impacto en precios mensuales -...

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


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


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



B) REMUNERACIÓN BASE:


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:



C) REMUNERACIÓN ADICIONAL (continuación):


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


Remuneración por Energía:


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



• 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


A) REMUNERACIÓN BASE:


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)


B) REMUNERACIÓN ADICIONAL:


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


Precio y Remuneración por Energía Generada y Operada:


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.


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.


• 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.


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


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

impacto en precios mensuales -...

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