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Destacan las consecuencias que traería la reforma energética de AMLO

Como ya había anticipado Energía Estratégica, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) concedió el primer amparo en contra de Ley de la Industria Eléctrica (LIE) aprobada en 2021, durante la administración actual de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

Con esta decisión la LIE se declaró inconstitucional y vuelve a entrar en vigencia la Reforma Energética de 2013 de Peña Nieto.

No conforme con esta resolución, AMLO envió un nuevo proyecto de reforma constitucional energética con el objetivo de desterrar la reforma energética de Peña Nieto y recuperar el fortalecimiento de la CFE.

En medio de la controversia y la incertidumbre del sector energético por la última propuesta de reforma presentada, el consultor independiente, Pedro Resendez, señala las posibles consecuencias negativas que podrían derivarse de dicha iniciativa.

Resendez, quien representa a diversas empresas del sector, se manifesta en contra de la propuesta de AMLO, al considerarla un “retroceso” para México. Aunque reconoce que la nueva propuesta parece respetar la inversión privada, el experto la describe como “incompleta” e “impulsada por conceptos ideológicos en lugar de constitucionales”.

Uno de los puntos críticos resaltados por el consultor independiente es la preferencia otorgada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como empresa pública, una medida que va en contra de la ley. 

“Despojar a la CFE de su fin de lucro la vuelve menos competitiva. A su vez, otorgarle preferencia sin tener en cuenta costos o impacto ambiental podría convertirla en una entidad subsidiada, lo cual abre las puerta a problemas sustanciales”, explica.

Si bien el especialista asegura que no se logrará la aprobación de esta reforma durante la actual administración por la falta de aceptación de la oposición. afirma que podría aprobarse bajo el próximo gobierno, que se definirá en las elecciones del 2 de junio. 

Ante esa posibilidad, el consultor independiente destaca que podría impactar negativamente en México.

“Las consecuencias son muy graves. La historia de la inversión privada en el sector eléctrico es muy reciente por lo que lograr que el sector vuelvan a tener interés en proyectos renovables con esta legislación será un desafío”, asegura.

En este sentido, advierte que las imprecisiones presentes en la propuesta podrían generar problemas legislativos y de suministro, prolongando apagones, escasez de generación y conflictos sociales por falta de electricidad.

Según él, esta reforma podría afectar la competitividad del país, llevando a la pérdida de tratados con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos. Además, señala que la escasez de energía eléctrica ya no es una teoría en México, sino una realidad, y destaca la necesidad de invertir en las líneas de transmisión y distribución para el éxito de proyectos renovables.

En conclusión, Resendez sostiene que, incluso retomando subastas de largo plazo y fortaleciendo la infraestructura eléctrica para proyectos renovables, el camino hacia la sostenibilidad y el cumplimiento de objetivos internacionales llevará tiempo. 

La incertidumbre en el sector energético mexicano persiste, y la comunidad empresarial espera con cautela el desenlace de esta polémica reforma propuesta por el presidente AMLO.

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CGD exhorta a corregir fallos regulatorios que desincentivan y lesionan a prosumidores costarricenses

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) se encuentra trabajando en actualizaciones en cumplimiento de la Ley 10.086 para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos.

Ahora bien, el Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR) habría incurrido en “fallos regulatorios” que irían en detrimento de una mayor penetración de energía renovable distribuida.

De acuerdo con William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD), la CDR indujo al error a la ARESEP y la ARESEP tiene que corregirla sí o sí, porque impacta directamente en la definición de tarifas de generación distribuida y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes.

Desde la perspectiva del director ejecutivo de la CGD, se podría categorizar el escenario actual como una “tormenta perfecta” con dos situaciones que van en contra de los avances del sector.

“Por un lado, el castigo tarifario por el error que provocó el CDR en contra de los costarricenses; y, por otro lado, las decisiones equivocadas en las estrategias de compra de excedentes, por parte de las empresas distribuidoras”, puntualizó Villalobos.

Por ello, desde la Cámara de Generación Distribuida ven esta situación como un retroceso, como una involución, que está castigando las decisiones de incorporación de eficiencia energética y energías renovables de cientos de usuarios.

“Las condiciones climáticas no van a esperar los cambios regulatorios, urge con vehemencia que se corrija el fallo regulatorio que hoy está desincentivando y que está lesionando a los usuarios costarricenses”, subrayó William Villalobos.

Medidas en la dirección contraria

El Centro de Desarrollo de la Regulación (CDR), que es el área responsable de hacer las metodologías que aprueba la junta directiva de la ARESEP, decidió incorporar una variable que se llama «consumo natural en la tarifa de acceso».

William Villalobos apunta a que esta variable de «consumo natural», en realidad no es otra cosa más que un castigo a los usuarios residenciales, pero sobre todo a los pequeños productores y empresarios que son pymes, mipymes y todo el sector comercio del país.

¿Por qué? Según explicó Villalobos, la variable del consumo natural lo que hace “es castigar cobrándole al usuario la energía que debió de haber consumido de la red en caso de no tener paneles solares”. Por eso es que, desde la Cámara en Generación Distribuida, sostienen que esto no es otra cosa más que un “impuesto al sol”.

“El impuesto al sol ya fracasó en el mundo. El mejor ejemplo de esto es España en donde una medida de este tipo que lo que hace es castigar los ahorros y castigar a las personas que apuestan por generar su propia electricidad, que es energía limpia y que es energía barata”, indicó el referente de CGD.

Por otro lado, la ARESEP fijó una tarifa máxima para la venta de excedentes y a partir de allí, al ser una tarifa máxima, todas las empresas distribuidoras pueden negociar con los prosumidores un precio de compra mínimo para los excedentes.

“Lo que ha estado sucediendo con varias de las empresas distribuidoras es que la oferta comercial de precios para compra de esos excedentes es realmente ridícula y desincentiva que se pueda dar un mercado de comercialización de excedentes porque están partiendo de premisas y costos que son totalmente equivocados como si la energía no tuviese realmente un valor”, cuestionó Villalobos.

Y es que, el escenario actual en Costa Rica requeriría aún más el apoyo de estas alternativas de generación limpia y baratas, ya que los prosumidores pueden destinar los excedentes de esa energía para ayudarle al sistema eléctrico nacional que en momentos fuerza a que se esté quemando bunker para sostener la demanda nacional y evitar cortes ante el déficit generado por el fenómeno del Niño.

“Ciertamente la generación solar distribuida no le aporta base ni firmeza al sistema pero, en un contexto tan frágil de vulnerabilidad climática, resulta irónico e incomprensible que las empresas distribuidoras en su estrategia comercial no estén optando por precios que resulten razonables y competitivos pero sobre todo justos para adquirir excedentes que podrían estar ayudando a disminuir la factura petrolera que estamos diariamente gastando por quemar térmico en las condiciones actuales”, concluyó William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD).

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COPARMEX propone medidas pro renovables para el Gobierno entrante en México

En un contexto donde la transición hacia fuentes de energía renovable se vuelve imperativa, la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) presenta propuestas fundamentales para impulsar el sector energético en México, de cara a las elecciones. 

En conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX,  Carlos Aurelio Hernández González, destaca la necesidad de privilegiar el diálogo técnico y colaborativo, independientemente de la afiliación política, para garantizar el progreso sostenible en el ámbito energético.

Una de las principales medidas que propone es retomar las subastas de largo plazo como un medio esencial para alcanzar las metas de energía establecidas y aprovechar las oportunidades derivadas del nearshoring. 

“Si bien el presupuesto público no alcanza para la gran necesidad creciente que estamos teniendo en México para las redes de transmisión y distribución, tenemos que aumentar la generación limpia en nuestro país. Eso se va a dar en la medida en que se privilegie el diálogo”, explica. 

En este sentido, enfatiza que el conocimiento técnico debe primar sobre intereses e ideologías para fomentar inversiones con esquemas eficientes y sostenibles.

Y agrega: “No podemos tener otros 6 años con un mercado eléctrico paralizado, México necesita que ese dinamismo que tienen las empresas se vea reflejado en toda la cadena de valor de la energía”.

En el ámbito de generación distribuida, Hernández González aboga por aumentar la capacidad a al menos un megavatio (MW) en el corto plazo. Esta medida, según él, reduciría las pérdidas de transmisión y distribución, mejorando la calidad de la energía en zonas específicas. 

Además, sugiere establecer reglas claras para la instalación de sistemas de almacenamiento en generación distribuida, ya que las mismas podrían duplicar la capacidad en los próximos seis años.

La propuesta incluye la necesidad de facilitar la participación de pequeñas y medianas empresas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), permitiéndoles liderar la integración de generación distribuida

Además, insiste en la importancia de un distribuidor consciente de los cambios, adaptándose a nuevos modelos de negocio, y aboga por mantener incentivos fiscales para promover la adopción de energías renovables.

Teniendo en cuenta la urgencia de reactivar el desarrollo de nuevas centrales en México debido a que los proyectos de gran escala han estado estancados por años, la mencionada propuesta de elevar el límite de potencia en la generación distribuida se presenta como una solución a corto plazo.

Según el experto, esta permite a las empresas duplicar sus sistemas y adoptar sistemas de baterías, lo que contribuirá a la confiabilidad del sistema y mejorará la calidad de la energía en áreas críticas.

 

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El Operador del Sistema Eléctrico de Brasil vaticinó que habrá más de 82 GW eólicos y solares hacia el 2028

El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil publicó el Plan de Operación Eléctrica de Medio Plazo del Sistema Interconectado Nacional – PAR/PEL 2023 para el período 2024 – 2028, con el objetivo de evaluar el desempeño del SIN en un horizonte de 5 años y para que se puedan realizar operaciones futuras con los criterios de confiabilidad de la red. 

Para el ciclo analizado, el perfil de inversión oscila en los R$ 4900 millones para obras nuevas y R$ 44100 millones para proyectos de ciclos anteriores que no han sido concedidos, grupo que incluye, por ejemplo, obras parques de generación y alrededor de R$ 21700 millones en líneas de transmisión y nuevas subestaciones adjudicadas en subastas pasadas. 

Por lo que el documento señala que la energía fotovoltaica mostrará un crecimiento porcentual muy significativo, casi duplicando la capacidad instalada en el horizonte 2024-2027, seguida de los parques eólicos. 

“Al cierre de 2027, se estima que la capacidad instalada del SIN totalizará 246,8 GW, de los cuales alrededor de 55 GW provendrán de plantas eólicas y fotovoltaicas centralizadas”, asegura el PAR/PEL 2023. 

Y se toma en cuenta las centrales con contrato de uso del sistema de transmisión firmado, la matriz tendrá alrededor de 276 GW en dicho año, de los cuales 82 GW provendrían de parques solares y eólicos centralizados (casi el 30% de participación sin contar la generación distribuida). 

Eso produciría un excedente “significativo” de generación en el sistema eléctrico brasileño durante el período diurno de continuar también el avance de recursos energéticos inflexible para ampliar la matriz eléctrica 

Por lo tanto, se destaca la necesidad de que el sector eléctrico brasileño habilite instrumentos que agreguen flexibilidad al SIN, como por ejemplo almacenamiento de energía, recursos centralizados y distribuidos y el empoderamiento de los consumidores para evitar vertimientos de generación.

Como también se requerirán nuevas obras de infraestructura eléctrica para atender la carga y flujo de generación. Y por tanto, el ONS identificó 456 proyectos necesarios para garantizar la operación dentro de los criterios establecidos en los procedimientos de red durante los próximos años.

“Del total de proyectos, 149 están sin subvención, 115 sin licencia ambiental, 191 están en ejecución y 1 está sujeto a revisión de subvención. Además, entre los 456 proyectos clasificados, 26 están asociados a servicio en condiciones normales de operación, en contingencia simple de radiales simples o en contingencia simple de transformadores que no operan con barras interconectadas de baja tensión y 191 con restricción de flujo de generación o intercambio de energía”, detalla el plan.

El conjunto de obras señaladas sumarían alrededor de 10000 km de nuevas líneas de transmisión y 30600 MVA de capacidad de transformación en subestaciones nuevas y existentes, lo que representan un incremento de alrededor del 5,8% en la longitud de las líneas y del 7,5% en la potencia nominal instalada en transformadores de la red. 

Y tal como se mencionó anteriormente, la inversión estimada necesaria para su ejecución es de R$ 49000 millones, de los cuales $4900 millones se refieren a nuevas obras propuestas en este ciclo. 

En ese contexto, el Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil presentó una propuesta para otorgar acceso a los sistemas de transmisión por parte de los generadores, en la que el análisis de acceso se realiza de manera conjunta y, en caso de limitaciones de flujo, los interesados ​compitan por el uso de la red, o el margen remanente, a través de subastas específicas y periódicas, denominadas “Procedimiento de Margen Competitivo (PCM)”.

“El Operador entiende que se trata de una solución que, a través de un proceso sencillo, transparente y que se adapta mejor a la nueva realidad del sector, disciplina el proceso de acceso actual, basado en la “cola de acceso” y permite mejorar la eficiencia en la asignación de los márgenes restantes. maximizar el uso de la red y reducir el riesgo de restricciones en la fase de acceso y operación con consecuencias positivas desde la perspectiva de la remuneración de los activos de transporte”, agrega.

Generación distribuida

El Plan de Operación Eléctrica de Medio Plazo del Sistema Interconectado Nacional plantea que la penetración de la micro y mini generación distribuida crecerá aproximadamente 20 GW hacia el 2028 y llegar a los 45 GW de potencia. 

Pero a ello se debe remarcar la presencia de plantas Tipo III, instaladas instaladas a un nivel de tensión igual o inferior a 69 kV, que junto a centrales de micro y mini GD ya supera la marca de los 44 GW y su evolución podría ir prácticamente a la par. 

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Proponen crear el Instituto Neuquino del Hidrógeno

El diputado provincial de Unión por la Patria y ex Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, presentó en la Legislatura de la Provincia del Neuquén un proyecto de ley para la creación del Instituto Neuquino del Hidrógeno (INEH), con el objetivo de impulsar el desarrollo del hidrógeno como una fuente energética clave en la región.

“Neuquén es principalmente productora de hidrocarburos, y tenemos en Vaca Muerta la segunda reserva mundial de gas. Es fundamental invertir pensando en el futuro y en las nuevas generaciones. Tenemos que desarrollar otras energías como el hidrógeno azul, utilizando el gas natural como fuente de energía” aseguró el ahora legislador provincial.

Respecto al reclamo provincial sobre las concesiones de las represas aseguró que deben ser de titularidad mixta: “Nosotros trabajamos todo el tiempo en un esquema de represas en una sociedad entre Estado Nacional y los Estados Provinciales en partes iguales, de hecho lo escribimos, lo desarrollamos y lo presentamos, y también acompañamos un proyecto de ley en ese sentido, crear una especie de nueva hidronor en una sociedad entre la Nación y las provincias” opinó el ex Secretario de Energía de la Nación.

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La UE aprueba el innovador plan de subvenciones de Alemania para reducir las emisiones de la industria

La Comisión Europea ha aprobado un plan de subvenciones del gobierno alemán por valor de 4.000 millones de euros para ayudar a reducir las emisiones de la producción industrial. Las ayudas se concederían a través de contratos bidireccionales de carbono por diferencia (CCfD), también llamados “contratos de protección del clima”, que compensan a las empresas por los costes adicionales de cambiar a procedimientos de producción neutros para el clima.

El ministro de Economía alemán, Robert Habeck, acogió la noticia como una “decisión pionera para la industria de alto consumo energético”, y afirmó que los contratos por diferencia “garantizan la creación de valor sostenible con tecnologías pioneras y respetuosas con el clima, así como puestos de trabajo sostenibles en Alemania”.

Los proyectos subvencionados irán desde la construcción de tanques de fusión para la producción de vidrio alimentados con electricidad hasta la sustitución de los procesos tradicionales de producción de acero por plantas de reducción directa alimentadas con hidrógeno.

La primera subasta

El Ministerio de Economía dijo que el Gobierno lanzará pronto la primera subasta en la que las empresas podrán competir por las ayudas, una vez que el Ministerio de Hacienda y los auditores hayan realizado una revisión final, informó Handelsblatt. Cuatro mil millones de euros es la cantidad que el gobierno alemán pretende poner a disposición en una primera convocatoria de ofertas, dijo el periódico.

El dinero no se pagará de una sola vez, sino a plazos a lo largo de los 15 años de vigencia de los contratos de protección del clima. En esta primera ronda, se fijará un límite máximo de financiación de 1.000 millones de euros por solicitud, para garantizar que los proyectos más pequeños y medianos también puedan beneficiarse. El Ministerio tiene previsto destinar más de 20.000 millones de euros a contratos de protección del clima en cuatro rondas de licitaciones en los próximos años.

En principio, los proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) no podrán competir en las subastas, porque Alemania aún carece de normas para esta tecnología. El Gobierno aún tiene que presentar su estrategia de gestión del carbono.

Objetivos climáticos

Alemania había anunciado el novedoso programa de subvenciones a mediados de 2023. El país aspira a la neutralidad climática en 2045, pero las reducciones de CO2 en las industrias de materiales básicos como el acero, el cemento, el papel, el vidrio y los productos químicos son difíciles porque a menudo no se pueden lograr grandes recortes de emisiones simplemente sustituyendo los combustibles fósiles por energía renovable.

En su lugar, se requieren métodos de producción totalmente nuevos y a menudo costosos, que en muchos casos aún no pueden explotarse de forma competitiva. “La medida contribuye a alcanzar los objetivos climáticos y energéticos de Alemania, así como los objetivos estratégicos de la UE del Pacto Verde Europeo”, ha declarado la Comisión.

La Federación Alemana del Acero (WV Stahl) pidió al Gobierno que convocara rápidamente la primera licitación. “Entendemos perfectamente que el proceso de licitación se aplique inicialmente sobre todo a las empresas medianas, como muchas de nuestras empresas que producen acero con electricidad”, dijo la directora gerente de la asociación, Maria Rippel. “Sin embargo, las rondas posteriores también deberían estar abiertas a empresas con mayor potencial de ahorro de CO2”, añadió.

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Shell prevé que la demanda mundial de GNL aumente más de un 50% en 2040

La demanda mundial de gas natural licuado (GNL) crecerá más de un 50% respecto al nivel actual, impulsada por el cambio de China del carbón al gas y el desarrollo económico en el sur y el sudeste asiático, según una nota de Shell PLC citada por Rigzone.

El comercio de GNL aumentó el año pasado a 404 millones de toneladas métricas desde los 397 millones de toneladas métricas de 2022, dijo Shell en un informe de perspectivas.

Aunque la demanda de gas natural ya ha tocado techo en algunas regiones, sigue aumentando en todo el mundo “con una previsión de demanda de GNL que rondará los 625-685 millones de toneladas anuales en 2040, de acuerdo con las últimas estimaciones del sector”, afirma Shell en un comunicado de prensa que acompaña al informe, ambos accesibles en su página web.

Steve Hill, vicepresidente ejecutivo de la marca Shell Energy, explicó que “es probable que China domine el crecimiento de la demanda de GNL esta década, ya que su industria intenta reducir las emisiones de carbono cambiando el carbón por el gas”.

“Dado que el sector siderúrgico chino, basado en el carbón, genera más emisiones que el Reino Unido, Alemania y Turquía juntos, el gas desempeña un papel esencial en la lucha contra una de las mayores fuentes mundiales de emisiones de carbono y contaminación atmosférica”, añadió Hill.

Según Shell, otro factor que contribuye al crecimiento previsto de la demanda mundial de GNL es el descenso de la producción nacional de gas en partes del sur y el sudeste asiático, en un momento de crecimiento económico en estas regiones.

“Durante la próxima década, el descenso de la producción nacional de gas en algunas zonas del sur y el sureste de Asia podría impulsar un aumento de la demanda de GNL, a medida que estas economías necesiten cada vez más combustible para las centrales eléctricas o la industria que funcionan con gas”, afirma el comunicado de prensa.

Ampliación de la capacidad de regasificación

No obstante, Shell señaló que el sur y el sudeste asiáticos “necesitan inversiones significativas en infraestructuras de importación de gas” para satisfacer la demanda.

En el sudeste asiático, se espera que Filipinas haya añadido 1.100 millones de pies cúbicos diarios (Bcfpd) de capacidad de regasificación para finales de 2023, indica un informe de la Energy Information Administration (EIA) de Estados Unidos del 30 de agosto. Esta cifra se suma a la capacidad de dos proyectos de terminales finalizados a principios del año pasado, según anunció el Departamento de Energía filipino el 2 de junio.

Se espera que el vecino Vietnam añada 100 millones de pies cúbicos diarios para finales de 2024, afirma la EIA en el informe publicado en su página web. Vietnam sólo cuenta hasta ahora con una instalación de regasificación operativa, según Petrovietnam Gas JSC, propietaria de la terminal de GNL de Thi Vai, de 1,0 millones de toneladas métricas anuales.

Según el informe de la EIA, que utiliza datos del Grupo Internacional de Importadores de GNL y de la prensa especializada, la capacidad de regasificación mundial está preparada para alcanzar los 163 Bcfpd a finales de 2024, con 55 países dotados de terminales de GNL.

De acuerdo con la EIA, Asia liderará el crecimiento de la capacidad mundial de regasificación en 2023 y 2024, con un 52% (11,9 Bcfpd). Europa representaría el 30% (8,6 Bcfpd) y el resto del mundo el 10% (2,3 Bcfpd).

Se prevé que la mayor parte de la expansión asiática, 8,5 Bcfpd, se produzca en China.

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Otro golpe al bolsillo: aumentó el precio de la garrafa de gas

El Gobierno nacional autorizó desde días atrás un nuevo aumento en los topes máximos de los precios de las garrafas de gas. En la provincia de Buenos Aires, el valor de la garrafa de 10 kg se fijó en $6.449, aunque con el cálculo del IVA correspondiente queda en $7.126; mientras que en otros puntos del país, como en Salta Tierra del Fuego se ubica en $7.217 ($7.874 con el IVA) y $7.327 ($8.096 con el IVA), respectivamente. Cuál es el precio en cada una de las provincias y qué pasó con los montos de los subsidios.

El valor de este producto es esencial para la subsistencia de miles de familias del país que no cuentan con acceso a redes de gas natural. Ahora, con la nueva actualización dispuesta por el gobierno de Javier Milei, una familia bonaerense que consuma dos o tres garrafas al mes, deberá destinar entre $14.250 y $21.400 de sus ingresos a estos fines, sin considerar el costo de envío.

La decisión fue oficializada el jueves en la Resolución 11/2024 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial bajo la firma del secretario Eduardo Rodriguez Chirillo, donde además se estableció que la actualización de estos precios –que hasta ahora era anual– de hoy en adelante se aplicará de forma trimestral.

Cómo quedan los precios de las garrafas de gas en cada provincia

Los Precios Máximos de Referencia en la venta al público para la garrafa de 10 kg quedaron en $6,449 en la Provincia de Buenos Aires y en $6.596 en la Ciudad de Buenos Aires. Sin embargo, estos valores no incluyen el gasto del envío. Tampoco el Impuesto al Valor Agregado (IVA), que para estos bienes significa una alícuota especial del 10,5% y con el que estos precios ascienden a $7.126 y $7.288.

Considerando este impuesto ya incluído, los precios para las garrafas de 12 kg alcanzan los $8.551 y $8.746 en estos dos distritos respectivamente; para las de 15 kg, se ubican en $10.690 y $10.933.

Sin embargo, en algunas otras provincias estos números son aún más elevados. La lista completa de los precios máximos por provincia, sobre el cuál se le debe sumar el IVA (multiplicando el número por 1,105) y el eventual costo de envío, es la siguiente:

Para garrafas de 10 kg:

Para garrafas de 12 kg:

Para garrafas de 15 kg:

Según comunicó el Gobierno en la resolución, el incremento determinado “constituye una instancia transitoria a fin de paliar la actual situación económica del sector, y garantizar el abastecimiento del mercado interno, teniendo en cuenta los objetivos de desregulación del mercado de GLP (Gas Licuado de Petróleo) en el corto plazo, y hasta tanto se adopten las medidas necesarias para alcanzar los objetivos dispuestos por el Decreto N° 70”.

Así, la administración nacional fundamentó que la actualización de los precios determinada por esta medida “se encuentra sustentada en el análisis realizado por la Dirección de Gas Licuado de la Subsecretaría de Hidrocarburos”, y “teniendo en cuenta la variación experimentada en los valores asociados a la producción de GLP, así como en los costos observados en los segmentos de fraccionamiento, distribución y comercio minorista”.

Programa Hogar: qué pasó con los montos de los subsidios para garrafas

Aunque la resolución establece la continuidad de los subsidios a la compra de garrafas destinado a sectores vulnerables que no tienen conexión a redes de gas natural; los montos de esta ayuda no fueron actualizados en la misma medida que la actualización de los precios máximos.

De hecho, los montos fueron  virtualmente congelados y mantienen el mismo valor que en octubre de 2023. Hasta ahora, el subsidio cubría el 80% del valor final, y desde hoy la proporción es mucho menor. Por ejemplo, en Buenos Aires cubre solo $1.539 de los $6.449 antes del IVA (poco menos del 24%).

Los montos en cada provincia quedan de la siguiente manera:

A su vez, a través de la Resolución 8/2024 de la Secretaría de Energía, el Gobierno convocó a una audiencia pública para “readecuar” el esquema de subsidios previsto en el Programa Hogar, que tendrá lugar de forma virtual este 29 de febrero desde las 10 de la mañana a través de la plataforma “Webex”.

Quiénes pueden inscribirse en el Programa Hogar 2024

Según ANSES, la ayuda está destinada a todos aquellos hogares sin conexión a la red de gas natural, cuyos ingresos sean inferiores a:

2 Salarios Mínimos, Vitales y Móviles (SMVM).

3 SMVM si alguno de sus integrantes posee Certificado de Discapacidad.

2,8 SMVM si residen en las zonas más frías del país.

4,2 SMVM si residen en las zonas más frías del país y alguno de sus integrantes posee Certificado de Discapacidad.

En el caso de los monotributistas, solo podrán recibir el beneficio aquellos:

Hogares cuyos ingresos sean hasta Categoría C (inclusive).

Hogares con integrante con Certificado de Discapacidad, cuyos ingresos sean hasta Categoría D (inclusive).

En la Patagonia, hogares cuyos ingresos sean hasta Categoría D (inclusive) y hogares con integrante con Certificado de Discapacidad, cuyos ingresos sean hasta Categoría E (inclusive).

Cabe aclarar que las personas que se inscriban al programa por primera vez y vivan en una localidad con cobertura de gas, deberán presentar el certificado emitido por la distribuidora de que no cuentan con conexión a red.

Asimismo, si una persona o su conviviente solicitó el subsidio por Segmentación Energética no podrá acceder al subsidio por garrafa del Programa Hogar.

Cómo solicitar el subsidio para la compra de garrafas

Los pasos para inscribirse en Programa Hogar 2024 y solicitar el beneficio son:

Chequear si los datos del grupo familiar están registrados en “Mi ANSES”, al ingresar con la Clave de la Seguridad Social. Si no es así, deberá iniciar la carga de los mismos en esa plataforma.

