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Informacion
noviembre 7, 20180

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.

porcentajes

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.

contratos

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.

porcentajes cammesa

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
noviembre 7, 20180

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.

consultora-energia
Informacion
noviembre 7, 20180

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

Informacion
agosto 27, 20180

El Futuro de las Tarifas en Argentina

Costos de Energía

A medida que se aleja el invierno, y se elevan las temperaturas, los bolsillos de la industria se recuperan al sentir un alivio en sus costos de Energía. Luego de un invierno afectado por la estacionalidad y las variaciones cambiarias, la baja en los precios de referencia del Gas Natural destinado a la generación ya se hace notar en los costos de Energía, provocando un descenso previsto para el mes de Agosto de entre un 15 % y 20 %.

Si tomamos la evolución anual del precio promedio de la energía eléctrica para los últimos 4 años, podemos apreciar como su promedio ronda los 72 U$D/MWh (dólares por Mega Watt hora).

precio

Si bien el 2018, producto principalmente de la devaluación y crisis cambiaria que dio comienzo en el mes de Mayo, comenzó con precios elevados en lo que respecta generación y transporte de energía eléctrica, con la reciente baja del precio de referencia del gas natural destinado a la generación (y teniendo en cuenta la composición del parque generador de la República Argentina), ya se vislumbra una marcada tendencia a la baja en lo que respecta a precios de energía.

costo

Con un comienzo de año cercando a los 80 U$D/MWh, superados en los meses de invierno, ya puede apreciarse como para el final de este año tendremos un precio más cercano a los 60 U$D/MWh, lo cual ubica el promedio anual en el orden de los 72 U$D/MWh, precio que se viene manteniendo a lo largo de los últimos años, pero que quedara atrás ante los cambios previstos en el mercado a futuro.

Cambios en el Sector

El primer cambio significativo que se prevé en relación al mercado de la energía se lo lleva la producción de Gas Natural. Con el auge de Vaca Muerta y la producción de Shale y Tight Gas en la cuenca Neuquina (Gas No Convencional), se ve como la tendencia decreciente en la producción de Gas que se venía manteniendo a lo largo de los últimos años, para este 2018 cambia, aumentando en el orden de los 3 MMm3/día la producción para este 2018 respecto al año 2017, y se espera que esta tendencia creciente en la producción se mantenga de aquí a futuro. Según las estimaciones oficiales del Ministerio de Energía se prevé para el año 2019 un aumento en la producción respecto al 2018 del orden del 15 % al 20 %.

gas

Teniendo en cuenta la composición del parque generador, el aumento en la disponibilidad del fluido haría retroceder el precio en los meses de invierno (meses en los cuales ante la escases del fluido debe reemplazarse por combustibles líquidos, lo cual impacta muy negativamente en el precio de la energía eléctrica).

2018

Perspectivas a Futuro

Considerando un aumento de un 2 % anual en la demanda de energía eléctrica, se espera que con el avance de las energías renovables, se vea modificada la actual composición del parque generador de energía eléctrica según se muestra a continuación:

matriz

Como se puede apreciar, se espera que para el año 2022 se alcance la meta del 20 % en lo que respecta a energías renovables, adquiriendo un peso relativo de importancia en lo que conforma el parque generador a nivel nacional, e impactando positivamente en los precios de la energía dados sus menores costos operativos.

A medida que avanzan las energías renovables, a su vez, se espera la puesta en marcha de nueva maquinaria termina (que reemplace maquinaria activa), con tecnologías más avanzadas y menor consumo especifico de combustibles, lo que confluye a su vez en un menor costo de generación, lo que también se traduce directamente al precio de la energía.

costo mayorista

En el grafico anterior, se muestra a modo de estimación como confluyen las variables previamente mencionadas en los costos mayoristas de la energía. Se espera que para el año 2019 el precio medio anual rompa la barrera de los 70 U$D/MWh, ubicándose en torno a los 66 U$D/MWh, implicando una importantísima reducción de 6 U$D/MWh con respecto al actual 2018.

