impacto en precios mensuales -...
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Cambios Normativos Impacto en Precios Mensuales
Febrero 2017
DESARROLLO:
2. Res. SEE N° 20 E/2017 – Nuevos Precios Estacionales
3. Res. ENRE – RTI – Nuevos Precios Transportistas
4. Impacto en los Precios Mensuales
5. Impacto Global
1. Res. SEE N° 19 E/2017 – Nueva Remuneración a Generadores Existentes
VIGENCIA, NUEVAS DEFINICIONES Y TIPOS DE GENERACIÓN
1. Res. SEE N° 19 E/2017 – Nueva Remuneración a Generadores Existentes
Vigencia desde las Transacciones económicas de febrero 2017
Alcance Para los mismos Agentes Comprendidos establecidos en la Resolución22/2016. Básicamente aquellos generadores térmicos e hidráulicos por la parte que no tiene
un régimen de remuneración diferencial.
Metodología de cálculo Remuneración de generación en base a potencia disponible y
energía generada, en efectivo y valorizada en dólares; eliminación de los cargos con fechaa definir.
La remuneración se compone de:
Remuneración por Potencia:
• El valor físico:
Potencia disponible Media mensual en todas las horas (antes era Potencia Disponible en HRP afectada de uncoeficiente de disponibilidad trimestral)
Ofertas estacionales de disponibilidad
• Remuneración proporcional a la potencia disponible mensual y a un precio en u$s/MW-mes que variará de acuerdo a diferentes condiciones.
• Precio MÍNIMO de potencia por tecnología y escala.
• Precio BASE de acuerdo a la Potencia Garantizada Ofrecida (DIGO)
• Precio ADICIONAL con máximo de acuerdo a la disponibilidad adicional ofrecida y asignada (DIGOasig).
Remuneración por Energía
• Remuneración por Energía Generada y Operada en u$s/MWh
• Remuneración adicional incentivo por eficiencia.
1. Ajuste Generación Existente - Gen Térmico
Precio MÍNIMO de potencia por
tecnología y escala
Remuneración por Potencia:
A) REMUNERACIÓN MINIMA:
UNICA REMUNERACION POR POTENCIA
Para todos los térmicos para el período feb – abr/2017
Para aquellos generadores que no declaren la DIGO desde may/2017
1. Ajuste Generación Existente - Gen Térmico
REM TOT (U$S/mes) = REM MIN + REM BASE + REM ADIC
REM MIN (U$S/mes) = PrecMinPot * DispReal (MW) * kM
TEC/ESCPrecMinPot
u$s/MW-mes
TG chica 4600
TG grande 3550
TV chica 5700
TV grande 4350
CC chica 3400
CC grande 3050
Motores 5700
KM=hs del mes
hs del mes fuera mantenimiento acordado
• Si DispReal < DIGO
1. Ajuste Generación Existente - Gen Térmico
Remuneración por Potencia:
B) REMUNERACIÓN BASE:
REM TOT (U$S/mes) = REM MIN + REM BASE + REM ADIC
Para aquellos generadores que declaren la DIGO, la remuneración BASE será:
• Si DispReal >= DIGO
por la DIGO se remunera de acuerdo al PrecBasePot
REM BASE (U$S/mes)= [DispReal – DIGO] * kM (MW) * PrecMinPot + DIGO (MW) * PrecBasePot * kM
por la porción de la potencia real mayor a la DIGO se remunera de acuerdo al PrecMinPot.
REM BASE (U$S/mes)= MAX {REM MIN ; DispReal (MW) * PrecBasePot * kM * (DispReal/DIGO)}
Con PISO en la
REM MINSe remunera la DispReal de
acuerdo al PrecBasePot
disminuyendo la misma de acuerdo a la proporción
entre la DispReal y la DIGO
PeríodoPrecBasePot
u$s/MW-mes
May 17 – Oct 17 6000
Nov 17 en adelante 7000
Para aquellos generadores que declaren la DIGOasig, la remuneración ADICIONAL será:
1. Ajuste Generación Existente - Gen Térmico
Remuneración por Potencia:
C) REMUNERACIÓN ADICIONAL (continuación):
REM TOT (U$S/mes) = REM MIN + REM BASE + REM ADIC
REM ADIC (U$S/mes) = DIGOasig (MW) * PrecAdicPot * kM
REM ADIC (U$S/mes) = 0 [U$S/MW mes]
• Si DispReal - DIGO >= DIGOasig
en este caso el agente generador no obtiene una remuneración adicional.