Ingresar a “Programas y Beneficios” en el menú de la izquierda y, luego, hacer clic en “Solicitud de Tarifa Social“.

Una vez que se acepten y/o completen los datos de contacto, le enviaran un código al teléfono que ingresó en el sistema para validar el usuario.

Después deberá elegir la opción “Programa Hogar“, y responder una encuesta con una serie de preguntas sobre la situación personal/familiar y finalizar así el trámite.

El organismo previsional responderá la solicitud entre los 20 y 35 días posteriores a la gestión. Se puede verificar el estado del trámite en la web de la ANSES.

El trámite también puede hacerse de forma presencial en cualquier oficina del organismo estatal. Para todos los casos, es fundamental que los datos personales y del grupo familiar conviviente estén actualizados en ANSES.

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Argentina tiene once “Vacas Muertas”… y la más importante está en Mendoza

Desde hace décadas se conoce la existencia de 11 rocas madre o generadoras de tipo shale. Cuáles son las más grandes, dónde se emplazan y por qué solo una está en pleno desarrollo. Aunque el mito dice que el petróleo y el gas se formaron con los huesos de los dinosaurios, en realidad lo hicieron con sedimentos orgánicos entrampados bajo el agua, ya sea de mar o de lagos. Esas enormes cocinas de los hidrocarburos son lo que se define como rocas madre o roca generadora y en Argentina hay 11 de ellas de tipo shale, siendo Vaca Muerta la […]

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Volkswagen Argentina y MSU Green Energy acuerdan el abastecimiento de energía solar

La automotriz Volkswagen Argentina cerró un acuerdo de compra de energía verde con la empresa local MSU Green Energy, en un contrato que contempla la adquisición de 47.000 MWh por año y que equivale a 14.000 hogares abastecidos en ese mismo período.

La energía será generada desde el parque solar Las Lomas, en la provincia de La Rioja, y desde el parque solar Pampa del Infierno, en la provincia de Chaco, informaron las compañías.

En 2022, la automotriz reemplazó la energía convencional por energía limpia en un 44%, índice que continuará mejorando en los próximos años.

“Nuestra estrategia global Way to Zero tiene como objetivo la neutralidad en la emisión de carbono para 2050, y este acuerdo confirma nuestro compromiso con esa meta. Para el período 2024-2027, el 80% de la energía utilizada en el Centro Industrial Pacheco provendrá de fuentes renovables. Y a partir de 2028, el 100%”, sostuvo Marcellus Puig, Presidente y CEO de Volkswagen Group Argentina.

MSU Green Energy, del Grupo MSU, está focalizada en expandir las oportunidades en energías limpias a través de un plan a largo plazo, con la instalación de 8 parques solares y una inversión de 350 millones de dólares destinados a la generación de 400 MW de energía verde.

Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO del grupo energético destacó el acompañamiento a VW en su proceso de descarbonización y de adopción de energías renovables en su Centro Industrial Pacheco.

“Gracias a estos acuerdos, la transición energética se acelera y potencia el compromiso con el futuro energético de nuestro país”, explicó Uribelarrea.

Los dos centros industriales que Volkswagen posee en el país mantienen vigentes y certificados sus sistemas de gestión ambiental ISO 14.001 y energético ISO 50.001. Las instalaciones han sido diseñadas para maximizar la eficiencia energética y el suministro de energía renovable.

Entre las iniciativas se destacan el reemplazo y uso de motores con mayor eficiencia, la automatización de la iluminación de edificios, sectores exteriores y oficinas, la optimización de equipos que consumen aire comprimido, el reemplazo de autoelevadores de batería de plomo ácido a ion litio, controles sobre apagado y prendido de equipos, y utilización de luz natural en edificios productivos.

Gracias a estas transformaciones, la empresa logró en el último año un ahorro estimado de 1384 MWh/a.

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Megaproyecto de GNL: Nueva reunión entre el Puerto de Bahía Blanca e YPF

La petrolera argentina, junto con la malaya Petronas, planea invertir cerca de 50 mil millones de dólares a lo largo de los próximos años. El presidente del Puerto de Bahía Blanca, Santiago Mandolesi Burgos, junto a Juan Linares, gerente general y Horacio Moretti director del CGPBB, mantuvieron un encuentro de trabajo con laS autoridades de YPF vinculado al proyecto de licuefacción. Estuvieron presentes, por parte de YPF, Gustavo Di Luzio, Chief Project Manager, Patricio Da Ré, General Manager Project Integration, Fernando Caratti, Port Activities, e informaron las acciones a seguir desde la empresa con el objetivo de seguir avanzando en […]

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Diez consejos para optimizar el consumo de energía en los hogares

La Cámara Argentina de Industrias Electrónicas, Electromecánicas y Luminotécnicas (Cadieel) dio a conocer hoy una serie de recomendaciones para reducir el consumo de energía y, en consecuencia, su impacto en la boleta, a raíz de los recientes anuncios de aumentos de las tarifas eléctricas.

La entidad resaltó que el consumo de los hogares en la Argentina representa el 40% de la energía generada, por lo que entendieron necesario aprender a consumirla de manera eficiente y consciente, saber cómo administrarla y evitar su uso indiscriminado.

“Se debe tener presente que los pequeños electrodomésticos que funcionan con resistencia para dar calor son los que más consumen, como la plancha, la tostadora, el horno eléctrico y la pava eléctrica por nombrar algunos”, explicó Cadieel en un trabajo difundido hoy.

La entidad propone adoptar ciertos comportamientos de uso responsable para desarrollar buenos hábitos que hagan más racional y eficiente el consumo de la energía eléctrica sin que implique perder confort ni prestaciones. Así entre las recomendaciones se destaca:

-Apagar los dispositivos que no están en uso: Evitar dejar encendidos los dispositivos electrónicos y las luces de ambientes vacíos. Computadoras, televisores y otros dispositivos en “stand by” pueden consumir hasta un 15% de energía en condiciones normales de funcionamiento.

-Desenchufar dispositivos fuera de uso: Entre el 5 y el 16 % del consumo del hogar surge de dejar conectados aparatos que no se utilizan frecuentemente. Lo mismo ocurre con aquellos dispositivos con baterías, es muy importante no mantenerlos conectados una vez finalizada la carga y retirar los cargadores de los enchufes una vez terminado el proceso.

-Elegir luces LED: El consumo en iluminación representa en promedio entre el 25 y 35 % del consumo energético residencial. Por ello, es importante considerar las necesidades de iluminación en cada una de las partes de la vivienda.

-Termostato en aires acondicionados: Se recomienda posicionar el termostato a una temperatura de 24°C. Es preferible mantener el equipo encendido de modo constante hasta lograr la temperatura ambiente deseada, ya que prender y apagar el equipo consume más energía. Desde Cadieel resaltaron: “Con una diferencia de seis a ocho grados entre el interior y el exterior ya se está cómodo. Por cada grado extra que deseo enfriar desde los 24°C a los 18°C, se consume un 8% extra con ese equipo eléctrico”.

-Elegir dispositivos que tengan modo “ahorro de energía”: Se recomienda elegir computadoras, notebooks, impresoras y scanner con la etiqueta “Energy Star” que poseen la capacidad de pasar a estado de reposo una vez transcurrido un determinado tiempo en el cual el equipo no se ha utilizado.

-Aprovechar la luz solar: Lo ideal es utilizar la luz natural el mayor tiempo posible. Se recomienda evitar que los objetos bloqueen las ventanas, elegir cortinas que permitan el paso de la luz, ubicar mesas y escritorios en zonas iluminadas.

-Elegir electrodomésticos clase A: Al momento de comprar electrodomésticos de gran porte como lavarropas, heladeras y equipos de aire acondicionado, es importante revisar su etiquetado energético y elegir aquellos que tengan la categoría A, siendo esta la posición de mayor ahorro. Por otro lado, es aconsejable no elegir aparatos de mayor tamaño ni potencia que los que se necesita.

-Minimizar el consumo eléctrico de las heladeras: Como la heladera es un electrodoméstico que se encuentra permanentemente conectado a la red, es importante garantizar su bajo consumo. Para ello, es ideal mantener la temperatura de refrigeración en 5°C y la del congelador en -18°C. Es importante que los burletes se encuentren en buen estado, descongelarla periódicamente para evitar que el hielo dificulte el funcionamiento y garantizar un espacio para que el motor ventile de manera apropiada.

-Realizar mantenimiento periódico de lámparas y dispositivos: El control y la limpieza prolongan la vida útil y la efectividad de los dispositivos. Si todos los elementos de un aparato electrónico o electrodoméstico funcionan adecuadamente, el mismo mantendrá un nivel óptimo de consumo. Con respecto a las lámparas, si están limpias rinden hasta un 20 % más.

-Empleo adecuado de electrodomésticos de uso habitual: Para el uso óptimo del lavarropas es aconsejable utilizar programas de baja temperatura, realizar lavados con carga completa y utilizar una cantidad de jabón moderada. Se recomiendo utilizar el secarropa solo en casos de urgencia. En caso de los hornos eléctricos, se sugiere no abrir la puerta excesivamente, ya que esto hará perder un 20 % de la energía acumulada en el interior. Y con las planchas (se calcula que pueden llegar a constituir más del 6% del consumo mensual) es recomendable planchar la mayor cantidad de ropa posible por encendido.

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Petróleo y gas: Argentina generó casi 3.800 millones de dólares por exportaciones

Las exportaciones de hidrocarburos generadas por Vaca Muerta fueron este año como un alba para el país, que tuvo una compleja tarea en cuanto a la generación de divisas. Durante los primeros 10 meses del año, los envíos al exterior de petróleo y gas se tradujeron en ventas por casi 3.800 millones de dólares. La industria de los no convencionales se prepara para cerrar un año en el que el factor común fue el crecimiento, y se rompieron todos los récords de actividad y producción registrados hace menos de un año. Las divisas generadas por el sector en este 2023 […]

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Neuquén quiere priorizar el empleo neuquino en el desarrollo de Vaca Muerta

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, sostuvo hoy la importancia de contar con un Estado presente y destacó necesidad de “priorizar” el trabajo de los neuquinos y a las empresas que invierten en la provincia, en el marco del primer encuentro del programa Emplea Neuquén.

“Sepan que van a tener un Estado siempre presente para que los recursos circulen y se queden en Neuquén, que la mayor cantidad de empleados sean de Neuquén y que también los recursos del Estado estén optimizados para poder lograr esto”, afirmó el mandatario.

Este primer encuentro de la Mesa sectorial Vaca Muerta busca promover el empleo y la formación profesional en la industria del petróleo y la construcción, acompañado del sector empresarial, gobierno provincial y sindicatos.

Respecto del contexto nacional, el gobernador llamó a “defender” la provincia ya que, en caso de no ingresan recursos correspondientes para los programas que se pretenden, se deberán “potenciar distintas herramientas fiscales para que en realidad los recursos puedan circular dentro de la provincia del Neuquén”.

Por otra parte, el ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, Lucas Castelli, calificó el encuentro como “un hito”, y señaló la importancia de conformar una mesa con los distintos actores del sector, “dándoles continuidad en el tiempo”.

Además, precisó que con este encuentro se conocerá la demanda real que necesita tanto la industria de la construcción, del petróleo y también el sector del comercio, que requiere constantemente perfiles.

“El Estado no puede salir a formar de manera directa, sin tener conversaciones y un diálogo constante con el sector privado, con las cámaras y por supuesto con los representantes de los trabajadores y las trabajadoras, de este intercambio van a surgir las primeras estrategias de formación profesional articulando con el Sistema Provincial de Empleo”, agregó el ministro.

Por su parte la ministra de Educación, Soledad Martínez, sostuvo que, a diferencia de lo que pasa en muchos otros lugares, esta provincia y sus recursos permiten un esquema como el propuesto por la cartera laboral.

“Se trata de una sinergia extraordinaria para encontrar caminos que mejoren condiciones de empleabilidad de los y las estudiantes, trabajadores desocupados y la creciente demanda de mano de obra, que nos puede poner en una perspectiva diferente”, concluyó Martínez.

Participaron del encuentro empresas del rubro del petróleo y la construcción, y miembros del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG).

Por parte del sector gremial, participaron las autoridades de UOCRA, CEC, UPSRA, SMATA, Petroleros Jerárquicos y Petroleros Privados

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Consultoras y analistas estiman que seguirá la desaceleración de la inflación

Luego de que el Índice de Precios al Consumidor presentara en enero una merma de 4,9 puntos porcentuales respecto al de diciembre y se posicionara en el 20,6% intermensual, en el mercado creen que el segundo mes del año seguirá ese sendero. Consultoras y analistas del mercado coincidieron en que la inflación continuará desacelerando en febrero y se ubicará por debajo de los 20 puntos, aunque advirtieron sobre riesgos para que la tendencia se consolide. Luego de que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) presentara en enero una merma de 4,9 puntos porcentuales respecto al de diciembre y se […]

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Una fintech argentina ofrece 400 empleos: qué puestos piden y cómo postularse

La firma busca perfiles especialistas en varios sectores y ofrece beneficios tales como la modalidad de trabajo flexible. Naranja X anunció que se encuentra en la búsqueda de 400 empleados para el 2024. Esta semana abrió la convocatoria a talentos para sumar a nuevos equipos de trabajo relacionados al desarrollo del ecosistema de soluciones fintech. En la actualidad, la compañía cuenta con 2.800 colaboradores. Las principales posiciones se orientan fundamentalmente a cubrir roles de tecnología, como Tech Lead (TL) y desarrolladores (senior, semi senior y staff); también hay posiciones orientadas a negocio, con foco en mejorar y potenciar la experiencia […]

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Actualización precio máximo de referencia del GLP

La Resolución de la Secretaría de Energía tiene como objetivo principal poner orden en el mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Argentina, en beneficio directo de la población. Estableciendo -excepcionalmente, hasta tanto se obtengan los objetivos determinados en el decreto DNU 70/23– una actualización del precio máximo de referencia de la garrafa en $4.752 que, con impuestos y costos adicionales de apartamiento, ronda los $7.700 finales para la garrafa de 10 kg. En respuesta a la creciente problemática de precios desmedidos en el mercado informal de garrafas, que alcanzan cifras exorbitantes entre $9.000 y $12.000, la Resolución 11/2024 […]

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La Mesa Vaca Muerta apunta a la empleabilidad neuquina

Con la presencia del gobernador Rolando Figueroa, se realizó el primer encuentro del programa Emplea Neuquén. El ministerio de Trabajo y Desarrollo Laboral de la provincia del Neuquén concretó, este lunes, el primer encuentro de la Mesa sectorial Vaca Muerta, que promueve el empleo y la formación profesional en la industria del petróleo y la construcción. Esta propuesta nuclea al sector empresarial, gobierno provincial y sindicatos, para promover más y mejores condiciones de empleabilidad para la población neuquina. En su discurso, el gobernador Rolando Figueroa señaló que “esta reunión es muy positiva para la visión de desarrollo que tenemos: sepan […]

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Volkswagen Argentina y MSU Green Energy firmaron un acuerdo de abastecimiento de energía solar

El contrato tiene una duración de 10 años.La automotriz evitará la emisión de más de 226.000 toneladas de CO2. A partir de 2028, el Centro Industrial Pacheco utilizará solo energía de fuentes renovables. Como parte de su estrategia Way to Zero, que tiene como objetivo la neutralidad en la emisión de CO2 para 2050, Volkswagen Argentina cerró un acuerdo de compra de energía verde con la empresa local MSU Green Energy. El contrato contempla la adquisición de 47.000 MWh por año, lo que equivale a 14.000 hogares abastecidos en ese mismo período. La energía será generada desde el parque solar […]

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Tecnología, minería y energía impulsarán las fusiones y adquisiciones en Argentina

Según el informe de PwC Argentina de la práctica de Deals: “Fusiones y Adquisiciones (M&A) en Argentina: Cierre año 2023 y perspectivas 2024”, durante el año 2023 se registraron 89 transacciones de M&A por un valor de US$1.800 millones. Si bien la cantidad de deals aumentó un 6% respecto al año 2022 (89 vs 84), el monto operado fue un 53% menor (US$1800 vs. US$3.700 millones). La caída del valor de las operaciones se debió al volátil y complejo contexto económico y político de Argentina, durante el 2023. El análisis detalla que, a pesar de la crisis, los compradores extranjeros […]

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Mondino cerró su misión en Múnich

En el marco del debate sobre la seguridad internacional frente a los desafíos de fragmentación política y económica, la agenda de Mondino estuvo centrada en presentar a una Argentina comprometida con la economía de mercado y el fortalecimiento del estado de derecho. Entre los días 16 y 18 de febrero, la Canciller Diana Mondino participó de la Conferencia de Seguridad Internacional de Múnich. La Conferencia, que se celebra desde 1963, constituye uno de los principales foros de debate a nivel mundial sobre los temas de la agenda de seguridad internacional y funciona como plataforma para compartir visiones del presente y […]

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Bajó en enero la producción de crudo

La oferta global de petróleo cayó en enero último al registrarse una baja de 1,4 millones de bb/dd según la Agencia Internacional de Energía (AIE). No obstante la caída, la agencia comentó que por el aumento de la producción de crudo fuera de la OPEP+ la curva comenzará a ascender durante el segundo trimestre del año y se espera un crecimiento de 1,7 millones de bb/dd
Mientras que por razones climáticas la producción en EE.UU y Canadá mermó en 900.000 barriles diarios, la producción de la OPEP también se redujo en 300.000 bb/dd

También prevé la agencia que la producción mundial de combustibles líquidos alcance los 101,18 millones de bb/dd en el primer trimestre de 2024, 102,27 millones de barriles diarios en el segundo trimestre, 102,88 millones de barriles diarios en el tercer trimestre, 102,87 millones de barriles diarios en el cuarto trimestre y 102,30 millones de barriles diarios en total en 2024.

El crecimiento mundial de la producción de combustibles líquidos está liderado por la oferta no procedente de la organización de países productores que aumenta en casi 0,8 millones de barriles diarios, compensando un descenso de la producción de la organización de 0,2 millones de barriles diarios subraya el informe.

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Más de 300 MW renovables solicitaron ingreso al sistema de Argentina

Tres empresas del sector energético de Argentina solicitaron el ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agentes generadores para sus parques renovables, que suman 301,5 MW de capacidad instalada. 

YPF Energía Eléctrica (YPZ Luz) prevé poner en marcha el parque eólico Levalle I (62 MW de potencia con 10 aerogeneradores) en el departamento Presidente Roque Sáenz Peña (provincia de Córdoba), el cual se conectará en el nivel de 66 kV de la estación transformadora General Levalle, jurisdicción de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC). 

YPF Luz sobrepasará los 500 MW renovables instalados en el país, considerando que actualmente cuenta con 497 MW (100 MW se sumaron en mayo 2023 con el parque solar El Zonda) y en el corto plazo también superará los 600 MW en cuanto finalice la segunda etapa del PE Levalle (93 MW con 15  aerogeneradores.  

Otras de las solicitudes publicadas en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA) corresponde a Genneia, para su parque solar Los Molles (100 MW) que se localizará en Malargüe, provincia de Mendoza, y se conectará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) seccionando la línea de alta tensión en 132 kV Malargüe – Puesto Rojas, jurisdicción de EDEMSA.

De ese modo Genneia confirmará su posicionamiento en el sector energético nacional luego de alcanzar 1 GW capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país, tras la puesta en marcha de la central fotovoltaica Tocota III (de 60 MW). 

Mientras que la última petición de ingreso al MEM publicada en el Boletín Oficial el lunes 19 de febrero es de Pampa Energía para su parque eólica Pampa Energía VI, de 139,5 MW de potencia instalada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. 

La particularidad de este proyecto es que contempla la construcción de una línea de alta tensión de 500 kW de aproximadamente 7 kilómetros de longitud, desde su propia planta de generación hasta la línea de 500 kV de la estación transformadora Bahía Blanca – Central Térmica Luis Piedra Buena. 

Pero para poder avanzar con dicha obra, la Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación le solicitó al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) que realice una audiencia pública digital el día 27 de marzo del corriente año para considerar el impacto de la obra sobre el sistema, las observaciones de los agentes del MEM en condición de demostrar que sus instalaciones resultarán afectadas por las instalaciones proyectadas y los aspectos ambientales relevantes en relación a las instalaciones proyectadas.

Dicha infraestructura propuesta por Pampa Energía podrá ser considerada por fuera de una licitación ya que al tratarse de una línea de corta longitud conectada al punto eléctricamente más próximo de la red y porque no se prevé, aún en el largo plazo, la necesidad o conveniencia pública del uso compartido con terceros, entre otros puntos. 

Renovables en crecimiento

Hoy en día el país cuenta con 5916 MW operativos (65 MW más que a fin del año pasado), pero de entrar en operación comercial dichos parques, Argentina superará los 6 GW de capacidad renovable instalada (sin contar las grandes centrales hidroeléctricas mayores a 50 MW de potencia). 

Y su vez superará la proyección hecha por la(CAMMESA), que en su último informe mensual de las renovables estimó que para abril habrá 3826 MW eólicos (120 MW más que la actualidad) y 1462 MW solares (31 MW más). 

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Honduras define la publicación de tarifas para autoproductores de energía

Buenas noticias para la generación distribuida en Honduras. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza en las definiciones de la retribución de excedentes de energía tras analizar la propuesta de tarifa para la autoproducción brindada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Nuestra meta es publicar la tarifa de autoproductores en la primera revisión trimestral tarifaria que vamos a tener en marzo”declaró Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En exclusiva para Energía Estratégica, el comisionado Flores explicó que si bien la meta ideal es publicar estas tarifas durante el próximo mes, esto podría estar sujeto a retrasos debido a los procesos de consulta pública y audiencia vinculados a la publicación oficial.

“Si no se publica en este trimestre, se hará en la segunda revisión. Pero la meta es marzo”, subrayó el comisionado.   

En caso de ser efectiva su publicación en las próximas semanas, Honduras contará con dos tarifas publicadas en marzo: la tarifa que se publica trimestralmente que es la tarifa residencial, comercial e industrial y se adicionará la tarifa de autoproductores.

«La propuesta de tarifas de autoproductores se está diseñando a partir de un modelo de net billing permitido por la regulación vigente», aclaró Flores. Este enfoque busca incentivar la generación distribuida de energía, donde los autoproductores pueden generar electricidad para su propio consumo y vender el excedente a la red eléctrica. 

“Lo importante es que estamos dando la señal económica para que las inversiones se hagan y luego pues lo demás lo vamos a ir revisando en el camino”.  

Entre los desafíos adicionales que identifican desde la CREE. más allá de la implementación de tarifas, Flores indicó la necesidad de realizar estudios exhaustivos sobre la conexión de los autoproductores a la red eléctrica, haciendo referencia a normativas específicas que clasifican a los autoproductores según el nivel de conexión y los excedentes de energía inyectados a la red que aún no han sido compensados.

Además, Flores subrayó que la ley establece claramente que es responsabilidad de las distribuidoras instalar medidores bidireccionales en los hogares de los autoproductores, como se indica en el Decreto 404 del 2013 de la Ley de la Industria Eléctrica.

«Es crucial sentarse con los autoproductores, la Secretaría de Energía y la ENEE para abordar estos desafíos y garantizar que las inversiones adecuadas se realicen en el sector», concluyó Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE)

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Egehid anuncia un proyecto de 480 MW de almacenamiento de energía en República Dominicana

La Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (Egehid) impulsa una estrategia sin precedentes para ampliar su parque de generación y almacenamiento energético en República Dominicana. 

El año pasado, Egehid comunicó el avance de 10 desarrollos de tecnologías solares, eólicas e hidrobombeo (ver). Y aquello no sería todo. 

En este inicio de nuevo año, la empresa está trabajando en la repotenciación de sus centrales existentes y además suma un primer gran proyecto para almacenamiento de energía. 

Según adelantó Rafael Salazar, administrador general de Egehid, el proyecto incluiría cuatro acumuladores de 120 MW cada uno, para un total de 480 MW de capacidad de almacenamiento en baterías.  

“Nosotros podemos entrar en ese modelo de negocio, que no lo habíamos visualizado. Está sobre la mesa y estamos explorando entrar en eso”, señaló durante el programa Sol de la Tarde en la estación Sol FM. 

Al respecto, es preciso indicar que la Superintendencia de Electricidad (SIE) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) han venido trabajando en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético; por lo que, este proyecto podrá enmarcarse en las resoluciones que se han publicado en el último año. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Rosa Ruiz Alcántara, presidente del Consejo Directivo de la Egehid, ratificó que se trata del primer proyecto de su tipo para la empresa y destacó su importancia. 

“La EGEHID está comprometida con la generación de energía limpia, renovable y sostenible, con capital netamente estatal. El proyecto de acumuladores de energía se enmarca dentro de uno de los objetivos estratégicos de la empresa: la contribución decidida y sistemática a la estabilización del sistema eléctrico nacional ”, expresó.

Y añadió: “En éste sentido, resulta relevante indicar que cada uno de los proyectos de energía de la EGEHID se formulan y ejecutan atendiendo a una gestión social integral, que implica un desarrollo holístico de las comunidades impactadas. Adicionalmente, la EGEHID está gestionando que sus principales proyectos resulten certificados a nivel internacional, como pioneros en prácticas sostenibles, lo cual es un hito sin precedentes en el país”. 

Es de destacar que este proyecto contribuirá al fortalecimiento del sistema a través de la regulación de frecuencia, optimizando el despacho de energías renovables en las redes. Con lo cual, el plan de expansión de la Egehid atiende transversalmente a las necesidades actuales del mercado eléctrico dominicano.

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¿Cómo avanza el programa “Uruguay 100% Electrificado”?

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay continúa con la regularización del servicio a lo largo de todo el país y espera llegar a la meta de que todo el sistema esté conectado, luego de haber concretado cerca de 12000 nuevas conexiones a la red eléctrica nacional.  

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, dialogó con Energía Estratégica y explicó cuáles fueron los pasos dados el año pasado, qué se puede esperar para este 2024 y en qué se enfocarán más allá de las licitaciones de renovables ya anunciadas

“Avanzamos con el programa “Uruguay 100% Electrificado”, incorporamos cerca de 1100 clientes más a la red nacional en 2023 y alcanzamos los 500 kits solares instalados desde el inicio dado en 2021 y seguimos destinando inversiones para llegar al objetivo”, aseguró. 

El plan tiene el foco puesto en completar el 100% de la cobertura eléctrica en el país bajo un plan previsto a finalizar antes del 2025, año que finaliza el período de gobierno de Luis Lacalle Pou y los kits en cuestión están integrados por cuatro paneles fotovoltaicos, las baterías correspondientes e inversores.

Pero a ello se debe agregar que la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas logró que el 78% de los 1.630.000 clientes de UTE tengan un medidor inteligente para calcular el consumo de una forma más detallada.

