La UIA expuso en ADIBA su visión sobre los sectores gasífero y eléctrico
04 de Diciembre de 2017
El miércoles 29 de noviembre, las Autoridades de ADIBA; Silvio Zurzolo – Presidente, Juan Carlos Uboldi – Vicepresidente y Sergio Iriarte – Secretario General, recibieron en su sede al Jefe del Departamento de Energía, Ing. Alberto Calsiano, quien expuso sobre la necesidad de moderar las correcciones tarifarías, dado el impacto negativo que producen en la competitividad de la industria.
separador


Para acceder al informe click aquí

Participaron activamente de la reunión, representantes de las siguientes Regiones de la Provincia de Buenos Aires; Zárate - San Nicolás - Lomas de Zamora - Bahía Blanca - 9 de Julio - Alte. Brown - Tandil – Lanús - La Matanza – Bolívar - San Miguel - San Martín – Pilar - Mar del Plata, con los que a medida que se exponía se hacía un interesante intercambio de opiniones.

Se comenzó poniendo de manifiesto la importancia que tiene el gas en nuestra matriz energética, tanto primaria como eléctrica, con el agravante de que pasamos de ser un país autosuficiente y exportador de gas, a netos importadores del fluido.

Hoy, los gasoductos que construimos para exportar, a Chile (7), Uruguay (1) y Brasil (1), cambiaron el sentido y se usan para importar gas. Hoy traemos gas de Bolivia, así como de Chile, que si bien no tiene gas, cuando dejamos de suministrarle, construyo dos plantas regasificadoras en tierra, las que durante el año 2016, suministraron el 0,8% del gas que consumimos.

Bolivia aportó el 12%. Además instalamos dos barcos regasificadores en costas bonaerenses, el primero fue en el 2008, en Bahía Blanca, luego le siguió otro en Escobar. Reciben el gas – GNL - en estado de líquido criogénico, (- 160 °C), el que luego de pasarlo a estado gaseoso lo inyectan en la red troncal, alcanzando el 10,1 %.

Siempre para el año 2016, (año completo), tenemos un consumo medio de 130 millones de metros cúbicos/día, con un pico 155 millones de m3/día.

Para tener en cuenta la importancia del gas, como recurso en nuestro país, se debe tener en cuenta que el 52% de la matriz energética primaria es gas.

En la matriz eléctrica, los combustibles fósiles son el 65% (Centrales térmicas), siendo el gas, el más importante.

Pasando al tema del precio, se menciona que ante el reclamo de los productores, la administración anterior, en el año 2013, puso en marcha el Plan Gas con un precio para el gas nuevo en Boca de Pozo (PIST) de 7,5 u$s/MBTu. El Plan Gas que finaliza en diciembre de 2017, significará, desde su comienzo, una transferencia de recursos de más de 8.500 millones de dólares a los productores. Por otro lado, la administración actual mediante la Res MEYM N°46/2017 estableció un sendero de precios para el gas de Vaca Muerta de 7,5 u$s/MBTu  a partir de enero de 2018, decreciente a 6 u$s/MBTu para el año 2022.

Mientras tanto en USA, el precio del Henry Hub (equivalente a nuestro PIST) cotiza en noviembre de 2017 a 3 u$s/MBTu.

Desde la demanda industrial tenemos dos grupos de usuarios; aquellos que compran directamente al distribuidor, son los denominados usuarios P1, P2 y algún P3, cuyo valor PIST se irá actualizando hasta llegar a 6,8 u$s/MBTu en octubre de 2019. Estos usuarios, para diciembre (El MINEM pospuso el ajuste que estaba previsto para octubre) deberán esperar 4,19 u$s/MBTu.

El otro grupo de usuarios corresponde a los que consumen más de 500 m3/día y deben comprar a un productor o un comercializador. Ese grupo lo hace mediante un contrato generalmente de un año de duración y que en general vence entre abril y mayo de cada año.

El valor aproximado que hoy pagan es de alrededor de 5 u$s/MBTu.   

 Por otro lado, los productores de Gas, con YPF a la cabeza, formalmente reclaman que para poder explotar los recursos gasíferos, deben tener un precio de más de 6 u$s/MBTu.  