• Si DispReal - DIGO < DIGOasig
por la DIGOasig se remunera de acuerdo al PrecAdicPot
PeríodoPrecAdicPot
u$s/MW-mes
May 17 – Oct 17 1000
Nov 17 en adelante 2000
KM=hs del mes
hs del mes fuera mantenimiento acordado
1. Ajuste Generación Existente - Gen Térmico
Remuneración por Energía:
La remuneración se compone de:
Energía Generada
La Remuneración por energía del Generador se define en su nodo, es decir que no se le descuentan Cargos Variables del Transporte.
Cargos por tipo de combustible Cargo Variable u$s/
MWh ENERGIA GENGas Natural Hidrocarburos Biocombustible Carbón Mineral
TG chica 5.0 8.0 11.0
TG grande 5.0 8.0 11.0
TV chica 5.0 8.0 11.0 13.0
TV grande 5.0 8.0 11.0 13.0
CC chica 5.0 8.0 11.0
CC grande 5.0 8.0 11.0
Motores Comb. Interna 7.0 10.0 13.0
Energia Operada2.0 u$s/MWh para cualquier tipo de combustible
La remuneración se compone de:
Remuneración por Potencia:
• El valor físico:
Potencia disponible Instalada Media mensual en todas las horas (antes era Potencia base en HRP afectadade un coeficiente de disponibilidad Mensual)
• Remuneración proporcional a la potencia disponible mensual y a un precio en u$s/MW-mes que variará de acuerdo a diferentes condiciones.
• Precio BASE de acuerdo a la Disponibilidad Instalada
• Precio ADICIONAL de acuerdo a la Disponibilidad Real
Remuneración por Energía
• Remuneración por Energía Generada y Operada en u$s/MWh
1. Ajuste Generación Existente - Gen Hidro
Precio BASE de potencia
(PrecBasePot) por tecnología y escala
Remuneración por Potencia:
A) REMUNERACIÓN BASE:
1. Ajuste Generación Existente - Gen Hidro
REM TOT (U$S/mes) = REM BASE + REM ADIC
REM BASE (U$S/mes) = PrecBasePot * (DispReal + MantAc)
La remuneración de la potencia disponible mensual es la remuneración de la potencia disponible real del mes [DispReal] más aquella en mantenimiento programado
y/o acordado [MantAc], valorizada al precio PrecBasePot.
TEC/ESCPrecBasePot
u$s/MW-mes
HI Chica Renovable 8000
HI chica 4500
HI media 3000
HI grande 2000
HI bombeo media 2000
HI bombeo grande 1000
En el caso de las centrales hidroeléctricas (HI) que tengan a su cargo la operación y mantenimiento deestructuras de control en el curso del río, como derivadores o embalses compensadores y que no tengan unacentral hidroeléctrica asociada, se debe aplicar, para la remuneración de la potencia de la central de cabecera,un coeficiente de mayoración de 1,20.
Precio ADICIONAL de potencia
(PrecAdicPot)
Remuneración por Potencia:
B) REMUNERACIÓN ADICIONAL:
1. Ajuste Generación Existente - Gen Hidro
REM TOT (U$S/mes) = REM BASE + REM ADIC
REM ADIC (U$S/mes) = PrecAdicPot * DispReal (MW)
La remuneración adicional de la potencia disponible mensual resulta de la valorización de la potencia
disponible real del mes [DispReal] aplicando el Precio de Adicional de la Potencia [PrecAdicPot].
A partir de noviembre de 2017, la asignación y cobro del 50% de la Remuneración Adicional de laPotencia Disponible definida estará sujeto al cumplimiento de las condiciones que se establecenseguidamente:a) Que el Generador Hidroeléctrico habilitado disponga de un seguro para la cobertura de incidentesmayores sobre el equipamiento crítico (a satisfacción del OED);b) La actualización progresiva de los sistemas de control de la central hidroeléctrica, de acuerdo a unplan de inversiones a presentar.