“Solamente el año pasado se instalaron más de 300.000 medidores y en 2024 llegaremos al 100% de la medición inteligente en todo Uruguay, lo que implica un desafío de instalar 340.000 medidores más. Será un hito clave porque la medición inteligente dadas sus ventajas para el usuario final”, detalló Emaldi. 

“Tal es así que cada quince minutos llegan las medidas al centro de cómputos de UTE, para que a los 30 días que se facture, esté perfectamente claro y sin errores la facturación, lo que baja los reclamos de los clientes”, complementó.

Y continuó: “Pero a su vez, los medidores inteligentes permiten que todas las actividades de cortes, reconexiones, cambios de potencia y de tarifa se hacen de forma automática desde el sistema de información. Y entonces la digitalización de todos los servicios, desde la atención al cliente hasta las actividades comerciales, brinda mejoras en eficiencia para los clientes y para UTE”.  

Mientras que por el lado de las redes de transmisión, el cierre del Anillo de Transmisión del Norte es el objetivo principal de este año, ya que conectará Tacuarembó y Salto, lo que habilitará dos caminos en la red de alta tensión del país en caso de haber una interrupción, la evacuación de energía de importantes proyectos en el centro del territorio y una mejor integración con los países circundantes para exportar o importar energía.

Lo que significa que se continuarán las inversiones realizadas durante el 2023, considerando que ese año fue el más alto del lustro de la administración actual con aproximadamente USD 283.000.000 en ejecución y que el 70% de las inversiones están destinadas a permitir la mayor conectividad eléctrica.

Movilidad sustentable

El avance de la movilidad eléctrica es otro de los ejes que remarcó la presidenta de UTE, a tal punto que pronto esperan alcanzar el objetivo de 300 puntos de carga instalados (ya hay 285 cargadores), de los cuales aproximadamente 100 son de carga rápida.  

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¿Cómo avanza la ruta regulatoria del hidrógeno en Colombia?

Colombia apunta a convertirse en potencia mundial en la generación de energía a través del hidrógeno en sus diversas fuentes y en especial en lo referente a la producción de hidrógeno verde y blanco, es por ello que esta travesía la inicia el país con la expedición de la Ley 1715 de 2014 la cual tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, trae las primeras definiciones del hidrógeno Azul, Blanco y Verde y crea Incentivos para la generación de energía eléctrica con fuentes no convencionales (FNCE)[1], tales como la deducción del 50% de la inversión en la declaración de renta, la exclusión del IVA en equipos, la exención arancelaria y la depreciación acelerada de los activos.

La anterior ley fue reglamentada en algunos apartes a través del Decreto 829 de 2020 y de esta manera se establecieron los lineamientos para solicitar los beneficios tributarios a que se hace referencia en la ley.

Siguiendo por este camino, el Gobierno Nacional expidió la “Hoja de ruta del Hidrógeno”, en la cual se establecieron cuatro (4) ejes de actuación sobre los cuales se han definido una serie de medidas e instrumentos orientados a garantizar el correcto desarrollo del mercado del hidrógeno de bajas emisiones, tales como: 1) Habilidades jurídicas y regulatorias, 2) Instrumentos de desarrollo de mercados, 3) apoyo al despliegue de infraestructura y 4) Impulso al desarrollo tecnológico de industrial.

Con la expedición de la Ley 2099 de 2021 por medio de la cual se dictan disposiciones para la transición energética, la dinamización del mercado energético, la reactivación económica del país y se dictan otras disposiciones”, trae nuevas definiciones tales como “Hidrógeno Verde: Es el hidrogeno producido a partir de Fuentes No Convencionales de energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera FNCER” y “Hidrógeno Azul: Es el hidrogeno que se produce a partir de combustibles fósiles, especialmente por la descomposición del metano (CH4) y que cuenta con un sistema de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS), como parte de su proceso de producción y se considera FNCE”, así como también hace extensivo la aplicación de los beneficios tributarios definidos en la Ley 1715 de 2014 al hidrógeno verde y azul y declaró de utilidad pública los proyectos destinados a la prestación del servicio público de generación, transmisión o distribución de energía, lo cual implica que se pueda decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios para tal efecto.

La anterior norma, también previó que “el Ministerio de Minas y Energía promoverá la reconversión de proyectos de minería e hidrocarburos que contribuyan a la transición energética. Para este propósito, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Agencia Nacional de Minería podrán diseñar mecanismos y acordar condiciones en contratos vigentes y futuros que incluyan e incentiven la generación de energía a través de Fuentes no Convencionales de Energía (FNCE), el uso de energéticos alternativos, y la captura, almacenamiento y utilización de carbono”.

Razón por la cual el Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos expidió el Acuerdo No. 6 del 28 de septiembre de 2023, mediante el cual se establecen criterios para la administración de contratos y convenios de hidrocarburos con el fin de incentivar la exploración de hidrocarburos e impulsar el proceso de Transición Energética Justa y determinó los criterios para la reconversión de los contratos de yacimientos no convencionales – YNC y la destinación de hasta un cincuenta por ciento (50%) de inversión remanente para la generación de energía a través de fuentes no convencionales de energía (FNCE)

Así mismo, la Ley 2169 del 22 de diciembre de 2021 ratificó la declaratoria de utilidad pública e interés social los proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde, lo cual trae como consecuencia la aplicación de los efectos señalados en la Ley 56 de 1981, esto es las medidas de expropiación anteriormente reseñada.

A través del CONPES 4075 del 29 de marzo de 2022, se trazó la política de transición energética, cuyo objetivo general busca “Consolidar el proceso de transición energética del país a través de la formulación e implementación de acciones y estrategias intersectoriales que fomenten el crecimiento económico, energético, tecnológico, ambiental y social del país con el fin de avanzar hacia su transformación energética”.

Con la expedición del Decreto 895 del 31 de mayo de 2022 se reglamentó los beneficios tributarios para proyectos de hidrógeno verde y azul, que corresponde a  al declaración de renta el 50% de la inversión realizada a parir del año gravable siguiente a la operación; exclusión de IVA en equipos; exención arancelaria y la depreciación acelerada de activos.

Ahora bien, para acceder a los beneficios tributarios la UPME expidió el 12 de agosto de 2022 la Resolución 319 por medio de la cual estableció los requisitos y procedimientos para la evaluación de las solicitudes para la emisión de certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios para hidrógeno verde y azul.

El Gobierno Nacional con la expedición del Decreto 1476 del 3 de agosto de 2022 determinó los mecanismos, condiciones e incentivos para promover el desarrollo local, la innovación, investigación, producción, almacenamiento, transporte, distribución y uso del hidrogeno destinado a la prestación de servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, gas, hidrocarburos, minería e industria, estableció que el hidrógeno será considerado un vector energético usado para almacenamiento energético, como combustible o insumo industrial, y definió los proyectos de hidrógeno verde y azul.

Posteriormente con el Decreto 1537 del 4 de agosto de 2022 se reglamentó el trámite para la expedición del acto administrativo de declaratoria de utilidad pública interés social de los de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como proyectos y/o ejecución de obras para la producción y almacenamiento de hidrógeno verde.

La Ley 2294 del 19 de mayo de 2023 Plan Nacional de Desarrollo, definió nuevamente el hidrógeno verde y blanco como: “Hidrógeno Verde: Aquel producido a partir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, tales como la biomasa, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, la eólica, el calor geotérmico, la solar, los mareomotriz, entre otros; y se considera fuentes no convencionales de energía renovable -FNCER- . También se considerará hidrógeno verde el producido con energía eléctrica autogenerada a partir de FNCER y energía eléctrica tomada del sistema interconectado nacional -SIN-, siempre y cuando la energía autogenerada con FNCER entregada al SIN sea igual o superior a la energía tomada del SIN; para este último caso, el Ministerio de Minas y Energía establecerá el procedimiento para certificar este balance a partir de los sistemas de medida ya establecidos en la regulación”. Y el “Hidrógeno Blanco: Es el hidrógeno que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y que se encuentra en su forma natural como gas libre en diferentes ambientes geológicos ya sea en capas de la corteza continental, en la corteza oceánica, en gases volcánicos, y en sistemas hidrotermales, como en géiseres y se considera FNCER”.

El ministerio de Minas y Energías a través de la Resolución No. 40234 de 2023, resolvió delegar en la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, “la elaboración de los insumos y el apoyo necesario para la continuidad en la formulación y diseño de la política pública a cargo del Ministerio de Minas y Energía, de los siguientes recursos energéticos: geotérmica, energía eólica e hidrógeno, captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS); así como también las alternativas geológicas para el almacenamiento subterráneo de Dióxido de Carbono (CO2), a través del aprovechamiento de Fuentes No Convencionales de Energía – FNCE”. Y para tal efecto ambas entidades suscribieron el documento complementario del convenio interadministrativo GSC-314 de 2023.

Por ultimo tenemos el Decreto 2235 de 2023 por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, el artículo 235 de la Ley 2294 de 2023 en lo relacionado con proyectos de hidrógeno blanco y establece las condiciones y lineamientos generales para la implementación de proyectos de Hidrógeno Blanco en el País.

Lo anterior constituye una breve recopilación de las normas expedidas por las autoridades gubernamentales de Colombia, para la puesta en marcha de proyectos de generación de energía a base de hidrógeno y de esta manera contribuir con la ruta de transición energética para la descarbonización del medio ambiente trazada por el Gobierno Nacional.

De este modo Colombia se constituye en un referente en la regulación del hidrógeno como fuente no convencional de energía en Latinoamérica, estableciendo beneficios tributarios para el desarrollo y puesta en marcha de los proyectos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica a través del hidrógeno y garantizando la autogeneración y el consumo de la misma en el país.

[1] Ley 1715 de 2014, “ARTÍCULO 5. Definiciones, numeral 16. Fuentes No Convencionales de Energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleados o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se consideran FNCE la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.”

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Mujer Tec 2024: Méndez Garduño comparte estrategias para la transición energética de México

En el corazón de la crisis ambiental que enfrenta la humanidad, las mujeres están desempeñando un papel crucial en los esfuerzos para abordar los problemas ambientales.  Este papel que a menudo pasado por alto, no solo tiene un impacto en el ámbito ambiental, sino también en el social, político y económico. 

En reconocimiento a estas contribuciones, el Tecnológico de Monterrey otorga desde hace más de una década el Premio Mujer Tec, destacando las historias, trayectorias, aportes y talento de mujeres que han impactado positivamente en la sociedad.

Una de las destacadas ganadoras de los Premios Mujer Tec 2024 en la categoría de Medio Ambiente es Juana Isabel Méndez Garduño, una investigadora comprometida con la transición energética en México. 

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Méndez Garduño comparte su experiencia y conocimientos sobre energías limpias, destacando la importancia de fortalecer la participación femenina en la construcción de un futuro más sostenible y resiliente.

«Me siento muy orgullosa y contenta de recibir este reconocimiento porque me emociona saber que se apoyan las investigaciones y estrategias referentes a la transición energética», expresa Méndez Garduño. Su entusiasmo refleja la necesidad de avanzar hacia soluciones sostenibles y la urgencia de incluir a las mujeres en la industria energética.

La investigadora subraya la importancia de aumentar la visibilidad y participación de las mujeres en el sector: “Aunque ha habido un incremento del 40% en la participación de mujeres empleadoras de 2012 a 2021, aún persiste una cifra desafiante: solo 1 de cada 7 empleadores es mujer”. 

De esta forma, la especialista enfatiza en la necesidad de impulsar campañas que empoderen a las mujeres en la sustentabilidad y trabajar hacia una mayor equidad de género, especialmente en áreas como la ingeniería.

En cuanto a las acciones concretas para promover la inclusión de género y la descarbonización, Méndez Garduño comparte varias iniciativas en marcha. 

“Dentro del Tecnológico de Monterrey, se invita activamente a las mujeres a participar en propuestas de investigación para fomentar su crecimiento. Además, se busca la colaboración con docentes y académicas, con el objetivo de lograr una mayor equidad en publicaciones y fondos”, detalla.

Entre los proyectos de éxito, Méndez Garduño menciona consultorías con el sector de la construcción para optimizar recursos y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. También están trabajando en la expansión de la educación en energías renovables, a través de módulos educativos y la creación de un libro destinado a la sociedad en general.

En su tesis doctoral en colaboración con la Universidad de California en Davis y Berkeley, la referente del sector identifica estrategias para ahorrar energía y reducir emisiones. Por ejemplo, reducir un grado centígrado de enfriamiento en verano podría traducirse en un ahorro significativo del 6% en la facturación anual y, por ende, en la reducción de emisiones de CO2.

En este sentido, la ganadora del Premio Mujer Tec subraya la importancia de seguir apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y buscar la manera en que México pueda continuar atrayendo fondos internacionales para la descarbonización. A su vez, destacó el trabajo de FONADIN, una entidad gubernamental que trabaja directamente con comunidades para mejorar la eficiencia energética en los hogares y reducir las emisiones de carbono.

Como parte de sus esfuerzos por crear ciudades inteligentes, Méndez Garduño y su equipo publicaron un libro que aborda cómo transformar las ciudades, mejorando la calidad de vida de la población. Este enfoque innovador utiliza a los ciudadanos como sensores para optimizar procesos y beneficiar a la sociedad en su conjunto.

En síntesis, Méndez Garduño, a través de su trabajo incansable y su compromiso con la transición energética, demuestra que las mujeres desempeñan un papel esencial en la construcción de un futuro más sostenible.

Su labor y la de otras mujeres destacadas en el Premio Mujer Tec 2024 son testimonios de la importancia de reconocer y apoyar las contribuciones femeninas en la búsqueda de soluciones para los desafíos ambientales que enfrenta nuestro planeta.

 

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Vector Renewables realizará la gestión técnica de activos fotovoltaicos de Mytilineos en Chile

Vector Renewables, destacado gestor de activos en proyectos de energía renovable, almacenamiento y proyectos de hidrógeno, ha sido seleccionado por la compañía internacional de origen griego MYTILINEOS, para proporcionar la Gestión Técnica de Activos de una cartera de proyectos solares fotovoltaicos ubicada en el norte de Chile. Con este nuevo contrato, ambas empresas fortalecen su relación comercial, colaborando para seguir avanzando en la transición energética del país.

La cartera de proyectos consta de cuatro proyectos de energía solar fotovoltaica, con una capacidad total de 588 MW. Uno de ellos se inauguró en diciembre de 2023 y los otros tres ingresarán en fase de operación próximamente. Las centrales se desplegarán a lo largo del norte de Chile, aprovechando el recurso único en la zona con la mayor radiación solar del mundo. “Doña Antonia” (Coquimbo), “Tocopilla” (Antofagasta), “Tamarico” (Atacama), y “Willka” (Arica y Parinacota), son los nombres de los proyectos que conforman este portafolio. Estos proyectos serán los primeros proyectos solares en Latinoamérica de MYTILINEOS, que además, integrarán sistemas de baterías para almacenamiento.

Bajo el marco de este contrato, Vector Renewables acompañará a MYTILINEOS proporcionando una amplia gama de servicios que incluyen -entre otros- análisis y monitoreo del rendimiento, supervisión de O&M, gestión energética de los activos, visitas periódicas a las plantas e informes técnicos sobre el rendimiento.

Patricia Dárez, country manager de Vector Renewables Chile y líder de esta nueva alianza en el país, señaló que “es emocionante poder apoyar a un jugador internacional como MYTILINEOS en esta región que tiene un potencial de crecimiento exponencial y, especialmente, en un momento crucial para la transición energética. Los equipos de ambas compañías ya han trabajado juntos en otros países y ha sido una combinación exitosa.”

En relación con este nuevo acuerdo, Juan Pablo Toledo, Country Manager de MYTILINEOS en LATAM, destacó la importancia estratégica de esta colaboración al afirmar: “Como empresa estamos apoyando el crecimiento en todas las regiones en las que operamos, buscando ser un referente en innovación, desarrollo y comercialización de energía. Este portafolio en particular tiene una relevancia significativa para nosotros, ya que no solo abarca cuatro regiones de Chile, contribuyendo al desarrollo local de esos territorios, sino que también es nuestra primera inversión para proyectos propios en Latam. Estamos plenamente convencidos que la colaboración con Vector Renewables, a cargo de la gestión de nuestros activos en el país, constituirá un gran apoyo para alcanzar con éxito nuestras metas de desarrollar proyectos sostenibles y eficientes”.

Según el último informe de la Asociación Chilena de Energía Renovable y Almacenamiento (ACERA), Chile cuenta actualmente con más de 13.4 GW de capacidad instalada de energía renovable no convencional, con 4 GW de energía eólica y más de 7.7 GW de energía solar fotovoltaica. El objetivo del país es alcanzar el 80 % de la generación de electricidad con fuentes renovables en 2030 y lograr la meta del 100 % de emisiones netas cero en 2050.

Con este contrato, Vector Renewables consolida la posición de su filial chilena, donde alberga una destacada trayectoria en la prestación de servicios de gestión de activos y asesorías técnicas. Así, continúa su compromiso con desarrollar energías renovables prestando servicios de gestión de activos en la primera inversión para proyectos propios en Latam de MYTILINEOS, contribuyendo al proceso de transición energética del país.

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BLC Power Generation desembarcó en Estados Unidos con sus soluciones

BLC Power Generation, una de las empresas del grupo BLC Global, líder en monitorización, control y gestión de activos de generación de energía renovable en América Latina, llegó a Estados Unidos desarrollando un sistema de gestión de energía Optimum PG – EMS para el campus Thomas Aquinas College en California.

El proyecto representó la llegada a un mercado clave para la empresa, la Microred del campus que gestiona Optimum PG – EMS está compuesta por un sistema de almacenamiento de energía de última generación de 3 MWh, un array de tres microturbinas generadoras de 650 Kv cada una, alimentada a gas y una planta de generación solar fotovoltaica.

BLC Power Generation, tuvo un rol fundamental en el proyecto gracias a su producto. El sistema proporciona la inteligencia para controlar y gestionar de manera eficiente las operaciones de la Microred híbrida. Este permite supervisar, controlar y gestionar toda la energía del campus mediante una retroalimentación dinámica de la generación de energía distribuida de distintas tecnologías y las cargas que participan en la misma.

El trabajo en conjunto realizado con importantes empresas líderes del sector es un reconocimiento a la calidad de nuestros servicios y a la capacidad de integración tecnológica que brindamos desde la compañía. Podemos afirmar que nuestras soluciones están a la altura de las últimas tecnológicas del mercado” expresó Martín López Director de Operaciones y agregó “Este proyecto nos permite validar el modelo global de operaciones que estamos llevando adelante”. Andrés Mac Guire, Gerente de Proyecto, por su parte manifestó “Fue una oportunidad de trabajo enriquecedora, una gran experiencia para nuestro equipo y nuestro crecimiento como empresa trabajar junto a estas compañías internacionales”.

El proyecto contó con la participación de empresas de renombre mundial como Tesla y Capstone Green Energy. Tesla fue responsable de proporcionar los sistemas de almacenamiento de energía, mientras que Capstone proporcionó las microturbinas generadoras de gas que se utilizaron para complementar la generación renovable. Estos activos gestionados con Optimum PG- EMS redujeron el coste de generación y optimizaron el funcionamiento de la Microred, otorgando al Thomas Aquinas College un significativo ahorro económico.

Estamos muy contentos de haber llegado a Estados Unidos, este hito en la historia de BLC Power Generation nos permitirá continuar acompañando la transición energética global” cerró Sebastián García, Director Comercial de BLC Power Generation.

 

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Rige actualización transitoria de remuneraciones para las transportadoras de electricidad en AT

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso la “actualización transitoria” de los valores que remuneran el transporte de electricidad en alta tensión a cargo de las empresas operadoras de este servicio en las diversas regiones del país. Será hasta que se defina la Revisión Tarifaria Integral.

Lo hizo a través de las resoluciones del ENRE 104 a 111, publicadas en el Boletín Oficial el lunes 19/2, momento a partir del cual comienzan a regir los nuevos valores según cada empresa. Se trata de Transener, Trasnoa, Trasnea, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, y EPEN (Neuquén).

Todas las resoluciones hacen lugar a los pedidos de compensación formulados por las empresas en audiencia pública, incluída la decisión de realizar una actualización mensual de las remuneraciones dispuestas, a partir del mes de mayo próximo.

Asimismo, Energía les fijó un plazo de 10 días hábiles para que las empresas la presenten sus respectivos planes de inversión en la infraestructura del sistema de tendido eléctrico a su cargo “acorde a los ingresos que se aprueban” en las resoluciones.

En las resoluciones se sostiene que “dada la evolución que tuvieron los índices de precios considerados en el mecanismo de actualización aplicado, resulta conveniente actualizar dichos cargos a fin de mantener en términos reales los niveles de ingresos de las transportistas que permitan cubrir las necesidades de inversión con los estándares de calidad requeridos, garantizando la sostenibilidad del servicio público de transporte hasta el momento de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes del proceso de RTI ordenado en el Decreto 55/2023”.

A modo de referencia cabe señalar el caso de Transener, donde la transportista señaló que “los ingresos necesarios para la operación y mantenimiento del sistema de transporte en alta tensión que le permitan cubrir las necesidades de inversión con la calidad requerida, ascienden a la suma de $ 256.349 millones anuales”.

Dichos ingresos contemplan la mano de obra, los costos de operación y mantenimiento, las inversiones de mantenimiento, el impuesto a las ganancias y la rentabilidad sobre la base de capital.

Trensener comparó la tarifa propuesta con la tarifa actual, expresada esta última a valores de diciembre de 2023, utilizando para noviembre la variación real del índice de precios al consumidor (IPC) de 12,8 % y para diciembre una estimación de 27 por ciento.

La transportista explicó dicha variación principalmente por 3 variables: a) la necesidad de recomponer los niveles de inversión, b) la rentabilidad sobre la base de capital y c) los impuestos asociados a mayores ingresos.

Transener solicitó en la adecuación transitoria de tarifas un total de $ 62.105 millones para las inversiones del año 2024, y un total de $ 68.281 millones para el año 2024 destinado a impuesto a las ganancias, justificado en dos componentes de la tarifa: la rentabilidad y las inversiones, describió el ENRE.

También señaló que “Transener solicitó que la adecuación de la tarifa se aplique mensualmente de forma automática, considerando índices públicos y transparentes para poder garantizar la correcta prestación del servicio público”. Este criterio resultó idéntico al manifestado por todas las empresas de los servicios de gas y de electricidad en todas las audiencias públicas activadas desde la Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

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Zona bioclimatica e ingresos, la clave de los subsidios

El Gobierno Nacional ha presentado un nuevo esquema de subsidios para el servicio de gas y la electricidad, que tiene como objetivo principal establecer criterios económicos y sociales claros para la asignación de beneficios. Este esquema incluye la implementación de una Canasta Básica Energética (CBE) que considera los consumos mínimos necesarios para diferentes grupos familiares y zonas bioclimáticas.

El plan, que será detallado en una audiencia pública convocada para el 29 de febrero por la Secretaría de Energía, prevé adoptar criterios de inclusión y exclusión. Además, se establecerá una Canasta Básica Energética (CBE) que indicará los consumos mínimos necesarios para la subsistencia de diversos grupos familiares, teniendo en cuenta las distintas regiones, meses del año y tipos de suministro.

La exclusión del beneficio estará determinada por la posesión de ciertos bienes, como aeronaves, embarcaciones o propiedades inmuebles, así como por la antigüedad de los automóviles. También se considerarán los ingresos declarados por los miembros del hogar, utilizando el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS).

La asignación de subsidios se realizará priorizando hogares donde la Canasta Básica Energética represente más del 10% de los ingresos registrados, asegurando que el monto a subsidiar no exceda este porcentaje. Esto permitirá calcular los consumos necesarios por hogar, considerando la zona geográfica, el tipo de servicio y la cantidad de convivientes.

El nuevo esquema se basará en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), establecido durante el gobierno anterior, para identificar a los beneficiarios. Además, se buscará reordenar los Programas Sociales Energéticos para evitar superposiciones de beneficios, como se ha observado en segmentaciones anteriores.

Entre los programas sociales destacados se encuentra el Plan Hogar, que proporciona subsidios directos para el suministro de gas licuado de petróleo a usuarios residenciales de bajos recursos. También se consideran los Electrodependientes, quienes reciben garantías especiales en el suministro eléctrico.

Finalmente, el Registro Único de Beneficiarios Especiales del Régimen de Zona Fría ofrece tarifas diferenciales en el servicio de gas para usuarios en situación de vulnerabilidad socioeconómica en áreas con bajas temperaturas. Este beneficio se extiende a comunidades de 10 provincias del centro sur del país.

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La plataforma Fénix fue instalada con éxito frente a la costa argentina

Wintershall Dea y sus socios TotalEnergies (operador) y Pan American Energy han completado con éxito la instalación de la plataforma Fénix, a unos 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, en aguas de 70 metros de profundidad.

El proyecto sigue avanzando favorablemente para obtener el primer gas a finales de 2024. Fénix contribuirá con importantes volúmenes de gas natural durante más de 15 años al suministro energético de Argentina

“La exitosa instalación de la plataforma de producción marca otro hito relevante para el desarrollo del yacimiento Fénix, lo que mantiene al proyecto encaminado hacia la primera obtención de gas prevista para el cuarto trimestre de 2024”, afirmó Manfred Boeckmann, Managing Director de Wintershall Dea Argentina. “Fénix representa un pilar sustancial para la ascendente producción nacional de gas y ayudará a la Argentina a satisfacer la creciente demanda y a compensar las importaciones, aportando volúmenes significativos de gas natural durante más de 15 años al suministro energético a largo plazo del país”, añadió Boeckmann.

Dada la envergadura del proyecto, la logística y la instalación de la plataforma de 4.800 toneladas se llevaron a cabo en dos fases: primero la instalación del jacket con cuatro pilotes durante enero, seguida por el exitoso levantamiento y colocación de la cubierta superior de 1.500 toneladas.
A partir del 8 de enero, la cubierta se transportó desde el astillero Rosetti Marino en Italia hasta Tierra del Fuego en el plazo de un mes a bordo del buque de transporte pesado HTV Interocean II. Cuatro buques participaron en la instalación de ambas partes de la plataforma, dirigidos por el buque de elevación pesada Aegir de Heerema. Todos los trabajos se completaron de forma segura y sin incidentes.

La cubierta de la plataforma Fénix cubre un área de superficie de 2.500 metros cuadrados y consta de cinco niveles: el helipuerto, la cubierta superior, la cubierta principal con los cabezales de pozo y la sala de instrumentos, y la cubierta inferior. La plataforma está diseñada para ser operada desde tierra sin la necesidad de una tripulación permanente. “Con la instalación de la plataforma hemos completado la parte de instalaciones de superficie del proyecto de desarrollo Fénix dentro del cronograma previsto”, subrayó Mariano Cancelo, Vicepresidente de Producción y Desarrollo de Wintershall Dea Argentina. “Nuestro enfoque pasará ahora al siguiente paso, que es la perforación de tres pozos de producción”, afirmó Cancelo.

