrontar tasas, recargos e impuestos. Estos costos se trasladan a la demanda según el consumo de combustible mensual. Cargo variable con el consumo de energía.

Cargo transitorio FONINVEMEM: Establecido mediante Resolución, se aplica a la totalidad de energía consumida por agentes del MEM con potencia superior a 10 KW. El valor del citado cargo se define en 3.6$/Mwh y originalmente estaba destinado a financiar los ciclos combinados que se construyeron con acrecencias de los generadores. (deudas del estado con los generadores)

Cargo por demanda excedente: Aplicable a los GU del MEM con demandas mayores a 300Kw de potencia, que en operación real registren valores por encima de la demanda base de cada mes en comparación con el del año 2005. Se calcula como el costo adicional acumulado total / total demanda excedente. Su valor mínimo es 1200$/Mwh o el valor previamente mencionado si superase esta penalidad.

Sobrecosto Compra Conjunta: para los GU<300Kw y los GUH que no salen de las Compras Conjuntas. Por la EERR el GU que participe de las compras conjuntas pagará Energía licitada por Cammesa, cargos de potencia y cargos de comercialización y administración. Cargo variable con el consumo de energía que abastece Cammesa.

Impacto compra Conjunta: para los usuarios que han decidido salir de la CC , reciben este impacto que puede ser positivo o negativo, por la parte comprada en el MEM (correspondiente a la generación de fuente renovable adquirida por CAMMESA)

Descuento de Potencia Renovable: para los GU que no participen de las compras conjuntas se aplicará un descuento equivalente a la potencia media mensual  de sus contratos de EERR abastecedoras multiplicados por el factor de ajuste correspondiente al año de exclusión según la siguiente tabla:

https://www.argentina.gob.ar/sites/default/files/anexo_1_-_resolucion_281-e2017.pdf

Cargos de Transporte AT: Cargo fijo que debe abonar cada distribuidor, gran usuario y generador, asignado por el método de las áreas de influencia.

https://portalweb.cammesa.com/memnet1/revistas/estacional/comcargo.html

Cargos de Transporte Distribuidor: Cada distribuidor y gran usuario debe cubrir este costo, que es asignado en  proporción con  su demanda para cada estado dentro del total de la demanda de la DISTRO.

 

 

 

 

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Programa de Estimulo a la Inyeccion Excedente de Gas Natural Res 1 – 2013

Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural

A continuación un resumen de las principales implicancias del nuevo decreto.

Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural A continuación un resumen de las principales implicancias de la nueva Resolución. Sus artículos contemplan un cálculo para cada productor una producción base (posiblemente la producción 2012) con una declinación anual, y todo lo que el productor que produzca por encima de ese volumen en términos mensuales, se remunerado por el gobierno nacional con la diferencia entre el precio 7.5 US$/MMBTU y el precio de venta medio recibido.

Este acuerdo establece que cuando el productor produzca menos de esa producción base, se le cobrará una multa. si el productor beneficiario no llega al compromiso pactado, sobre ese “faltante” de gas se va a tener que abonar una multa equivalente a la diferencia entre el precio de importación de gas y el precio promedio de venta, haciendo que la multa sea bastante mayor que el premio en el unitario.

Para la estimación de la producción base, la cúal contemplaría un coeficiente de declinación natural , no hay detalles en la presente resolución pero se los valores mencionados rondan el 5%, el cúal será incorporado a la producción base y manteniendo los niveles actuales, el productor que acepte su participación observaría un incremento de precios por el 5% de su producción.

Los impactos en los costos industriales no estan claros, pero esta cuenta generará un déficit por el spread de precio que afronta el gobierno, el cual deberá ser compensado por menores exportaciones. Si eso no sucede, posiblemente forme parte en el futuro de un cargo a la demanda.

A continuación podrás descargar el decreto completo.

Asesor Electrico

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Se re acomoda lentamente la demanda de Energia

Septiembre y Octubre de 2012 han sidos meses de muy bajo consumo para el segmento industrial demandante de gas natural con caídas que superaban el 10% con respecto al mismo mes del año previo. El mes de noviembre se observa una caída mucho menor acercándose a niveles del -3.5% y mostrando un leve cambio de tendencia desde los fuertes mínimos de consumo observados en los meses primaverales.
Para el caso de energía eléctrica observamos que en el 2012 ha sido un año de crecimiento moderado alcanzado un promedio de crecimiento del 0.3% para los segmentos de Grandes Consumidores y Grandes Usuarios Distribuidor de más de 300 KW.

A continuación se observa el crecimiento mensual de para energía eléctrica y gas natural junto a su respectivo promedio anual.

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Autor: Ing. Diego Rebissoni Director Energía y Mercados.

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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.

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

Autor: Ing. Diego Rebissoni

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Precios de Energía Reporte Junio 2012

A continuación detallamos los costos asociados al consumo de electricidad para Grandes Usuarios de Mercado Eléctrico Mayorista, tanto GUMA (Grandes Usuarios Mayores) como GUMES (Grandes Usuarios Menores).

Continuando con la tendencia desarrollada desde principio de 2012, los consumidores afrontan menores costos de la energía medidos en US$/MWh considerando el Tipo de Cambio Oficial fundamentalmente por mayor disponibilidad de Gas Natural en el Sistema Eléctrico y mayores aportes hidrológicos en la región del Comahue.

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La mayor importación de gas y los mayores aportes del Comahue han logrado mantener el consumo de combustible líquido (principal componente del precio monómico en el invierno) en niveles similares al 2011 aun sin disponibilidad de importaciones del Brasil. Se espera que estas mayores importaciones de GNL y Bolivia sigan manteniendo la cantidad de combustible líquido en niveles similares al 2011 y reduciendo levemente los costos a afrontar por los grandes consumidores.

A continuación se detalla la composición del precio monómico de la energía, donde se observa la fuerte incidencia del Sobrecosto Transitorio de Despacho en los meses de Invierno. Asimismo la caída del acuerdo generadores reduce los costos de los servicios asociados a la potencia.

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Por último agregamos la apertura del costo energético por emisor de la factura, y se observa como los GUMAS reciben para la etapa invernal una factura mas grande de Cammesa (tiene los sobrecostos incluidos) que la recibida por el generador eléctrico.

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Los precios mencionados no incluyen el margen del generador eléctrico, el cargo por importaciones de Brasil y nuevos contratos de abastecimiento, el Cargo del Foninvemen, el Fondo nacional de Energía Eléctrica y los sobrecostos transitorios adicionales.

Redacción y elaboración del informe: Diego Rebissoni