La Central Roca vuelve a aportar energía al sistema interconectadao con una inversión de $280 millones.
La Central Térmica comenzó a aportar 125 Mw de potencia al Sistema Interconectado Nacional, tras la recuperación del generador que estaba fuera de servicio desde enero de 2009, lo que demandó una inversión de 280 millones de pesos.
La nueva puesta en marcha de la central rionegrina de General Roca fue encaberzada por la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, quien inauguró las obras mediante una videconferencia en el marco de la presentación “Plan Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación: Argentina Innovadora 2020”.
La empresa Albanesi invirtió 280 millones de pesos en la reparación del turbogenerador General Electric y en las obras de infraestructura, por lo que la inauguración de hoy dará lugar a que la central vuelva a aportar su energía al SIN.
Albanesi adquirió los activos de la Central que estaba fuera de servicio desde febrero de 2009 por una falla grave producida en la turbina que afectó también al generador.
La planta producirá 125 Mw con una unidad de generación en ciclo abierto, y en una segunda etapa se procederá al cierre del ciclo, que permitirá elevar la potencia a 180 Mw.
Con esta puesta en marcha, el grupo empresarial rosarino, que ya es titular de otras seis centrales en el país, se posiciona en el mercado de la generación eléctrica con una capacidad cercana a los 1.000 MW.
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.
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.
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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.
Autor: Ing. Diego Rebissoni director Principal Energía y Mercados
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.
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.
Una década después de su desembarco en la Argentina, la brasileña Petrobras se desprendió de su participación en la distribuidora eléctrica Edesur, la segunda en tamaño en el nivel nacional, que abastece a más de seis millones de clientes y tiene 32.500 kilómetros de cableado en la Capital y el Gran Buenos Aires.
Los compradores son compañías vinculadas con los empresarios locales Guillermo Reca (ex ejecutivo del banco de inversiones Merrill Lynch) y Eduardo Escasany, principal accionista del Banco Galicia. Desembolsarán 35 millones de dólares para tomar aproximadamente un 27% de la compañía de distribución de energía.
La brasileña se había quedado con la empresa como una herencia no deseada tras la compra de Pecom Energía, en 2002. El principal negocio de la empresa de los Perez Companc era la exploración y producción de petróleo y de gas. Es por eso que desde hace años la brasileña quiere desprenderse de los activos que no considera estratégicos.
Por medio de un comunicado enviado ayer a la Bolsa, informó que llegó a un acuerdo con un grupo de empresas para desprenderse de “la totalidad de las acciones de Petrobras Electricidad de Argentina y Petrobras Finance Bermuda por un monto de US$ 35 millones”.
Esas compañías poseen 38,5% y 10% en cada caso de Distrilec, la controlante de Edesur, con el 56,36% de su capital social. La porción restante de la empresa holding, y por lo tanto su control, están en manos de Endesa, que pertenece a la italiana ENEL.
LOS COMPRADORES
Son dos empresas que pertenecen a Sadesa, uno de los mayores grupos de generación eléctrica de la Argentina. Se trata de Hidroeléctrica Piedra del Águila, en la que también participan la provincia de Neuquén y el Estado Nacional; y La Plata Cogeneración.
Sadesa entró en el mercado eléctrico en 2006, luego de hacerse con los activos en ese rubro de la francesa Total. En el inicio fue un emprendimiento conjunto de varios empresarios locales, entre los que se destacaban Carlos Miguens Bemberg (el ex dueño de la cervecería Quilmes); Reca y Escasany. Hace poco más de un año, sin embargo, Miguens Bemberg se alejó del manejo cotidiano de la empresa, que quedó en manos de Reca. Dos fuentes sin contacto entre sí confirmaron a LA NACION que el ex dueño de Quilmes no participó en la compra de Edesur, que quedó para los socios restantes de Sadesa.
Si bien las negociaciones se habían iniciado hace meses, la noticia sorprendió en parte a los empresarios del sector, por dos motivos: los compradores se quedaron con una porción minoritaria y la empresa da pérdidas.
Fuente: La Nacion: http://www.lanacion.com.ar/1550532-petrobras-se-va-de-la-electrica-edesur
La petrolera YPF anunció que llegó a un acuerdo con la empresa Bridas para desarrollar el denominado plan piloto de explotación de petróleo no convencional en el yacimiento neuquino de Vaca Muerta, con una inversión prevista de 1.500 millones de dólares.
El programa contempla una primera fase de perforación de 130 pozos, mediante el cual ambos socios tienen previsto determinar la mejor ecuación económica posible para el desarrollo del recurso. Se trata de la firma del denominado “paper sheet”, es decir, un acuerdo preliminar que luego se tiene que ratificar en un plazo de 60 días.
