Comercialización Profesional de Energía

Monthly: diciembre 2016

Información de Mercado

RenovAr – Licitación de Energias Renovables

Dentro del marco de la Ley 26190 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica. Modificación, Sancionada: Septiembre 23 de 2015 y Promulgada de Hecho: Octubre 15 de 2015), el Ministerio de Energia y Minería armó una licitación dentro del Programa Renovar que se inserta en el cumplimiento de los objetivos establecidos por las leyes 26190 y 27191 y su decreto reglamentario 531/16, de contribución de generación renovable.

imagen-3

El día 5 de Septiembre de 2016 se recibieron las presentaciones de Ofertas (Sobre A y B), y a continuación mostramos un resumen de las ofertas presentadas.

imagen-4

imagen-6

De las 123 ofertas presentadas, calificaron 105, que se distribuyen de la siguiente forma: 42 para energía eólica por 2870 MW; 50 para energía solar por 2305 MW; 8 por Biomasa, y Biogás por 23 MW, y 5 para PAH (Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos) por 11 MW. Los 105 proyectos que calificaron representan 5209 MW, mientras que los 18 descartados unos 1134 MW.
La mayor parte de las ofertas recibidas quedaron ubicadas por debajo del Precio Máximo de Adjudicación estipulado por el ministerio: para la energía eólica, el precio mínimo fue de 49 dólares por megavatio/hora y para la solar, de 59 dólares por megavatio/hora. Estos valores son cercanos al promedio internacional y se ubican muy por debajo de la franja de 120-240 dólares megavatio/hora adjudicados en los contratos suscriptos hasta diciembre de 2015, lo cual permite estimar, dijeron también, un ahorro de hasta 5500 millones de dólares en los 20 años de contratos que se planteó la licitación.
Por el contrario, y tal como se esperaba, las propuestas del resto de las fuentes de energía -Biomasa, Biogas y PAH-, con un total de 100Mw, fueron mucho más ajustadas a lo pretendido por el Gobierno: no lograron alcanzar a cubrir el cupo previsto y ofrecieron precios más próximos a los de referencia.
A continuación, mostramos las ofertas adjudicadas, por tecnología, oferentes y precios ofertados:

imagen-7

imagen-8

Licitación Renovar 1.5 – Ronda 2

Funcionarios del MEyM anunciaron una nueva licitación para los proyectos que se hayan presentado en esta primera subasta y hayan quedado fuera.
Es decir, tanto los que no hayan calificado en la oferta técnica, como la económica y los que no hubieran adjudicado por cuestiones de competitividad podrán presentarse a esta nueva licitación que tendrá disponible el pliego para este 28 de octubre.
En este caso las autoridades apuntarán a una regionalización de proyectos. Se licitarán 400 MW eólicos y 200 MW solares. En cuanto a emprendimientos eólicos, 100 MW se destinarán al Corredor Comahue, 100 al Patagonia, 100 a Buenos Aires y otros 100 MW al resto del país. En solar, 100 se destinarán para proyectos del al NOA y otros 100 a nodos restantes. el objetivo que buscan, es que sea una licitación más federal de lo que fue la primera, según informó el gobierno.

Licitación Renovar 2

Adicionalmente el gobierno anticipó que está trabajando con el objetivo de preparar una nueva licitación bajo el mismo programa Renovar para mayo 2017.

Licitación para instalar Ciclos Combinados

El Ministerio de Energía prepara una licitación para instalar al menos tres centrales de ciclo combinado con una potencia total de 3.000 MW. La compulsa se lanzaría a fin de este año.