Se puede ver como el cambio en la matriz de generación (con la aparición de las energías renovables) jugara un papel fundamental en la reducción de los costos de generación, sumando a la mayor disponibilidad de Gas Natural, recurso empleado por las maquinas térmicas, que a pesar de verse reducida su proporción en la conformación del parque generador futuro, seguirán siendo la mayor fuente de generación de energía eléctrica.
2022

Información de Mercado
marzo 23, 20160

Resolucion 21/06 Licitacion 1000 Mw de potencia

Resolución 21/2016
Mercado Eléctrico Mayorista. Convocatoria.
Bs. As., 22/03/2016
VISTO el Expediente N° S01:0060404/2016 del Registro del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, y
CONSIDERANDO:
Que por el Decreto N° 134 de fecha 16 de diciembre de 2015 se declaró la Emergencia del Sector Eléctrico Nacional hasta el 31 de diciembre de 2017 y se instruyó al MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA para que elabore un programa de acciones necesarias en relación a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción nacional, lo ponga en vigencia y lo implemente, con el fin de adecuar la calidad y seguridad del suministro eléctrico, garantizando la prestación de los servicios públicos de electricidad en condiciones técnicas y económicamente adecuadas.
Que en dicho contexto, el MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA dictó la Resolución N° 6 de fecha 25 de enero de 2016, delegando en la SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA las facultades asignadas a la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA por los Artículos 35, 36 y 37 de la Ley N° 24.065.
Que en los fundamentos de dicha Resolución se señala que los sistemas de remuneración establecidos en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) a partir del año 2003 implicaron la progresiva adopción de decisiones regulatorias ajenas al criterio subyacente en la Ley N° 24.065, consistente éste en asegurar la suficiencia y calidad del abastecimiento en las condiciones definidas, al mínimo costo posible para el Sistema Eléctrico Argentino.
Que se hace asimismo manifiesto en la citada norma, que el abandono de criterios de razonabilidad y eficiencia en la definición de los precios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) ha incrementado el costo de abastecer adecuadamente a la demanda de energía eléctrica, distorsionando las señales económicas y desalentando así la inversión privada de riesgo en generación de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda nacional.
Que dicha situación ha llevado al Sistema Eléctrico Argentino a un estado crítico que se manifiesta palmario en las condiciones de operación explicitadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), según constancias obrantes en el Expediente citado en el Visto por Nota B-105207-1 de fecha 10 de febrero de 2016 de la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA).
Que en la aludida Nota, el ORGANISMO ENCARGADO DE DESPACHO (OED), cuyas funciones fueron asignadas a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) por medio del Decreto N° 1.192 de fecha 10 de julio de 1992, concluye en la necesidad de incorporación de nueva capacidad de generación de energía eléctrica firme para el próximo período estacional de verano (noviembre 2016 – Abril 2017) por sobre la prevista que ingrese durante tal período.
Que teniendo en cuenta el tiempo mínimo que demanda la instalación de nueva generación en orden a su disponibilidad en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para el próximo período estacional de verano y los subsiguientes de invierno: mayo – octubre 2017 y verano: noviembre 2017 – abril 2018, resulta imprescindible implementar inmediatamente una convocatoria a manifestaciones de interés por parte de inversores ajenos al ESTADO NACIONAL que sean o estén en condiciones de ingresar como agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para la instalación de nueva oferta de generación vinculada al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI).
Que la presente se dicta en virtud de la urgencia precedentemente expuesta en cuanto a la decisión regulatoria de avanzar progresivamente, en el lapso de vigencia de la declaración de emergencia del Sector Eléctrico Nacional, hacia la adecuada y plena operatividad del Marco Regulatorio Eléctrico (Leyes Nros. 24.065 y 15.336), teniendo particularmente en cuenta que tal marco legal está íntegramente ordenado en su contenido a los principios rectores establecidos en el Artículo 42 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.
Que las ofertas de nueva disponibilidad de generación deberán contener la declaración del precio de la disponibilidad de potencia ofertada en DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS POR MES (U$s/MW/mes) y de la energía eléctrica a producir por dicha potencia en DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS HORA (U$s/MW/h), con cada combustible operable por la central, así como los correspondientes consumos específicos máximos comprometidos expresados en KILOCALORÍAS POR KILOVATIOS HORA (kcal/kWh).