La perforación de los pozos se realizará con una plataforma de perforación jack-up que se ubicará temporalmente junto a la plataforma Fénix. La primera producción de gas está prevista para noviembre de 2024. Fénix forma parte de la concesión de producción de gas CMA-1, la más austral del mundo, en la que Wintershall Dea y TotalEnergies (operador) poseen cada una una participación del 37,5%, mientras que Pan American Energy tiene el 25% restante.

FENIX EN CIFRAS

4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación

700 MUSD de inversión

Sustitución de importaciones de entre 10 y 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno.

Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto

Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe)

70 metros de profundidad de agua en el sector de instalación

60km de la costa

Nov- 2024: puesta de producción estimada

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El ENRE definió qué indicadores se tomarán en cuenta para actualizar mensualmente las tarifas de Edenor y Edesur a partir de mayo

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) definió cuáles serán los parámetros que tendrá en cuenta para indexar mensualmente las tarifas de Edenor y Edesur a partir de mayo. A través de las resoluciones 101 y 102 publicadas este viernes en el Boletín Oficial, el organismo regulador dio respuesta al pedido de las distribuidoras que habían solicitado una tarifa de transición que se ajuste de manera mensual y de forma automática ya que estableció una nueva fórmula de actualización del Costo Propio de Distribución (CPD), que es lo permite calcular las tarifas de las empresas.

Lo que establece la nueva formula polinómica es que el CPD se actualizará mensualmente en función de lo que suceda con los salarios (índices Sn/So), el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC). Los salarios tendrán una ponderación del 55%, el IPIM del 25% y el IPC del 20%.

Transporte de energía eléctrica en alta tensión

A su vez, mediante la resolución 104/2024 publicada este lunes en el Boletín Oficial, Energía aprobó la fórmula de actualización de la remuneración de Transener, la mayor empresa distribuidora de energía de alta tensión. El ajuste también se realizará en mayo y de forma mensual.

Al igual que para Edenor y Edesur, la formula contempla los índices IS, IPIM e IPC. Sin embargo, para las tarifas de Transener se pondera un 53,6% los salarios, un 30,8% el IPIM y un 15,6% el IPC.

, Loana Tejero

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BLC Power Generation desembarcó en Estados Unidos con sus soluciones de gestión de energía

BLC Power Generation, una de las empresas del grupo BLC Global, líder en monitorización, control y gestión de activos de generación de energía renovable en América Latina, llegó a Estados Unidos desarrollando un sistema de gestión de energía Optimum PG – EMS para el campus Thomas Aquinas College en California.

El proyecto representó la llegada a un mercado clave para la empresa, la Microred del campus que gestiona Optimum PG – EMS está compuesta por un sistema de almacenamiento de energía de última generación de 3 MWh, un array de tres microturbinas generadoras de 650 Kv cada una, alimentada a gas y una planta de generación solar fotovoltaica.

BLC Power Generation, tuvo un rol fundamental en el proyecto gracias a su producto. El sistema proporciona la inteligencia para controlar y gestionar de manera eficiente las operaciones de la Microred híbrida. Este permite supervisar, controlar y gestionar toda la energía del campus mediante una retroalimentación dinámica de la generación de energía distribuida de distintas tecnologías y las cargas que participan en la misma.

Martín López, director de Operaciones, aseveró que “el trabajo en conjunto realizado con importantes empresas líderes del sector es un reconocimiento a la calidad de nuestros servicios y a la capacidad de integración tecnológica que brindamos desde la compañía. Podemos afirmar que nuestras soluciones están a la altura de las últimas tecnológicas del mercado”.  “Este proyecto nos permite validar el modelo global de operaciones que estamos llevando adelante”, sostuvo.

Por su parte, Andrés Mac Guire, gerente de Proyecto, manifestó: “Fue una oportunidad de trabajo enriquecedora, una gran experiencia para nuestro equipo y nuestro crecimiento como empresa trabajar junto a estas compañías internacionales”.

La iniciativa

El proyecto contó con la participación de empresas de renombre mundial como Tesla y Capstone Green Energy. Tesla fue responsable de proporcionar los sistemas de almacenamiento de energía, mientras que Capstone proporcionó las microturbinas generadoras de gas que se utilizaron para complementar la generación renovable. Estos activos gestionados con Optimum PG- EMS redujeron el coste de generación y optimizaron el funcionamiento de la Microred, otorgando al Thomas Aquinas College un significativo ahorro económico.

Sebastián García, director Comercial de BLC Power Generation, expresó: “Estamos muy contentos de haber llegado a Estados Unidos, este hito en la historia de BLC Power Generation nos permitirá continuar acompañando la transición energética global”.

, Redaccion EconoJournal

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La industria Química y Petroquímica cerró el 2023 con la mayoría de las variables a la baja

El informe mensual, realizado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial resaltó que durante diciembre de 2023 la producción cayó un 16% respecto a noviembre, afectado por todos los subsectores producto de paradas de planta (programadas y no programadas), puesta en marcha, menor producción por menores ventas y condiciones climáticas. Dicha situación impacta también sobre la variación interanual que tuvo una baja del 18%; mientras que el acumulado del año mantuvo un valor positivo del 1%.

La reseña elaborada por la CIQyP® indica que las ventas locales cayeron en las tres variables analizadas (34% intermensual, 19% interanual y 8% en el acumulado), producto de menores precio y volúmenes de ventas, teniendo en cuenta la caída significativa en producción.

En el caso de las exportaciones, en el informe realizado por la Cámara se observan caídas del 16% respecto a noviembre y del 41% respecto a diciembre de 2022, con influencia de todos los subsectores a la baja a excepción de los productos básicos orgánicos. El acumulado del año, también muestra una variación negativa del 29%. Las empresas manifiestan que estas bajas se deben a los mismos motivos mencionados para la producción y las ventas locales, recalcando la coyuntura macroeconómica del país.

Pequeña y Mediana Industria Química

Por su parte, el relevamiento de la CIQyP® indica que las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), mostraron una recuperación del 30% en producción respecto a noviembre, pero cayó un 11% respecto al mismo mes del año anterior y un 14% en el acumulado del año. Las ventas locales se mantuvieron constantes en diciembre con respecto a noviembre 2023; y presentaron valores positivos de un 8%, tanto para la variación interanual como para el acumulado anual. Por su parte, las ventas externas bajaron en todas las variables analizadas (42% intermensual, 49% interanual y 36% en el acumulado).

Durante diciembre de 2023, la balanza comercial medida en dólares, de los productos del sector fue un 17% mayor al mismo mes del año anterior, con variaciones negativas del 10% en las importaciones y del 1% en las exportaciones.

Con respecto a la capacidad instalada de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta presentó que durante diciembre de 2023 tuvo un uso promedio del 46% para los productos básicos e intermedios y del 74% para los productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante diciembre pasado, fueron de 317 millones de dólares, acumulando un total de US$ 5.031 millones durante todo el año 2023.

En referencia a los resultados obtenidos en el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que“2023 fue un año muy desafiante para nuestro sector, gran parte del año con restricciones a la importación de materias primas que impacto en las producciones locales”.

A su vez, el ejecutivo sostuvo que“hubo sobreoferta de productos químicos-petroquímicos en el mundo afectando precios que fueron a la baja y competitividad del sector, principalmente de Asia e India. El escenario para 2024 es muy desafiante pero el sector está preparado para competir tanto local como internacionalmente”.

Panorama sectorial al cierre de año

Durante diciembre el sector cayó en todas las variables a excepción del acumulado del año en producción, con una variación positiva del 1%. Las empresas manifestaron paradas en planta durante noviembre, ya sean programadas o no programadas, con puesta en marcha en el transcurso de diciembre. Particularmente, durante diciembre, algunas plantas se vieron afectadas por la tormenta de público conocimiento.

Asimismo, las empresas se encuentran con dificultades para importar insumos y/o materias primas. En cuanto a las ventas, se reportan menores volúmenes y precios de venta, variación estacional, situación socioeconómica, etc.

Durante todo el 2023, el sector fue fluctuando con meses positivos y negativos, producto, en general, de la coyuntura del país. Cabe resaltar las restricciones de importación y exportación, falta de aprobación por parte del estado (SIRAs), en muchos casos debiendo enviar a destrucción el material importado por falta de dichas aprobaciones. En determinados meses, las empresas debieron vender stock.

, Redaccion EconoJournal

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El aumento de la tarifa eléctrica para industrias y comercios en el AMBA llega hasta el 390%

Además de los fuertes aumentos para los usuarios residenciales, el gobierno implementó también una suba en las tarifas de las industrias y comercios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que se abastecen a través de las redes de distribución de Edenor y Edesur. En algunos casos los incrementos llegan al 388% en las facturas finales.

Un comercio pequeño (G1) que tiene un consumo mensual de 800 kWh pagaba 19.020 pesos y ahora deberá desembolsar 92.814 pesos (388%), mientras que un usuario G2, que consume 2000 kWh mensuales, pasará de 50.415 a 242.334 pesos (380%). Los valores son sin los impuestos incluidos.

Una industria o comercio más grande, que tienen un consumo mensual de 4000 kWh (categoría de usuario G3, con consumo por mes que supera los 2000 kWh) hasta ahora venían pagando una factura final de 99.606 pesos, mientras que a partir de ese mes abonarán 481.134 pesos por mes, registrando un aumento de 383%.

Aumentos

El gobierno de Javier Milei instrumentó los aumentos a estos usuarios a través de las resoluciones 101 y 102 publicadas en el Boletín Oficial y son parte de la política de quita de subsidios energéticos. Los incrementos impactan sobre los cuadros tarifarios que estaban vigentes desde noviembre, cuando el gobierno de Alberto Fernández los actualizó por última vez.

El aumento fue levemente superior en los comercios pequeños que en las industrias con mayor consumo. Además, a diferencia de lo ocurrido con los hogares, en estos usuarios G el cargo variable tuvo aumentos un poco más elevados que el cargo fijo.

Usuarios G

Los usuarios comerciales e industriales G1 (hasta 800 kWh) tuvieron una suba en el cargo fijo de 361,2%, al saltar de 1.980 pesos por mes ($/mes) establecido en noviembre del año pasado a 9,133.9 pesos mensuales. Los mismos usuarios G1 tuvieron un aumento en el cargo variable de 391%, ya que pasaron de abonar $ 21,3 por mes a $ 104,6. En la factura final el aumento es de 388% por mes.

En tanto, los denominados G2 (entre 800 y 2000 kWh), que pagaban un cargo fijo de $ 2015 mensuales, pasaron a $ 9.133,9. Es decir, un salto de 353,2%. En el cargo variable el aumento fue de 381,8% al pasar de $ 24 a $ 116. El impacto mensual en la factura final es de 380%.

Los usuarios G3 (más de 200 kWh) tuvieron un aumento de 355,3%, porque pasaron de pagar $ 2006 mensuales a $ 9.133,9 por mes. En el cargo variable el salto fue de 383,2%, ya que en los cuadros tarifarios de noviembre se fijaron en $ 24,4 a $ 117,9 mensuales. La factura final tendrá un aumento de 383% mensual.

, Roberto Bellato

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Nuevas medidas antes de marzo: Brasil viene por Vaca Muerta, los funcionarios mendigan y Milei extrema el plan

Un grupo de gran influencia sobre Milei empezó a redactar normas para modificar leyes; habrá cambios en los registros administrativos y automotores, las concesiones y otras dependencias, mientras que este mismo mes comenzará la liquidación de fondos fiduciarios que negó el Congreso; Caputo implacable con todos y la promesa de un nuevo ingreso masivo de dólares. Viernes a las 10 de la mañana, sala Martín Fierro, al lado de Jefatura de Gabinete, en el primer piso de Casa Rosada, uno de los grupos más influyentes que rodea a Javier Milei define algunas de las decisiones importantes que tomará el Gobierno […]

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YPF: La aceleración en Vaca Muerta en busca del horizonte exportador

La petrolera argentina negocia con las provincias la liberación de sus bloques maduros e introduce nuevos objetivos, uno de los cuales es maximizar el GNL. Un cambio de paradigma se ha producido con la llegada de Horacio Marín como nuevo líder de la industria petrolera argentina. La compañía está tratando de liberarse de sus bloqueos para maximizar sus inversiones en esquisto con el fin de impedir las exportaciones de petróleo y cumplir el tan esperado objetivo de producir gas natural (GNL).

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¿Cuánto invertirán las operadoras petroleras en Chubut durante 2024?

Las proyecciones para el año que se inicia guardan relación con el 2023 y si bien podría resultar ´ínfimo’ al compararse contra Vaca Muerta, lo previsto para el año en curso tiene señales positivas de algunas operadoras con fuerte arraigo en la región. Si bien todavía falta la presentación oficial ante el gobierno de Chubut, con fecha prevista para el próximo 28 de febrero, las principales operadoras de la provincia ya anticiparon sus programas de trabajo para el año 2024. En algunos casos hay fuertes retrocesos, pero en otros se prevé sostener o incluso incrementar los desembolsos, lo que implica […]

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Aconcagua Energía anunció inversiones por $ 110 millones de dólares en las cuencas Cuyana y Neuquina

El grupo energético Aconcagua Energía mostró su plan de inversiones en Mendoza y seguiría con su plan de trabajo. Además, incorporó un equipo de punción a la región Neuquina-Mendocina e inició la punción del segundo pozo con su propio equipo. Este viernes, frente a funcionarios del ámbito provincial, referentes de instituciones sindicales y empresarios, el grupo Aconcagua Energía (AE) presentó su plan de trabajo 2024. Apuesta robusta en Mendoza. Diego Trabucco, presidente y director general del grupo, compartió la estrategia de trabajo y anunció inversiones por un total de 110 millones de dólares para las operaciones del grupo hasta 2024. […]

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Gobernadores construyen agenda común y se paran ante la Nación

Con la próxima reunión cerca (será el 8 de marzo en Puerto Madryn), buscan amalgamar una postura conjunta para defender los intereses regionales. Quita de subsidios al transporte, incentivo docente, recorte en fondos para obras, algunas de las preocupaciones. La Patagonia, rebelde. Los mandatarios del sur argentino vienen tejiendo una agenda común desde -incluso- antes que comenzaran sus gestiones el 10 de diciembre pasado. Mientras ajustan sus números en la administración de los recursos internos, también proyectan como región. Con el encuentro confirmado para el 8 de marzo en Puerto Madryn (Chubut), serán tres ya las reuniones: la primera fue […]

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Mariana Schoua fue designada como CEO de Aconcagua Energía Renovables

Mariana Schoua ha sido designada CEO de Aconcagua Energía Renovables S.A., empresa del grupo energético Aconcagua Energía (AE). La designación se realiza luego de que AE adquiriese la totalidad del paquete accionario de Orazul Argentina (OA).

AE es un grupo integrado de empresas que desarrollan, operan y brindan servicios tanto en la industria del petróleo y gas como también en el sector de las energías renovables. El grupo posee 13 concesiones hidrocarburíferas en las cuencas Neuquina y Cuyana, con presencia en las provincias de Mendoza, Río Negro y Neuquén, y sedes administrativas en CABA y se encuentra en la construcción de dos parques solares.

Ahora, también cuenta con centrales hidroeléctricas y térmicas. De esta manera, a partir del 21 de diciembre de 2023, Aconcagua Energía potenció la gestión de sus operaciones y actividad comercial, según destacaron desde la firma.

Desde la empresa indicaron que “en consonancia con el modelo de negocio de OA, continuaremos trabajando con el mismo compromiso y responsabilidad que nos caracteriza y, bajo la misma convicción, continuaremos con la participación en los diferentes espacios empresariales colaborando recíprocamente para el desarrollo social e institucional”.

, Redaccion EconoJournal

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Argentina empezará a pagar a Bolivia deuda por el gas hasta abril

Este pago se hará a “un ritmo de $us 57 millones de lo retrasado, o de lo que se debía, y de lo que va entregando gas normalmente YPFB a Enarsa son $us 37 millones adicionales, o sea, que sumando tenemos un monto que supera los $us 100 millones mensuales”, explicó el ministro de Economía, Marcelo Montenegro. El ministro de Economía de Argentina, Marcelo Montenegro, reveló que el Gobierno se comprometió a pagar hasta abril la deuda que tiene con Bolivia por la venta de gas natural, y que se acumuló desde 2023 por temas electorales internacionales. “Argentina nos debía […]

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Estudian quitarle el subsidio a quienes tengan un auto o moto con menos de 5 años

Si una persona pertenece a un hogar de ingreso medio o bajo y tiene un vehículo de esas características, perdería el subsidio. De ese modo, además de revisar los ingresos, el Gobierno cruzará datos con registros de inmuebles, vehículos y otras bases. Estudian quitarle el subsidio a quienes tengan un auto o moto con menos de 5 años. Segmentación de tarifas y quita de subsidios a las facturas de luz y gas. El Gobierno analiza una quita de subsidios generalizada para la luz y el gas a quienes tengan a su nombre un auto o moto con menos de 5 […]

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Nuevo derrame de petróleo en Bahía Blanca: Preocupación por el tercer suceso en menos de dos meses

Un grupo de pescadores artesanales envió una alerta sobre un hidrocarburo en inmediaciones de la Base Naval de Puerto Belgrano y en zonas aledañas al canal principal de Bahía Blanca. Esta incidencia se suma a otros incidentes similares que se han reportado en la misma zona en menos de dos meses. Sin embargo, la empresa Oiltanking ha negado cualquier implicación en la tragedia. Pescadores artesanales de Bahía Blanca dieron la alarma tras detectar un nuevo derrame de hidrocarburos cerca de la Base Naval de Puerto Belgrano y zonas aledañas al canal principal del río. Esta preocupante incidencia es la tercera […]

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Gremios de YCRT negociaron la paz social, accedieron a dar de baja Actas de beneficios que les firmó Daniel Peralta y acordaron asegurar la productividad

ATE Río Turbio, representado por la Secretaria General Adjunta Yanina Mariela Silva, Roy Staning por Luz y Fuerza y Carlos Vedias por La Fraternidad, se reunieron en CABA con el Interventor de YCRT Thierry Decoud y negociaron la paz social con las autoridades nacionales, a la vez que aceptaron bajar las Actas que habían acordado con el Interventor saliente, Daniel Peralta. En el documento, constancia de lo sucedido en la reunión, solo figuran tres puntos, dos de los cuales son lapidarios a la hora de juzgar el enfoque y el carácter de la misma, debido a que van en contra […]

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Piden reformar Perupetro por manejo de asignación de lotes del noroeste

En el marco de la anunciada reestructuración de Petroperú, voceros de la SNMPE consideran que Perupetro ha dejado de cumplir su rol promotor de la inversión en hidrocarburos, especialmente con el Lote X. Recurrir a la negociación directa con Petroperú por el Lote X nos haría perder competitividad en la región, ya que el resto de países usan este método como último recurso para adjudicación. Dentro de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE) sigue la preocupación en torno a la posibilidad de que Perupetro asigne la operación del Lote X a Petroperú, uno de los principales yacimientos […]

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Guyana canceló envío de expertos a Trinidad y Tobago para la limpieza del derrame de petróleo

Guyana canceló el envió de un equipo a Trinidad y Tobago para ayudar en la limpieza del derrame de petróleo en sus costas, después de que el gobierno trinitense le informara que “no era necesario”, dijo este sábado a la AFP el secretario Relaciones Exteriores guyanés, Robert Persaud.

El gobierno guyanés había informado que enviaría un equipo de cinco miembros de la Comisión de Defensa Civil, la Administración Marítima y la Agencia de Protección Ambiental a Tobago para prestar ayuda tras este derrame que llevó a Trinidad y Tobago a declarar una emergencia, pero las autoridades trinitenses señalaron después que la ayuda “no era necesaria”, según dijo Persaud a la agencia AFP.

Al menos dos embarcaciones, un buque y un remolcador están involucradas en el derrame petrolero que afecta las costas de Tobago desde hace más de una semana, según información del gobierno, y hay más de mil voluntarios afectado en las tareas de limpieza.

En principio se había informado que un buque petrolero identificado con el nombre “Gulfstream” se volcó en la costa sureste de la isla de Tobago, sin que se conocieran detalles del destino de su tripulación, pero investigaciones del servicio de Guarda Costas trinitense “revelaron que los buques parecían tener como destino Guyana”.

“Las autoridades guyanesas han confirmado que ninguna de las embarcaciones llegó como estaba previsto. Hasta el momento se desconoce si se perdieron vidas en el incidente”, dijo esta semana el ministerio de Seguridad Nacional.

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Córdoba destaca su posicionamiento nacional en generación de energía de fuentes renovables

La provincia de Córdoba consolidó en 2023 su programa de implementación de sistemas asociativos de generación de energía renovable que se suman al sistema de distribución, al totalizar 757 instalaciones de usuarios generadores que representan el 47% de lo instalado a nivel nacional.

La información oficial detalla que en 2023 se conectaron en Córdoba 169 usuarios generadores de energía, lo que elevó la cifra total de instalaciones en la provincia a 757 y representa cerca de la mitad de los 1.593 usuarios a nivel nacional.

Esos usuarios generan energía eléctrica por medio de fuentes renovables como el sol, el viento, el agua y otras con destino al autoconsumo y la posibilidad de inyectar eventuales excedentes a la red pública de distribución.

Los consumidores de hogares y de pymes “pueden optar por el uso de esta alternativa, a los fines de lograr un ahorro en la factura del servicio eléctrico”, destacó el gobierno provincial, y añadió que con la implementación de ese sistema se “contribuye a la lucha contra el cambio climático mediante la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero”.

El informe cita como fuente al relevamiento mensual que realiza, desde 2019, la Secretaría de Energía de la Nación sobre las instalaciones de usuarios generadores del país y que, según el gobierno provincial, desde entonces el índice de instalaciones es liderado por Córdoba.

Asimismo, precisa que, por debajo de Córdoba, se posicionan la provincia de Buenos Aires con 444 instalaciones, CABA con 111, San Juan con 79, Mendoza con 46 y La Pampa con 45, mientras que el resto de las provincias, Chaco, La Rioja, Neuquén, Río Negro, Entre Ríos, Chubut, Catamarca, Corrientes y Misiones, suman 111 instalaciones.

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Justicia desestimó cautelar para suspender tributo municipal sobre los combustibles en Mar del Plata

La justicia de Mar del Plata rechazó la medida cautelar presentada por un diputado bonaerense para suspender el cobro del nuevo tributo de tasa vial sobre la venta de combustibles, que el municipio de General Pueyrredón comenzó a cobrar hace casi dos semanas para la realización de obras de pavimentación y bacheo.

Fuentes judiciales informaron que el juez en lo Contencioso Administrativo 1 de Mar del Plata, Simón Isaach, desestimó el viernes una medida cautelar para suspender la aplicación de la tasa vial, que pagan marplatenses y turistas al cargar nafta en las estaciones de servicio.

Ese dinero ingresa a las arcas del municipio que gobierna Guillermo Montenegro a partir de las estaciones de servicio que ofician como agentes de percepción con el cobro de esta tasa sobre la venta de nafta y gasoil a automovilistas particulares, transporte interurbano de media y larga distancia y de cargas, de lo que queda exceptuado el sistema de transporte público de pasajeros.

La medida cautelar había sido solicitada por el diputado bonaerense Guillermo Castello, presidente del bloque Libre, hasta que se resolviera su presentación referida a la posible inconstitucionalidad de la ordenanza que creó el tributo.

El magistrado en su escrito expresó: “No observo que pueda verse agravada la situación del actor en orden a la preservación de los derechos invocados, durante la prosecución del juicio y hasta el dictado de la sentencia, ya que el presente tramitará a través de un juicio sumarísimo, en el que la abreviación de los plazos y la sencillez del trámite permitirán arribar a una sentencia en forma rápida”.

El municipio de General Pueyrredon es uno de varios distritos en el país que recurre a esta alternativa para hacerse de recursos para afrontar obras viales. Las empresas de transporte urbano no lo pagan porque hacen su aporte desde el Fondo del Transporte.

Después de haber sido aprobada la tasa vial por el Concejo Deliberante (forma parte de las ordenanzas fiscal e impositiva del municipio) y de ser reglamentada por el municipio, la tasa vial comenzó a regir el 5 de febrero.

El nuevo tributo implica un 1,86% adicional en el ticket de la carga de nafta o gasoil. En su tratamiento, el cuerpo deliberativo resolvió que la recaudación esté cien por ciento afectada a obras de reparación y construcción de pavimentos.

El legislador Castello, cuando hizo su presentación ante la Justicia había considerado que “las tasas municipales deben brindar una contraprestación directa e individualizada y esta tasa vial claramente no lo hace”.

Y recordó que “existen leyes nacionales y provinciales que prohíben a las provincias y a los municipios agregar más impuestos sobre los combustibles, y esta tasa las viola flagrantemente”.

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Aconcagua Energía presentó su plan de trabajo e inversiones en Mendoza

El grupo Aconcagua Energía (AE) presentó en la ciudad de Mendoza su plan de trabajo en la provincia para 2024, el que contempla inversiones por más de US$ 110 millones y la incorporación de un segundo equipo de perforación en la cuenca neuquina-mendocina.

En un encuentro con funcionarios provinciales y referentes empresariales y sindicales de la industria petrolera, el presidente & CEO de Aconcagua, Diego Trabucco, compartió el plan de trabajo y anunció las inversiones.

Trabucco -un exejecutivo de YPF que lidera el grupo empresario de capitales nacionales- se refirió a la incorporación del nuevo equipo de perforación que se suma a la flota de equipos de torre de la compañía, y que permitirá a Aconcagua y a otras operadoras interesadas, incrementar la actividad y contribuir así a la falta de perforadores que necesita la industria”.

Por su parte, el Director General de Operaciones de Petrolera Aconcagua Energía (PAESA) y CEO de Aconcagua Energía Servicios (AENSA), Leonardo Deccechis, destacó el inicio de la perforación de un segundo pozo con un equipo propio en la concesión Confluencia Sur.

Durante enero, ambas empresas realizaron la perforación del Pozo SR.x-1001, el mismo se perfiló y entubó, alcanzando una profundidad final de 2000 mts, aproximadamente, y actualmente se encuentra en proceso de terminación con el equipo de Workover A-201, también de la flota propia de la compañía.

Otro de los anuncios destacados realizados por el grupo fueron los proyectos y evaluaciones que se están realizando en materia de generación eléctrica y renovables.

Al respecto, Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación (AEGSA) señaló que “además de continuar con la construcción de los dos parques solares en Mendoza, se están evaluando proyectos en todas las provincias donde el grupo está presente”.

“También continuamos operando la Central Térmica de Alto Valle y pendientes de lo que se resuelva en cuanto a las concesiones hidroeléctricas. Poder contribuir al desarrollo y generación de energía es clave en nuestro negocio”, concluyó la ejecutiva.

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Las tarifas de electricidad se multiplicarán por cinco para los comercios chicos

Las facturas de electricidad en los comercios chicos subirán hasta 390%, muy por encima de lo previsto, según los datos publicados por el ente regulador (ENRE). Para las industrias, el aumento en las boletas de luz llegará al 130% en promedio.