Información de Mercado

Nuevo equipamiento de Generación de Energia Electrica en el MEM. Licitacion de Energía Termica “Urgente” x 1000 MW

Ante la difícil situación de abastecimiento eléctrico evidenciada en el verano 2015-2016 derivada de años de falta de inversión genuina y en el marco de la emergencia eléctrica decretada a inicios de nuestra gestión, el Ministerio de Energía y Minería decidió convocar por medio de la Res. SEE 21/2016 a inversores para la instalación de nueva capacidad de generación de energía eléctrica en módulos mínimos de 40MW de potencia.
Los criterios básicos de la convocatoria fueron: i) que las inversiones fueran financiadas por el sector privado, ii) que los precios de adjudicación se resolvieran en un proceso transparente y competitivo, y iii) que la nueva capacidad de generación contribuyera a disminuir los riesgos de corte de suministro a los usuarios en el corto y mediano plazo y, al mismo tiempo, que contribuyeran a disminuir los costos operativos del sistema, básicamente, los asociados con el consumo de combustible.
En esta licitación se recibieron ofertas por un total de 6.611 MW de capacidad nueva de generación, valor muy superior a las expectativas iniciales.

imagen-1

Los precios unitarios de capacidad ofertados estuvieron en su mayoría por debajo de los que contrató la administración anterior para servicios similares. El precio promedio de las ofertas recibidas fue 25.000 U$S/MW-mes, valores muy inferiores a años anteriores que rondaban los 30.000 U$S/MW-mes.
El resultado de la evaluación realizada por el equipo técnico del Ministerio de Energía y Minería recomienda la selección de un conjunto de 20 ofertas por un total de 1.917 MW con las siguientes características:
A partir de esos resultados, el Ministerio de Energía convocó a una Segunda Ronda, a los proyectos que no fueron adjudicados a mejorar sus ofertas para sumar una mayor capacidad de generación de energía térmica en un plazo para los dos próximos años.
En esta segunda ronda, siete nuevos proyectos fueron adjudicados a un costo de 19.183 U$S/MW-mes” de costo promedio. Este costo de la nueva energía resultó un 17 por ciento menores al que las mismas empresas ofrecieron en un primer momento.
De esta manera, el Gobierno se estará asegurando a comienzos de 2018 un aporte al sistema de un total de 2.871 MW, de los cuales 1.915 MW fueron en una primera etapa y los otros 956 MW como producto del llamado a mejorar las ofertas económicas, lo que en palabras del ministro significará “casi un 10 por ciento de la actual capacidad instalada”.
 La inversión estimada será del orden de 2.530 millones de dólares.
 El precio promedio unitario del conjunto es de 20.700 U$S/MW-mes.
 Entre las ofertas seleccionadas, figuran 10 grupos empresarios que actualmente operan en el mercado eléctrico, como así también 5 inversores nuevos del mismo.
 La eficiencia en términos de consumo específico de combustible por unidad de energía eléctrica generada de los grupos generadores seleccionados, es sensiblemente mejor (2.229 kcal/kWh) a la media de los grupos contratados por la administración anterior de similares características (2500 kcal/kWh), lo que producirá una disminución del consumo de combustible del conjunto de la generación en el futuro.
 De las ofertas seleccionadas, existen algunas que, por su localización en la red traerán significativos beneficios adicionales en términos de seguridad y calidad de servicio, como mejoras en la regulación de tensión y mayores reservas operativas y contingentes. Los nodos correspondientes a las citadas ofertas son: ET Pilar (GBA), CT 9 de Julio (MDQ), ET Luján ll (BA), ET Salto (BA), ET San Pedro (BA), ET Bragado (BA) y ET Villa Ocampo (SF).
A continuación detallamos los ingresos de nueva oferta de energía, donde podemos observar que en sombreado verde corresponde a aquellas empresas que adjudicaron en la segunda ronda, tal como mencionamos recientemente.

imagen-2

Información de Mercado

Subsidios a los sectores economicos

Luego de 2 años record en temas de subsidios, donde los subsidios a empresas públicas y privadas sumaron en promedio 2013-2015 los 26 mil millones de dólares por año, monto que representó un 4,3% del PIB. Esta cifra, que significó un récord en términos de la importancia relativa de los subsidios, que ya se mantiene por ocho años consecutivos.
Para este 2016, como hemos mencionado en el artículo, Gracias a la baja del crudo los costos de importación de los energéticos ha llevado a un menor costo de la energía, teniendo que Estado Nacional que erogar montos menores a años anteriores.
La masa de subsidios económicos registró en el 2016 una baja del 32% en la comparación anual.
A continuación presentamos los subsidios por sector, y su evolución anual:

imagen-3

En la expansión de los subsidios influyó con fuerza el significativo aumento en las transferencias al sector energético, que representa la mayor parte del total de los subsidios. Al interior de este sector, que por sí solo absorbe más de la mitad de los recursos nacionales transferidos a los sectores económicos (su participación relativa es del 61%), los envíos para financiar a CAMMESA y ENARSA concentraron el 80%.
A continuación mostramos lo que representan estos subsidios con respecto al PBI, y sólo reflejando la apertura en el sector energético versus el resto.