El acuerdo fue firmado por el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, y los titulares de Bridas, Carlos y Alejandro Bulgheroni, en la sede de la petrolera nacional en Puerto Madero. El convenio comprende un área de 663 kilómetros cuadrados correspondientes a las áreas Bajada de Añelo y Bandurria, en Neuquén.
En los primeros dos años, se prevé una inversión de 1.500 millones de dólares, en el cual Bridas se quedará con un 35 por ciento de Bajada de Añelo y el 24,5 por ciento de Bandurria, zona en la que ya cuenta con una participación del 10 por ciento.
YPF informó que si bien la mayor parte del programa se focalizará en el desarrollo de petróleo no convencional, se espera que una parte del mismo en Bajada de Añelo se destine a lo que se denomina gas húmedo, que es un fluido rico en contenido de líquidos asociados.
Bridas además aportará otros 500 millones de dólares de financiamiento a largo plazo para que terminado el programa de dos años YPF pueda continuar con el desarrollo posterior del área.
Días atrás, se anunció un acuerdo similar con la norteamericana Chevron, de modo que YPF pasará a contar con dos socios para el desarrollo de la etapa previa para la explotación del hidrocarburo no convencional.
El titular de la petrolera argentina dijo que “estamos en conversaciones con otras empresas” y por lo tanto no descartó que se puedan anunciar nuevas asociaciones a lo largo del 2013. También recordó que del programa de 37 mil millones de dólares anunciado este año, unos 5 mil millones de dólares provendrán de asociaciones con empresas.
Carlos y Alejandro Bulghgeroni, por su lado, destacaron la importancia del convencio, al tiempo que indicaron que “el sector privado tiene que colaborar con YPF”.
La petrolera argentina Pan American Energy (PAE) invertirá 3.400 millones de dólares en los próximos cinco años para aumentar su producción de gas natural, dijo el viernes la firma en un comunicado. A cambio, la compañía energética podrá beneficiarse de un alza en los precios regulados del gas natural en boca de pozo, un premio que otorga el Gobierno a las empresas que invierten en hidrocarburos.
La inversión generará “un crecimiento del 4,3 por ciento en la inyección anual de gas de la empresa por el período 2013-2017, lo que redundará en un aumento de 4 millones de metros cúbicos por día adicionales hacia el final” del 2017, dijo el Gobierno en un comunicado, sin detallar el plan estratégico de la petrolera.
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.
Autor: Ing. Diego Rebissoni Director Energía y Mercados.
En el siguiente articulo mostramos la evolución del precio monomico de la energía para el año 2012 y realizamos una comparación frente al 2011. De los resultados se observa que el precio final que deben pagar los GUMAS y GUMES (Grandes Usuarios Mayores y Grandes) es inferior en pesos, por una mínima diferencia de 0.80 $/MWh o 0.4%.
Si realizamos el mismo análisis en moneda americana al tipo de cambio oficial observamos una caída aún mayor de 6.23 US$/MWh representando el 10% de retracción en el precio.
A continuación se muestra la evolución del precio en moneda local, mensualmente y su comparación frente al año previo.
Para el 2012, la perspectiva de precios tendrá como elemento a favor que el 2012 ha sido un año hidrologicamente extraseco para la región de Comahue, con descensos significativos en el aporte de energía desde Mayo hasta Diciembre 2012. Es importante destacar que cuanto mayor componente hidroeléctrica tenga el despacho del Mercado Mayorista, menores son los sobrecostos transitorios de despacho y por ende el costo de la energía. Otra variable critica, será la disponibilidad de GNL para el año entrante, que de las ultimas licitaciones se prevee una disponibilidad algo menor.
Según la modelación realizada el SCTD subiría en el orden el 15% aparejando un aumento medio del 8% en el precio final contra los valores observados en el año 2012.
Autor: Ing. Diego Rebissoni Directo Energía y Mercados.
A continuación les detallamos los yacimientos que muestran variaciones positivas en su producción de gas natural y que tengan una producción mayor a 50 Dam3/día en Octubre e 2012. Los mismos responden a todas la cuencas del país y las variaciones mostradas son el incremento medio en Dam3/día comparando la producción del mes de octubre de 2012 con la producción del mes de enero del mismo año.
Destacamos que la siguiente tabla sólo muestra incrementos de producción de gas natural y posiblemente en varias de estas cuencas la producción neta sea inferior. El balance se compone de nuevos proyectos con incrementos de producción y otros que retraen su producción, pero el alcance de este articulo es conocer que yacimientos están aportando mayor cantidad de gas natural al sistema.
A continuación mostramos el crecimiento porcentual (comparando con el mismo mes del año anterior) para la demanda del sector industrial de gas natural y energía eléctrica.