Los datos se conocieron luego de que el ente regulador de la electricidad (ENRE) publicara los nuevos cuadros tarifarios en el Boletín Oficial. El impacto en las boletas se sentirá a partir del mes próximo.

Además de quitarles el subsidio de la generación eléctrica a los hogares de mayores ingresos, el Gobierno también avanzó en un fuerte aumento de precios para consumidores no residenciales, que comenzarán a recibir el impacto en las boletas del mes próximo.

En particular, la suba mayor la tendrán los comercios chicos, que hasta ahora recibían una parte de subsidios del Tesoro Nacional. 

Según cálculos de la consultora Economía y Energía (EyE), un pequeño comercio que consume alrededor de 212 kWh pasará de pagar una boleta promedio de $8.100 a $39.500 por mes (389%), en el Area Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Un comercio grande, en tanto, que consume 3.900 kWh, pasará de pagar $150.000 a $590.000. Se trata de un aumento de 293%.

Entre los analistas privados, en tanto, creen que el ahorro podría ser incluso mayor, ya que la quita de subsidios alcanza a todo el segmento que más energía consume.

El próximo desafío será regularizar la situación del 70% de usuarios residenciales que comprenden a los hogares de ingresos bajos y medios de todo el país, que recibirán hasta el 30 de abril el 93% de subsidio por la energía eléctrica generada.

Por ejemplo, en el AMBA, mientras que un usuario de altos ingresos pagará $34.332 por un consumo de 380 kWh por mes, el de ingresos bajos pagará $7.415 y el de ingresos medios, $7.850. 

Se trata de una diferencia de valores de más de 300%, que es uniforme en todo el país, ya que el subsidio de generación eléctrica no es exclusivo al AMBA.

La publicación de los nuevos cuadros tarifarios trajo una sorpresa, ya que el ENRE decidió achicar las categorías de consumo de los usuarios residenciales: mientras que antes había nueve categorías de usuarios residenciales (de menor a mayor consumo), ahora pasarán a ser cuatro. 

Esto implica distintos aumentos para cada usuario residencial. En promedio, para el 70% de los usuarios residenciales, los aumentos serán de entre 120% (ingresos medios y bajos) a 165% (altos).

Por ejemplo, el 40% de los usuarios residenciales tienen un consumo menor a 150 kWh mes y son considerados R1. Para ellos, la suba dispuesta será de 167% si son de altos ingresos, 138%, sin son de bajos ingresos y de 127% para los de ingresos medios, según cálculos de la consultora EyE.

En concreto, un usuario residencial en el AMBA con un consumo de hasta 150 kwh por mes (R1) pasará a pagar de $2336 a $6217 (166%), si es de altos ingresos; de $760 a $1769 (133%), si es de ingresos bajos, y de $830 a $1839 (122%), si es de ingresos medios, según cálculos de la fundación FIEL.

Los usuarios residenciales que consumen en promedio entre 151 y 325 kWh mensual (R2), que representan al 30% de los hogares, pasarán a pagar de $6750 a $17.902 (165%), si es de altos ingresos; de $2060 a $4668 (127%), si es de ingresos bajos, y de $2268 a $4877 (115%), si es de ingresos medios.

Los aumentos en las tarifas se explican por dos actualizaciones que realizó el Gobierno. Por un lado, se trasladó a los usuarios el efecto de la devaluación de diciembre, que tiene un impacto directo en el consumo energético, ya que los contratos del sector están fijados en dólares al tipo de cambio de oficial (subió de $350 a $800 a fines de 2023). Esta situación afectó la tarifa de generación eléctrica, que explica el 40% del precio final de la boleta y que es el segmento que recibe subsidios en todo el país.

Por otro lado, en el AMBA, los aumentos de tarifa fueron mayores porque el ENRE dispuso una recomposición tarifaria del segmento del valor agregado de distribución (VAD), que es el ingreso que reciben Edenor y Edesur. En otras jurisdicciones del país, la tarifa de este segmento la decide el ente regulador local; solo en el AMBA depende del Estado Nacional.

Desde abril, el VAD de las tarifas eléctricas en el AMBA se actualizarán todos los meses, según una fórmula compuesta por la inflación minorista (IPC), la inflación mayorista (IPIM) y el índice salarial de dos meses atrás. 

Es decir, en abril se actualizarán las tarifas según un promedio de la variación de febrero de las variables mencionadas.

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Gremios petroleros denuncian el “desguace” de YPF y advierten con medidas

Los gremios que conforman la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASIPeGyBio) expresaron su “enérgico rechazo” a la gestión del gobierno nacional sobre YPF y acusaron al gobierno de llevar a cabo un “proceso de desguace”, a través de los servicios de la empresa en todo el país.

Desde la conducción nacional de la Federación gremial alertaron que la nueva gestión, “ha emprendido un esquema de achicamiento por medio de seudo empresas incorporadas en el sector” con la intención de “avanzar hacia la privatización total de la operadora”, denunció la entidad en un comunicado de prensa firmado por el Secretario General, Gabriel Barroso, y su Adjunto, Mario Lavia.

#URGENTE | COMUNICADO

Petroleros denuncia el desguace de YPF y se declara en Estado de Alerta

pic.twitter.com/F3sLzA0GmP

— Petroleros Argentinos (@PetroGasBio) February 16, 2024

Para la organización sindical que conduce Barroso, la gestión actual de la empresa de capitales mixtos, “pone en riesgos las fuentes laborales de miles de familias y la continuidad operativa tal como la conocemos en la actualidad” subrayaron.

Con este contexto, la Federación remarcó que “se mantendrá en Estado de Alerta” y adelantó que avanzará con medidas gremiales en defensa de la empresa estratégica, los puestos de trabajo y los derechos laborales de sus representados.

En diciembre, el Presidente de la Nación, Javier Milei, nombró como presidente y CEO de la firma al expresidente de la empresa Tecpetrol, que orbita en el Grupo Techint, Horacio Marín, el cual es reconocido como un hombre de Paolo Rocca dentro del Poder Ejecutivo.

A su vez, el Jefe de Gabinete y el Ministro del Interior del gobierno nacional, Nicolás Posse y Guillermo Francos, fueron designados como Director Titular por la Clase A y Director Suplente por la Clase A, respectivamente.

Desde la asunción de Milei que hay incertidumbre en el sector por los planes que tiene el Ejecutivo para la empresa, a raíz de las distintas declaraciones del Presidente acerca de la privatización total de la empresa, o bien del desprendimiento de las acciones que pertenecen al gobierno federal y de la inclusión de la posibilidad de avanzar en este sentido en el proyecto de ley “ómnibus” que el gobierno intentó, sin resultados, aprobar en el Congreso de la Nación.

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Subsidios de luz y gas: estudian quitárselos a quienes tengan motos o autos con antigüedad menor a 5 años

Quienes sean dueños de motos o autos con una antigüedad menor a cinco años también perderán el derecho a cobrar subsidios del Estados a la electricidad y el gas.

Esa es la propuesta que llevará el Gobierno a las audiencias públicas que se realizarán el 29 de febrero próximo, en el marco del objetivo de achicar los gastos públicos.

El Gobierno analiza una quita de subsidios generalizada para la luz y el gas a quienes tengan a su nombre un auto o moto con menos de 5 años de antigüedad. Hasta el momento esto mismo ocurría pero con vehículos con menos de tres años.

La información surge de los documentos publicados por la Secretaría de Energía, que servirán como sustento para la audiencia pública por la segmentación de tarifas y subsidios, a realizarse el jueves 29 de febrero. 

Allí se presentará y pondrá a discusión la nueva “Canasta Básica Energética”, una herramienta para obtener mejor eficiencia y focalización en la ayuda del Estado nacional a los hogares.

Hasta el momento, el criterio de exclusión vigente por la segmentación puesta en marcha en agosto de 2022 es que las personas que tengan a su nombre 3 o más vehículos automotores con menos de 5 años de antigüedad no tendrían subsidios y quedarían catalogadas como “Nivel 1” (N1, “ingresos altos”) en su hogar.

Otros criterios patrimoniales que implicarían una eliminación de las subvenciones estatales son: si dentro del grupo conviviente hay personas con al menos una aeronave o embarcación a su nombre o si tienen dos o más inmuebles registrados.

Por el lado de los ingresos, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó que el Estado únicamente pondría la diferencia cuando los hogares destinen más del 10% de sus ingresos a pagar la electricidad y el gas natural por redes, lo que determinaría una “pobreza energética”. Resta ver cómo se aplicaría también a las garrafas.

El Gobierno promete cruzar múltiples bases de datos para validar la información que provean los usuarios que soliciten subsidios. Por ejemplo, datos sobre fallecidos, pensiones no contributivas, jubilaciones, pensiones, programas sociales, empleo, inmuebles, registros de embarcaciones, padrón de automotores, aeronaves, certificados de discapacidad y electrodependientes.

También buscará datos sobre el cobro de seguros de desempleo, obras sociales y prepagas, seguros de salud, asignaciones familiares, “vivienda social”, sociedades y personas jurídicas, alumnos del sistema educativo, becas y deudores del sistema financiero registrados por el Banco Central (BCRA).

Con todo, será un desafío chequear en poco menos de dos meses millones de datos en un país con alta informalidad laboral y con un sistema que, por lógica, tiende a generar incentivos para la subdeclaración de ingresos y patrimonios, al igual que el actual Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), vigente desde hace un año y medio.

La nueva canasta básica energética debería estar definida en abril y se pondría en marcha en mayo, de acuerdo a lo que consta en el Staff Report del Fondo Monetario Internacional (FMI). Los subsidios a la energía deberían caer este año entre 2500 y 3000 millones de dólares, del equivalente a 1,6% del Producto Interno Bruto (PIB) a 1,1 puntos.

Una gran parte de ese ajuste se logrará con menores importaciones de energía gracias al gasoducto de Vaca Muerta, a la caída en los precios internacionales del gas y los locales de la generación eléctrica gracias a las lluvias que llenan las represas, y al aumento de tarifas. De hecho, los factores de oferta pueden aliviar la necesidad del Gobierno de hacer caer el recorte sobre los usuarios.

La segmentación energética fue objeto de discusión ya desde 2012, cuando la economía manifestó la necesidad de focalizar los subsidios, en un contexto de reversión de los superávits gemelos en déficits y el inicio del cepo al dólar.

En 2021, las diferencias sobre este tema entre el entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, hicieron detonar la conducción de la política económica, hasta que en agosto de 2022 asumió como ministro Sergio Massa y tuvo las manos libres para avanzar con la quita de subsidios a los hogares de “altos” ingresos y/o patrimonios.

A nivel nacional, hay 16.125.130 (16,1 millones) de usuarios de la red eléctrica, de los cuales 5.327.173 (el 33%) son de Nivel 1 de la segmentación y no tienen subsidios; 7.971.597 (el 49,5%) son de Nivel 2 – ingresos bajos; y 2.826.360 (el 17,5% restante) son de Nivel 3 – ingresos medios. Esto significa que el 67% tienen la ayuda estatal para pagar los precios mayoristas de la energía eléctrica, que cubre más del 93% del costo.

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Bejarano: “El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año”

El gobierno de Paraguay continúa trabajando en la diversificación de la matriz eléctrica y se espera que pronto se lance públicamente la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico en Chaco Central. 

“El pliego de la licitación solar estará listo en el primer cuatrimestre del año. Es lo que está previsto, ya que se trabaja intensamente con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y nos asesora el Banco Mundial”, reconoció Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación exclusiva con Energía Estratégica

“La licitación es la voluntad del presidente, como también atraer la industria cautiva para mejorar la calidad de energía y el propio desarrollo económico que acarreará el avance del parque solar”, agregó. 

La central en Chaco Central tendrá 100 MW de capacidad, pero no se descarta la posibilidad de ampliarla en el futuro o de replicarla gradualmente en la medida que el país tenga necesidad de atender la demanda en el futuro. 

En principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de contratos PPA de hasta 15 años de duración. 

La reglamentación de la ley era un eje prioritario, ya que nos permitirá diversificar la matriz de generación energética y prepararnos para el futuro de toda la demanda eléctrica. Somos conscientes de que debemos diversificar la matriz energética y utilizar todos los recursos naturales. Buscamos la seguridad energética y no perder la condición de país con el sello de excedente de energía renovable”, señaló Bejarano. 

Además, marcó que hay “gran expectativa” de que se concrete la inversión privada, considerando que ya hubo consultas de empresas de distintos países que tienen la intención de invertir en Paraguay, por lo que anticipó que habrá una segunda fase de la reglamentación que habilitará la venta de energía a la ANDE o un concesionario como “otro canal viable para los generadores”.

Mientras que con normativa vigente también está la posibilidad de exportar energía renovable no convencional, siempre y cuando haya capacidad de transmisión disponible y toda vez que resulte adjudicado en el concurso de precios realizado por la ANDE para la asignación de la capacidad de transporte a ser utilizada.

“Donde más se ve la intención de exportar ERNC es con pequeñas centrales hidroeléctricas, las cuales estamos puliendo en otro proyecto ley que ya tiene media sanción en Diputados. La ley anterior (N° 3009/2006) era engorrosa en el otorgamiento de licencias, pero estamos empeñados en mejorar la normativa, con lo cual en el corto plazo estará vigente y seguramente la reglamentaremos con mayor agilidad”, aclaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

Posteriormente haremos una tercera fase de la reglamentación de la ley para que la construcción pública tenga un componente importante de porcentajes de autogeneración ERNC. Será una tarea de conciliación con las leyes de alrededor de 250 municipios del país para que la normativa sea efectiva y tengamos el aporte de nuevas fuentes de generación”, concluyó. 

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Rodríguez Chirillo aseguró que habrá “nuevas reglas” para la generación en Argentina

Eduardo Rodríguez Chirillo, secretario de Energía de Argentina, dio a conocer que el gobierno tomará medidas en el corto plazo para favorecer las inversiones que permitan bajar el costo de generación, como también para que los usuarios finales no sientan un fuerte impacto del sinceramiento de tarifas de gas y electricidad.

“Ante la situación de emergencia, nos vimos obligados a tomar medidas como la recomposición de los sistemas para atraer inversiones en generación de energía, en transporte y distribución, considerando que las redes están colapsadas y la demanda crece en los centros de consumo y no tenemos la capacidad de buscar la generación eficiente donde están los recursos más eficientes como el sol, el viento o el gas” afirmó. 

“Estamos en un proceso de recomposición del sector. Primero debemos fortalecer la autosuficiencia económica – financiera y una vez comience a funcionar y se den las señales adecuadas de precio, habrá muchos espacios con las nuevas reglas que estableceremos en el transcurso de este mes para un funcionamiento competitivo en materia de generación”, agregó  durante una entrevista de Radio Mitre. 

“Por ello habrá posibilidades de invertir en generación y transporte eléctrico. Con el proyecto de Ley Ómnibus proponíamos muchas cosas para que el sector energético sea para el despegue y crecimiento de Argentina”, continuó. 

Es que el gobierno de Javier Milei anticipó giros en la política energética argentina mediante una serie de decretos o resoluciones que permitan “adecuar” el marco regulatorio del sector energético. 

Uno de los principales puntos energéticos en el proyecto de Ley Ómnibus era la creación de un mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en cada sector y subsector de la economía argentina, con participación de las empresas privadas, el sector público y de otros organismos para cumplir con el Acuerdo de París y el reciente compromiso asumido en la 28a Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP 28).

Sumado a que se buscaba “adecuar” el marco regulatorio de la energía eléctrica (Leyes N° 15.336 y N° 24.065) con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación de tal mercado, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales. 

Sin embargo, la iniciativa no logró avanzar en la Cámara de Diputados en lo particular, por lo que el oficialismo solicitó que el proyecto vuelva a comisiones, dejó sin efecto la aprobación general y todo parece indicar que el proyecto de ley no continuará (o no al menos el mismo presentado en el Poder Legislativo), sino que varias reformas se harán a través de decretos. 

Esta situación y declaraciones Eduardo Rodríguez Chirillo se dieron en un contexto en el que el gobierno prevé recortar subsidios y sincerar y segmentar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro (de acuerdo al funcionario hoy sólo denotan el 45% del precio mayorista). 

Es por ello que el titular de la cartera energética de Argentina indicó que el Poder Ejecutivo se enfocará en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, los cuales estarán a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

“Hablamos de uso responsable del consumo y el gobierno instrumentará programas de eficiencia energética con apoyo del Banco Mundial. Ayudaremos para que se promueva y se ayude con financiamiento para que las PyMEs o comercio reconviertan sus equipamientos eléctricos para tener mayor eficiencia y, por tanto, ahorros”, subrayó Rodríguez Chirillo. 

“La tarifa es el pilar fundamental a partir del cual funciona el sistema y atraemos inversiones, porque el sector energético tiene un potencial energético para crecer y será la base para el crecimiento de otros sectores”, insistió. 

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Mala señal para inversionistas de energías renovables en Nicaragua

La Asamblea Nacional de Nicaragua aprobó la Ley para la Certificación de Permisos y Autorizaciones Ambientales, este 15 de febrero con voto unánime (ver). Y, a partir de ahora, los trámites ambientales deberán ser certificados por la Procuraduría General de la República (PGR)

Si bien se argumenta que la medida persigue el fin de contribuir a la protección del ambiente, la seguridad jurídica de la población y la sostenibilidad de los recursos naturales, desde el sector privado lo reciben como una barrera de peso para viabilizar nuevos proyectos. 

Y es que no solo sería una etapa adicional a los trámites previos a la construcción de los proyectos. Mucho se sabe y poco se dice.  

“Las opiniones en el sector son de “espanto”; puesto que, estamos en una profunda crisis política y económica. El país necesita atraer la inversión, no lo contrario”, señaló un profesional del mercado local. 

En este contexto, Nicaragua pone nuevamente en jaque a las nuevas inversiones de energías renovables privadas, exponiendo a aquel que no obtenga su certificación del PGR a riesgos en materia administrativa, civil o hasta penal.  

“La Procuraduría General de la República, otorgará Certificación Ambiental sobre los permisos o autorizaciones que el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), emite conforme la clasificación establecida en el Decreto N° 20-2017 «Sistema de Evaluación Ambiental de Permisos y Autorizaciones para el Uso Sostenible de los Recursos Naturales»; certificación ambiental que es de obligatorio cumplimiento para que el beneficiario inicie sus obras, so pena de las responsabilidades administrativas, civiles y penales”, indica la iniciativa legislativa aprobada. 

Y aquello no sería todo. Además, se profundiza el control e investigación interinstitucional que podría hasta contar con participación policial, en caso de que se requiera.  

“Para la Certificación Ambiental, la Procuraduría General de la República requerirá al MARENA e instituciones públicas pertinentes, la información y colaboración que considere necesaria; así mismo, para realizar las verificaciones o inspecciones, podrá auxiliarse de las autoridades de la Policía Nacional”, añade el documento. 

Aquello refuerza la idea de que este nuevo paso en tramitología no merece a asuntos ambientales que ya son verificados por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA)

“Si algo había que mejorar a lo interno debía mejorarse pero no aumentando trámites, sino mejorando los análisis de los ya existentes”, consideró el referente consultado que insistió en su anonimato. 

Y añadió: “Los usuarios desde el de a pie hasta los de más poder adquisitivo desean trámites ágiles y eficientes. Las inversiones han sido bajas y este tipo de medidas se perciben como excesivas y demoradas”.

Esta medida podría ir en detrimento de las inversiones en energías renovables que, de acuerdo con Climatescope 2023, estaban repuntando. 

“La inversión en energías limpias en Nicaragua fue de alrededor de $37 millones en 2021, un aumento del 1661,9% respecto a 2019 ($2,1 millones)”, señala el reporte. 

Por lo que, el profesional consultado concluyó: “Aún no han publicado cuánto le costará al inversionista este nuevo trámite. Pero sabemos que tiempo es dinero. Sin duda tendrán un efecto negativo”. 

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AMLO a favor del fallo de Cofece: “No esperaba que lo aprobaran, pero fue un gran paso”

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Iberdrola México y México Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante en junio pasado, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. 

La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

A través de un comunicado la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece o Comisión) informó el jueves pasado que sujetó al cumplimiento de condiciones la autorización de la operación originalmente notificada por Mexico Infrastructure Partners FF, S.A.P.I. de C.V. (MIP) y el Fondo Nacional de Infraestructura (FONADIN) para comprar 13 plantas de generación de energía eléctrica a Iberdrola Generación México, S.A. de C.V. y sus subsidiarias (Operación). 

“El cumplimiento de estas condiciones garantizará que la competencia económica del mercado de generación eléctrica no se vea afectada. Las condiciones impuestas por el Pleno de la Comisión obligan a los compradores a: operar las plantas de generación objeto de la Operación de manera independiente en el mercado, y evitar intercambios de información sensible o estratégica entre competidores”, destacó.

De tal manera, para garantizar que las plantas de generación eléctrica funcionen de manera autónoma e independiente, se impuso, entre otras condiciones, que FONADIN o sus partes vinculadas en la Operación reduzcan y mantengan su inversión en un máximo de 51%, lo cual debe concretarse en un plazo de 24 meses. 

Además, exigió controles y mecanismos para una operación independiente y sin conflicto de intereses. Por ello, se solicitó que en el órgano de gobierno no haya ex-empleados de CFE. 

«Los directivos y personas encargadas de la operación de las plantas de generación eléctrica deberán abstenerse de tener cargos en algún otro competidor; sumado a que no podrán ser designados aquellos que fueron servidores públicos en los últimos 4 años», señala el comunicado.

Paradójicamente, el fallo de COFECE fue celebrado en la mañanera del viernes 16 de febrero por el propio presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) :“Fue un avance, agradecemos al Cofece porque fue un gran paso. Yo no esperaba que aprobaran”.

Si bien se comprometió a cumplir con las condiciones impuestas por el organismo, aprovechó para arremeter una vez más contra el regulador antimonopolios:  “Ayer la Cofece autorizó la compra e impuso limitaciones de que las plantas no pasen a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque si no la CFE se convierte en un monopolio, ese es el argumento o la excusa, entonces vamos a idear un mecanismo para cumplir con la Cofece, que espero que no dure mucho”.

A su vez, luego de reconocer la discrepante relación entre Iberdrola y el gobierno en el pasado, el presidente agradeció a la compañía por cumplir con lo pactado y se comprometió a realizar la compra el próximo 26 de febrero.

“En el pasado, se compraron plantas de una empresa española, Iberdrola, porque era, es una empresa predilecta de los gobiernos neoliberales de México y se le daban muchas facilidades. Iberdrola tenía muy buenas relaciones con políticos del más alto nivel”, explicó.

Y añadió: “Me había yo peleado con el señor de Iberdrola y ya cuando firmamos el acuerdo me di un abrazo con él, porque yo estoy aquí para buscar el beneficio del pueblo, no estoy aquí para pelearme y dicho sea de paso se portaron bien y vamos a pagarles el 26 de este mes”.

Buena repercusión del fallo del COFECE

Cabe destacar que las condiciones impuestas por Cofece fueron entendidas como una muy buena noticia para el sector energético ya que confirma que, a pesar de los intenciones del actual presidente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) no será ni propietaria ni operadora de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

En conversaciones con Energía Estratégica, el reconocido experto del sector Carlos Flores brinda su visión al respecto: “La COFECE es la autoridad mexicana en materia de competencia, su objeto es proteger al mercado de prácticas monopólicas. En ese sentido, no sorprende que haya puesto condicionantes a la adquisición pues se asegura que no se cree un jugador preponderante en el mercado eléctrico”.

Y agrega: “ El presidente López Obrador pretendía crear una figura con un inmerecido poder de mercado y lo que consiguió fue crear dos empresas con un poder importante. Ha intentado forzar que la CFE obtenga un papel primordial que no se ha podido ganar compitiendo. Eso fue lo que bloqueó COFECE”, explica.  

De esta forma, este hito es entendido como un rotundo fracaso para el presidente que quería darle mayor preponderancia a CFE y una victoria para el sector energético mexicano porque se garantizan los principios de libre competencia.

Otro fracaso para @lopezobrador_ en el sector eléctrico.

La autoridad en materia de competencia confirmó que @CFEmx no fue, es, ni será la propietaria de las centrales que el gobierno comprará a Iberdrola.

Nunca hubo la «nacionalización» que quisieron hacer creer.

Hilo🧵… https://t.co/7E3J8IsjOL

— Carlos Flores (@ingcarlosflores) February 16, 2024

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Proyecto de ley: Perú llama a cuarto intermedio para cambiar la definición de hidrógeno verde

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado 18 de enero la sesión de la Comisión Permanente del Congreso de la República aprobó el primer texto sustitutorio de los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374, dirigidos a promover el uso del hidrógeno verde como combustible y vector energético.

No obstante, el jueves 15 de febrero esta iniciativa fue objeto de una segunda votación, conforme lo estipula el artículo 78 del Reglamento del Congreso, en donde los congresistas llamaron a un cuarto intermedio para cambiar la definición de hidrógeno verde del texto sustitutorio del proyecto de ley que fomenta la investigación, producción, transporte, distribución, comercialización, exportación, almacenaje, acondicionamiento y uso del hidrógeno verde.

De esta forma, se aprobó la decisión de modificar la definición del hidrógeno verde y una vez aplicados los cambios se someterá a una segunda votación para poder dar luz verde a este proyecto de ley.

Cabe destacar que expertos del sector e instituciones como la Asociación Peruana de Energía Renovables (SPR) ya habían advertido este error conceptual en la definición adoptada en el proyecto de ley en la cual se califica como “un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

En efecto, la Asociación explicó a través de un comunicado: “Esta afirmación contiene una grave inconsistencia con la definición mundial de hidrógeno verde, el cual se produce a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero, lo que lo distingue de otras formas de hidrógeno que se obtienen a partir de fuentes no renovables”.

Si bien la SPR está a favor de promover la implementación del hidrógeno verde en múltiples sectores de la matriz energética peruana, considera que debe modificarse el proyecto de ley porque no define al hidrógeno verde de forma correcta, lo cual puede traer implicancias negativas a futuro.

Bajo esta premisa, en la sesión, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destaca Salhuana.

A su turno, el congresista José Cueto agregó: «La definición no está acorde porque abre la posibilidad a otros elementos como el gas natural, que emite carbono y no estaría contribuyendo a reducir las emisiones como el hidrógeno verde. Ese cambio de definición nos ha generado dudas. Por ello, llamamos a cuarto intermedio solamente para regresar a la definición inicial que está mejor elaborada».

De esta forma, el presidente de la Comisión de Energía, Segundo Quiroz Barboza, coincidió con sus pares y llamó a una segunda votación: «Queremos que el proyecto se ejecute de la mejor manera por eso abrimos debate para mejorar el texto. Esta decisión legislativa abre camino a un futuro energético más sostenible y competitivo, promoviendo activamente el uso de hidrógeno verde como combustible».

En este contexto, en conversaciones con Energía Estratégica, el presidente de la SPR, Brendan Oviedo, se manifestó a favor de la decisión adoptada por los congresistas y espera que una vez realizados los cambios pertinentes se pueda aprobar esta nueva legislación en favor del hidrógeno verde.