imagen-4

Información de Mercado

Deficit del Mercado Electrico

Por diferentes razones, a nivel mayorista, y desde el 2002 hasta la actualiza, la Demanda Eléctrica abonaba un valor que es inferior al que se remunera a los Generadores. La diferencia para sustentar la operación de generación eléctrica era sostenida con subsidios directos del Estado.
Con el fin de tener presente la magnitud de este déficit se puede mencionar que el Valor monómico medio del año 2015 resultó 654 $/MWh mientras que el valor monómico medio Estacional fue de 95 $/MWh, lo que representa un déficit de 559 $/MWh, que sobre una energía de 132 TWh representa un quebranto de casi 74.000 millones de pesos/año o cerca de 7.000 millones de dólares/año. Estos 74.000.000.000 $/año representan el subsidio directo del Estado al Sector Mayorista de Electricidad. Para el 2016, las relaciones son similares, el monómico se estima en el orden de los 1100 $/MWh mientras que el valor monómico medio Estacional fue de 30 $/MWh lo que representa un déficit de 780 $/MWh, que sobre una energía de 138 TWh representa un quebranto de casi 107.000 millones de pesos/año o cerca de 7.000 millones de dólares/año. Estos valores representan el subsidio directo del Estado al Sector Mayorista de Electricidad.
Lo que debe destacarse en este punto es que las Distribuidoras tampoco podían abonar el precio pactado por lo que la cobrabilidad del Mercado estuvo notablemente resentida y debido al retraso en las inversiones de infraestructura de Distribución, el Estado también asistió a las Distribuidoras, Cooperativas y Municipios para la ejecución de obras críticas para soportar un servicio eléctrico adecuado. Recientemente se anunció el final de estas importantes transferencias y subsidios por parte del Estado, tendiendo a disminuir los aportes de la Nación en este sector. Para ello se han ajustado las tarifas en valores importantes e incrementado los Valores Agregados de Distribución (VADs) de las prestadoras del servicio, con lo que se estima que se estará cerca del equilibrio económico del sector.

imagen-1

imagen-2

Información de Mercado

Tarifas electricas medias en América del Sur

A continuación, presentamos un gráfico comparativo para los distintos países de la región. En el caso de la Argentina, la tarifa corresponde a la empresa EDENOR y EDESUR, distribuidoras de energía eléctrica nacional que abastece a más del 40% de los usuarios del país.
Los valores están expresados en centavos de dólar por KWh, netos de impuestos y de cualquier otro cargo extra, e incluyen los subsidios que los distintos operadores aplican a cada categoría de usuario.

imagen-5

Se observa que la Argentina se mantiene, junto con Venezuela y Paraguay, entre los países de la región que determinan tarifas residenciales más bajas para todos los escalones de consumo analizados.
Para un consumo de 30 kw/h mes, un usuario paga en la Argentina el 56% del valor de la tarifa promedio de la región, es decir que la tarifa promedio regional es algo menos del doble con relación a la tarifa local.
Por su parte, para consumos mensuales de 300kw/h (consumo medio y donde se concentra el mayor consumo residencial), la diferencia con el promedio regional alcanza los niveles más altos, representando el 39%. De esta forma, se desprende que un usuario residente en AMBA abona una tarifa 3 veces menor que en Colombia, 3,5 veces menor que en Brasil y 5 veces menor que en Uruguay.
En este caso, las tarifas para usuarios comerciales o pequeñas industrias en la Argentina es algo más de la mitad del promedio regional (representa el 56%) y cerca de 3 veces menor que en Brasil, nuestro principal socio comercial.
Las tarifas locales para usuarios industriales observan el mismo comportamiento que la descripta para el resto de los escalones de consumo. Es así que el promedio regional representa 2,5 veces la tarifa eléctrica que abona una industria radicada en la Argentina, mientras que respecto de Brasil, dicha relación aumenta a 4 veces.