Ante lo dicho y hecho, la pregunta es ¿Qué podemos esperar desde la demanda?

Todo parece indicar costos crecientes en el precio del gas PIST, por lo que debemos estar muy alertas. Desde la UIA hemos dicho en la última Audiencia Pública, que a la demanda industrial en general, le resulta difícil asimilar un costo de 5 u$s/MBTu, más aun a aquellos que producen bienes transables.

Se aclara que; el costo del gas PIST- si bien es importante - no es el único, puesto que hay que llevarlo hasta el punto de consumo del usuario, por lo que hay que agregar el transporte y la distribución. Estos valores se definieron en la revisión tarifaria integral (RTI) realizadas y, cuyo ajuste el MINEM decidió hacerlo en tres etapas, una fue en abril de este año, 30%, luego vendrá 40% en diciembre 2017 y el 30% restante en abril de 2018.

Pasando al tema eléctrico, se recuerda que tanto la demanda, respecto a la Potencia (los fierros), como a la Energía producida por dichos equipos, se ha venido creciendo de modo prácticamente constante. Como el sistema eléctrico debe funcionar en un estado de equilibrio permanente, si no hay potencia disponible, se debe importar y si aún así, no se puede abastecer a la demanda, se debe proceder al corte del suministro, para evitar un “black out”.

Si bien la potencia nominal hoy está, en el orden de 36.000 MW, y el record de demanda de potencia fue de casi 26.000 MW en febrero de 2017, se debe tener en cuenta que siempre existe una indisponibilidad, sea por motivos técnicos y/o de combustibles que puede estar en el orden del 25%, motivo por el cual no estamos muy holgados.

Sin embargo, se debe mencionar que la actual gestión luego de la situación crítica ocurrida en el verano del año 2015, puso en marcha un plan de centrales emergenciales, consistente en más de 2.900 MW repartidos en equipos, desde 40 MW hasta 400 MW, en distintos puntos del consumo de la Red con lo que se alivió la situación, al punto que la emergencia eléctrica finalizará en diciembre de 2017 tal como fue previsto. 

Pasando a la evolución del precio. Comenzamos con el valor del Precio Mayorista o del MEM. Este valor es el que pagan los GU (grandes usuarios) sobre los que luego daremos más detalles. Se puede ver su evolución en las barras verticales del gráfico.

En el mismo gráfico se muestra el valor del Precio Sancionado, representado mediante la línea naranja. Este valor es el valor medio que fija la Secretaria de Energía y que debe ser tomado por la Distribuidora, para luego pasar al usuario vía tarifa, sumándole el costo del Transporte y de la Distribución o Valor Agregado del Distribuidor (VAD).

Se aprecia que a partir del año 2002/3 comenzó un desacople, entre el precio del Mercado Mayorista (MEM) y el valor Sancionado que fue creciendo de modo significativo con el transcurso del tiempo.

Además se generó un precio distinto según el tipo de usuario.

La nueva administración, a partir del verano de 2016 está tratando de llevar el precio Sancionado al valor de Mercado, por lo que ahora tenemos:

Por un lado; los Grandes Usuarios (GUMA/GUME y GUPA) que compran en el Mercado Eléctrico Mayorista (Pagan el valor pleno del MEM + 15 $/MWh a CAMMESA) (como se puede ver en las barras del gráfico).

Por otro lado; los Usuarios plenos de las Distribuidoras que se han ajustado de modo diferente: 

Los de Menos de 300 KW pasaron de 70 a 320 a 640 ($/MWh)

Los de igual o Mas de 300  KW (GUDI)  pasaron de 320 a 770 a 1070 ($/MWh)

El mismo producto con precio distinto, acorde el tipo de usuario y que condiciona negativamente a la industria

También en el caso eléctrico, Para cada caso mencionado se debe agregar: Transporte + Distribución 

Dado que el sector energético esta dolarizado ¿qué pasa si ponemos dichos valores en la divisa de USA?

Se puede apreciar un fuerte incremento del precio mayorista en dólares desde el año 2003 a la fecha.