Que las ofertas, conforme con la información declarada en ellas, serán analizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), a partir de la simulación simplificada de la operación esperada del equipamiento comprometido en cada una, incluyendo los precios de los combustibles a consumir y las restricciones de transmisión que pudieran afectar a la capacidad de generación ofertada.
Que la simulación referida considerará también el riesgo de energía no suministrada esperable para el verano 2016 – 2017, invierno 2017 y verano 2017 – 2018, justipreciando el valor que tiene para el sistema eléctrico el ingreso temprano de la nueva oferta de generación.
Que las ofertas se ordenarán y seleccionarán en función del costo equivalente creciente correspondiente que represente cada una de ellas para el sistema eléctrico, de acuerdo a la metodología que, con sujeción a lo reglado en la presente norma, elevará el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) para la aprobación de esta Secretaría.
Que con el fin de garantizar la transparencia y publicidad del procedimiento de ordenamiento de ofertas, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) pondrá a disposición de los interesados y difundirá la metodología aprobada.
Que esta Secretaría podrá rechazar hasta la totalidad de las ofertas si el precio ofertado fuere excesivo o irrazonable para satisfacer el objetivo de la convocatoria.
Que las ofertas de nueva disponibilidad de generación que resulten admisibles y seleccionadas serán objeto de “Contratos para la Demanda de Distribuidores y de Grandes Usuarios”, en adelante CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD).
Que será excluyente el cumplimiento íntegro de la normativa ambiental aplicable para que las ofertas seleccionadas sean consideradas válidas al momento de la puesta en servicios de las unidades generadoras involucradas y que les corresponda la remuneración prevista en los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD).
Que, con el objeto de atraer las inversiones necesarias y reducir el costo del financiamiento, corresponde el aseguramiento del pago de CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD), los que tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la presente norma tiene en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica.
Que el Artículo 84 de la Ley N° 24.065, en orden a la importancia que tiene preservar la integridad de la cadena de pagos para la seguridad y continuidad del servicio eléctrico, establece el procedimiento ejecutivo para la percepción de la deuda en mora resultante de la comercialización de energía eléctrica en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), siendo título hábil la constancia de deuda que determine la reglamentación.
Que se considera conveniente, con el objeto de atraer el financiamiento necesario para la instalación emergencial de generación en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), posibilitar que, en tanto la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) emita la documentación comercial que resulte necesaria para la liquidación de los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD), documente y certifique, a los efectos del procedimiento ejecutivo de cobro, en representación del Agente Generador Vendedor de los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) que así lo solicite, la parte proporcional de la deuda en mora de los Agentes Demandantes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), correspondiente a los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) del Agente Vendedor solicitante.
Que la Dirección Nacional de Prospectiva de la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA TÉRMICA, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA de la SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que la DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS, dependiente de la SUBSECRETARÍA DE COORDINACIÓN ADMINISTRATIVA del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, ha tomado la intervención que le compete.
Que las facultades para el dictado del presente acto surgen de lo dispuesto por los Artículos 35 y 36 de la Ley N° 24.065, el Artículo 84 de su Decreto Reglamentario N° 1.398 de fecha 11 de agosto de 1992, el Artículo 23 nonies de la Ley de Ministerios (texto ordenado por Decreto N° 438 de fecha 12 de marzo de 1992) y sus modificaciones y el Artículo 11 de la Resolución N° 6 de fecha 25 de enero de 2016 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
Por ello,
EL SECRETARIO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA
RESUELVE:
Artículo 1° — Convócase a interesados en ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada, con compromiso de estar disponible en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) para satisfacer requerimientos esenciales de la demanda, desde los siguientes Períodos Estacionales: (i) Verano 2016/2017, (ii) Invierno 2017, o (iii) Verano 2017/2018, conforme con los lineamientos de la presente resolución.
Art. 2° — Bases para ofertar:
1) Las ofertas de nueva capacidad de generación térmica podrán ser presentadas ante el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) por quienes sean, o simultáneamente soliciten ser ante esta Secretaría, Agentes Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), en los términos de Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios que, como Anexo I, forma parte integrante de la Resolución N° 61 de fecha 29 de abril de 1992 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA del ex MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y sus modificaciones (“LOS PROCEDIMIENTOS”).
2) Las ofertas a realizar por los proponentes deberán surgir de proyectos de instalación de nueva capacidad de generación, adicional a la ya prevista para el período en que se comprometa su habilitación comercial. En consecuencia, no pueden ofertarse unidades de generación: (i) Preexistentes a la fecha de publicación del presente acto, (ii) que a dicha fecha estén interconectadas al SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI), o (iii) en las que la disponibilidad de potencia ofrecida estuviera comprometida en acuerdos ya aprobados por la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA, con principio de ejecución. En casos en que la disponibilidad de potencia ofrecida estuviera de algún modo comprometida en acuerdos ya aprobados, sin principio de ejecución, y se pretenda ofertar bajo la presente norma, el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) someterá el asunto a consideración de esta Secretaría para que resuelva sobre la procedencia de la oferta en cuestión.
3) Las ofertas no podrán comprometer, en cada punto de conexión propuesto, una capacidad de generación inferior a CUARENTA MEGAVATIOS (40 MW) totales y, en su caso, la potencia neta de cada unidad generadora que conforme a la oferta para dicha localización, no podrá ser inferior a los DIEZ MEGAVATIOS (10 MW).
4) El equipamiento comprometido en las ofertas debe contar con capacidad dual de consumo de combustible para poder operar indistintamente según lo requerido por el despacho económico del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). En caso de disponibilidad sin restricciones de un combustible e forma continua, o de considerarlo provechoso y/o beneficioso a la economía de la logística, el oferente podrá realizar una oferta alternativa a la requerida con equipamiento de generación que pueda consumir un solo tipo de combustible.
5) No hay límite superior preestablecido de la capacidad de potencia a ofertar y su localización es sin restricciones, salvo las que resulten de la capacidad de transporte eléctrico o del suministro de combustible. El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) informará y publicará, con carácter meramente indicativo y no limitativo, sin que afecte la libertad de elección de los oferentes, los nodos del Sistema Interconectado Nacional sugeridos, para la incorporación de potencias de entre CINCUENTA Y CIENTO CINCUENTA MEGAVATIOS (50 y 150 MW).
6) Deberá ofertarse por cada unidad generadora en el punto de conexión propuesto: (i) un precio por la disponibilidad de potencia determinado en DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS POR MES (MW/mes), y (ii) un precio por la energía producida determinado en DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS HORA (MW/h), valorizando los variables no combustibles por cada tipo de combustible operable por la central y los correspondientes consumos específicos máximos comprometidos expresados en KILOCALORIAS POR KILOVATIOS HORA (Kcal/kWh).
El oferente que garantice en su oferta una provisión en forma continuada, durante toda la vigencia del contrato, de combustible propio del tipo no disponible en el mercado (por ejemplo gas natural no conectado a redes), podrá ofertar incluyendo el precio de dicho combustible, en forma discriminada, en el precio ofertado por la energía.
7) Será excluyente el compromiso de acreditar el íntegro cumplimiento de la normativa ambiental aplicable. Sin que sea limitativo, se debe tener en cuenta la oportuna presentación, previa a la fecha de disponibilidad comprometida, de: (i) la declaración del Impacto Ambiental expedida por el Organismo competente a nivel local en cumplimiento de la normas vigentes en la respectiva jurisdicción, y (ii) el ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL (EIA) siguiendo los lineamientos enunciados en el Manual Anexo a la Resolución N° 149 de fecha 2 de octubre de 1990 de la ex SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA y sus modificaciones y LOS PROCEDIMIENTOS del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) sobre la materia. El incumplimiento de la normativa ambiental en la fecha comprometida implicará la resolución del CONTRATO DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) del Agente Vendedor y la ejecución de la garantía de cumplimiento.