Para el caso del mercado de Gas Natural se considera el total gas entregado a usuarios finales industriales (incluye usuarios de distribución, by pass comercial, by pass físicos, RTP Cerri y usuarios en boca de pozo). Este análisis no incluye los usuarios comerciales ni los entes oficiales.
Para el segmento eléctrico los usuarios incluidos son los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), Grandes Usuarios Menores (GUMES) y Grandes Usuarios Distribuidor (GUDIS) con demandas superiores a los 300 KW de potencia contratada.
Los resultados muestran una notable diferencia entre los consumidores de energía eléctrica, los cuales muestran un crecimiento del 0.3% promedio frente a una caída del 7% en los consumidores de gas natural.
Uno de los posibles motivos de esta diferencia radica en la reconversión de los procesos o el redireccionamiento de los servicios buscando aumentar el consumo del insumo que ha sufrido menores restricciones en los últimos 5 años.
Autor: Ing. Diego Rebissoni. Director Energía y Mercados
Ya próximos a la finalización del 2012, podemos destacar como aspecto positivo, que por segundo año consecutivo la oferta total de gas ha sido mayor en aproximadamente un 3.6% sobre sobre el volumen total, aproximándose a 4 MMm3/día adicionales con respecto al 2011.
A continuación se muestra la cantidad de gas expresada en promedios diarios (MMm3/día) por cuenca considerando las importaciones. La verdadera estrella del crecimiento ha sido el aumento de las importaciones de gas boliviano a una tasa de crecimiento superior al 40%.
Hoy todos los esfuerzos se concentran en detener la caída de la producción nacional de gas, sobre todo en las cuenca Neuquina donde niveles de producción se han reducido significativamente en los últimos años.
A continuación se muestra el detalle mensual de las importaciones de gas y GNL, donde se observa que los niveles de gas natural licuado se ubican en niveles similares al 2011 para los últimos meses por los menores requerimientos internos por menor demanda industrial.
Autor: Ingeniero Diego Rebissoni. Director Energía y Mercados
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.
En pocas lineas explicaremos a continuación el impacto de los aumentos en electricidad y gas natural para los usuarios industriales.
Energía Eléctrica: Res. ENRE 347/2012.
Solo aplica a usuarios de Edenor y Edesur. El aumento para la industria depende si es un usuario final o un usuario peaje y tiene vigencia desde el mes de Noviembre.
Usuario Final (energía, transporte y distribución):
aumento del 37% para el cargo de potencia para media tensión. Ejemplo Factura Promedio: 10.000$. Nueva facturación a partir de noviembre: 11.200$ (aumento 12%). Recuerde que existen otras componentes, además de la potencia en sus costos como el costo de la energía y otros cargos de incidencia que no sufren aumentos.
Usuario Peaje (transporte y distribución):
aumento 12.5%. Ejemplo Factura Promedio 10.000$. Nueva facturación a partir de noviembre: 11.000$ (aumento 10%). Recuerde que existen otras componentes, además de la potencia en sus costos como el peaje de energía y otros cargos. Si esta pagando el cargo 745/05, el impacto no supera el 7%.
Gas Natural: Resolución 2407/2012 ENARGAS
En este caso, el aumento no es para distribuidoras puntales sino que aplica a todos los consumidores industriales del país. A diferencia del aumento eléctrico, los montos aquí son fijos y van desde 25$ a 2000$ por factura. El aumento porcentual y el impacto en cada industria depende de su categoría (mirar factura distribuidor) y el impacto del monto fijo en sus costos actuales.
La demanda eléctrica continúa desacoplada de la demanda de gas natural y muestra crecimientos sostenidos para la demanda total del sistema, como así también para la demanda de Grandes Usuarios Mayores y Menores.
Para el mes de octubre, se observa un crecimiento de 5.7% con respecto al mismo mes del año anterior, considerando perdidas del sistema y sacando las exportaciones. A continuación se muestra la evolución del crecimiento en términos porcentuales.
El segmento industrial también muestra signos de constante recuperación, a diferencia del consumo de gas natural que no crece desde principios de 2012. El crecimiento para el mes de Octubre es de 6.6% para GUMAS y GUMES.
Autor: Ing. Diego Rebissoni. Director y Consultor Principal de Energía y Mercados.
El Enargas ha publicado recientemente los datos de consumo de gas natural para los diferentes consumidores del sistema. Observando la evolución de la demanda industrial, la misma muestra una caída en promedio 2 MMm3/día comparándola contra el año 2011. En términos porcentuales esta caída representa el 6% y se ha acentuado notablemente en el mes de septiembre. Consultados algunos actores del sistema, estos bajos consumos se mantuvieron en el mes de octubre y más aún en los primeros días de noviembre. El segmento de generación eléctrica logrado capturar esa disponibilidad adicional de gas bajando los costos de operación del sistema mediante sustitución de combustibles alternativos.