¿Quiénes son los que pagan los mayores costos?

La demanda eléctrica total del país está formada por más de 14,5 millones de usuarios. Respecto al total del consumo, la demanda industrial es el 29% y de este valor, 20% corresponde a los GU (GUMA/GUME) y el 9% a los GUDI, aquellos que tienen igual o más de 300 KW y reciben el servicio pleno del Distribuidor.

Ahora bien cuando los contabilizamos, estos GUDI totalizan 5.839 usuarios y son los que reciben el mayor ajuste, aun mayor de lo que había anticipado la Secretaria de Energía en la AP anterior, en donde preveía un 19% de subsidio para el 2017 y 10% para 2018, vale decir se acelera el gradualismo puesto que se acaba el subsidio para el GUDI de modo anticipado.

El problema se acentúa para el GUDI de EDENOR/EDESUR, ya que un cambio en la forma en que se remunera el Transporte, incrementara su costo aún más.

Dado que estas dos Distribuidoras están en la zona del Nodo de Ezeiza - que es el baricentro eléctrico del sistema - no pagaban el transporte, ahora si lo deberán hacer, por lo que dicho valor lo pagará la demanda de EDENOR/EDESUR.

La remuneración propuesta al Transporte en Extra AT + DISTROS presentada por el MINEM de 31,3 $/MWh para el área metropolitana.


O sea los cambios en el Transporte son:

Los generadores de energía eléctrica dejarían de pagar los costos al transporte de energía eléctrica, trasladándolo a la demanda. El impacto es mayor en zonas exportadoras de energía (donde la relación entre usuarios/generadores es menor).

 La remuneración a pagar por la demanda, sería en función del consumo de energía ($/MWh).

Los costos asociados al Transporte en Alta Tensión Nacional (Transener) se distribuirían entre toda la demanda del país, absorbiendo los usuarios de Edenor y Edesur una parte de los costos.

Los costos correspondientes al Transporte de Distribución Troncal se distribuiría de manera uniforme entre la demanda de energía conectada a las Distribuidoras Troncales (por área).

 

Para tener una idea del Impacto posible en un GU en AT en Pcia. Bs As.- hoy paga; 13 y 24 $/MWh, pagaría, alrededor de 141 $/MWh; 700% de incremento

 

Todas estas acciones están encaminadas a reducir fuertemente los subsidios del sector energético.

Para tener una idea de la magnitud de su evolución, los subsidios, pasaron de 1.800 millones de pesos corrientes, en el año 2005 a $138.000 millones en el año 2015 y, $ 211.245 millones en el 2016.

Cuando analizamos lo que pasa en el año 2017, vemos una fuerte reducción. A octubre estamos en $87.000 millones, claro que el Plan Gas se lleva en los 10 primeros meses del año $21.800 millones. 

Un tema a tener en cuenta en el sector energético, es el fuerte compromiso asumido por el actual gobierno respecto al Cambio Climático, en el que el sector energético juega un rol protagónico. El 43% de las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI) en nuestro país corresponde a la energía, a lo que hay que agregar un 3% de grandes industrias.

En las 3 COP’s -21 – 22 – 23 Argentina llevó una posición proactiva, por lo que la pregunta es ¿cómo la llevará a cabo?

Mediante tres acciones muy concretas:

LEY DE ENERGIAS RENOVABLES (27.191)

PROYECTO, ya LEY SOBRE ENERGIA DISTRIBUIDA.

PROYECTO DE LEY SOBRE EFICIENCIA ENERGETICA, la que muy probablemente durante el primer semestre del año 2018 sea Ley y de la que lo único que podemos decir, es que la industria jugará un papel importante debiendo mejorar el modo en que usa la energía. Se verá cual será la motivación que utilizaran para ello.  

En principio, la idea expuesta, es que se prevé un ahorro del 10,2 % del consumo energético total, entre los años 2017/2030, teniendo en cuenta las medidas a aplicar.

El porcentaje previsto para la industria será del 19%, de ese valor 65% corresponderá a la optimización del uso energético en el sector.