8) La presentación de las ofertas se hará en DOS (2) sobres. En el primero, se incluirá la información técnica asociada a la disponibilidad de potencia ofrecida. En el segundo sobre se incluirán: (i) los precios ofertados por la disponibilidad de potencia comprometida y por la energía eléctrica generada en los términos de esta resolución, (ii) los consumos específicos máximos ofertados, (iii) la fecha máxima comprometida de entrada en servicio comercial de la capacidad de generación ofrecida, (iv) el plazo de vigencia solicitado del Contrato de Venta de Disponibilidad de Potencia y Energía Eléctrica Asociada, (v) la garantía de mantenimiento de oferta y (vi) la proforma de la garantía de cumplimiento de fecha máxima comprometida.
9) Antes de la fecha de presentación de las ofertas, esta Secretaría, de considerarlo necesario o conveniente, podrá precisar o complementar los contenidos de la presente resolución y la información y/o documentación a presentar.
Art. 3° — El Agente Generador, Cogenerador o Autogenerador cuya oferta sea aceptada suscribirá un Contrato de Venta de Disponibilidad de Potencia de Generación Eléctrica y Energía Asociada en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) denominado CONTRATO DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) con los Agentes Distribuidores y Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), representados por la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA). El CONTRATO DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) tendrá las siguientes características:
1) Objeto del Contrato: La venta de la cantidad de nueva capacidad de generación eléctrica disponible y la energía asociada en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) desde la fecha máxima comprometida y por el plazo de vigencia del contrato.
2) Parte Vendedora: El Agente Generador, Cogenerador o Autogenerador del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) cuya oferta sea aceptada conforme lo dispuesto en esta resolución y normativa complementaria dictada por esta Secretaría.
3) Parte Compradora: Los Agentes Distribuidores y los Grandes Usuarios del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), representados por la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), con el objeto de satisfacer requerimientos esenciales de la demanda de energía eléctrica en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM).
4) Vigencia: Entre un mínimo de CINCO (5) y hasta un máximo de DIEZ (10) años.
5) Disponibilidad de Potencia comprometida: no inferior a CUARENTA MEGAVATIOS (40 MW).
6) Potencia de cada unidad generadora a ofertar: no inferior a DIEZ MEGAVATIOS (10 MW).
7) Consumo específico máximo de cada unidad generadora por combustible utilizado a ofertar: menor a DOS MIL QUINIENTOS KILOCALORÍAS POR KILOVATIOS HORA (2.500 kcal/kWh).
8) La remuneración a percibir por la parte vendedora y a pagar por la parte compradora por la potencia que resulte asignada y la energía eléctrica suministrada, determinada sobre la base del precio ofertado por la potencia puesta a disposición DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS POR MES (U$s/MW/mes) y por la energía eléctrica generada DÓLARES ESTADOUNIDENSES POR MEGAVATIOS POR HORA (U$s/MW/h) con cada combustible.
9) La parte vendedora entregará, con la oferta, proformas de garantías de mantenimiento de oferta y de cumplimiento de instalación y disponibilidad de la potencia objeto del contrato en la fecha máxima comprometida que formalizará, a satisfacción de la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), en el CONTRATO DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) que se suscriba.
10) El punto de entrega de la energía y potencia contratada será el nodo de vinculación con el SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI) del equipamiento de generación que compone la correspondiente oferta aceptada (nodo del Agente Vendedor).
11) El régimen de sanciones por incumplimiento de la disponibilidad de capacidad de generación comprometida, partiendo de una indisponibilidad máxima mensual asociada a las tareas de mantenimiento autorizadas a realizar sobre el equipamiento en cuestión, definiéndose la sanción en función de la afectación que pueda introducir la indisponibilidad de las unidades comprometidas en los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) en el adecuado abastecimiento de la demanda de energía eléctrica del SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXIÓN (SADI).
12) Las máquinas y centrales comprometidas en CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) generarán en la medida que resulten despachadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), según lo establecido en LOS PROCEDIMIENTOS.