TEC/ESCPrecAdicPot
u$s/MW-mes
Hidro Convencional
May. 17 – Oct. 17 500
Nov. 17 en adelante 1000
Bombeo
May. 17 – Oct. 17 0
Nov. 17 en adelante 500
1. Ajuste Generación Existente - Gen Hidro
Precio y Remuneración por Energía Generada y Operada:
La remuneración se compone de:
Energía Generada
La Remuneración por energía del Generador se define en su nodo, es decir que no se le descuentan Cargos Variables del Transporte.
Energia OperadaContempla las limitaciones de cota y caudal.
ClasificaciónEnergía Generada
[u$s/MWh]
Energía Operado
[u$s/MWh]
HI chica 3.5 1.4
HI media 3.5 1.4
HI grande 3.5 1.4
HI bombeo media 3.5 1.4
HI bombeo grande 3.5 1.4
REMUNERACIÓN OTRAS TECNOLOGIAS
La remuneración de la energía generada por Centrales de Generación que funcionan a partir de otras fuentes energéticas no convencionales que se identifican en el cuadro siguiente, se compone de dos términos:
Precio Base
Precio Adicional: vinculado a la disponibilidad de equipamiento instalado que declaren dichos agentes con un tiempode Permanencia operativa de tales instalaciones superior a los 12 meses contados al inicio de la ProgramaciónEstacional de verano en que realicen dicha declaración.
1. Ajuste Generación Existente – Otras Tecnologías
ClasificaciónBase
Adicional[u$s/MWh]
Eólica 7.5 17.5
Solar 8.5 18.5
Biomasa/Biogas/RSU 12.0 10.0
ARTÍCULOS
2° al 13°Sancionan los Precios
Estacionales para los
distintos usuarios y
períodos
PICO
$/MWh
RESTO
$/MWh
VALLE
$/MWh
$POTREF
$/MW-mes
PICO
$/MWh
RESTO
$/MWh
VALLE
$/MWh
$POTREF
$/MW-mes
PICO
$/MWh
RESTO
$/MWh
VALLE
$/MWh
$POTREF
$/MW-mes
251.39 247.09 242.26 360.00 356.00 348.00 480.00 475.00 463.00
201.39 197.09 192.26 320.00 317.00 310.00 320.00 317.00 310.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
31.39 27.09 22.26 60.00 57.00 46.00 96.00 92.00 88.00
Consumo Exced ≤ 450
kWh/mes320.00 317.00 310.00 320.00 317.00 310.00
Consumo Exced > 450
kWh/mes400.00 396.00 386.00 640.00 634.00 617.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
60.00 57.00 46.00 96.00 92.00 88.00
Consumo Exced hasta
450 kWh/mes320.00 317.00 310.00 320.00 317.00 310.00
Consumo Exced de 1050
kWh/mes400.00 396.00 386.00 640.00 634.00 617.00
773.02 768.72 763.89 1070.11 1065.61 1060.95 1070.11 1065.61 1060.95
BASE=150 kWh/mes y 300 kWh/mes para NEA
386.00
Demanda < 300 kW
HASTA ENERO/2017
1427.60 3157.00
321.39 317.09 312.26
DESDE MARZO 2017FEBRERO 2017
1427.60
640.00 634.00 617.00
Consumo ≤ BASE
Res
iden
cial
Resto
Consumo BASE ELECTRO hasta
600 kWh/mes
Consumo total > a
igual mes año 2015
Consumo > BASE y ≤ igual mes año 2015
Consumo > BASE y ≤ igual mes año 2015
Resolución 20- E/2017 Resolución 20- E/2017Resolución 6 y complementarias
PRECIOS ESTACIONALES
No Subs.
Plan Estímulo
Demanda ≥ 300 kW
Tarifa
Social
Electrodependientes
396.00400.00
Consumo > BASE y
> igual mes año 2015
Consumo c/ Ahorro > 10%
Consumo c/ Ahorro > 20%
2. Res. SEE N° 20 E/2017 - Nuevos Precios Estacionales
ARTÍCULO 14. — Establécese que, a partir del 1 de febrero de 2017 y a todos los efectos previstos en el punto 5, Anexo 1 a laResolución de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 8/2002 y en el punto 2, Artículo 1° de la Resolución de la ex SECRETARÍA DEENERGÍA N° 240/2003, el precio spot máximo para la sanción de los precios del mercado (PM) en el MEM será de DOSCIENTOSCUARENTA PESOS POR MEGAVATIO HORA (240 $/MWh).