La política de cuidados de divisas será clave para la disponibilidad del sector industrial durante los meses de verano.
Quiere pagarles más a las petroleras a cambio de inversiones que permitan disminuir las importaciones; no está definido quién absorberá las subas
Por Pablo Fernández Blanco Fuente: Lanacion.com
Link http://www.lanacion.com.ar/1525148-el-gobierno-estudia-opciones-para-aumentar-el-precio-del-gas-que-se-produce-en-el-pais
En la convicción de que las importaciones de combustibles son el talón de Aquiles de las cuentas públicas, el Gobierno abrió una línea de trabajo para analizar alternativas que le permitan aumentar los precios del gas que reciben las productoras del recurso y, de esa manera, estimular un incremento en la oferta local, que fue en caída durante el kirchnerismo.
La voluntad política para llevar a cabo un movimiento de ese tipo fue confirmada a LA NACION tanto en despachos públicos como en privados.
La semana pasada hubo en la Casa Rosada una pequeña cumbre entre la presidenta Cristina Kirchner; el viceministro de Economía, Axel Kicillof, y el presidente de YPF, Miguel Galuccio, para trabajar en esa línea. El ingeniero no sólo fue en su carácter de técnico, sino como parte interesada. La empresa que representa tiene un 23% de la oferta local y sufre en carne propia el retraso en los precios. Necesita un incremento para dotar de recursos a la compañía y solventar una parte de los US$ 37.200 millones que tiene previsto invertir en los próximos cinco años.
El miércoles, Juan Garoby, director de Recursos No Convencionales de la petrolera y hombre cercano a Galuccio, difundió el mensaje entre un grupo de empresarios petroleros. “Hay conversaciones en distintos niveles para lograr otras condiciones [de precios del gas]”, explicó, durante un almuerzo en elHotel Panamericano, donde se desarrolló un seminario denominado “La Recuperación del Autoabastecimiento Energético”. Irónicamente, el encuentro terminó antes de tiempo por el apagón de luz que colapsó ese día a la ciudad.
Las alternativas se barajan en la Comisión de Planificación y Coordinación del Plan de Inversiones Hidrocarburíferas, que conduce Kicillof e integran el secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, y el de Energía, Daniel Cameron. El principal objetivo es reducir la salida de dólares para pagar importaciones. Por esa puerta se irán este año U$S 12.000 millones, de acuerdo con estimaciones privadas.
Hasta ahora no hay un acuerdo. Según las líneas de trabajo que están en pie, las alternativas contemplan elevar por encima de los 3 dólares el millón de BTU el precio de la producción actual de gas, y llevar hasta un piso de US$ 6 los valores de la futura oferta proveniente de recursos no convencionales, como los que están en la muy publicitada formación Vaca Muerta, en el subsuelo neuquino. De esa manera, aumentaría el precio promedio que reciben las empresas, que deberían comprometer mayores inversiones para acceder a esos valores.
Ambas cifras se ubican en un estudiado equilibrio. Están por encima, por ejemplo, de los US$ 2,5 que recibe en promedio un productor de la Cuenca Neuquina, pero, a la vez, por debajo de los US$ 10,75 que desembolsa el país para importar gas de Bolivia en este trimestre.
Además de YPF, las principales productoras del hidrocarburo son Total, Pan American Energy y Petrobras. Ejecutivos de esas empresas se reunieron con Kicillof el último viernes de octubre y les envió un mensaje claro: la prioridad en materia energética es equilibrar las cuentas públicas mediante mayor producción de gas.
QUIÉN PAGA LA CUENTA
Lo que más le cuesta definir al viceministro es quién se hará cargo del incremento en la factura, algo que siempre resultó complejo para los funcionarios kirchneristas.
Una de las alternativas es segmentar la demanda y cargar con los mayores costos a sectores beneficiados con los bajos precios en los últimos años, como la industria. Tampoco se descartan ajustes para los segmentos de mayor consumo, que en el Gobierno relacionan con la clase media esquiva al kirchnerismo.
Otra alternativa en análisis es instrumentar los mejores ingresos para las petroleras a través de pagos de Cammesa, la compañía administradora del mercado eléctrico que se encarga de comprar el gas que consumen las centrales térmicas.
Moreno había acercado una idea propia a la mesa de discusión: crear una herramienta que permita trasladar hacia la producción de gas parte de la renta del petróleo, el producto más redituable, que hoy está por encima de la demanda local. Esa alternativa perdió terreno en los últimos 10 días.
El equipo de Kicillof pensó también en concederles más precio a las petroleras, pero endosarles la cuenta de importación con el objetivo de estimular su producción en el país. Las empresas se mostraron en contra de un plan de ese estilo.