Como indicio de lo que se puede esperar, vale recordar la Resolución Conjunta que en el año 2016 daba un beneficio a aquellas empresas de más de 300 KW que tuviesen una determinada relación consumo eléctrico/costo de producción y cuyo código de la actividad principal AFIP estuviese en un listado dado. Durante el año 2017 se repitió, pero con el agregado de informar a la Secretaria de Ahorro y Eficiencia Energética una serie de datos sobre la forma en que consumen energía, así como la implementación de mejoras de eficiencia energética en su proceso productivo.


RESPECTO A LAS ENERGÍAS RENOVABLES

El marco legal está formado por:

 Ley 27.191: Rrégimen de fomento nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica

Decreto PEN N° 531-2016: reglamentación ley 27191

Resolución MINEM N°281E/2017: Régimen del mercado a término de energía eléctrica de fuente renovable

El Objetivos es que la demanda total de energía eléctrica deberá ser 8% EERR en el año 2018 y crecer al 20% en el año 2025.

Para ello el Gobierno realizó las siguientes licitaciones

  • Renovar 1,0: 17 proyectos adjudicados por un total de 1.109 MW.

12 Eólicos - 4 de solar fotovoltaica - 1 de biogás.

  • Renovar 1,5: 30 proyectos adjudicados por un total de 1.281,5 MW.

10 Eólica por 765,4 MW - 20 Solar fotovoltaica 516,2 MW

  • Renovar 2,0: Se licitaron 1.200 MW

550 MW Eólico – 450 MW Solar – 100 MW Bíomasa –

50 MW Bíogas – 50 MW PAH.   El 29/11/17 se realiza la adjudicación

Nuevamente aquí aparece la diferencia entre usuarios por potencia, dado que los que tienen una potencia media superior a 300 KW, tienen una serie de obligaciones que no tiene el resto. Se los llama eufemísticamente Grandes Usuarios Habilitados (GUH)

¿Cono se caracteriza?

Usuarios cuya demanda media (*) en el año 2016, sea igual o mayor 300 kW, GU del MEM o GUDIs (usuarios de la distribuidora).

(*) Pot. Media = demanda año2016 (KWh)/8760 hs.

(GUH) se pueden ver en http://portalweb.cammesa.com/Pages/Mater.aspx

Los usuarios que cuenten con uno o múltiples puntos de demanda de energía eléctrica con medidores independientes, todos registrados bajo el mismo CUIT en el MEM o ante los Agentes Distribuidores, serán considerados por punto de conexión

Mediante este mecanismo de los 8.464 usuarios de igual o más de 300 KW (GUMA/GUME/GUDI), los alcanzados resultan alrededor de 2.000.

Sectorizando a estos usuarios en 3 grupos; (más de 20 MW) (menos de 20 MW y 5 MW) y (menos de 5 MW), la mayor cantidad de los 2.000 está en este último grupo (más de 1.900 usuarios).


¿Cuáles son las alternativas para cumplir con la ley?

Los GUH podrán optar por quedar excluidos del mecanismo de Compras Conjuntas de CAMMESA. Para ello deben tener un contrato en el Mercado a Término o Aautogenerarse energía eléctrica de fuente renovable.

Esta opción podrá ejercerse 2 veces por año, en las fechas que coincidan con el inicio de las programaciones estacionales.

La exclusión de las Compras Conjuntas tendrá una duración mínima de 5 años contados desde la fecha de exclusión declarada.

El GUH debe informar la fecha de exclusión y el % de demanda a contratar ó autogenerar, no podrá ser menor al % de la Ley 27191. No existe límite superior.

Si el GUH es un GUDI. Las Grandes Demandas de los Agentes Distribuidores (GUDIs) que decidan ejercer la opción de exclusión de las Compras Conjuntas, deberán convertirse en Agentes del MEM, ya sea como GUMA, GUME o Autogeneradores.

El GUH tiene una Penalización por el no cumplimiento: La cantidad de energía obligatoria y no abastecida al costo de generar con Gasoil en u$s.

23 Conferencia Agenda Seminarios UIA 2016 Proyectos y Servicios Ventanilla PyME Vimeo UIA Propuestas para el Desarrollo Proyecto Eficiencia Energética