13) El suministro y/o el reconocimiento del costo de los combustibles a consumir por las máquinas y/o centrales afectadas al cumplimiento de los compromisos asumidos en los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) cuya operación haya sido dispuesta por el Despacho Económico efectuado por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED), se realizará conforme la normativa vigente en cada momento.
14) La prioridad de pago de los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD), será primera en el orden de prelación, equivalente a la que tienen los Contratos de Abastecimiento vigentes con el BANCO DE INVERSIÓN Y COMERCIO EXTERIOR (BICE), como Fiduciario de los Fideicomisos Central Termoeléctrica Manuel Belgrano y Central Termoeléctrica Timbúes, desde enero y febrero del año 2010, respectivamente. Esta prioridad de pago a la vez, es y se mantendrá equivalente a la que tiene el pago del costo de los combustibles líquidos utilizados para la generación de energía eléctrica.
Art. 4° — Las ofertas presentadas en el marco de esta resolución, serán analizadas por el ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) a partir de la metodología establecida por esta Secretaría, aplicando un modelo de simulación simplificada de la operación esperada del equipamiento de generación comprometido en cada oferta que contemple los consumos específicos ofertados, incluyendo la valorización de los precios ofertados en cada propuesta, y teniendo en cuenta las restricciones de transmisión que pudieran afectar el despacho del aludido equipamiento de generación. En ese sentido, se deberá tener en cuenta que:
1) La evaluación de las ofertas considerará los riesgos de energía no suministrada esperable para el verano 2016 – 2017, invierno 2017 y verano 2017 – 2018, justipreciando el valor que tiene para el sistema eléctrico el ingreso temprano de la capacidad de generación ofrecida.
2) El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) publicará y pondrá a disposición antes de la apertura del segundo sobre, la metodología a aplicar para efectuar la evaluación de las ofertas.
3) Las ofertas se ordenarán y seleccionarán en función de los correspondientes costos equivalentes crecientes que representen para el sistema eléctrico cada una de las mismas.
4) El ORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) evaluará e informará a esta Secretaría los costos que provoca al sistema cada una de las ofertas que resulten aceptables bajo la metodología aprobada y, en su caso, las que resulten excluidas en esta instancia por incumplimiento de las condiciones establecidas en la convocatoria.
Esta Secretaría podrá rechazar hasta la totalidad de las ofertas presentadas de considerar que los precios ofertados no son aceptables o no se cumplen los objetivos de la convocatoria.
Art. 5° — Los Agentes Distribuidores y Grandes Usuarios de energía eléctrica del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) abonarán mensualmente el costo correspondiente a los CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) proporcionalmente a su demanda en dicho Mercado.
La COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) emitirá la documentación comercial que resulte necesaria para la liquidación a los Agentes Vendedores en dichos contratos, durante la vigencia de la emergencia declarada por el Decreto N° 134 de fecha 18 de diciembre de 2015 o hasta el dictado de la regulación que transfiera dicha emisión a los Agentes Vendedores lo que, en su caso, será sin perjuicio de la garantía de pago en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) dada por la prioridad establecida en el último apartado del Artículo 3° de esta resolución.
En tanto la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) emita la aludida documentación comercial, documentará y certificará conforme a las constancias publicadas en el Documento de Transacciones Económicas, en favor del Agente vendedor en un CONTRATO DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) que así lo solicite, la parte proporcional de la deuda mensual en mora de los Agentes demandantes compradores representados por la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), correspondiente a dicho CONTRATOS DE LA DEMANDA MAYORISTA (CdD) a los efectos del procedimiento ejecutivo de cobro.
Art. 6° — Instrúyese a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) a elaborar, con sujeción a lo prescripto en esta resolución, los términos de referencia para la formulación de las ofertas bajo la convocatoria efectuada en la presente y elevarlos a aprobación de esta Secretaría, en el plazo máximo de SETENTA Y DOS (72) horas contadas desde su notificación.
Art. 7° — Notifíquese la presente a la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA).
Art. 8° — Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Alejandro Sruoga