ARTÍCULO 15. — Habilitase a las provincias con derecho a percibir la compensación prevista en el Artículo 43 de la Ley N° 15.336,reglamentado por el Artículo 33 del Decreto N° 287/1993, en concepto de las denominadas “regalías hidroeléctricas”, que optenpor cobrarlas en especie en el marco de lo dispuesto en el Artículo 8° de la Ley N° 24.065 y que ejerzan la opción de cobrar enenergía, para aplicar los créditos mensuales correspondientes a la comercialización de dicha energía en el Mercado Spot delMEM, al pago de las facturas adeudadas por los Agentes Distribuidores de energía eléctrica bajo su jurisdicción correspondientesal mismo mes de Transacción Económica, hasta un máximo equivalente al VEINTE POR CIENTO (20%) de la energía adquirida endicho Mercado por tales Agentes Distribuidores en cada mes, de acuerdo a las pautas que establecerá oportunamente estaSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Para ejercer la opción prevista en el presente artículo, la provincia deberá estar habilitada para operar comercialmente en elMEM como PROVINCIA COMERCIALIZADORA DE REGALÍAS EN ESPECIE, conforme con lo establecido en el Anexo 31, apartado4.1, de LOS PROCEDIMIENTOS.
La PROVINCIA COMERCIALIZADORA DE REGALÍAS EN ESPECIE que ejerza dicha opción deberá notificarla alORGANISMO ENCARGADO DEL DESPACHO (OED) dentro de los plazos establecidos para las declaraciones que debenrealizar los Agentes para las Programaciones Estacionales y mantenerse por un plazo no menor a DOS (2) PeríodosEstacionales.
2. Res. SEE N° 20 E/2017 - Nuevos Precios Estacionales
ARTÍCULO 16. — Establécese en QUINCE PESOS CON CINCUENTA CENTAVOS POR MEGAVATIO HORA (15,50 $/MWh) el valor delgravamen creado por el Artículo 30 de la Ley N° 15.336, modificado por el Artículo 70 de la Ley 24.065, el Artículo 74 de la LeyN° 25.401 y el Artículo 1° de la Ley 25.957 (FONDO NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA – FNEE), para las facturas que se emitan apartir del 1 de marzo de 2017.
ARTÍCULO 17. — Deróganse las siguientes Resoluciones N° 333 de fecha 5 de noviembre de 2001 de la ex SECRETARÍA DEENERGÍA Y MINERÍA del entonces MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA Y VIVIENDA y N° 1.872 de fecha 1 de diciembre de 2005de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA del entonces MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS, asícomo toda otra norma de igual o inferior jerarquía dictada con sustento en las reglamentaciones del régimen de fomentoestablecido por el Artículo 5° de la Ley N° 25.019, modificado por el Artículo 14 de la Ley N° 26.190.
2. Res. SEE N° 20 E/2017 - Nuevos Precios Estacionales
• Por medio de las Resoluciones detalladas el ENRE
estableció nuevos ingresos para los Transportistas de
Alta Tensión y Distros.
• Los aumentos oscilan entre 11 y 20 veces los valores
vigentes desde el 2008.
• La S.E.E. por Nota SECEE 01338437 -17 instruyó a
CAMMESA que si bien debe remunerar estos valores a
los Transportistas desde febrero/2017, recién debe
trasladar los costos a los usuarios a partir de
marzo/2017
• La diferencia entre uno y otro concepto para
febrero/2017 lo aportará el Fondo Unificado.
