¿Cómo están siguiendo los usuarios las opciones de compra de energía? Debido a las actualizaciones en las tarifas de electricidad, agua y gas para los distintos niveles de demanda, y debido a la ley de Energías renovalbes, se ha notado un interés en distintos tipos de usuarios, especialmente en los residenciales, para bajar los consumos de los servicios ya sea con tecnologías de autoconsumo, tecnologías de EE o incluso con el uso eficiente de la energía.
Respecto a los Grandes Usuarios e Industriales, donde creemos se concentra la mayor cantidad de consumos ineficientes del país, aún no hemos notado en gran medida que hayan tomado la decisión en realizar inversiones para reducir los consumos y mejorar la eficiencia energética de sus plantas.
Las empresas corporativas están tomando las decisiones de inversión en eficiencia energética más lentas que las PyMES, donde vemos le afectan económicamente de forma más directa los aumentos en las tarifas haciendo que tomen las decisiones de forma más rápida.
Creo que sería muy conveniente que haya una ley de Eficiencia Energética nacional que obligue a los Grandes Usuarios a mejorar la eficiencia de sus plantas ya sea con inversiones de bajo coste hasta cambio de equipamiento de sus procesos ya que el ahorro energético federal sería de un valor sustancial generando ahorros en generación. ¿Están recibiendo consultas de empresas que tendrán que contar con un 8 por ciento de energías renovables el próximo año? Respecto a los Grandes Usuarios que tienen la obligación de consumir a finales del año 2018 un porcentaje de su energía provenientes de fuentes renovables, estamos teniendo consultas de autoconsumo y sobre contratos de compra/venta de energía renovable entre privados, pero solo como información ya que hasta que no esté claro cómo se debe reglamentar este mercado y se lance la ley de energía distribuida no van a tomar una decisión al respecto de inversión. ¿Qué tecnologías elegirán los usuarios para comprar energía a privados? El Ministerio de Energía y Minería estableció los criterios que regularán la compra venta de energía térmica, hidroeléctrica y renovable entre agentes privados, a partir de una remuneración en condiciones "económicamente razonables, previsibles y eficientes, mediante compromisos de mediano plazo.
La resolución 19 de la Secretaría de Energía Eléctrica, publicada en el Boletín Oficial, justifica esas pautas a fin de propiciar las inversiones necesarias por parte de los agentes generadores, para el mantenimiento e incremento de la disponibilidad de sus equipos.
Según la norma, cada agente generador, cogenerador y auto-generador titular de una central de generación térmica convencional podrá suscribir Compromisos de Disponibilidad Garantizada (CoDiG), por la potencia y energía de las unidades instaladas.
Esos compromisos cubrirán lapsos de tres años y se podrán diferenciar valores en los distintos períodos estacionales semestrales de verano (noviembre-abril) y de invierno (mayo-octubre).
Para este año, y como excepción, se habilita la declaración de compromisos junto con la información requerida para la programación de Invierno, con vigencia desde el 1° de mayo hasta el 31 de octubre próximos.
La remuneración -fijada en dólares para todo tipo de fuente- incluye en el caso de los generadores térmicos habilitados un pago por potencia disponible mensual y otro por energía generada y operada, a lo que se adiciona un plus a fin de incentivar la eficiencia.
El precio base para la disponibilidad garantizada ofrecida será de u$s 6.000 mensuales por megawatt para el período mayo-octubre, y de u$s 7.000 desde noviembre, mientras el adicional para incentivar la oferta en los períodos de mayor requerimiento del sistema se fijó en u$s 1.000 y u$s 2.000, respectivamente.
Los generadores -agrega la resolución, que firma el secretario Alejandro Sruoga- recibirán una remuneración mensual de u$s 2 por Mwh por la energía operada, más un adicional en función del cumplimiento de objetivos de reducción de consumos de combustibles.
En este sentido se definirá para cada tipo de tecnología un valor medio de referencia de consumo y en forma trimestral se cotejará con el combustible efectivamente consumido.
El Ministerio de Energía y Minería fijó también los precios base de la potencia para los generadores hidroeléctricos, tanto convencionales como de bombeo (que van desde u$s 2.000 hasta u$s 8.000 por Mw mensual), y los correspondientes adicionales (hasta u$s 1.000 por Mw).
El cobro del adicional queda ligado en un 50% a dos factores: a que el generador hidroeléctrico disponga de un seguro para la cobertura de incidentes mayores sobre el equipamiento crítico (turbinas, generadores, transformadores, etc.) y a la actualización progresiva de los sistemas de control de la central hidroeléctrica, de acuerdo con un plan de inversiones a presentar.
La remuneración variable estas centrales, agrega la resolución, se compone de un precio en función de la energía generada (u$s 3,5 por Mwh) y otro vinculado a la energía operada en cada hora (u$s 1,4).
Por último, se fijan pautas para remunerar la energía generada por fuentes no convencionales: los precios base de las centrales eólicas será de u$s 7,5 el Mw; para las solares fotovoltaicas, u$s 8,5; y para las de biomasa, biogas o residuos, u$s 10 el Mw.
Como en los casos anteriores, también para las renovables se contemplan adicionales vinculados a la disponibilidad de equipamiento instalado con un tiempo de permanencia superior a los 12 meses: de u$s 17,5 por Mw; u$s 18,5; y u$s 10, en forma respectiva.