El economista dio una muestra de sus intenciones en agosto: decidió un ajuste del 300% en el precio del gas mayorista que se destina a las estaciones de GNC, la primera decisión de la comisión. “El aumento reportará a las empresas una rentabilidad de $ 900 millones, y a las provincias, $ 119 millones”, justificó la Presidenta cuando anunció la decisión. También remarcó que esos fondos debían destinarse a aumentar la producción local.
Pese al incremento, Kicillof ordenó a las bocas de expendio no trasladar las subas hasta que la comisión se expidiera. Los estacioneros, por supuesto, no le hicieron caso y anticiparon los ajustes.
Las discusiones por los precios seguirán esta semana. En la agenda del viceministro está marcada una cita que promete ser productiva: se reunirá con Oscar Vicente, un petrolero con 45 años de experiencia en el mercado que preside la Cámara de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (CEPH) y suele comunicar sin matices la voz de las empresas.
REPSOL TIENE UN 11% DE YPF
Repsol ejecutó un 5,38% de acciones de YPF que el grupo Petersen (propiedad de la familia Eskenazi) había puesto en garantía por un préstamo que le concedió la petrolera española. De esa manera, la firma ibérica, que sufrió la expropiación de un 51% de sus acciones en YPF en abril, suma más de un 11% en la petrolera local. La ejecución de las acciones por parte Repsol ocurre debido a la falta de pago de un crédito de 1500 millones de euros que le había otorgado al grupo Petersen para comprar un 25% de YPF.
La compañía española, que fue duramente criticada por el Gobierno luego de la toma de control de YPF, se convirtió así en uno de los principales socios del Estado en la empresa y recibirá parte de los dividendos que distribuirá la petrolera argentina..
A continuación mostramos la evolución del precio final de la energía para los grandes usuarios del MEM (GUMAy GUMES), donde el mes de octubre muestra un alza de 17.4% comparado contra el mismo mes del año 2012. Los motivos fundamentales de este aumento radican en la fuerte reducción de la generación hidroeléctrica.
La región del Comahue muestra reducciones en los volúmenes medios del orden del 50% fundamentalmente por los bajas caudales en sus principales ríos (Neuquén, Limay y Collon Curá) y bajos niveles de acumulación nival. Salto Grande y Futaleufú muestran mejoras en su aportes de energía que no alcanzan a compensar el resto de las caídas.
A continuación se detalla la evolución de la potencia hidroeléctrica media para los últimos tres meses. El resultado muestra una caída del 16.5% para el mes de Octubre.
En la siguiente tabla se muestran los precios de los contratos marginales publicados en el MEGSA con destino a la comercialización y al consumo industrial.
A fines comparativos se muestran los volúmenes de Agosto y Octubre de 2012. Se observan precios de 4.10 US$/MMBTU para el segmento industrial en cuenca Neuquina y 3.34 US$/MMBTU para el segmento comercializadores. La disponibilidad de gas spot precio precios estivales con caídas relevantes.
En la próxima campaña de gas, para la renovación de contratos, Energía y Mercados seguirá de cerca la evolución de los precios por cuenca para la correcta negociación de contratos entre la industria y los productores o comercializados de gas natural.
En el siguiente artículo le presentaremos informe especial sobre el avance de los parques eólicos en Argentina y su comparación con los avances en el resto de los países del mundo.
El proceso Genren (Dec 562/09) adjudicó mediante licitación (Res 712/09) los siguientes proyectos eólicos,
Todos estos proyectos cuentan con excelentes factores de planta que superan el 40% y un precio muy atractivo para el inversor. La realidad marca que sólo se han logrado instalar 80 MW y el resto está en búsqueda financiamiento. A continuación detallamos los proyectos instalados en Argentina hasta el momento y los potenciales a ser incorporados en los próximos años.
Si bien los proyectos instalados totalizan 138 MW, solo 80 MW se encuentran dentro del marco del Genren. Los proyectos con mayor posibilidad de realización en los próximos 2 años son los parques eólicos de Puerto Madryn por 220 MW y el proyecto de la localidad de Tornquinst.
Aun considerando el éxito de ambos proyectos, el porcentaje de energía eólica sobre el total de capacidad instalada resulta muy bajo frente a otros países del mundo que tienen vientos de calidad muy inferior al que tenemos en gran parte de nuestro territorio.
A continuación les mostramos ranking de capacidad instalada sobre capacidad total por país, donde Argentina se ubica en el puesto 53.
Es importante destacar algunos ratios sobre la intensidad de nuestro viento:
– Más del 70% del territorio tiene vientos por encima de los 5 m/s que permiten generar energía con éxito a través de molinos de viento.
– Cerca del 40% del territorio tiene potencia para factores de planta superiores al 35% para rendimientos medios de las turbinas de viento.