Información de Mercado

Tarifas Electricas

En primer lugar se presentan los cálculos de las tarifas medias vigentes desde febrero de 2016 para el sector residencial, comercial e industrial de los seis principales distribuidores de energía eléctrica de la República Argentina.
Las empresas son: EDENOR y EDESUR (concesionarias de la distribución de energía eléctrica del Área Metropolitana de Buenos Aires), EDELAP (La Plata y alrededores), EDEMSA (provincia de Mendoza), EPEC (provincia de Córdoba), EPESF (provincia de Santa Fe), que en conjunto representan más del 60% del mercado eléctrico, medido tanto en cantidad de clientes como en energía vendida.
Los valores comparados indican la tarifa media con subsidios, expresados en pesos por Kw/h, netos de impuestos y de cualquier otro cargo extra aplicado por las distintas operadoras. Con respecto a los usuarios residenciales, en el cuadro que sigue se presentan los valores correspondientes a la tarifa normal sin ahorro. Sin embargo, en el análisis posterior, se realiza la comparación con los casos en que el usuario ahorre entre un 10% y un 20%, o más de un 20%, con respecto al consumo del mismo periodo del año anterior (Plan Estímulo).

imagen-1

Del mismo modo, en el siguiente gráfico observamos las tarifas con subsidios del 2015 para los mismos tipos de usuario y distribuidoras.

imagen-2

Es así que un usuario que consume 30kw/h mes y reside en el área de concesión de EDESUR (Gran Buenos Aires), en 2015 pagaba 5,6 veces menos que un usuario de Santa Fe por el servicio eléctrico. A partir de febrero de 2016, dicha proporción descendió a 2,1, y 1,3, respectivamente.
Es decir que se produjo una fuerte reducción de la brecha observada en la tarifa media entre las distintas jurisdicciones, sobre todo con respecto a los dos operadores del AMBA. De esta forma, EDEMSA (ciudad de Mendoza) que implementó aumentos proporcionalmente menores a los de EDENOR y EDESUR, se sitúa en este período como el operador con la tarifa media más baja para usuarios residenciales.
Para el resto de los escalones de consumo analizados, la dispersión observada es aún mayor si se analiza la situación de las dos jurisdicciones con tarifas más altas respecto de las demás. En el caso de consumos de 150 kw/h y 300kw/h mensuales, rango donde se ubica la mayor cantidad de usuarios, se observa que un residente de Córdoba o Santa Fe abona tarifas por el servicio eléctrico que pueden ser, según el caso, un 176% mayores que un residente de Mendoza, un 149% mayores que en el Gran Buenos Aires y un 66% superiores al promedio nacional. Si el consumo es aún mayor, y se analiza un escalón de consumo de 1000 kw/h mes, en la zona norte del AMBA (EDENOR) se pagan tarifas de electricidad cerca de 3 veces más bajas que en Córdoba.

imagen-3

En el siguiente anterior, surge claramente que las mayores variaciones relativas fueron implementadas en el AMBA, con un mínimo del 300% de aumento en el escalón de mayor consumo analizado, y alcanzando el 700% en un rango de consumo medio. La Plata y Mendoza son las jurisdicciones que siguen en el orden de mayores variaciones, sobre todo en las franjas de consumo bajo y medio. En el otro extremo, Córdoba es la que aplicó los aumentos más bajos, pero teniendo en cuenta que la base de comparación presentaba valores relativamente más altos que en el resto.
Vale considerar que si analizamos las variaciones teniendo en cuenta los distintos tipos de cambio para el 2016 versus el 2015, la comparación queda de la siguiente manera:

imagen-4

La situación de los usuarios comerciales o pequeñas industrias es similar a la descripta para los residenciales. Aquí también EDESUR y EDENOR aplicaron los mayores incrementos relativos.
En el caso de las industrias, si bien la dispersión es mucho menor, el orden de las empresas muestra un cambio importante con respecto a las caracterizaciones planteadas hasta aquí. Un usuario de esta categoría que contrate una potencia de 300kw, con un factor de uso del 80%, radicado en el ámbito de prestación del servicio de EDENOR, paga tarifas eléctricas un 16% más bajas que uno radicado en Mendoza, y un 10% menores que el promedio país.