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marzo 22, 20130

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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febrero 7, 20130

Ypf con nuevo Bono de 400 MM$ y en busqueda de inversores en el Medio Oriente

En Dubai se reunió con el CEO de Dragon Oil y, posteriormente, en Abu Dabhi, con el Chairman de Mubadala Development Company, Khaldoun Al Mubarak

Un día después de conocerse la demanda que un fondo de pensión estadounidense inició contra YPF en los tribunales de Nueva York, el titular de la petrolera estatizada, Miguel Galuccio, se reunió con posibles inversores en Medio Oriente.
El ingeniero viajó a Emiratos Arabes donde participó de dos reuniones en el marco de una posible cooperación futura con empresas y fondos de inversión de esa región.
En Dubai se reunió con el CEO de Dragon Oil, Abdul Jalil Al Khalifa, y posteriormente, en Abu Dabhi, con el Chairman de Mubadala Development Company, Khaldoun Al Mubarak.
El objetivo del viaje apunta a sumar capitales frescos para financiar el ambicioso proyecto que la compañía presentó el año pasado y que busca apuntalar la alicaída producción de petróleo.

El plan de negocios fue mostrado el miércoles en los encuentros por el titular de YPF, quien destacó la posible cooperación futura que pueda existir, y adelantó que ejecutivos de Dragon Oil podrían visitar la Argentina dentro de aproximadamente un mes para “profundizar en oportunidades de cooperación en yacimientos convencionales de gas y petróleo”.
Pero mientras el presidente de YPF iniciaba su gira en el exterior (dentro de una misión oficial junto a otros funcionarios), el martes se conoció que el grupo inversor Monroe County Employees Retirement System –en el Estado de Michigan– motorizó una acción judicial acusando a la petrolera de no advertir los riesgos de nacionalización a los inversores que suscribieron a la oferta inicial de acciones que realizó la empresa en Wall Street en marzo de 2011, cuando estaba controlada por la española Repsol y la familia Eskenazy, a quienes también se demandó.
La presidenta Cristina Fernández anunció el 16 de abril pasado la expropiación del 51% de YPF, diciendo que la compañía no había invertido lo suficiente, dejando que cayera la producción y la exploración de los recursos.

Fuente: Infobae.

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octubre 17, 20120

Baja el Precio de la Energía Electrica – Reporte Consumo Septiembre 2012

Como ese habitual en esta época del año, los costos a afrontar por los grandes usuarios (GUMA/GUME) se reducen por menores sobrecostos transitorios de despacho. La menor utilización de combustible alternativo (fuel oil, gas oil), gracias a la mayor disponibilidad de gas en los meses de verano y las mayores importaciones de gas de Bolivia y GNL, reducen fuertemente el valor unitario de este cargo en comparación con los meses del periodo invernal.
A continuación detallamos la evolución del precio de la energía en $/MWh para el año 2011 y el corriente.

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Asimismo, destacamos que el valor unitario se ubica por encima del costo del mismo mes para el año anterior, en el orden del 7%. La razón fundamental de este incremento, está asociado a la mayor generación térmica comparado con Septiembre 2011 debido a la baja hidrología en la región de Comahue.

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agosto 18, 20120

Importaciones y Exportaciones de Energia Electrica en el MEM

Respecto al intercambio regional de energía eléctrica entre Argentina y sus países vecinos, el 2012 ha sido un año de muy escasas transacciones. En los últimos años, el intercambio más significativo se produjo con Brasil, dentro del marco del acuerdo bilateral de energía, donde Argentina ha importado durante el invierno unos 900 MW promedio para el 2010 y 2011. Este acuerdo no ha sido convocado en el 2012 por decisión de Argentina, dado las condiciones económicas y financieras solicitadas por el país vecino. Entre las características principales se destaca el prepago por el consumo de 7 días de la energía (precio de equipamiento térmico brasileño con combustible alternativo) y los costos asociados a la transmisión y conversión a 60 Hrz. Precio final estimado 350 US$/MWh.

A continuación mostramos el gráfico MW medios intercambiados internacionalmente con los países vecinos.

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Los únicos intercambios internacionales de energía don importaciones inferiores a 30 Mw desde Paraguay a un precio estimado de 210 US$/MWh y exportaciones de emergencia a Uruguay con mayor convocatoria en Mayo y Junio.