3. Res. ENRE – RTI – Nuevos Precios Transportistas
TRANSPORTISTACAPACIDAD
ANTERIOR [M$]
CAPACIDAD
ACTUAL [M$]
CONEXIÓN
ANTERIOR [M$]
CONEXIÓN
ACTUAL [M$]
TOTAL
ANTERIOR [M$]
TOTAL ACTUAL
[M$]
Veces Actual
/ Anterior
TRANSENER 10.18 119.13 10.47 122.52 20.65 241.65 11.7
TRANSBA 4.07 78.14 2.70 48.31 6.77 126.45 18.7
TRANSNOA 3.79 44.93 2.26 26.86 6.05 71.79 11.9
TRANSPAT 1.72 26.96 0.59 9.26 2.32 36.22 15.6
DISTROCUYO 1.04 20.24 0.63 12.24 1.67 32.47 19.4
TRANSNEA 1.17 13.77 0.90 10.60 2.08 24.37 11.7
TREPENCT 0.70 8.94 0.40 5.41 1.10 14.34 13.1
TRERSACT 0.39 5.76 0.06 0.88 0.46 6.63 14.4
Total general 23.08 317.86 18.03 236.07 41.10 553.92 13.5
Cambio de Remuneración Total mensual por Transportista [M$ x MES]
REVISIÓN TARIFARIA INTEGRAL (RTI) del servicio de Transporte de Energía Eléctrica
• Resoluciones ENRE - 31/01/2017 Impacto en Remuneración del Transporte
3. Res. ENRE – RTI – Nuevos Precios Transportistas
4. Impacto en los Precios Mensuales GU
Aplicación Resoluciones SEE 19-E/17 - 20-E/17
TRANSACCIÓN COMERCIAL GUMA
CONSUMO MENSUAL DE ENERGIA
GUMAENERGIA Y POTENCIA:
CONTRATOS MAT + SPOT
CARGOS MENSUALES (COSTOS DEL MEM)
Compra Mensual de Energía y Potencia
ENERGIA(Medida en forma
Horaria)
Energía a CONTRATOS:PRECIO PACTADO CON EL
GENERADOR(En función del tipo de contrato y de la demanda horaria puede
vender excedentes al spot)
Res. SE 95/13: Suspende la posibilidad de realizar nuevos
contratos, excepto los contratos tipo PLUS Los contratos que están vigentes, se seguirán
transaccionando normalmente hasta su fechade vencimiento
Los GUs del MEM deberán adquirir su demandade energía eléctrica al OED según lascondiciones que la S.E. establezca.(Spot +Potencia + Cargo de Sustentabilidad)
Energía Compra SPOT:La demanda no cubierta por los contratos se valoriza al precio
spot horario
Potencia:Se valoriza la Potencia en las HRP
(12 $/MW) :+ Cargo Potencia Despachada (Toda la Potencia)
- Crédito Potencia Despachada (Pot. A Contratos)
POTENCIA:(En Horas que se
Remunera Potencia)
Spot horario= 240 $/MWhArt 14) Res SEE 20-E-2017
NUEVO!
Los Precios Mensuales son:
• Energía Adicional
• Sobrecosto Transitorio de Despacho
• Adicional Sobrecosto Transitorio de Despacho
• Sobrecosto Contratos MEM
• Sobrecosto Combustibles
• Cargo Transitorio FONINVEMEM
• Cargo por Demanda Excedente
• Cargo de Sustentabilidad y Garantía
CARGOS DE ENERGÍA
SIN
CA
MB
IOS
Precios Mensuales
Costos del MEM
Cargo Medio de Energía Adicional Mensual GU [$] =
En. Mensual [MWh] x Precio Medio En. Adicional [$/MWh]
GENERACIÓNTransmisión de Energía por
Redes hasta ConsumoDEMANDA
PÉRDIDAS
Para cada semana del mes se realiza un balance entre generación y demanda de energía medidas. La diferencia resultante
como pérdidas totales de energía se valoriza al precio de nodo de la generación, así surge un monto semanal de diferencia, este monto
sobre la demanda determina el precio por energía adicional de la semana.
• Pérdidas variables por energía activatransportada.
• Pérdidas variables de energía reactivatransportada.
• Pérdidas de energía no variables delTransporte (pérdidas en vacío detransformador y efecto corona).
Medio 2016:3.5$/MWh
Enero 2017:4.6$/MWh
120 vs 240 $/MWh
NUEVO!