Además, se mostró a favor de la actitud del nuevo ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, y llamó a que se sienten las bases para la aprobación de otro proyecto de ley clave para promover las energías renovables que está en discusión en Perú: «Su mensaje ha sido positivo a favor del destrabar proyectos de inversión. Con ello, esperamos que continuaría y fortalecerá el apoyo al proyecto de ley que se encuentra en el Congreso aprobado con dictamen en mayoría y que busca crear bloques horarios y separar potencia y energía».

 

 

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La CNEE trabaja en actualizaciones normativas para el subsector eléctrico

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), órgano técnico del Ministerio de Energía y Minas (MEM), como regulador del subsector eléctrico tiene entre sus objetivos emitir normas técnicas y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. 

Es de destacar que durante 2023, la CNEE trabajó nueva normativa para agilizar los procedimientos y reducir los tiempos de conexión y uso de las instalaciones de transmisión en el mercado mayorista; así como en distribución, resolvió ajustes tarifarios y emitió normas técnicas para el servicio de carga de vehículos eléctricos.

Respecto a la actualización de la norma técnica de conexión, esta tuvo su origen en la revisión del marco regulatorio para la conexión y uso de las instalaciones del sistema de transmisión destinadas al Servicio de Transporte de Energía Eléctrica –STEE-. Según precisaron desde la CNEE el principal beneficio fue la simplificación del procedimiento, reduciendo los pasos en un 50%, disminuyendo los tiempos de conexión a menos de 80 días (con opción de modificar los tiempos cuando existe acuerdo entre partes), así como la unificación de aceptación y fijación de peajes, y la implementación de un procedimiento oral para resolver discrepancias. 

Por su parte, para movilidad eléctrica se impulsó la norma para el servicio de carga de vehículos eléctricos para que impacte positivamente en la prestación de un servicio confiable y seguro, la aplicación de estándares internacionales y el libre acceso para los proveedores del servicio de carga. 

Las tareas de actualización normativa se retomaron en el inicio del 2024 y ya en este mes de febrero se aprobó la modificación a la Norma de Coordinación Operativa No. 4 -NCO 4-, «Determinación de los criterios de calidad y niveles mínimos de servicio» (ver) para participantes del mercado mayorista. Y aquello no sería todo. 

Además, este año, en adición a todas las actualizaciones normativas, la CNEE también ha trabajado en la aprobación de nuevas obras para el fortalecimiento del sistema eléctrico. 

Se destacan la aceptación de la ampliación de la capacidad de la subestación Coatepeque II y línea de transmisión Coatepeque (ver), varias obras que forman parte del «Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de TRELEC» (ver) y nuevas instalaciones y obras complementarias de los proyectos contenidos en la Resolución CNEE-194-2021 (ver), Ampliación de la Subestación Río Grande y Jalapa (ver) y los proyectos contenidos en el Lote D de la Licitación Abierta PETNAC-2014 (ver).  

Para los próximos meses, se prevén aún más aportes a la normativa. En exclusiva para Energía Estratégica, Claudia Marcela Peláez Petz, comisionada de la CNEE, adelantó: 

“La Comisión está trabajando en un proceso de revisión del conjunto de Normas Técnicas emitidas por la CNEE con la finalidad de incluir tecnologías nuevas y más eficientes, procesos más cortos y mejoras al subsector eléctrico”.

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CIFI participa en proyecto que redefinirá el turismo sostenible en República Dominicana

CIFI Latam, S.A. fue invitado por BID Invest para participar con U$15 Millones en un financiamiento de US$134.6 millones estructurado a través de préstamos senior por un monto de US$104.6 millones y préstamos mezanine por un monto de US$30 millones a favor de Inversiones Costa Elocuente S.A.S. (ICE), para financiar la construcción y operación de un complejo turístico con un plan de inversión de US$212 millones en República Dominicana.

El país caribeño se alista para inaugurar en el 2026 el Four Seasons Resort and Residences en Tropicalia, un complejo de 95 habitaciones y 25 residencias privadas, diseñadas para ofrecer una experiencia de inmersión en la naturaleza sin sacrificar el confort y el lujo. El resort será operado por Four Seasons Hotels Limited, empresa con más de 60 años manejando hoteles de gama alta. Sus instalaciones incluirán spa, gimnasio, espacios para eventos, y una amplia variedad de restaurantes y bares. Con este proyecto se aspira a elevar el estándar en hospitalidad de lujo y, además, marcar un hito sin precedentes con la sostenibilidad ambiental y la inclusión socioeconómica.

El hotel, proyectado para obtener la certificación LEED, integra materiales nativos y un diseño modernista tropical que se fusiona en armonía con el paisaje natural de Playa Esmeralda. Su enfoque no sólo respeta la biodiversidad local, sino que también establece un nuevo paradigma en la construcción ecoamigable. Se extiende sobre 52 hectáreas, incluyendo 860 metros de playa en Miches, una ciudad ubicada en la provincia de El Seibo en la costa noreste de la República Dominicana.

Four Seasons en Tropicalia generará cerca de 2,000 empleos durante su fase de construcción. Así pues, su desarrollo impulsará la economía, la inclusión e interacción de mercados y el progreso comunitario, por lo que se espera que Miches se convierta en el nuevo destino de lujo de República Dominicana.

“Este proyecto no sólo se suma a al auge turístico de República Dominicana, sino que implementa medidas ambientales y un plan de manejo de la biodiversidad que cuida la huella de su impacto al ecosistema, lo que lo hace un gran proyecto de inversión verde, sostenible y rentable en los que CIFI se enorgullece de participar”, aseguró Verónica Villacis, oficial de ASG de CIFI.

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Santa Cruz: Vidal intima a las mineras que no detallaron su red de proveedores y le apunta al sistema de financiamiento de la política local

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, intimó a través de cartas documento a un conjunto de empresas mineras que operan en la provincia por no cumplir con una normativa que las obliga a detallar cuál es su red de proveedores locales. Cerca del mandatario —que con su triunfo en las elecciones de octubre del año pasado terminó con más de 30 años de dominio ininterrumpido del kirchnerismo en la provincia— sospechan que un sector de la política santacruceña financió parte de su estructura provincial a través de un conjunto de empresas locales que brindan servicios para las grandes mineras. Por eso, no descartan realizar presentaciones en la Justicia para regularizar la situación. En el fondo, el objetivo de Vidal es redefinir el sistema de compras del sector minero, la segunda usina de inversiones privadas en la provincias después del sector de hidrocarburos.

Uno de los apuntados por el entorno de Vidal es Leonardo Álvarez, ex jefe de Gabinete de Ministros de Alicia Kirchner, quien renunció a su cargo en septiembre de 2021 tras la derrota en los comicios legislativos de ese año por diferencias con la conducción de Máximo Kirchner, líder de La Cámpora. El pasado empresarial de Álvarez, sin embargo, se remonta desde antes de su llegada a la política, dado que encabezó una compañía familiar que desde hace 30 años tiene fuerte presencia en el segmento de transporte y logística. Con el tiempo se expandió hacia otros rubros y hoy tiene participación en empresas de perforación y fibra óptica, entre otras, que prestan servicios a empresas mineras.

Cerca de la gobernación aseguran que buscan transparentar el sistema de contratación de proveedores mineros para eliminar cualquier tipo de discrecionalidad que eventualmente puede favorecer a empresas que cuenten con el guiño del poder político. En rigor, tanto en la minería como en el sector petrolero, el funcionamiento del segmento de proveedores de servicio está constantemente bajo sospecha porque está extendida la percepción entre privados en torno a que cada administración busca incidir —con mayor o menor sutileza— en la contratación de determinadas empresas en desmedro de otras.

En falta

La Dirección Provincial de Comercio de Santa Cruz analizó las declaraciones juradas presentadas por las empresas mineras y concluyó que solo Cerro Vanguardia y Patagonia Gold cumplieron en tiempo y forma con el envío de los datos que exige la ley provincial 3616 y que permitiría exponer este sistema de financiamiento.

Minera Santa Cruz, Yamana (adquirida recientemente por Pan American Silver) y Triton, quienes también operan en la provincia, realizaron sus presentaciones, pero, según se informó desde la gobernación, lo hicieron con los datos ya procesados por la empresa, es decir, en un formato que no sirve a los fines previstos en la norma. Minera Don Nicolás, en cambio, ni siquiera presentó su declaración.

“Si bien se realizaron reclamos por correo electrónico y telefónicamente, solicitando el reenvío de la información en el formato requerido, no se obtuvo respuesta hasta el presente. Habiendo agotado estas instancias de reclamo informal y considerando además que Minera Don Nicolás no realizó ninguna presentación, considero pertinente iniciar las acciones legales correspondientes, mediante el envío de intimaciones”, aseguró un informe de la Dirección de Comercio al que accedió EconoJournal donde se analizan los datos presentados por Cerro Vanguardia y Patagonia Gold.

Información clave

El informe discrimina los montos y porcentajes correspondientes a compras realizadas por ambas compañías en Santa Cruz, en el resto del país y en el extranjero. Luego incorpora un ranking de los 20 principales proveedores que corresponden al total de compras y también a cada uno de los subgrupos. Por último, se analizan las compras declaradas para Santa Cruz contrastando la nómina de proveedores informada con el Registro Único de Proveedores de Actividades Económicas (RUPAE), a fin de verificar que los mismos estén inscriptos, condición excluyente para su cómputo dentro del porcentaje de compre local, y la categorización establecida por el índice porcentual al momento de concretar su inscripción. 

En el caso de Cerro Vanguardia, por ejemplo, de los 29.400 millones de pesos que destinó a compras el 31,9% fueron operaciones con proveedores de Santa Cruz, el 59,5% con empresas del resto del país y apenas el 8,7% con firmas del exterior. A su vez, se informó que de los 534 proveedores con los que trabaja la firma, 109 son de Santa Cruz y 54 figuran en el RUPAE. Luego se informó que el porcentaje de compre local de la firma en bienio 2022-2023 fue del 28,56%, sin considerar a los no inscriptos en el RUPAE.

, Redaccion EconoJournal

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“Los resultados de la Subasta del Cargo por Confiabilidad son posibles gracias a la gestión previa de la UPME”

En el marco de los resultados de la Subasta del Cargo por Confiabilidad, adelantada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y administrada por el operador del mercado XM, la UPME destaca el trabajo articulado con ambos actores para habilitar las 33 nuevas plantas que resultaron adjudicatarias en dicho mecanismo.

“Los resultados de la Subasta del Cargo por Confiabilidad que hoy publica la CREG -junto a XM- son posibles gracias a la gestión previa de la UPME. Hemos venido trabajando de manera rigurosa en la asignación de puntos de conexión para las diversas solicitudes; entre ellas, las 32 nuevas plantas renovables, solares y de biomasa, que resultaron adjudicatarias en este mecanismo. De esta manera, contribuimos habilitando la energía firme y limpia requerida por el país”, manifestó el director de la UPME, Adrián Correa.

Cabe destacar que de esos 32 emprendimientos adjudicados de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), nueve tienen obras de transmisión asociadas para su conexión, de las cuales cuatro hacen parte de los proyectos de transmisión definidos por la UPME en sus planes de expansión.

Tras los resultados de la Subasta del Cargo por Confiabilidad, la UPME destaca un hito histórico para Colombia, pues, por primera vez, los departamentos de Caquetá y Cauca cuentan con proyectos con conexiones aprobadas y OEF asignadas, a través de un mecanismo como este.

Se trata de los proyectos solares fotovoltaicos La Primavera, con 57 MW de capacidad asignada, y Las Marías, con 99.5 MW de capacidad.

“Este logro refuerza la confianza en el suministro de energía y consolida el compromiso de la UPME -junto a las instituciones del sector eléctrico- por garantizar una matriz energética confiable, diversa y sostenible para el desarrollo del país”, afirmó el director de la UPME.

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ENGIE y el Gobierno de Sonora inauguran el Parque Solar Akin, impulsando la transición energética en el noreste de México

ENGIE y el Gobierno del Estado de Sonora inauguraron este viernes el Parque Solar Akin, ubicado en el municipio de Puerto Libertad, Sonora. El proyecto generará energía 100% limpia y sustentable para toda la región noreste del estado.

Con una inversión de más de 112 millones de dólares, la Planta Solar Akin generó durante su construcción más de 2,300 empleos. Cuenta con más de 390,000 paneles solares que podrán generar hasta 100MW de electricidad limpia y renovable, contribuyendo sustancialmente a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Durante la ceremonia, el Gobernador Alfonso Durazo manifestó su entusiasmo por la inauguración del parque solar, destacando que el estado se encamina con paso firme hacia la transición energética sustentable. Afirmó que este proyecto permitirá a Sonora desarrollar, con energía limpia, oportunidades de crecimiento económico y social con el componente de la sustentabilidad energética.

“La relevancia histórica de esta inversión se refiere al hecho de que con esta inauguración damos un paso más en el objetivo fundamental del Plan Sonora de Energía Sostenible, que es precisamente poner al estado de Sonora, a la vanguardia de la generación de energías limpias» dijo el Gobernador Constitucional del estado de Sonora Alfonso Durazo Montaño.

La energía generada por el Parque Solar Akin se interconectará al Sistema Eléctrico Nacional, lo que contribuirá a la diversificación de la matriz energética de México.  “Estamos muy entusiasmados de estar aquí hoy, la inauguración del Parque Solar Akin es una muestra de nuestro compromiso con la transición energética, con el desarrollo de Sonora y del país», mencionó Felisa Ros, Country Manager de ENGIE México.

Este proyecto se suma al portafolio de soluciones energéticas renovables de ENGIE en México, uniéndose a otros proyectos de generación fotovoltaica, eólica y térmica. Con esta implementación, ENGIE reafirma su compromiso con la generación de energía sustentable, dando pasos firmes hacia la transición energética en México y el mundo.

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Los aumentos de la luz para la mayoría de los usuarios de Edenor y Edesur son muy superiores a lo informado por el gobierno

No es la primera vez que se hace, pero no por eso ha dejado de ser efectivo. El gobierno de Javier Milei se anticipó el jueves a la publicación de los nuevos cuadros tarifarios de Edesur y Edenor con la difusión de un comunicado en el que informó, a partir de algunos ejemplos puntuales, que el aumento sería de 150% para los hogares que no tienen subsidio (N1), de 65% para los sectores medios (N3) y de 70% para los usuarios de bajos ingresos (N2). De ese modo, logró instalar en los medios de comunicación esas cifras antes de que pudieran ser cotejadas con las resoluciones oficiales. Al día siguiente, se publicaron los nuevos valores y la realidad terminó siendo muy diferente, con subas que en algunos casos superan el 300%.

EconoJournal tomó cuatro ejemplos aleatorios de hogares del área de concesión de Edesur, uno para cada una de las nuevas categorías de consumo y calculó cuánto es el aumento en los tres segmentos de ingresos en los que se divide la segmentación.

En los hogares N1 la suba llega hasta el 242% y en todos los casos analizados es mayor al 150% informado, incluso el propio ejemplo que eligió el gobierno da una suba levemente por encima de ese valor.

En los hogares N3 de ingresos medios el incremento llega hasta el 263,5% para los que consumen más de 400 kWh y de hasta 131,1% en el resto. En todos los escenarios, superan el 65% que comunicó la Secretaría de Energía, porcentaje que, según aclararon, podía elevarse a 130% si el consumo era mayor a 400 kWh.

Finalmente, en los hogares N2 de bajos ingresos el aumento alcanza hasta el 302,7% y en todos los ejemplos supera con amplitud el 70% que se informó oficialmente, incluso en el caso particular que citó el gobierno en el comunicado el aumento no es del 70% sino del 90%.

A continuación, se detallan los cálculos para cada segmento de ingresos. Las cifras absolutas se informan sin sumar los impuestos, lo que va a encarecer la boleta final cerca de un 30% más.

Hogares sin subsidio (Nivel 1)

Hogar R1 que consume 150 kWh por mes: venía pagando 211,72 pesos de cargo fijo y 3960 pesos de cargo variable (150 x 26,4 pesos). En total, desembolsaba 4171,72 pesos. Ahora pagará 783,4 pesos de cargo fijo y 10.170 pesos de cargo variable (150 x 67,8 pesos), lo que suma 10.953,4 pesos, un 162,6% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 5296 pesos de cargo variable (200 x 26,48 pesos). En total sumaba 5724,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 13.630 pesos de cargo variable (200 x 68,15 pesos), lo que suma 15.274,45 pesos, un 166,8% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 12.285 de cargo variable (450 x 27,3 pesos). Eso arroja un total de 13.073 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.210 pesos de cargo variable (450 x 73,8 pesos). Es decir, 38,861,9 pesos, un 197,2% más.    

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 19.721 pesos de cargo variable (650 x 30,34 pesos). Es decir, 25.434,64 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 56.621,5 de cargo variable (650 x 87,11 pesos), lo que suma 87.012,74 pesos, un 242,1% más.

Si además se calcula el ejemplo presentado por el gobierno, de un usuario R2 sin subsidio que consume un promedio de 380 kWh por mes el aumento es del 153,3%, levemente por encima del 150% anunciado. Eso es porque antes pagaba 693,96 pesos de cargo fijo y 10.176,4 pesos de cargo variable (380 x 26,78 pesos), lo que suma 10.870,3 pesos, mientras que ahora pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 25.897 pesos de cargo variable (380 x 68,15 pesos). En total, suma 27.541,45 pesos, un 153,3% más

Hogares de ingresos medios (Nivel 3)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 986 pesos de cargo variable (150 x 7,59 pesos), lo que arroja un total de 1197,72 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos). En total, suma 2767,93, un 131,1% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 1530 pesos de cargo variable (200 x 7,65 pesos). En total sumaba 1958,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 2698 pesos de cargo variable (200 x 13,49 pesos), lo que suma 4342,45 pesos, un 121,7% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 3811,5 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 8,47 pesos y los 50 restantes por 27,3 pesos). Eso arroja un total de 4753 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 11.362 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 19,18 pesos y los restantes 50 kWh por 73,8 pesos). En total, suma 17.013,9 pesos, un 257,9% más.

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 12.208,5 pesos de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 11,54 pesos y los 250 restantes por 30,37 pesos). Es decir, 17.922,14 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 34.761,5 de cargo variable (los primeros 400 kWh se multiplican por 32,46 pesos y los restantes 250 kWh por 87,11 pesos)., lo que suma 65.152,74 pesos, un 263,5% más.

Hogares de ingresos bajos (Nivel 2)

Hogar R1 que consume 150 kWh mensuales: pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 1852,5 pesos de cargo variable (150 x 12,35 pesos), lo que arroja un total de 1218,22 pesos mensuales. Ahora pagará 783,43 pesos de cargo fijo y 1984,5 pesos de cargo variable (150 x 13,23 pesos). En total, suma 2767,93, un 127,2% más.

Hogar R2 que consume 200 kWh por mes: pagaba 428,51 pesos de cargo fijo más 1354 pesos de cargo variable (200 x 6,77 pesos). En total sumaba 1782,51 pesos. A partir de este mes pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 2524 pesos de cargo variable (200 x 12,62 pesos), lo que suma 4168,45 pesos, un 133,8% más.

Hogar R3 que consume 450 kWh por mes: hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 3415,5 de cargo variable (450 x 7,59 pesos). Eso arroja un total de 4.204,1 pesos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 8235 pesos de cargo variable (450 x 18,3 pesos). Es decir, 13.886,9 pesos, un 230,3% más.    

Hogar R4 que consume 650 kWh por mes: estaba pagando 5713,64 pesos de cargo fijo y 6929 pesos de cargo variable (650 x 10,66 pesos). Es decir, 12.642,64 pesos. Ahora ese mismo usuario deberá desembolsar 30.391,24 pesos de cargo fijo y 20.527 de cargo variable (650 x 31,58 pesos), lo que suma 50.918,24 pesos, un 302,7% más.

En el comunicado que difundió el jueves, el gobierno dijo que para los sectores de ingresos bajos el aumento era del 70% y lo justificó con un ejemplo de un hogar que consume 380 kWh por mes. Ese caso puntual, es el que más se acerca al 70% informado, pero ni siquiera es exacto porque un hogar que consume 380 kWh por mes antes pagaba 693,96 pesos de cargo fijo y 2686,6 pesos de cargo variable (380 x 7,07 pesos), lo que suma 3380,56 pesos, mientras que ahora pagará 1644,45 pesos de cargo fijo y 4799,4 pesos de cargo variable (380 x 12,63 pesos). En total, suma 6443,85 pesos, un 90,6% más

Puede ser que alguno de los ejemplos seleccionados por EconoJournal no represente a un porcentaje significativo de los hogares del AMBA, pero resulta claro que en todos los casos citados la suba que deberán afrontar los usuarios es significativamente mayor que la informada oficialmente en el comunicado difundido el jueves. El gobierno eligió para incluir en ese comunicado un ejemplo, aplicado a los tres segmentos de ingresos que contempla la segmentación, que arroja el porcentaje más bajo posible dentro de una larga lista de combinaciones. Es difícil saber si se tomó ese caso para disimular el verdadero impacto que tendrá la suba de tarifas, pero lo que sí está claro es que esos números no representan el porcentaje de aumento que deberán afrontar la gran mayoría de las viviendas a partir de este mes.

, Fernando Krakowiak

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Aconcagua Energía sumó un equipo de perforación en la cuenca neuquina-mendocina e inició la perforación del segundo pozo

El grupo Aconcagua Energía (AE) presentó ante autoridades y referentes de distintas instituciones su plan de trabajo 2024. Del evento participaron funcionarios del ámbito provincial, referentes de instituciones sindicales, empresarios y periodistas. Allí la compañía comunicó que sumó un equipo de perforación en la cuenca neuquina-mendocina e inició la perforación del segundo pozo con un equipo propio.

El presidente & CEO del grupo, Diego Trabucco, compartió el plan de trabajo y anunció inversiones por un total de 110 millones de dólares para este 2024 entre todas las operaciones y actividades del grupo. “Estamos muy contentos con los resultados que hemos tenido en 2023 y este año continuaremos apostando al desarrollo energético del país”, señaló el ex ejecutivo de YPF que actualmente lidera el desarrollo del grupo de capitales 100% argentinos.

Durante su presentación, Trabucco se refirió a la incorporación del nuevo equipo de perforación que se suma a la flota de equipos de torre de la compañía, el A-302, que permitirá a Aconcagua Energía, y a otras operadoras interesadas, incrementar la actividad y contribuir así a la falta de perforadores que necesita la industria.

Por su parte, el director general de Operaciones de Petrolera Aconcagua Energía (PAESA) y CEO de Aconcagua Energía Servicios (AENSA), Leonardo Deccechis, se refirió a lo que serán las actividades en las cuencas Cuyana y Neuquina. Al respecto, el ejecutivo destacó el inicio de la perforación de un segundo pozo con un equipo propio en la concesión Confluencia Sur. “Luego de realizar la perforación del pozo SR.x-1001 y los resultados promisorios que obtuvimos, nos encontramos perforando el segundo pozo SR-10 (bis) ST con el equipo A-301”, destacó Deccechis.

Perforación

Durante el mes de enero, PAESA y AENSA realizaron la perforación del pozo SR.x-1001, el mismo se perfiló y entubó, alcanzando una profundidad final de 2000 metros, aproximadamente, y actualmente se encuentra en proceso de terminación con el equipo de Workover A-201, también de la flota propia de la compañía.

Otro de los anuncios realizados por el grupo fueron los proyectos y evaluaciones que se están realizando en materia de generación eléctrica y renovables. Al respecto, Mariana Schoua, CEO de Aconcagua Energía Generación (AEGSA) señaló que “además de continuar con la construcción de los dos parques solares en Mendoza, estamos evaluando proyectos en todas las provincias donde estamos presente”. “También continuamos operando la Central Térmica de Alto Valle y pendientes de lo que se resuelva en cuanto a las concesiones hidroeléctricas. Poder contribuir al desarrollo y generación de energía es clave en nuestro negocio”, concluyó la ejecutiva.

Convenios institucionales

El Grupo Aconcagua Energía firmó un convenio marco con la Universidad Nacional de Cuyo para promover el desarrollo de actividades y programas que beneficien a estudiantes y jóvenes mediante el desarrollo de pasantías, prácticas, actividades académicas y de conocimiento general sobre la industria energética.

“Estamos convencidos que poder transferir y compartir el conocimiento a más personas, y especialmente a futuros/as profesionales, enriquecerá el trabajo del futuro y de esta forma nos beneficiaremos todos los actores de la comunidad”, señaló Trabucco quien agregó que la articulación con instituciones como las universidades, en este caso la Universidad Nacional de Cuyo, y los organismos públicos como el Ministerio de Energía, son clave para la gestión social.

, Redaccion EconoJournal

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Colombia adjudicó 4.441 MW solares en la subasta de Cargo por Confiabilidad

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) valora los logros obtenidos en la última subasta para el período 2027-2028, con la adjudicación de 33 nuevas plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW.

Este resultado se atribuye a las decisiones tomadas por la entidad. Los resultados recientes marcan un avance en la transición energética de Colombia.

La subasta contribuyó a la asignación de 4,441 MW provenientes de nuevas plantas solares, lo que representa el 99% del total. Este despliegue está en línea con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2022 – 2026, que subraya la importancia de incorporar fuentes de energía renovables.

SPFEB.-XM-2024-0216-1038-2085-Informe_de_Resultados_de_la_Subasta_de_Asignaci_n_de_Obligaciones_de_Energ_a_Firme_2027-2028

La incorporación de estas nuevas plantas solares refleja el compromiso de Colombia por explotar su potencial en energías renovables a lo ancho y largo del territorio nacional y su contribución activa en la lucha contra el cambio climático.

Con esta nueva asignación, se pasará de una capacidad efectiva neta actual de 19.904 MW a 26.184 MW en 2027.

Lo cual es un crecimiento importante en la capacidad instalada del país, resaltando que Colombia pudiese llegar a tener una participación del 26% de energía solar para ese año.

La CREG valora el resultado de esta subasta y se mantiene atenta para revisar necesidades futuras de expansión de capacidad en el Sistema Interconectado Nacional.

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El ENRE estudia aplicar Sistema de Medidores Inteligentes en el AMBA

. El interventor del ENRE, Darío Arrué, resolvió constituir un comité dedicado al estudio de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes (El Sistema) para el área de concesión de la empresas distribuidoras Edenor y Edesur, denominado Comité de Estudio de Redes Inteligentes. El Comité será presidido por el Interventor y será coordinado, en sus aspectos operativos, por quien éste designe.

La resolución 100/2024 indica que el Comité “estará conformado por representantes del ENRE y de las distribuidoras EDENOR y EDESUR, sin perjuicio de que pueda requerirse la participación de profesionales de otros organismos o instituciones con interés en el tema, a consideración del ENRE. Se desempeñarán ad honorem”.