Si bien Estados Unidos muestra una desaceleramiento de los proyectos renovables producto de la explosión de la reservas de gas no convencional con un fuerte caída en el precio del mismo, esto no es una excusa para la argentina que tiene la posibilidad de sustituir más de 1800 MW planos durante todo el ano de energía térmica con un costo superior a los 140 US$/MWh. Este precio contempla los combustibles utilizados para la generación de energía (Fuel Oil + Gas Oil + GNL). Además de los beneficios económicos que producirá en el sistema, reduciríamos las emisiones deCO2 generando diversificación en la matriz energética de generación.
Autor: Ing. Diego Rebissoni Director Energía y Mercados. Asesoramiento Profesional en Energía.
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.
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.
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.
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 $/MWh para el año 2011 y el corriente.
Asimismo, destacamos que el valor unitario se ubica por encima del costo del mismo mes para el año anterior, en el orden del 7%. La razón fundamental de este incremento, está asociado a la mayor generación térmica comparado con Septiembre 2011 debido a la baja hidrología en la región de Comahue.
A continuación mostramos la evolución de las principales importaciones inyectadas al Sistema de Transporte de Gas Natural con su respectiva comparación con el año 2011.
El gas proveniente de Bolivia lidera el incremento de volúmenes alcanzando niveles del orden de 14 MMm3/día, con un crecimiento porcentual cercano al 69% para los primeros 9 meses del 2012. Para el segmento de GNL se observa un incremento moderado de unos 2 MMm3/día adicionales al año 2011.
Para los meses venideros se espera una reducción significativa en las inyecciones de GNL y un nivel similar al actual para las importaciones de gas de Bolivia.
Es importante destacar que si bien estos combustibles resultan onerosos frente al precio del gas natural, son de menor costos frente a la importación del Fuel Oil y Gas Oil, incluyendo los costos asociados a la re-gasificación de ambos buques.
A continuación los gráficos respectivos.
Energía y Mercados por Diego Rebissoni, Asesoramiento Profesional en Energía.
A continuación le mostramos la variación del consumo de gas natural utilizado en las maquinas térmicas que generan electricidad y el consumo industrial. Analizando los resultados para los primeros 7 meses del 2012, observamos que la mayor disponibilidad de gas natural se ha consumido en las unidades térmicas, reduciendo los requerimientos de gas oil importado. La industria se ubicó en un consumo inferior con respecto al 2011, en el orden de 2 MMm3/día, situación que comenzó en el verano (periodo sin restricciones) y se mantuvo durante el invierno.
Utilizando gas natural para generar electricidad, ya sea con GNL importado (15.6 US$/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.
Energía y Mercados, en cada camapaña de gas natural agrupa a sus clientes de acuerdo a sus consumos por cuenca y busca cotizaciones entre los principales comercializadores y productores de gas. Esta agrupación permite negociar con mayor volumen y así obtener mejores precios y reducir los costos de provisión de gas natural.
Asimismo, nuestro cliente recibe una actualización permanente de las tres mejores ofertas recibidas para el mix de cuenca de acuerdo que le corresponde a su distribuidora de gas natural.
Para que esta negociación sea efectiva buscamos anticiparnos y solicitamos al cliente información que acredite su buena calidad crediticia permitiendo así un negociación mas firme.
Nuestro contacto permanente con los referentes del sector nos permite conocer los precios de cada una de las cuencas y así poder negociar con precisión el precio mix que le corresponde a cada cliente.
Los grandes consumidores del Mercado Eléctrico Mayorista se ven aliviados en sus costos energéticos para los primeros 8 meses del año 2012, donde los precios han sufrido una caída en dólares del orden del 10% (a tipo de cambio oficial) con respecto al mismo periodo del año 2011.
Los motivos de esta caída, que ubican el precio monómico acumulado en 63.8 US$/MWh, son la mayor disponibilidad de gas natural para la generación de energía, llevando a la menor utilización de combustibles líquidos (Fuel Oil y Gas Oil), reduciendo así los sobrecostos transitorios de despacho. Otro cargo que se ha reducido impactando positivamente en menores precios finales, es el cargo de Potencia y Servicios, que por la caída del acuerdo entre los generadores y el gobierno nacional, a disminuido notablemente, reduciendo los ingresos del parque generador por conceptos asociados a la potencia.
A continuación detallamos el gráfico que compara los precios del año 2012 (linea roja) vs. los precios del 2011 en columnas grises.
En la siguiente tabla se muestran los precios de los contratos marginales publicados en el MEGSA con destino a la comercialización y al consumo industrial.
A fines comparativos se muestran los volúmenes de Mayo y Agosto de 2012. La caida significativa de precios en la cuenca Neuquina responde a ventas spot por 300.000 m3/día.