Precios Mensuales
CARGO DE ENERGÍA ADICIONALCostos del MEM
La diferencia entre la energía valorizada a Precio de Mercado y valorizada al costo de cada generador
Se acumula para establecer el monto total de STD (Sobrecosto Transitorio de Despacho).(descontado el sobrecosto asignado a la demanda excedente según Res. 1281/06)
Precio Mensual STD =
$ STD Totales /
(Demanda MEM – Demanda Excedente )
Cargo STD GU [$] =
(En. Mensual – En. Excedente – En. Plus) [MWh] x Precio Mensual STD [$/MWh]
Medio 2016:
452 $/MWh
Enero 2017:513 $/MWh
Precios Mensuales
SOBRECOSTO TRANSITORIO DE DESPACHOCostos del MEM
CMO Medio 2016
2061 $/MWh
Transferencia desde el STD al precio de mercado
NUEVO!
Precios Mensuales
SOBRECOSTO TRANSITORIO DE DESPACHOCostos del MEM
CombSTD
P.M. =
240 $/MWh
OyM
Pot. Base y
Adicional
Operada
AdicSTD
CVP
Res 19
P.M. =
120 $/MWh
LOGISTICA +
ADMINISTRACION
COMBUSTIBLES PARA
CENTRALES DEL MEM
Costos Fijos y Remuneraciones Adicionales (Directa + Fideicomiso +
Mantenimientos Mayores + Foninvemem 2015-18 + Incentivos)
de los generadores adherentes
Precio Mensual ASTD =
$ Adicionales Totales /
Demanda MEM
Diferencia de Precios de combustibles en CVP y Precios Reales Costo de
Combustible
Cargo ASTD GU [$] = (En. Mensual –Exced– Energía PLUS) [MWh] x Precio Mensual ASTD [$/MWh]
Enero17:116$/MWh
Res. 22/16Energía Operada
Potencia Disponible Mínima/Base/Adicional
Res. 19/17
NUEVO!
Medio 16:153 $/MWh
Precios Mensuales
ADICIONAL STDCostos del MEM
$ STD total$ STD total –
$ STD Exc.
DemandaTotal
DemandaExcedente
DemandaTotal - Exc
DEMANDA GENERACION
Generación STD
GeneraciónA 240$/MWh
GeneraciónTotal
MW
$/MWh
STD
$ STD Asignado a la
Demanda Excedente
COSTOS
Ene-17Real 1426 $/MWh
TOPE 650$/MWh
Precios Mensuales
Costos del MEMCARGOS POR DEMANDA EXCEDENTE
Tipo Contrato MEM M$
RESOLUCION SE.220/07 978
NASA 598
FONINVEMEM 277
CONTRATOS ENARSA MOVIL 151
FUENTES RENOVABLES - RESOLUCION SE.108/11 105
ENARSA GEN. DISTRIBUIDA 102
CARACOLES - GRANDES OBRAS HIDROELECTRICAS 96
NUHUILES - RESOLUCION SE.137/11 8
octubre 2016
Se descuenta Valorización de EyP en
el Spot
Cargo Sobrecostos MEM [$] = (En. Mensual [MWh] – Energía PLUS [MWh]) x Precio SC MEM [$/MWh]
Contratos Delivery
Contrato NASA
Contratos FONINVEMEM
Contratos Renovables
Contrato 220 (Térmicos)
Contratos Nuevas Hidros
Precio Mensual SCMEM=
$ Totales SCMEM /
Demanda MEM =
Oct-16Precio Mensual SCMEM
182 $/MWh
Medio 2016:
210 $/MWh
ENERO 2017:
187 $/MWh
Precios Mensuales - Sin Cambios
SOBRECOSTOS CONTRATOS MEMCostos del MEM
La compra de Combustible (Cammesa) afronta:Impuesto a la Transferencia de CombustiblesTasa Sobre Gas-OilFideicomiso ampliación de Gasoductos
GENERADORES
COMPRA DE COMBUSTIBLE Se recupera el monto asociado a estos gravámenes mediante el cobro a la demanda del concepto Sobrecosto de Combustibles (SCOMB).
Precio Mensual SCOMB =
$ Totales SCOMB /
Demanda MEM
Cargo Sobrecostos Combustibles [$] = En. Mensual [MWh] x Precio SC Combustibles [$/MWh]
Medio 16:47 $/MWh
En 2015: Impuesto a la importación de combustibles (39% sobre el valor de importación).