Las funciones de El Comité serán las de asesorar al Interventor del ENRE en los siguientes aspectos: a) La pertinencia, factibilidad técnica y económica, y escalas de la introducción del Sistema de Medidores Inteligentes en la red de distribución de las concesionarias; b) Características y funcionalidades que deberá presentar El Sistema y sus distintos componentes.

También en aspectos técnicos relativos a los sistemas de protecciones, la adaptación técnica de la red en los puntos de conexión, los distintos medios de comunicación, etcétera; c) Datos a recolectar o transmitir y la información a elaborar a partir de las funcionalidades que presenta El Sistema; d) Determinación de los costos asociados a ingeniería, montaje, equipos y provisiones, y a la operación y mantenimiento del Sistema; e) Sobre los procedimientos de adquisición y contratación más adecuados para la concreción de la implantación del Sistema.

Además, sobre f) Cambios regulatorios a prever para la implementación eficaz del Sistema, asociados entre otros tópicos, a la operación de redes, a las condiciones de acceso, y a la valorización por bandas de energía y potencia.

También, en aspectos económicos y tarifarios de la introducción del Sistema; g) Reclutamiento, los conocimientos a adquirir y los programas de entrenamiento que deberán ser suministrados al personal para la implementación y operación del Sistema y; h) Acciones y campañas para lograr el entendimiento, compromiso y participación de los usuarios en la implementación del Sistema.

Las propuestas que efectúe El Comité no resultarán vinculantes para el ENRE. Pero deberá redactar un informe, sin perjuicio de informes parciales de avance, en un plazo de SEIS (6) meses, con informes de avance parciales, en que se detalle el trabajo realizado y la propuesta de implementación de un plan piloto para la precalificación de tecnologías y su evaluación operativa en campo.

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Energía oficializó la entrada en vigencia de las subas tarifarias para la electricidad en el AMBA

. El gobierno oficializó, a través de las resoluciones 101 y 102/2024 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, los incrementos que rigen a partir del viernes 16 de febrero en las tarifas del suministro domiciliario de electricidad en la región del Area Metropolitana de Buenos Aires, a cargo de las empresas distribuidoras Edenor y Edesur.

Se trata de “actualizaciones” que varían entre el 65 % y el 150 % según la categoría de usuario del servicio, y cuyos valores nominales además se actualizarán mensualmente de acuerdo con un índice específico que considera la variación de la inflación y salarial.

Con esta medida se traslada la quita de subsidios nacional de los precios de la energía a las tarifas del AMBA de hogares N1 (altos ingresos), comercios, pymes industriales, hospitales, colegios y edificios. De momento, la Secretaría de Energía no modificó el actual esquema de subsidios para los hogares de ingresos medios y bajos (N2 y N3), pero el secretario Eduardo Rodriguez Chirillo anunció que el tema será tratado en una audiencia pública prevista para fin de mes.

“A los N1 y al resto de los usuarios ya se le está reflejando lo que cuesta la generación, el transporte y la distribución de la electricidad”, describió en declaraciones periodísticas.
Adicionalmente a esta quita parcial de subsidios, aumenta el servicio de distribución eléctrica (VAD) que prestan Edenor y Edesur.

A través de las citadas Resoluciones ENRE se aprobaron los valores por categoría/subcategoría del Costo Propio de Distribución (CPD) que las EDENOR y EDESUR deberán aplicar a partir de la HORA CERO del viernes 16/2 (día de entrada en vigencia).

También se aprobaron los respectivos cuadros tarifarios por categoría de usuarios residenciales y se informa a EDENOR que el valor de la tarifa media asciende a 75,965 $/kWh. Para el caso de EDESUR el valor de la tarifa media asciende a 72,808 $/kWh.

Asimismo se estableció que EDENOR y EDESUR, teniendo en cuenta los nuevos valores, y de acuerdo al consumo mensual de cada usuario, deberán calcular el monto del subsidio correspondiente, el que deberá ser identificado de manera destacada como “Subsidio Estado Nacional” en la sección de la factura que contiene la información al usuario.

El ENRE estableció que EDENOR y EDESUR deberán presentar dentro de los 15 (QUINCE) días de notificadas las resoluciones 101 y 102, “un plan de inversiones para el año 2024 que se ajuste al 25 por ciento de la remuneración reconocida, los cuales deberán estar orientados a inversiones en infraestructura eléctrica, priorizando la seguridad de la red, confiabilidad del sistema y calidad del servicio”.

Ambas resoluciones aprueban las tarifas que deberán aplicar EDENOR y EDESUR para los Clubes de Barrio y de Pueblo (CdByP) que integran el listado que confecciona al respecto la Secretaría de Turismo, Ambiente y Deportes del Ministerio del Interior, de acuerdo a lo dispuesto por la Resolución 742/2022 de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

En los anexos a esta resoluciones se aprueban también la fórmula de actualización de la remuneración de los CPD de EDENOR y EDESUR. El ajuste de la remuneración se realizará mensualmente a partir del mes de mayo del corriente año.

Asimismo, se aprueban las Tarifas de Inyección para Usuarios-Generadores, vigentes a partir de la HORA CERO del día de entrada en vigencia de las resoluciones (viernes 16/2). También, los valores del Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y del Costo de la Energía No Suministrada (CENS), que EDENOR y EDESUR ya deben aplicar y que corresponde al semestre 55 (septiembre 2023 – febrero 2024).

Las distribuidoras deberán implementar en las facturas a usuarios finales la discriminación o visualización del costo que el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) representa para el usuario.

Dentro del término de CINCO (5) días corridos de notificadas las resoluciones las compañías deberán publicar los cuadros tarifarios vigentes en -al menos- DOS (2) diarios de mayor circulación en su área de concesión.

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ONGs reunidas en Noruega se manifestaron contra la explotación offshore en Argentina y el mundo

Una nueva red internacional que reúne organizaciones socioambientales de Argentina, Brasil, Canadá, Noruega, Reino Unido y Tanzania rechazaron nuevos proyectos de exploración y explotación de gas y petróleo en sus países y llamaron a que se acelere la transición energética con “mayor inversión en energías limpias”, en el primer encuentro de la Red Equinor Out que se llevó a cabo del 13 al 15 de febrero en Oslo, Noruega.

Más de 20 organizaciones socioambientales de diferentes partes del mundo se opusieron a los proyectos de exploración y explotación de gas y petróleo promovidos por Equinor, la estatal noruega de energía que, según Oil Change International, está dentro del ranking de las 10 empresas con mayor volumen de nuevas reservas de petróleo y gas aprobadas para su desarrollo.

“Considerando que Noruega se unió a la Alianza para una transición a Energías Limpias (Clean Energy Transition PartnerShip) en la última COP28 celebrada en Dubai a fines del 2023 y que se comprometió a frenar el financiamiento de proyectos de petróleo y gas a nivel internacional, es necesario y urgente que este país desarrolle políticas que se orienten a cumplimentar estos compromisos, que aceleren la transición energética y que comprendan una mayor inversión en energías limpias que reemplace a los combustibles fósiles”, aseguró en un comunicado Giselle Munno Dithurbide, integrante de la organización Fundación Ambiente y Recursos Naturales (FARN).

Equinor Out está compuesta por organizaciones de Argentina, Brasil, Canadá, Noruega, Reino Unido y Tanzania que se unen para resistir los nuevos proyectos de Equinor, entre los que se destacan la exploración frente a la costa de Argentina; en Rosebank, el mayor yacimiento petrolífero sin explotar del Reino Unido; la puesta en marcha del proyecto en el yacimiento Bacalhau, en el presal brasileño de Santos; nuevos yacimientos de petróleo y gas en Noruega; y el proyecto Bay Bay du Nord, en Canadá.

“Equinor es una empresa del estado noruego en un 67%, por eso el offshore en Argentina no es sólo un problema de la ciudadanía del país sino también de la noruega. Somos cada vez más personas comprometidas con proteger el mar y nuestros derechos, estamos conectadas y organizadas. Seguiremos resistiendo. No queremos empresas que destruyan nuestra naturaleza y nuestro futuro. Queremos energías limpias y descentralizadas y un futuro sin combustibles fósiles“, afirmó Juliana Orihuela, miembro de la Asamblea por un Mar Libre de Petroleras de Necochea y Quequén.

Desde FARN sostuvieron que “a contramano de los compromisos climáticos argentinos, avanzan los proyectos offshore en el país”.

Según la organización, entre 2018 y 2019, Argentina licitó y adjudicó permisos de exploración hidrocarburífera en la Plataforma Continental Argentina, frente a las costas de las provincias de Buenos Aires y Río Negro, Tierra del Fuego y la cuenca oeste de las Islas Malvinas.

“Estos permisos se otorgaron a pesar de que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha advertido en diferentes ocasiones que, para que el mundo alcance sus objetivos de cero emisiones netas en 2050, el uso del petróleo y el gas debe ir disminuyendo de forma controlada”, sostuvo la ONG.

En diciembre de 2021, el Ministerio de Ambiente dictó la resolución N° 436/2021 que aprueba el proyecto de exploración sísmica liderado por Equinor en sociedad con Shell e YPF.

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Rodríguez Chirillo aseguró que “el Estado dará cobertura a los sectores vulnerables”

El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, sostuvo hoy que “el Estado tiene que dar cobertura a los sectores vulnerables” y explicó cómo funcionará la “canasta básica energética” a través de la que se subsidiarán los consumos indispensables de este segmento de la población.

Además, apeló al “uso responsable” de la energía, al referirse a la entrada en vigor de los nuevos cuadros tarifarios del servicio de las distribuidoras eléctricas que operan en el Área Metropolitana (AMBA) Edenor y Edesur, que oscilan entre el 65% y el 150%.

“El Estado tiene que dar cobertura a los sectores vulnerables para los consumos indispensables, que va a ser el subsidio a la demanda a través de canastas básicas energéticas, según la cantidad de integrantes que tenga el grupo conviviente y la zona del país donde viva”, explicó Rodríguez Chirillo a Radio Mitre.

Agregó que “cuando esa canasta de consumos indispensables, en su conjunto, represente el 10% del ingreso que tiene el grupo conviviente, el Estado va a salir a cubrir el diferencial de lo que le cuesta”.

El funcionario aclaró que abarca tanto a la electricidad como al gas y reiteró que “el Estado tiene que salir a subsidiarlos sólo si el consumo indispensable les supone un porcentaje superior a 10%”.

El asunto de la canasta básica energética va a tratarse el próximo 29 de febrero en una nueva audicencia pública.

Asimismo, el secretario de Energía sostuvo que “hay que concientizar a la gente de que la energía cuesta y hay que pagar por ella y cuidarla, hacer uso responsable del consumo”, al tiempo que remarcó que desde el Gobierno se deben hacer “programas de eficiencia energética” tendientes a “ayudar a que se promueva la eficiencia energética en pymes o comercios”.

Según Rodríguez Chirillo, las tarifas estaban “totalmente pisadas”, lo que consideró como “un error por querer pretender conseguir competitividad en pymes, empresas e industrias, ya que eso no se consigue con tarifas que no reflejan el costo porque llega un momento que al no haber inversión crece la demanda y la gente gasta sin preocuparse cuánto”.

“Hoy la gente y las empresas se van a preocupar por la eficiencia energética y el Estado en distinguir que cuando el kilovatio se usa sea para el consumo final”, puntualizó.

Seguidamente, indicó que “ahora los comercios se tienen que preocupar por el ahorro de la energía” y “deberán tomar medidas para un consumo más eficiente”.

Para ello, el funcionario anticipó que “el Gobierno está haciendo programas para que pymes y comercios reconviertan sus equipamientos eléctricos para obtener mayor eficiencia y ahorro, sumado al comportamiento, porque esto va a suponer un cambio de conducta y comportamiento”.

Además sostuvo que “la tarifa es el pìlar fundamental a partir del cual funciona el sistema y del cual atraemos inversiones, que las necesitamos”, y subrayó que “el sector energético no sólo tiene potencial para crecer, sino que va a ser la base para el crecimiento de otros sectores, con lo cual la tarifa tiene que reflejar el costo del suministro y el costo más eficiente”.

Por otra parte, Rodríguez Chirillo manifestó que “a fin de mes” se va a hacer una audiencia pública por los nuevos aumentos para los usuarios calificados N2 y N3, mientras que “a los N1 y al resto de los usuarios ya se está reflejando lo que cuesta la generación, el transporte y la distribución”.

También comentó que antes de ser Gobierno ya preavisaban de la “vulnerabilidad” del sistema eléctrico, “producto de dos décadas de ir llevando a un cambio de modelo que mostró su agotamiento”.

Por último, remarcó que “a comienzos de marzo se va a abordar la recomposición tarifaria del gas”, sobre lo cual le consultaron si va a ser 150% y en dos meses, pero el secretario de Energía se limitó a decir que “todavía no está determinado el aumento, incluso se está viendo el diseño de la tarifa”.

“Nos estamos concentrando en fortalecer la autosuficiencia económico-financiera del sector porque el Estado no tiene más dinero. Si nos acompaña la macroeconomía, va a haber posibilidad para invertir en generación y transporte”, concluyó el funcionario.

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Subió el tope de ingresos para solicitar los subsidios a la luz y al gas: cuál es el nuevo monto para pedirlo

El considerable aumento del costo de la Canasta Básica Total (CBT) en enero, anunciado recientemente por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), elevó el tope de ingresos requerido para poder solicitar los subsidios a los servicios públicos.

Durante el primer mes del año, una familia necesitó $596.823,18 para no estar bajo la línea de pobreza, una suba notoria frente a los $495.798 de diciembre pasado. Teniendo en cuenta este incremento y partiendo de la base que, según las normativas vigentes, para pedir subsidios a la luz y el gas, las familias no pueden tener ingresos que superen 3,5 veces el valor de la CBT, el umbral establecido para aplicar sube automáticamente.

De esta manera, el nuevo tope de ingresos para acceder a los subsidios de los servicios se actualizó a $2.089.881,13, lo que implica que aquellas familias que perciban entradas de dinero superiores a dicho monto no podrán contar con el beneficio.

Con la actualización, se espera que más familias puedan acceder a la subvención estatal, ya que el alza fue del 20,45% mensual, mientras que los ingresos no crecieron en la misma proporción. El monto calculado para determinar si corresponde el subsidio es la suma de todas las entradas monetarias que tenga un hogar.

Actualmente las tarifas se corresponden según el grupo que haya determinado el sistema de segmentación, lanzado en el último tramo de la gestión de Sergio Massa al frente del Ministerio de Economía. De ahí surgen tres grupos:

Segmento de ingresos altos (N1): incluye a los hogares con ingresos mensuales totales superiores al umbral establecido, propietarios de tres o más vehículos de menos de cinco años de antigüedad, tres o más inmuebles, o bienes de lujo. Estos usuarios no pueden acceder al beneficio.

Segmento de ingresos medios (N3): abarca a aquellos hogares con ingresos mensuales totales entre $596.823,18 y $2.089.881,13, ajustándose por condiciones particulares como la presencia de personas con discapacidad. Las familias que están dentro de este grupo pueden solicitar el subsidio.

Segmento de ingresos bajos (N2): este grupo comprende a los hogares con ingresos netos inferiores a $495.798,32, con ajustes por condiciones especiales. Estos usuarios también pueden aplicar al subsidio.

¿Cómo solicitar los subsidios?

En caso de querer mantener o solicitar el subsidio, se debe completar una inscripción obligatoria para que sea otorgado. Los interesados podrán completar el trámite por la web

Para completar el registro se debe contar con:

El número de medidor y el número de Cliente/Servicio/Cuenta/Contrato o NIS que están en tu factura de energía eléctrica y gas natural por red. 

El último ejemplar del DNI.

El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Los ingresos de bolsillo de cada integrante del hogar mayor de 18 años.

Una dirección de correo electrónico.

Si en el domicilio de los servicios funciona un comedor o merendero comunitario registrado en el ReNaCOM, contar con el número de registro.

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El Gobierno no realizó transferencias de subsidios a empresas energéticas en enero

El Gobierno no realizó transferencias a las empresas energéticas para financiar los subsidios en enero, de acuerdo a lo que reveló un informe sobre los gastos devengados en el mes pasado, elaborado por la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC).

El reporte reflejó que en el primer mes del año, no existieron transferencias devengadas a la energía desde el Ejecutivo. Lo mismo sucedió con los fondos destinados a las productoras de gas en el marco del Plan Gas.

Desde el sector se muestran alertas por el crecimiento en la mora por parte de Nación y aseguraron que mantienen reuniones con la Secretaría de Energía para poder regularizar la situación, de acuerdo al testimonio de una empresa recabado por el diario La Nación.

Los subsidios energéticos le demandaron al Tesoro US$9.683 millones en 2023, según cálculos de la consultora Economía & Energía, lo que representó un 1,5% del PBI. Dicho monto tuvo un retroceso interanual del 22% (US$2.661 millones).

Al explicar la merma en el gasto, la consultora sostuvo que “la reducción de los precios internacionales de los productos energéticos, la mejora en las condiciones hídricas, la segmentación tarifaria iniciada a mediados de 2022 y, en menor medida, el aumento en la capacidad de transporte de gas natural desde la cuenca neuquina posibilitaron la disminución de los subsidios a la energía durante el pasado año”.

Desde la administración de Javier Milei buscarán que la financiación al sector desde el Estado siga cayendo, a pesar de que los contratos de compra de gas y de electricidad están en dólares al tipo de cambio oficial y que tras la devaluación que elevó la divisa a $800, el gasto de subsidios a la energía subió.

Ese impacto recién se empezará a sentir desde marzo, ya que el Gobierno realiza las transferencias en un plazo de 60 días. Sin embargo, como contrapartida para las arcas públicas, en las próximas semanas también se comenzará a percibir el recorte de subsidios, por los aumentos dispuestos para las tarifas de luz que alcanzan a los usuarios de ingresos altos, comercios e industrias desde este mes, y las subas que se esperan para el gas desde marzo.

Además, desde la Secretaría de Energía esperan poner en marcha pronto el nuevo sistema para segmentar los subsidios, que permita tener un mayor control estableciendo una canasta básica energética con volúmenes indispensables de consumo de gas y electricidad por zona bioclimática.

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El Gobierno aumentó las tarifas de luz hasta 150% en el AMBA y habrá actualizaciones mensuales desde abril

La Secretaría de Energía estableció los nuevos cuadros tarifarios para los usuarios de las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur, con incrementos promedio de entre 65% y 150%, según el nivel de segmentación, además de establecer un mecanismo de ajuste mensual a partir de abril.

Los aumentos comenzarán a estar en vigencia una vez que se publiquen las respectivas resoluciones en el Boletín Oficial, indicó en un comunicado la cartera que conduce Eduardo Rodríguez Chirillo.

De esta manera, los nuevos valores, así como los ajustes mensuales, tendrán una validez provisoria durante un año, hasta que se aplique “una revisión tarifaria quinquenal (período 2024-2028) para garantizar la ejecución de inversiones que requieren de mayor tiempo de amortización y fortalecer la calidad del suministro a los usuarios”, indicó.

Energía también señaló que “no puede indicarse un único incremento generalizado” en términos porcentuales, debido a que “hasta ahora había distintas categorías de usuarios que pagaban precios diferentes por la energía y potencia que las distribuidoras adquirían en el Mercado Eléctrico Mayorista”.

Y dio a conocer algunos ejemplos en base a un consumo promedio de 380 kw/h por mes para las tres categorías de usuarios según la segmentación dispuesta en junio de 2022.

“En el caso de los usuarios N1 (ingresos altos), una factura de $13.900 pasará a pagar $34.332, lo que representa un incremento del 150%”, detalló, en tanto para los N2 (ingresos bajos), para un mismo nivel de consumo y periodo, pasará de $4.360 a $7.415, con un alza del 70%.

Para los usuarios de ingresos medios comprendidos en el N3, la factura del ejemplo “pasará de $4.783 a $7.850, equivalente a una diferencia de 65%”, aunque Energía aclaró que “en caso de superar los 400 KW/h mensuales, si el consumo alcanzara los 600 KW/h el monto pasaría de $14.600 a $34.000, es decir, un 130% de diferencia en la reconfiguración tarifaria”.

Energía puntualizó que “la corrección de las tarifas es fundamental para: a) restablecer los precios relativos de la economía; b) asegurar la autosuficiencia económica del sistema eléctrico, frente a la incapacidad del Estado Nacional de seguir asistiendo financieramente; c) establece las bases para promover la inversión privada”.

Asimismo, adelantó que “en el futuro inmediato” se continuará con el proceso de normalización del sector eléctrico y para ello se adoptarán “medidas para recomponer el funcionamiento del Mercado Mayorista, para que la oferta interactúe libre y competitivamente con la demanda”.

Del mismo modo, se procederá a “la reasignación de subsidios para dar asistencia a quienes tienen menor poder adquisitivo” y se ayudará a “los usuarios de altos consumos para que realicen un uso responsable y eficiente de la energía, mediante programas de eficiencia energética”, acotó la Secretaría de Energía de la Nación.

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Una obra clave de tendido eléctrico en Mendoza tiene un avance del 92%

La Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra, la obra energética más importante de los últimos años en Mendoza con una inversión de U$S20 millones, ya está avanzada en un 92% y en los próximos meses funcionará a pleno, para dar previsibilidad y garantía de servicio, informó hoy el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza.

Proyectada hace más de 40 años, el Gobierno de Mendoza decidió concretarla para evitar un colapso y dar seguridad ante la creciente demanda, y se realiza con una inversión de U$S20 millones y el financiamiento del Fondo Fiduciario del Plan de Infraestructura Eléctrica de Alta Tensión de Zonas Aisladas y en Desarrollo (Fopiatzad).

Hasta ahora, el sistema eléctrico provincial tenía instalados 1.500 megavatios de potencia total y esta línea casi duplicará la capacidad, lo que dará mejor respuesta y operatividad frente a picos de demanda, fallas del sistema de generación en Mendoza y en provincias vecinas.

“Esto significa evitar los cortes que hemos tenido anteriormente por falta de flexibilidad y capacidad de despacho de sistema de transporte”, explicó la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre.

“La Provincia puso recursos para que esta línea de transporte brinde seguridad no solo a Mendoza, sino también a provincias vecinas como San Juan. La obra está al 92% y en los próximos meses, vamos a tener conexión total, lo que va a permitir evacuar también la generación que viene de hidroeléctricas del Sur, como Agua del Toro, a través de 22 kilómetros de línea de alta tensión”, agregó la ministra.

“La incorporación de la obra LAT 220 kV Doble Terna entre la ET Cruz de Piedra (Maipú) con la ET Gran Mendoza (Junín), permite mejorar la confiabilidad de la red”, explicó Latorre.

Además de distribuir energía limpia con generación cero de CO2, cubrirá la demanda creciente durante picos de verano e invierno e incrementará la seguridad, calidad y confiabilidad de un sistema que se encuentra en riesgo de colapso desde hace tiempo.

La Línea de Alta Tensión Cruz de Piedra–Gran Mendoza comenzó a planificarse hace 40 años, cuando todavía existía Agua y Energía SE.

La Empresa Mendocina de Energía (Emesa), a pedido del Gobierno de Mendoza, reflotó el proyecto para mejorar la distribución ante la creciente demanda.

La concreción de Cruz de Piedra aportará al área mayor potencia desde el sistema de 500 kV a un costo bajo.

Esta obra se construyó con los más altos estándares, con torres de acero cuya altura oscila entre los 40 y 45 metros de alto y sistema de doble cadena en “v”, lo que baja la afectación a los propietarios de los terrenos por donde pasa la línea y reduce el ancho de la franja de afectación.

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El Gobierno avanza con la instalación de “medidores inteligentes” para usuarios de Edenor y Edesur

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) creó un comité para analizar la colocación de “medidores inteligentes” del consumo de energía en las áreas operadas por Edenor y Edesur.

A diferencia de los medidores actuales, los “inteligentes” recolectan datos del consumo energético de los usuarios en forma remota y en tiempo real.

Por medio de la Resolución 100/2024, publicada este viernes en el Boletín Oficial, el organismo de control dispuso que ese comité estará integrado por representantes de ambas concesionarias, quienes tendrán a su cargo definir cómo será la implementación del denominado “Sistema de Medidores Inteligentes” (SMI).

 Además, estudiarán cambios regulatorios para una implementación eficaz del SMI en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), los programad de contratación y la capacitación de personal especializado.

El comité tendrá un plazo de seis meses para presentar la propuesta de un plan piloto para comenzar a aplicar el nuevo sistema de medición, según el texto oficial.

El ENRE detalló cuáles son los beneficios de estos medidores:

— Eliminan la lectura presencial y los consumos estimados.

— Optimizan el monitoreo de la calidad de servicio eléctrico y, por lo tanto, identifica más rápido las interrupciones del suministro y agiliza su restitución.

— Detectan inmediatamente el robo de energía, así como intentos de fraude por manipulación del medidor.

— Permiten la limitación o el corte remoto del suministro.

— Permiten, bajo consentimiento del usuario, la administración de demanda en situaciones críticas del sistema, mediante la desconexión de equipos de gran consumo de energía.

— Permiten la adopción del esquema de tarifas prepagas.

Esta decisión se conoció un día después de que el Gobierno anunciara aumentos de hasta 150% en las tarifas de electricidad para usuarios del AMBA, con actualizaciones mensuales desde abril próximo.

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Se inició el traslado de los caños para la reversión del Gasoducto Norte

Los primeros caños para la Reversión del Gasoducto Norte comenzaron a ser trasladados desde la planta de Tenaris SIAT, ubicada en la localidad bonaerense de Valentín Alsina, al centro de acopio en la provincia de Córdoba, informó hoy la empresa Energía Argentina (Enarsa).

Se trata de lotes de tubos con costura de 36 pulgadas de diámetro y 12 metros de largo de un total de 10.000 que se encuentran en proceso de producción y demandarán unos 2.500 viajes en camión, informó Enarsa en un comunicado.

Estos caños serán destinados a la construcción del Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio-La Carlota, de una extensión total de 122 kilómetros.

Este primer despacho de caños tiene lugar tras la firma de los contratos para los tramos 2 y 3 de la Reversión del Gasoducto Norte, realizada el 26 de enero.

Este tramo es una de las obras ya adjudicadas y que forman parte del proyecto junto con la reversión de 4 plantas compresoras y la construcción de un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte que están en proceso de relicitación con apertura de ofertas para fines de mes

El gasoducto troncal del norte -que se encuentra operativo desde 1960- tiene 1.454 kilómetros de extensión con orientación norte-sur para el transporte desde Campo Durán (Salta) hasta San Jerónimo (Santa Fe).

La Reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner para llevar el gas de Vaca Muerta a la demanda residencial, industrial y de generación eléctrica de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy.

De este modo, servirá para la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

La obra en su conjunto garantizará el suministro de gas generado en Vaca Muerta a los usuarios residenciales e industriales del norte argentino, lo que permitirá, además, sustituir importaciones desde Bolivia y exportar al norte de Chile a través del Gasoducto NorAndino existente a la altura de la provincia de Jujuy.