En la próxima campaña de gas, para la renovación de contratos, Energía y Mercados seguirá de cerca la evolución de los precios por cuenca para la correcta negociación de contratos entre la industria ylos productores o comercializados de gas natural.
A continuación les mostramos el crecimiento de la demanda eléctrica del MEM, con respecto al mismo mes del año anterior.
Los valores acumulados hasta Agosto muestran un crecimiento del 3.2%. Para el mes de Agosto observamos un crecimiento del orden de 0.5% por las altas temperaturas observadas en el mes detallado, donde el promedio para Agosto se ubica en 12.4 grados y para el 2012 el valor ascendió a 13.7 grados.
Esta mayor temperatura redujo el consumo residencial del mercado e impacto en el crecimiento total del mismo. A continuación detallamos los crecimientos de los primeros 8 meses del 2012.
Analizando con mayor detalles, vemos una reactivación sostenida en la demanda de los grandes usuario mayores, donde el crecimiento para el periodo invernal se ubicó por encima del 2%. Entre las razones posibles, ademas de crecimiento del nivel de actividad, puede nombrase la mayor disponibilidad de gas natural que permite mantener procesos que a su ves requieren de energía eléctrica. En el siguiente gráfico mostramos el crecimiento para el sector de Grande usuarios Mayores y Grandes Usuarios Menores.
Este ano Energia y Mercados participará del Seminario de mayor reconocimiento en el ámbito energético realizando una exposición sobre ideas renovadoras en el segmento de Energías Renovables.
La exposición se realizara el 15 y el 16 de Noviembre, en el Hotel Alvear. Mas informacion:
Buenos Aires Asista al VII Encuentro Anual y obtenga información fundamental para la planificación de su empresa sobre las siguientes cuestiones: Situación del Mercado de Gas en el Cono Sur Proyecciones de las reservas de gas convencional y demanda hasta el 2025 Reservas y Recursos de Gas Natural No Convencionales Estimaciones de precio y tarifas de gas. Comparaciones Internacionales Cuáles son las perspectivas para la recuperación de la producción de hidrocarburos en el país Descripción del marco regulatorio vigente. Decreto 1277/12 Exploración y producción de yacimientos de gas no convencional. Principales proyectos en desarrollo Perspectivas de importación de gas natural de Bolivia y gas natural licuado. Formas de financiamiento del sector energético. Mecanismos y metodologías. Análisis del nuevo marco normativo para el mercado eléctrico mayorista
Identificación de los beneficios y las oportunidades para desarrollar una matriz energética Principales proyectos de energías alternativas Esquemas regulatorios alternativos para desarrollar el mercado de generación verde Ventajas y
desventajas de la Generación Verde Plus Beneficios de ahorro de Co2, reducción de subsidios Potencial de los proyectos eólicos en el país
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$/MWh por la energía plus. Este servicio ademas de ser menos oneroso que la multa cuenta con garantía de suministro en caso de restricciones en el sistema.
Entonces, contamos con tres tipos de usuario, de las cuales existes dos tipos de consumo, base y excedente. La energía base es levemente diferentes en términos de costos para los usuarios GUMAS/GUMES, pero es mucho menor (por el subsidio al precio estaciona) para el caso de los GUIDS. En el caso de la energía excedente, se abren 2 posibilidades, pagar multa o contratar plus. Por lo tanto tenemos tres clientes, con dos tipos de energías, donde estas tienen un precio diferente para su demanda base y un precio asociado a su demanda plus según tenga o no contrato.
A continuación mostramos los costos de la energía para las posibilidades mencionadas.
Algunas conclusiones del gráfico observado.
Los costos de los GUMAS / GUMES son similares, y estos usuarios afrontan la mayoría de los costos de operación del sistema interconectado nacional alcanzado valores próximos a 300$/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.
A continuación un resumen de las principales implicancias del nuevo decreto.
En los últimos días de Julio se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 1277/12 de reglamentación de la Ley 26.741 de Soberanía Hidrocarburífera. Allí como medida principal se establece la conformación de una Comisión de Planificación y Coordinación de las Inversiones Hidrocarburíferas, que sería inicialmente presidida por el Viceministro de Economía, Axel Kicillof, con el acompañamiento del Secretario de Energía, Daniel Cameron, y el Secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno. La misma deberá intervenir y trabajar fuerte en un sector que se encuentra en una grave y profunda crisis pese a 10 años de administración kirchnerista.
La nueva comisión tendrá la posibilidad de fijar inversiones, precios y topes de ganancias a las empresas, así como sancionar y vetar concesiones en el caso de incumplimientos. La meta se centra en el cumplimiento del objetivo prioritario que señala la Ley de Soberanía Hidrocarburífera, que declaró, junto a la expropiación parcial de YPF, de interés público nacional el autoabastecimiento de hidrocarburos, así como su exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización.