Enero 17:18 $/MWh
Precios Mensuales - Sin Cambios
SOBRECOSTOS COMBUSTIBLESCostos del MEM
• La Res. SE 1866/05 establece a partir del 1° de diciembre de 2005 el “CargoTransitorio para la conformación del FONINVEMEM” a ser aplicado a latotalidad de la energía eléctrica efectivamente consumida por los agentesdemandantes del MEM con potencia superior a 10kW por un plazo de 60meses.
• Luego la Res. SE 3/11 extendió la aplicación de dicho cargo a partir del 1° deEnero de 2011 por 120 meses.
• El valor del citado cargo se define en: 3.60 $/MWh
Cargo Transitorio FONINVEMEM [$] = En. Mensual [MWh] x Precio Cargo FONINVEMEM [$/MWh]
Precios Mensuales – Sin Cambios
CARGO TRANSITORIO FONINVEMEMCostos del MEM
• Como parte de la implementación de Resolución S.E. N° 95/2013 que suspendetransitoriamente la incorporación de nuevos contratos en el MAT (excepto los Contratospor el Servicio de Energía Plus) y que establecía que los GUs del MEM deberán adquirir sudemanda de energía eléctrica al OED según las condiciones que la S.E. establezca, la NotaS.E. N° 3902/2013 estableció el Cargo Mensual de Sustentabilidad y Garantía, destinado aconformar un monto de garantía de cobro suficiente y a sustentar los mayores cargos deadministración de esta operatoria por su energía comprada directamente al MEM.
• Se fija inicialmente el cargo en 15 $/MWh.
Cargo Transitorio Sustentabilidad y Garantía [$] = Compra Spot [MWh] x Precio Cargo Sust. [$/MWh]
Precios Mensuales – Sin Cambios
Costos del MEMCARGO DE SUSTENTABILIDAD Y GARANTÍA
Los Precios Mensuales son:
• Servicios Asociados a la Potencia
• Servicio Reserva 10 min
• Servicio Reserva 20 min
• Servicio Reserva 4 horas
• Servicio Reserva Máximo Requerimiento Térmico
• Servicio Reserva Instantánea
CARGOS DE POTENCIA
Precios Mensuales
Costos del MEM
Regulación Secundariade Frecuencia
Precio Mensual Servicios Asociados a la Potencia=
$ Monto ServAsocPot/ ReqMax
Cargo Servicios Asociados Pot[$] = ReqMax[MW] x (Precio Mensual ServAsocPot+Precio RPF)[$/MW-mes]
Medio 16:2206 $/MW-mes
Remuneración por Reserva 5min Enero17:2572 $/MW-mes
Arranque en Negro/Saldo Arranque – Parada por despacho
Obras Res SE N°1
SCOMB Consumos Adicionales
Saldo RPF Precio Mensual RPF=
$ Saldo RPF/ ReqMax
Enero17:71 $/MW-
mes
SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA
Precios Mensuales
Costos del MEM
Regulación Secundariade Frecuencia
Remuneración por Reserva 5min
Arranque en Negro/Saldo Arranque – Parada por despacho
Obras Res SE N°1
SCOMB Consumos Adicionales
Saldo RPF
SIN CAMBIOS
SIN CAMBIOS
SIN CAMBIOS
50% del precio de Mercado como tope
Res SEE 19/17
P.M. =240 $/MWh
Reserva regulante sobre el compromiso por el Precio de Mercado
20% del Precio de Mercado
NUEVO!
SERVICIOS ASOCIADOS A LA POTENCIA
Precios Mensuales
Costos del MEM
Remuneración Reserva Base y Excedentes de generadores
Precio Mensual Reserva Max.Req.Térmico =
$ Monto Reserva MRT / ReqMax de MRT
Cargo Reserva Max Req Térmico[$] = Cpra Mensual Pot [MW] x Precio Mensual Reserva MRT [$/MW-mes]
Medio 16:514 $/MW-mes
Cargo Potencia Despachada Demandantes
Monto Reserva Máximo Requerimiento Térmico
Se reemplaza por:
Potencia Operada en HRP a $12 de los generadores
Cargo Potencia Despachada Demandantes
Monto Reserva Máximo Requerimiento Térmico
NUEVO! Enero17:497 $/MW-mes
RESERVA DE MÁXIMO REQUERIMIENTO TÉRMICO
Precios Mensuales
Costos del MEM
RESERVA DE 10 MINUTOS
RESERVA DE 20 MINUTOS
15% del precio de Mercado
Res SEE 19/17
P.M. =240 $/MWh
10% del Precio de Mercado
NUEVO!