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agosto 18, 20120

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.

demanda electrica MEM

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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agosto 12, 20120

Articulo especial para el Revista Mercado Electrico

La importación de GNL beneficia a los grandes consumidores del Mercado Mayorista

Los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista, ya sea el caso de los GUMAS (Grandes Usuarios Mayores) o los GUMES (Grandes Usuarios Menores), están recibiendo, sorpresivamente, facturas de provisión de energía eléctrica sin incrementos con respecto al 2011. Esta situación resulta muy diferente a lo que venían experimentando estos usuarios en los años previos, donde el denominado Sobrecosto Transitorio de Despacho, se incrementaba sostenidamente, año tras año.
En el gráfico siguiente se muestra la evolución del precio monómico de la energía junto a una estimación de precios para los que resta del año 2012. Dentro del precio mónomico vale la pena resaltar que se encuentra el Precio de la Energía, los Sobrecostos Transitorio de Despacho, el Sobrecosto T. D. Adicional, Energía Adicional, Sobrecosto de Combustible y Potencia y Servicios. El precio aquí mostrado no contempla el margen de los generadores eléctricos, el cargo por importaciones de Brasil y nuevos contratos de abastecimiento, el Cargo del Foninvemen, el Fondo nacional de Energía Eléctrica.

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En los últimos años las facturas de los usuarios mostraban incrementos significativos en el cargo SCTD ( Sobrecosto Transitorio de Despacho), el cual contempla los gastos realizados en el sistema de generación eléctrica en combustibles alternativos como ser Gas Oil y Fuel Oil. Para el 2012, si se compara los primeros 6 meses con el 2011, se observa que el sobrecosto mantiene niveles similares y no ha sufrido incrementos significativos. Los motivos de la estabilidad de esta variable, resultan muy claros cuando se analizan las cantidades utilizadas de combustibles líquidos en el MEM.

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Un clásico análisis sobre estas variables nos llevaría a concluir que una mejor hidrología ha sido el motor de la estabilidad del sobrecosto en materia de precios, pero observando los aportes realizados por la Energía Hidroeléctrica al MEM, la misma resulta inferior al 2011. Analizando detenidamente, el utilización del gas natural en Mercado de Energía, en reemplazo de combustible líquido ha sido la variable que ha marcado la gran diferencia, aumentando 17% con respecto al mismo periodo del 2012 y reemplazando al Gas Oil como combustible alternativo.
Continuando con el análisis, vale la pena preguntarse porque el parque de generación térmico ha contado con mayor disponibilidad de gas natural y así permitir que los sobrecostos mantengan sus niveles. La explicación resulta bastante sencilla cuando se miran los datos de mercado de gas natural donde se observa un incremento muy significativo de las importaciones de Bolivia y de GNL para los primeros 6 meses del año, aportando al sistema nacional de gas natural mayor disponibilidad que en el 2011.
A continuación se muestra la evolución de las importaciones

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Estos incrementos en las importaciones de gas natural han generado mayor disponibilidad en el sistema gasífero nacional y esto se ha notado más aun en el parque térmico de generación, el cual ha reducido las cantidades de combustibles utilizados en la cuenta de sobrecostos transitorios. El MEM paga por el gas natural recibido en sus maquinas de generación aproximadamente 2.68 US$/MMBTU dependiendo de la cuenca de origen, sin considerar el gas plus, y reduce significativamente los costos de operación por reemplazar combustibles entre 4 y 8 veces más caros. Este análisis no contempla los costos adicionales de la importación de gas que no forman parte del costo eléctrico pero que sí debe afrontar el gobierno nacional.
En cualquier otro caso, ya sea por menores importaciones de gas o por redireccionamiento hacia la industria, el sistema de generación eléctrica deberá aumentar su generación con líquidos y por ende los grandes usuarios del MEM verán incrementadas sus facturas por Sobrecostos transitorios de despacho mayores.

Autor: Diego Rebissoni Director de Energía y Mercados (www.energiaymercados.com ) y empresa de asesoramiento profesional en energía eléctrica y gas natural para la industria.

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julio 20, 20120

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

Informacion, Información de Mercado
junio 16, 20120

Presentacion de la Empresa

Energía y Mercados ofrece un servicio de asesoramiento integral a los consumidores de energía buscando generar valor en la cadena productiva de nuestros clientes.

Nuestros principales servicios se basan en el asesoramiento y la gestión contractual de los recursos energéticos para su eficiente administración, buscando los mejores proveedores de energía del mercado, a los mejores precios con un servicio de excelencia en su provisión.

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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.