Este decreto otorga además, al Estado Nacional la potestad de intervenir en las decisiones –y negociados- de los gobiernos de las provincias productoras (OFEPHI).
Esta nueva normativa, “deroga la libre disponibilidad de la producción (Decreto 1055/89) y el correspondiente artículo de desregulación del mercado de hidrocarburos (Art.1 del 1212/89). También desaparecen los referidos a la libre importación y exportación y la libertad de precios y los N° 3 y 5 del 1589/89 sobre la exención de aranceles de exportación e importación.
A continuación podrás descargar el decreto completo.
Se viene la campana de Noviembre del Mercado a Termino del MEM. Las industrias comienzan a negociar con los generadores.
Todo comienza en SPOT+12.5% y luego negocian valores. Desde Energia y Mercados conocemos todos los precios porque estamos en contacto permanente con todos los generadores del Mercado y ademas porque realizamos un reporte estadistico de GUMAS y GUMES donde vemos los precios.
Algunas cuestiones regulatorias cambiaron para esta campaña y la industria puede producir ahorro significativos.
Consulta a Energia y Mercados y obtener ahorros significativos en tu facturación eléctrica en esta camapaña
En mayo de cada año, la industria consumidora de gas natural renuevan gran parte de los contratos a termino. A continuación brindamos los precios para el segmento industrial y para el segmento comercializador extraídos desde la pagina del MEGSA.
Desde Energía y Mercados seguimos permanentemente los indicadores de precios de las industria para poder asistir profesionalmente a nuestros clientes. Realizamos desde la pagina del Mercado Electrónico de gas seguimiento de los volúmenes marginal y relevamos algunos contratos para evaluar la dispersión de precios.
Creemos que la industria debe pagar un precio justo y la mejor manera de realizarlo es manteniéndonos permanentemente actualizados, manteniendo relaciones con productores, comercializadores y con las estadísticas disponibles.
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$/MWh.
A continuación mostramos el gráfico MW medios intercambiados internacionalmente con los países vecinos.
Los únicos intercambios internacionales de energía don importaciones inferiores a 30 Mw desde Paraguay a un precio estimado de 210 US$/MWh y exportaciones de emergencia a Uruguay con mayor convocatoria en Mayo y Junio.
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.
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.
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.
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.
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
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$/MMBTU dependiendo de la cuenca de origen, sin considerar el gas plus, y reduce significativamente los costos de operación por reemplazar combustibles entre 4 y 8 veces más caros. Este análisis no contempla los costos adicionales de la importación de gas que no forman parte del costo eléctrico pero que sí debe afrontar el gobierno nacional.
En cualquier otro caso, ya sea por menores importaciones de gas o por redireccionamiento hacia la industria, el sistema de generación eléctrica deberá aumentar su generación con líquidos y por ende los grandes usuarios del MEM verán incrementadas sus facturas por Sobrecostos transitorios de despacho mayores.
Autor: Diego Rebissoni Director de Energía y Mercados (www.energiaymercados.com ) y empresa de asesoramiento profesional en energía eléctrica y gas natural para la industria.
A continuación brindamos una comparación de las importaciones de gas, que en el 2012 llevan un incremento global con respecta los primeros 7 meses del 2011 de 7.2 MMm3/día lo que representa un aumento del 43%.
La mayor disponibilidad de gas natural permite evitar restricciones severas a los consumidores industriales y mantiene la disponibilidad de gas para generar energía eléctrica.
Se muestran a continuación la evolución de los últimos 2 anos del GNL y del gas de Bolivia que luego de la ampliación del Gasoducto Juana Azurduy muestra un incremente significativo alcanzando los volúmenes contractuales para el 2012.
Ambos incrementos significativos permiten transitar en invierno con las restricciones habituales pero incrementando los gastos del Sistema gasífero que paga por el Gas de Bolivia alrededor de 11 US$/MMBTU y 18 US$/MMBTU para el GNL. A su vez mantener los niveles de disponibilidad de gas en el Mercado eléctrico Mayorista, junto a los mayores aportes de la región del Comahue permite mantener los niveles de los Sobrecostos Transitorios de Despacho, en niveles levemente inferiores en moneda local.
Se espera que estas tendencias de mantengan en el invierno, y la temperatura se quien determinará las disponibilidad de gas para el sector industrial y el de generación eléctrica.
A continuación detallamos los costos asociados al consumo de electricidad para Grandes Usuarios de Mercado Eléctrico Mayorista, tanto GUMA (Grandes Usuarios Mayores) como GUMES (Grandes Usuarios Menores).
Continuando con la tendencia desarrollada desde principio de 2012, los consumidores afrontan menores costos de la energía medidos en US$/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.
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.
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.
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
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Desde EYM realizamos estudios que permiten bajar los costos y mejorar sus negociación contractual.