Información de Mercado

Los costos del MEM .Precio Monomico de la Energía

En la siguiente tabla y gráfica correspondiente, se muestra la evolución del precio medio monómico mensual del mercado spot horario, y precio monómico estacional, subdividido en:
Componente relacionada a la energía, distinguiendo dentro de ella:
• Precio de la energía topeado en 120 AR$/MWh
• Los sobrecostos (SCTD) debidos a la utilización de combustibles alternativos al gas
• Los cargos pagados por la demanda excedente, la cuenta Brasil y la de Contratos Abastecimiento MEM que incluyen los cargos no pagados por la demanda por estos conceptos.
• Componente relacionada a la potencia y servicios asociados, como reservas., y componente de los cargos por utilización de la red de transporte pagado por la demanda.

imagen-7

Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó la aplicación la Resolución SE N° 2016, definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor en concordancia con lo dicho en el párrafo anterior.
En el siguiente gráfico, se puede observar el cálculo del monómico que realiza CAMMESA, con la apertura de los ingresos a los generadores, y los costos de los combustibles totales.
Como se puede apreciar claramente, los costos mayoristas se han incrementado en dólares a lo largo de los años producto del mayor volumen de combustibles, y mayor participación de combustibles alternativos con precios radicalmente mayores.
Asimismo, en el 2016, el incremento del precio de gas para el sector de generación ha duplicado los cotos del gas natural, generando un incremento de 1.9 mil millones de dólares adicionales.
En contrapartida, gracias a los valores del crudo internacional, los costos en fuel oil y gas oil han generado un ahorro de 600 millones de dólares comparado con el año pasado (20% menor al 2015), a pesar del mayor volumen utilizado en el corriente año.

imagen-8

De la misma forma que los años anteriores los pagos de los demandantes no alcanzaran a nivelar los costos reales de generación, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.

imagen-9

Información de Mercado

Consumo de Combustibles. Los importados superan los locales! y lo costos?

Los consumos de los diferentes combustibles han registrado una modificación en su participación en los últimos años. La menor disponibilidad del Gas Natural para los generadores eléctricos obliga a la utilización de los combustibles alternativos, que cada central tiene dispuesto, para continuar con la generación de acuerdo a las pautas de despacho.

imagen-1

Principalmente el Fuel Oil en las unidades TV y el Gas Oil en las TG y CC reemplazan la falta de Gas Natural durante algunos meses al año. Aunque debe tenerse en cuenta que hay equipos instalados que únicamente consumen Gas Oil, (indiferentes a la disponibilidad de Gas Natural) como son los Motores y que su consumo se ha extendido ya a todo el año.
En el siguiente grafico observamos la evolución de los consumos de combustibles en el sector de generación, los mismos están expresados en igualdad de calería equivalentes a las del gas natural.

imagen-2

Como también pueden observar, en los últimos años, las relaciones calóricas indican que cerca del 30% del consumo corresponde a los líquidos por déficit de abastecimiento de Gas Natural a los Generadores Termoeléctricos. En este punto se debe destacar que las dos centrales de la Ciudad de Buenos Aires presentan un consumo de Fuel Oil cuando no pueden consumir Gas Natural que representa un volumen del orden de 1.6 millones de toneladas al año (52% del total del fuel oil consumido por las generadoras).
Considerando un contenido máximo de azufre del 1%, esto equivale a 16.000 t de azufre que se combina con la humedad del aire y se transforma en volúmenes importantes de ácidos altamente nocivos para la salud de la población que habita en zonas cercanas a la ciudad. El consumo de los combustibles líquidos (Fuel Oil y Gas Oil) presenta el siguiente perfil de evolución en los últimos años:

imagen-3

imagen-4

Puede verificarse que desde el 2004, en el caso del FO, se ha incrementado fuertemente el consumo en sustitución del Gas Natural que no está disponible para la generación eléctrica. Los consumos alcanzados son inéditos en la historia del sector que en la serie que se muestra corresponde prácticamente al mismo parque de generación TV. Para que resulte más claro: los generadores a Vapor que se encontraban operando en el año 2015 eran los mismos que se encontraban hace 24 años. No se registran incorporaciones en el parque TV y sólo algunos pocos MW fueron retirados del servicio por obsoletos.
Como se indicó más arriba, estas altas exigencias en operación con líquidos en un parque de generación con tanta edad y horas de servicio, inevitablemente va a sorprendernos con indisponibilidades intempestivas, tiempos de reparación y costos de recuperación progresivamente crecientes. En lo que hace al consumo de Gas Oil, el parque TG (incluye a los CC) registra también valores extremadamente altos, inéditos en el sector, en reemplazo de la falta de disponibilidad del Gas Natural. En el año 2015 los valores de consumo registrados alcanzan 3.1 millones de t de FO y casi 2.2 millones de m3de GO. De estas cantidades de FO y GO una proporción corresponde a compras en el exterior y otra a producto de origen nacional, como se expone en las gráficas. En el caso del Gas Oil la proporción de importación es extraordinariamente alta.

imagen-5

En el siguiente cuadro se pueden observar los precios de los combustibles en el sector energético, y su evolución en lo últimos 3 años.

imagen-6

Información de Mercado

Demanda de Potencia

La serie de potencia máxima registrada, a nivel mayorista, expone un crecimiento entre los extremos de la serie de 24 una tasa de 4.6%aa, los últimos 10 años un valor de 3.9%aa y en los últimos 5 años un promedio coincidente de 4.6%aa. Donde se destaca que, en los últimos años, las potencias máximas siempre se han incrementado, incluso por encima de la tasa de crecimiento de la energía.
La demanda máxima del MEM para el 2016, ha crecido cerca del 6% con respecto al año anterior.

imagen-1

Particularmente el comportamiento de la demanda en verano ha modificado su perfil con relación a las curvas típicas, históricas, exponiendo valores máximos en horas de la tarde por encima de los registros de horas nocturnas. Este comportamiento de alta sensibilidad de la demanda con las mayores temperaturas de verano se viene manifestando en forma notoria en los últimos años, debido al mayor equipamiento instalado en acondicionamiento de aire.
Sin considerar acción sobre la demanda de energía eléctrica (por ejemplo, con políticas de eficiencia energética) se estima que deben ingresar entre 1.000 y 1400 MW efectivos por año para cubrir no solo la potencia media necesaria sino la potencia pico del sistema, es decir alrededor de un 4% de la potencia pico del año anterior (25.330 MW resultó el pico histórico del Sistema Argentino de Interconexión – SADI – registrado en febrero del corriente año).

Información de Mercado

El Comahue

Podemos mencionar que años 2016 ha sido categorizado como extra seco, con probabilidades de excedencia que superan el 95%. En el siguiente gráfico se puede observar los entrantes diarios, expresados en m3/seg, para los ríos Collon Curá y Limay.

imagen-2

imagen-3

Las previsiones para los meses próximos, se consideran aportes previstos por la AIC (extra-secos) hasta Abril 2017, en concordancia con los registros del período Mayo – Agosto 2016. Futaleufú: se consideran aportes secos hasta fines de 2016 y todas las crónicas para el año 2017

Información de Mercado

Hidraulica: Comahue con record de sequia!

Con respecto al 2016 podemos mencionar que la central Yacyretá operó con aportes levemente superiores a los medios históricos, y salto Grande operó con aportes cercanos a la media histórica.
En cambio, el área del Comahue, tuvo un año hidrológico con valores extremadamente pobres. Tanto los ríos Limay, Collón Curá y Neuquén fueron muy inferiores a los medios históricos., al igual que Futaleufú
A continuación se muestra la generación hidráulica de los últimos meses:

imagen-1