RESERVA DE POTENCIA
Precios Mensuales
Costos del MEM
5. Estimación de la Remuneración – Impacto Global
Res. 19: Anualizado 2017
MM u$s/año MM u$s/año % vs Res 22 u$s/MWh vs Res
22
Generación GWhTotal Res. 22/2016
Incremento Incremento Incremento
TERMICA 56.910 728 319 44% 5,6
HIDRAULICA 19.737 287 64 22% 3,2
TOTAL 76.646 1.015 382 38% 5,0
REMUNERACIÓN ESTIMADA AÑO 2017 :
Período ene – dic/2017 considerando los cambios establecidos en el precio de la potencia base y adicional (may a oct y desde nov.)
Simulación de la DIGO considerando su disponibilidad histórica/sin DIGOadic. para los térmicos.
Para una demanda estimada de 137 TWh, el incremento en el costo del sistema
se ubica alrededor de 3 u$s/MWh.
Res. 19: Anualizado 2018 en adelante
MM u$s/año MM u$s/año % vs Res 22 u$s/MWh vs
Res 22
Generación GWhTotal Res. 22/2016
Incremento Incremento Incremento
TERMICA 56.910 728 461 63% 8,1
HIDRAULICA 19.737 287 106 37% 5,4
TOTAL 76.646 1.015 567 56% 7,4
5. Estimación de la Remuneración – Impacto Global
REMUNERACIÓN ESTIMADA AÑO 2018:
Período ene – dic/2018 considerando el precio de la potencia base y adicional establecido desde Nov. 2017 en adelante.
Simulación de la DIGO considerando su disponibilidad histórica/sin DIGOadic. para los térmicos.
Considerando la misma demanda estimada de 137 TWh, el incremento en el costo del
sistema se ubicaría alrededor de 4 / 4,5 u$s/MWh.
5. Nuevo valor de referencia barril de petróleo nacional
DEFINICIÓN DEL PRECIO FUEL OIL PARA GENERACIÓN ELECTRICA:
Mientras este en vigencia el acuerdo, se requiere que el precio del Fuel Oil para generación eléctrica que compreCAMMESA sea igual al precio que rija en cada mes para el crudo tipo Escalante establecido en el acuerdo, más 10 uds/bbl.
Escalanteusd/bbl
ene-17 48,3feb-17 48,1mar-17 47,9abr-17 47,7may-17 47,4
jun-17 47,2Jul/Dic 2017 47,0
PROCEDIMIENTO:
Medio equivalente aprox. 48 / 47 u$s/bbl
Adiciona de 10 u$s/barril 58 / 57 u$s/bbl
1 bbl = 0.159 m3 365 u$s/m3
Densidad del FO 0.945 Ton/m3 aprox. 380/390 u$s/Ton sería el precio medio representativo del producto FO para generación eléctrica en este 2017.
5. Nuevo valor de referencia barril de petróleo nacional
IMPACTO DEL NUEVO PRECIO DEL FUEL OIL EN EL COSTO TOTAL DEL SISTEMA:
Para este año 2017 se espera que el consumo de FO se ubique alrededor de 2800 miles de Ton.
El precio medio de compra para el año 2016 fue de 510 uds/Ton.
Frente al nuevo precio de referencia para el FO, en este 2017 implica un disminución en el costo total:
Consumo estimado 2800 Miles Ton
Pr. Med. 2016 500 uds/ton
Pr. Med. 2017 390 uds/ton
Disminución en el Costo MEM 336 MM uds
Para una demanda estimada de 137 TWh, la disminución en el costo del sistema
se ubica alrededor de 2,2 u$s/MWh.
GRACIAS POR SU ATENCIÓN
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