Mediante la presión que le otorgan sus 12 plantas compresoras, logra una capacidad de 28 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día).

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Bunge acordó con Genneia el uso de electricidad renovable en sus plantas de la Argentina

La multinacional de agroalimentos Bunge firmó un acuerdo de 10 años con la empresa Genneia para el abastecimiento de electricidad renovable en sus plantas de Campana, Ramallo, San Jerónimo Sud y Terminal de Fertilizantes Argentinos (TFA) en el Puerto General San Martín, a partir de marzo.

El acuerdo prevé el abastecimiento de 58% del consumo total de electricidad anual de esas plantas y alrededor de 40% de la electricidad total consumida por Bunge en el país con energía renovable, la que será suministrada por parques eólicos y solares de Genneia.

A través del aumento del uso de la energía eólica, solar y otras fuentes de electricidad renovable, Bunge planea cumplir con sus objetivos basados en la ciencia -que exigen una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030-.

“Estamos comprometidos a implementar medidas concretas que disminuyan nuestra huella de carbono, a la vez que seguimos trabajando para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes y combustibles de manera inocua y sustentable”, afirmó la directora de Operaciones Industriales de Bunge en el país, Verónica Imoda.

Desde Genneia ofrecen un conjunto de soluciones sustentables, que se adaptan a las necesidades y desafíos energéticos de su amplia cartera de clientes.

“Nos enorgullece acompañar a Bunge en su camino hacia la transición energética; esta acción nos permite continuar afianzando nuestro liderazgo en el mercado corporativo, principal pilar de crecimiento de las energías renovables en nuestro país”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

Con sede central en St. Louis, Missouri, Estados Unidos, Bunge procesa oleaginosas y produce aceites y grasas vegetales; y cuenta con más de 23.000 colaboradores que trabajan en más de 300 plantas situadas en más de 40 países.

Genneia, compañía dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, posee una capacidad instalada de 1004 MW.

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Río Negro y Neuquén intimaron al Gobierno nacional por las concesiones hidroeléctricas

Los gobernadores de Río Negro, Alberto Weretilneck, y de Neuquén, Rolando Figueroa, intimaron hoy al Estado nacional por las concesiones de generación hidroeléctrica en la cuenca de los ríos Limay y Neuquén. 

Ante el vencimiento de los períodos de transición, los mandatarios provinciales exigen que el Gobierno central de Javier Milei no intervenga dado que según la Constitución nacional las provincias tienen el dominio originario de los recursos naturales.

En esta línea, reclamaron que cualquier decisión que intente realizar el Poder Ejecutivo sea antes consensuada con los gobiernos de estas provincias.

Esta jugada de los gobernadores patagónicos se produce en medio de una agudización del conflicto entre la Casa Rosada y los gobernadores no kirchneristas luego del traspié de la ley ómnibus en la Cámara de Diputados.

El presidente acusó a los gobernadores de faltar a su palabra y de no mandatar a sus legisladores a que apoyen en toda su integralidad la ley, incluyendo cada uno de los incisos. Los trató directa y públicamente de “traidores”

Este conflicto también alcanza a otros gobernadores como Martín Llaryora (Córdoba), Maximiliano Pullaro (Santa Fe), Alfredo Cornejo (Mendoza) y Gustavo Sáenz (Salta).

La quita de los subsidios al transporte que dictó Milei como represalia por la supuesta falta de apoyo a la ley ómnibus generó una escalada de la tensión, e incluso llevó a gobernadores a activar medidas judiciales. 

El caso más curioso en este sentido es el del mandatario chubutense, Ignacio “Nacho” Torres, por su pertenencia al PRO, la única fuerza política que en la Cámara de Diputados le brindó un apoyo total a La Libertad Avanza.

El joven gobernador instruyó a su equipo de Legales para interponer una acción cautelar contra el Estado nacional por la quita del subsidio para el trasporte público

La semana pasada, el gobierno nacional dispuso la eliminación a partir de este año del Fondo Compensador del Interior, a través del cual se subsidiaban a las empresas de colectivos urbanos de las provincias.

Ahora la escena se traslada a la Patagonia por esta acción conjunta de Río Negro y Neuquén. Weretilneck envió una carta documento dirigida al ministro de Interior, Guillermo Francos, basada en los artículos 1°, 5°, 121 y 124 de la Constitución Nacional, que establecen la propiedad originaria de las provincias sobre sus recursos naturales, así como en los artículos 70, 71 y 81 de la Constitución de la Provincia de Río Negro, que refuerzan este mismo concepto. 

Por su parte, Figueroa envió una carta documento al secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, en la que le reprocha la falta de respuestas de parte del Estado Nacional vinculada a las represas hidroeléctricas. 

En este sentido, le exigió que se abstenga de avanzar en decisiones al respecto sin previa consulta a la provincia. 

En un comunicado conjunto, los gobernadores pidieron a las autoridades nacionales que “se abstengan de otorgar cualquier tipo de concesión, prórroga o autorización relacionada con la explotación de dichos complejos hidroeléctricos, sin obtener previamente el consentimiento de las provincias”.

“Las notificaciones advierten que cualquier acción unilateral por parte del Gobierno Nacional será considerada inválida y carecerá de derechos frente a la provincia. Además, se subraya la posibilidad de iniciar acciones legales contra los eventuales concesionarios o explotadores de los recursos, en caso de no respetarse las disposiciones provinciales”, se afirmó en el escrito.

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El gobierno aplicó una suba mayor del cargo fijo y redujo las categorías de consumo de Edesur y Edenor

El gobierno decidió reducir de 9 a 4 las categorías de consumo en las que se agrupa a los usuarios residenciales de Edenor y Edesur y elevar sustancialmente la incidencia del cargo fijo en el monto de la factura. La novedad se conoció este viernes con la publicación de los nuevos cuadros tarifarios e implicará un fuerte incremento para aquellos hogares que fueron reagrupados en una nueva categoría junto a otros que venían teniendo un mayor consumo. El ajuste del cargo fijo va del 136,9% al 616,7%. La suba en la factura bordea el 200% para algunos usuarios sin subsidio.

Con el nuevo esquema, el usuario residencial R1 sigue siendo aquel que consume hasta 150 kWh por mes. El R2 ahora incluye a los que demandan entre 151 y 400 kWh, contemplando en ese grupo a los que antes estaban en las categorías R2 y R3. El nuevo R3 toma los consumos que van de 401 a 600 kWh al absorber a las viejas categorías R4, R5 y R6. Por último, queda la categoría R4 para todos los que demanden más de 601 kWh mensuales, incorporando allí a los viejos R7, R8 y R9.

Cómo impacta el cargo fijo

El gobierno elevó la incidencia del cargo fijo por sobre la del cargo variable para darle a las distribuidoras mayor previsibilidad de ingresos. En todos los casos, ese cargo fijo es el mismo, aunque el usuario tenga ingresos monetarios bajos, medios o altos.  

Un hogar R1 de Edesur venía pagando un cargo fijo de 211,72 pesos, en cualquiera de las tres categorías que introdujo la segmentación por ingresos (Nivel 1, 2 y 3).  Ahora deberá desembolsar 783,4 pesos por este mismo concepto, un 270% más.

El nuevo hogar R2 pagará un cargo fijo de 1644,4 pesos, cualquiera sea su nivel de ingresos. Eso supone aumentos diferentes de la categoría que tenían hasta ahora. Para los viejos R2, que consumen entre 151 y 325 kWh, el aumento del cargo fijo será de 283,7% (sube de 428,5 a 1644,4 pesos por kWh), pero para un viejo R3, que consume entre 326 y 400 Kwh el aumento del cargo fijo será solo de 136,9% (sube de 693,96 a 1644,4 pesos por kWh).

El nuevo R3, que ahora incluye a los que consumen entre 401 y 600 kWh, pagará un cargo fijo de 5651,9 pesos por kWh. Para un viejo R4, que consume entre 401 y 450 kWh, el aumento del cargo fijo será de 616,7% (sube de 788,59 a 5651,9 pesos por kWh). Para un viejo R5, que consume entre 451 y 500 kWh, el aumento será de 392,3% (sube de 1148,01 a 5651,9 pesos por kWh) y para un viejo R6, que consume entre 501 y 600 kWh, la suba será de 162,1% (sube de 2156,5 a 5651,9 pesos por kWh).

Por último, el nuevo R4, donde ahora quedan todos los que consumen más de 600 kWh por mes, pagará un cargo fijo de 30.391,2 pesos por kWh, que impacta de manera diferencial según cual fuere la categoría previa de ese hogar. Para un viejo R7, que consume entre 601 y 700 kWh por mes, el incremento es del 431,9% (sube de 5713,6 a 30.391,2 pesos por kWh), para un viejo R8, que demanda entre 701 y 1400 kWh, la suba es del 311,9% (sube de 7377,7 a 30.391,2 pesos), mientras que para un viejo R9, que consume más de 1400 kWh mensuales, el incremento es solo del 202,6% (pasa de 10.041,9 a 30.391,2 pesos).

Cómo impacta el cargo variable

Al analizar el impacto del cargo variable las combinaciones se incrementan porque no solo depende del nivel de consumo sino también de la segmentación por ingresos (Nivel 1, 2 y 3)

Un usuario R1 que consume hasta 150 kWh por mes tendrá una variación del cargo variable de 157% (sube de 26,42 a 67,88 pesos) si es de ingresos altos (N1), de 74,3% (sube de 7,59 a 13,23 pesos) si es de ingresos medios (N3) y de 84% si es de ingresos bajos (sube de 6,71 a 12,35 pesos).

El nuevo hogar R3, que consume entre 401 y 600 kWh mensuales, tendrá un aumento del cargo que varía no solo de acuerdo a su nivel de ingreso sino también a la categoría de consumo que tenía previamente. Por ejemplo, quien consume entre 401 y 450 kWh (el viejo R4) tendrá un aumento del cargo variable de 170,4% si es N1 (sube de 27,3 a 73,8 pesos) de 141,2% si es N2 (sube de 7,59 a 18,3 pesos) y si de 126,4% si es un N3 (sube de 8,47 a 19,18). Ahora bien, si el R3 antes era un R6, que consume entre 501 y 600, la suba será de 164,9% si es N1 (sube de 27,87 a 73,83 pesos por kWh), de 124,2% si es N2 (de 8,16 a 18,30 pesos) y de 112,2% si es N3 (sube de 9,04 a 19,18 pesos por kWh). En este último caso, para el consumo que supere los 400 Kwh el aumento será de 164,9% para ese excedente porque el precio por kWh es igual al que paga un N1.

En el caso de los nuevos hogares R3 puede verse un impacto diferencial de acuerdo a la categoría de consumo que tenían previamente, aunque esa variación no es del todo significativa. En todos los casos, la suba del cargo variable es menor a la suba del cargo fijo.

Cómo impacta la suba en la factura final

Las combinaciones que se presentan sobre el impacto en tarifas son múltiples. En este caso, se pone como ejemplo un hogar de ingresos bajos y consumo reducido y uno de ingresos altos que no paga subsidio y tiene un consumo mayor.

Un hogar N2, de ingresos bajos, que consume 145 kWh por mes (categoría R1) antes pagaba 211,72 pesos de cargo fijo y 972,9 de cargo variable (145 x 6,71 pesos), desembolsando un total de 1184,6 pesos por mes sin impuestos. Ahora ese usuario pagará 783,4 pesos de cargo fijo y (145 x 12,35). Es decir, un total de 1790,75 pesos, un 51,1% más de lo que venía pagando.  

Un hogar N1, sin subsidio, que consume 450 kWh por mes, un nuevo R3 que antes era R4, hasta ahora pagaba 788,59 pesos de cargo fijo más 12.285 de cargo variable (450 x 27,3 pesos). Eso arroja un total de 13.073 pesos sin contabilizar los impuestos. Ese mismo hogar a partir de la entrada en vigencia de la nueva resolución deberá desembolsar 5651,9 pesos de cargo fijo más 33.210 pesos de cargo variable (450 x 73,8 pesos). Es decir, 38,861,9 pesos, un 197,2% más.    

, Fernando Krakowiak

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Vista reporta un 27% de incremento anual en reservas P1

Vista Energy, S.A.B. de C.V. (“Vista” o la “Compañía”), anunció que sus reservas probadas («P1») estimadas y certificadas de petróleo y gas tuvieron un incremento interanual de 27%, llegando a un total de 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe) al 31 de diciembre de 2023. Las adiciones a las reservas P1 fueron 85.5 MMboe, con un índice de reemplazo de reservas de 458%. Las reservas probadas certificadas de petróleo y gas de Bajada del Palo Oeste, el proyecto insignia de Vista, fueron estimadas en 221.8 MMboe. “Durante 2023 registramos un progreso sólido en nuestro hub de desarrollo en […]

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Yacyretá y la integración regional, dos temas clave en la agenda entre Milei y el presidente de Paraguay

Las obras de la hidroeléctrica Aña Cuá se iniciaron hace más de tres años y hoy están paralizadas luego de conocerse la orden del presidente argentino de que «toda obra pública debe parar si no tiene respaldo financiero». El presidente Javier Milei se reunió con su par de Paraguay, Santiago Peña, para dialogar sobre el vínculo bilateral entre ambos países. Los mandatarios se refirieron, entre otros temas, a la cuestión del comercio marítimo a través de la estratégica Hidrovía Paraná-Paraguay y la gestión conjunta de la Entidad Binacional Yacyretá. El jefe de Estado analizó con el primer mandatario paraguayo el […]

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El Gobernador Melella destacó el avance del proyecto gasífero Fénix en Tierra del Fuego

Fue luego que desde TotalEnergies se anunciara oficialmente la finalización de la instalación de la plataforma costa afuera, operado por Total Austral junto con sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy. Se trata de un paso firme hacia la puesta en producción del proyecto gasífero costa afuera más importante de la Argentina. El Gobernador Gustavo Melella resaltó el avance del proyecto Fénix, al considerar que “está consolidándose en nuestra provincia la mayor inversión de un proyecto de gas convencional en la Argentina”, iniciativa que representa “un paso fundamental para la industrialización de los hidrocarburos fueguinos”. “Tierra del Fuego, […]

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Tucuman: La Secretaría de Energía y Gasnor trabajan para garantizar el acceso al gas natural

Se solicitó a Gasnor que proporcione información detallada sobre la oferta y la demanda de gas natural en la provincia para el año 2024-2025. El secretario de Energía y Servicios Públicos, José Ricardo Ascárate, se reunió con representantes de la empresa Gasnor para revisar la situación del servicio de gas en la provincia. Durante el encuentro, el secretario Ascárate destacó la necesidad de garantizar el acceso al gas natural para todos los ciudadanos de la provincia, especialmente aquellos que aún dependen de métodos de calefacción más costosos y menos eficientes, como la garrafa. En este sentido, se discutió la posibilidad […]

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Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa intiman a la Nación por el manejo de represas

Los gobernadores de Río Negro y Neuquén enviaron una carta documento a dos ministros defendiendo el uso del agua. Quieren ser parte del negocio. Los gobernadores Alberto Weretilneck (Río Negro) y Rolando Figueroa (Neuquén) notificaron al Estado Nacional respecto de la gestión de concesiones hidroeléctricas en la región Comahue y rechazaron cualquier tipo de prórroga en el manejo de las presas. Lo hicieron mediante una carta documento “en defensa de los recursos naturales de las provincias y buscando establecer un claro precedente” en la Patagonia. La misiva enviada por Weretilneck al Ministerio del Interior, a cargo de Guillermo Francos, se […]

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Combustibles: por la suba de precios caen las ventas e YPF se queda con el 60% del mercado

La petrolera de bandera se apropia del mercado por tener precios más convenientes. Sube la producción de naftas y gasoil y caen las importaciones. Temor en los competidores a perder mercado. Por la suba de precios de los combustibles se desplomaron en diciembre pasado las ventas de naftas y gasoil en las estaciones de servicio, al tiempo que YPF, por tener los valor más bajos, ya acaparó el 60% del marcado y va por más. Según el último informe de la consultora Economía & Energía que lidera Nicolás Arceo, en el último mes de 2023 se comercializaron 2.100.000 de metros […]

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El gobierno aumentó un 204% el precio de las garrafas y bajó el monto del subsidio del Programa Hogar

La Secretaría de Energía dispuso un aumento a los topes máximos de los precios de las garrafas de gas. A través de la resolución 11/2024 publicada este jueves en el Boletín Oficial, se fijó una suba del 204%. Según precisaron desde el gobierno, esta medida tiene como objetivo normalizar el abastecimiento en el mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) estableciendo, hasta tanto se obtengan los objetivos determinados en el DNU 70/2023, una actualización del precio máximo de referencia de la garrafa en $4.752 que, con impuestos y costos adicionales de apartamiento, rondará los $7.700 finales para la garrafa de 10 kilos.

Nuevos valores

La normativa establece un nuevo precio máximo oficial para las garrafas de 10, 12 y 15 kilos. Para la provincia de Buenos Aires, el valor de la garrafa de 10 kilos quedó en $6.449 aunque con el cálculo del IVA saldrá $7.700. Para la Ciudad de Buenos Aires el precio máximo que se estableció es del orden de los $6.596.

Para las provincias de Catamarca, Jujuy, La Rioja, Misiones, Tierra del Fuego y Salta los valores oscilan entre los $7.000 y $7.300 sin IVA.

Programa Hogar

Si bien en la resolución se destaca que habrá una continuidad de los subsidios destinados a los sectores vulnerables para la compra de la garrafa social (que contempla el Programa Hogar), dado que no cuentan con la conexión a la red de gas natural, en los hechos el aporte estatal se licúa. El gobierno establece una compensación de sólo $1.778 por garrafa (promedio ponderado por ventas del país), que en términos reales cubre un 23% del valor final de la garrafa, cuando antes cubría el 80%. En la provincia de Buenos Aires el subsidio representará $1.539 de los $6.449 (sin IVA) que estableció la resolución. En la Ciudad, $1.788 de los $6.596.

Desde el gobierno precisaron que la actualización de los precios máximos de referencia asociados a la producción y comercialización de GLP busca reflejar los costos económicos reales de la actividad en todas sus etapas, garantizando la prestación del servicio con las condiciones de calidad y seguridad necesarias. También que la desregulación del mercado de precios de GLP busca promover una mayor eficiencia económica y estimular la inversión, generando una competencia libre que elevará el mercado local de GLP a estándares internacionales.

, Loana Tejero

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Actualización precio máximo de referencia del GLP

La Resolución de la Secretaría de Energía tiene como objetivo principal poner orden en el mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Argentina, en beneficio directo de la población. Estableciendo -excepcionalmente, hasta tanto se obtengan los objetivos determinados en el decreto DNU 70/23- una actualización del precio máximo de referencia de la garrafa en $4.752 que, con impuestos y costos adicionales de apartamiento, ronda los $7.700 finales para la garrafa de 10 kg. En respuesta a la creciente problemática de precios desmedidos en el mercado informal de garrafas, que alcanzan cifras exorbitantes entre $9.000 y $12.000, la Resolución 11/2024 […]

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Biocombustibles: las pymes exigen que se mantengan las leyes que rigen la industria

La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb) hizo la solicitud. Garantizar que la nueva regulación beneficie sólo a los grandes exportadores y aceiteras. A través de un comunicado, la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), organización que representa a los productores de biodiesel de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, expresó su oposición a un potencial cambio a la ley de regulación de la industria. Ley 27.640, que favorecería a los grandes productores concentrados en Santa Fe. Federico Martelli, director ejecutivo de ese organismo, informó a Télam que la norma está […]

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YPF revisa su portfolio y analiza su participación en 25 compañías

Se abre para la petrolera una etapa de revisión de sus principales activos participados. El papel preponderante de los negocios oil & gas y el desarrollo en Vaca Muerta. El nuevo directorio de YPF encabezado por su presidente y CEO, Horacio Marin, tiene el foco puesto en maximizar la eficiencia en todas las operaciones y costos que involucren a la compañía en el negocio de los hidrocarburos, aunque sin alejarse del concepto de ser una empresa de energía que en el mundo viene explicando la diversificación de varios grandes jugadores. Pero la realidad es que el corazón del negocio para […]

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Reportan derrame de hidrocarburos cerca de la Base Naval de Punta Alta

En menos de dos meses, otros eventos se lograron, y un grupo de pescadores artesanales denunciaron un derrame de hidrocarburos en inmediaciones de la Base Naval de Puerto Belgrano y adyacencias del canal principal de la ría de Bahía Blanca. La Prefectura Naval Argentina (PNA) intervino debido a la situación y comenzó a investigar el origen del incidente, cuyas causas no se han desconocido hasta el momento en que se llevaron a cabo. Afirmó que «en horas de la mañana de ayer el estuario sufrió los nuevos embates de un nuevo evento de derrames de hidrocarburos» desde la Estación de […]

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Advierten que la falta de inversión en infraestructura paralizó el avance de proyectos renovables 

México, junto con otros 100 países, tiene la meta de generar el 35% de la electricidad a partir de energías limpias este año y el 50% para 2050. 

No obstante, en los últimos 5 años se han otorgado permisos para centrales que utilizan combustibles fósiles con inversiones estimadas de más de 4,300 millones de dólares y el 70% de la capacidad de generación que se encuentra a la espera de un permiso es basada en combustibles fósiles. 

En este contexto, la investigadora y consultora socioambiental Marilyn C. González Ojeda y la especialista en electricidad y circularidad para la descarbonización y democratización de los recursos (DERS)  Valeria Amezcua Santillán, hacen una crítica a la política energética del gobierno actual y sugieren acciones que debería tomar México para acelerar la transición energética, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras sigan existiendo inversiones en centrales de generación a base de combustibles fósiles, la transición energética está cada vez más lejos, ya que estas centrales que están por construirse tienen tiempos de vida útil de 40 a 60 años y son un reflejo del desincentivo a las renovables en nuestro país”, advierte González Ojeda.

Por ello, para la investigadora es necesario contar con una estrategia nacional que acelere la electrificación de las actividades que dependen de los combustibles fósiles como el transporte y la agricultura. 

Y propone: “La agrivoltaica por ejemplo, es una oportunidad para cultivar y producir electricidad en un mismo espacio; los paneles fotovoltaicos y los cultivos generan una relación simbiótica en donde cada uno aporta beneficios al otro. Además, se convierte en una fuente local de electricidad para que los agricultores puedan dejar el uso de combustibles fósiles en el pasado”.

Además, González Ojeda asegura que la reducción de la intensidad energética va a definir la velocidad con la que logremos la transición, por ello, se requiere consumir de manera más eficiente, para tener menos necesidad de quemar combustibles fósiles.

A su turno, Amezcua Santillán, recomienda una serie de acciones a nivel normativo que podrían ayudar a satisfacer esa demanda energética que está en constante crecimiento en México.

“El marco regulatorio en materia de generación de energías limpias es robusto; no obstante, existen algunos cambios que pueden acelerar la integración de las energías renovables, como son la necesidad de reglas claras para el almacenamiento de energía y el remunerar de mejor manera los servicios conexos que aportan estabilidad a la red”, comienza.

No obstante, la especialista puntualiza que lo más urgente del marco regulatorio en México es que “se haga cumplir” al retomar las Subastas de Energía de Largo Plazo, respetando todas las obligaciones y sanciones que establece la Ley. 

De acuerdo a Amezcua Santillán, otro ejemplo de una omisión importante es la falta de inversión en las redes del Sistema Eléctrico Nacional.

Y denuncia: “Aunque en nuestra tarifa pagamos los costos de esas obras, no se ejecutan. Esto ha sido uno de los principales frenos para la entrada de las renovables este sexenio que nos ha llevado a un incumplimiento de las metas de energías limpias”.

En conclusión, la experta advierte que el retroceso en la política energética en el último sexenio obliga a mejorar la eficiencia energética de todas las industrias, comercios, transporte e incluso residencias. 

“Así como la meta de energías limpias se transformó en una obligación para todos a través de los Certificados de Energías Limpias (CELS), también debería de transformarse esta obligación a través de la medición de la eficiencia energética de todas las actividades económicas del país, tanto de sector público como privado”, argumenta.

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Solea busca adicionar 15 MW este 2024 y 100 MW en los próximos 5 años

En el marco del constante aumento en las instalaciones de generación distribuida en el país y las oportunidades del fenómeno del nearshoring, Solea, una empresa mexicana especializada en sistemas solares fotovoltaicos se prepara para un ambicioso crecimiento.

Debido a la complejidad de la obtención de permisos para proyectos de gran escala en México, desde sus inicios la compañía se ha centrado en proyectos de Generación Distribuida Solar y Sistemas de Almacenamiento de Energía a nivel comercial e industrial.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jorge Islas, director de Solea, comparte las perspectivas y metas de la compañía: «Este año, nuestra meta es instalar 15 MW, y para los próximos 5 años, tenemos la ambición de alcanzar la instalación de 100 MW».

Estas cifras reflejan la confianza y la proyección positiva que la empresa tiene en el desarrollo continuo del mercado de energías renovables en México.

Auge de los sistemas de almacenamiento

En el segmento de autoconsumo, Islas destaca un leve pero prometedor repunte en la demanda de baterías en la industria

«Los precios de la electricidad han experimentado una inflación en los últimos años, lo que hace más rentables las inversiones en tecnología de almacenamiento. Los retornos de inversión ya son una realidad y son reconocidos por los consumidores”, explica.

Aunque reconoce que el mercado de instalaciones de almacenamiento crece a un ritmo moderado en la actualidad, anticipa un salto exponencial en los próximos años.

Regiones más atractivas y soluciones de financiamiento más demandadas

Fundada en 2019 y con su sede principal en Querétaro, la compañía ha consolidado su presencia en el sector en distintos puntos del país, centrándose especialmente en el Bajío mexicano. 

En efecto, la firma ha montado diversos proyectos en regiones estratégicas como San Luis Potosí, Querétaro, Veracruz, Monterrey y Mérida.

En cuanto a los vehículos de financiamiento, el director de Solea revela que el arrendamiento y el crédito son las opciones más demandadas por las PYMES, mientras que las empresas más grandes optan por Acuerdos de Compra de Energía (PPA).

Según el ejecutivo, esta diversificación en las opciones de financiamiento refleja la adaptabilidad de Solea para satisfacer las necesidades de una amplia gama de clientes.

Desafíos y el camino hacia la profesionalización

Islas reconoce que la industria enfrenta desafíos significativos, entre ellos, la necesidad de una mayor profesionalización. En efecto, destaca que este proceso debe ir de la mano con regulaciones más exigentes para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema eléctrico. 

«Es evidente la necesidad de mano de obra más calificada en los próximos años para elevar la calidad en el sector. Si decidimos elevar el límite de potencia a 1 MW, este aumento debe ir acompañado de medidas y regulaciones que garanticen mayor seguridad en las instalaciones», enfatiza.

También señala la importancia de ofrecer opciones de financiamiento especializado que se adapten a las necesidades específicas de los clientes.

«Se deben brindar soluciones financieras a medida para que los clientes puedan acceder al sistema que más les convenga«, explica Islas, al subrayar el compromiso continuo de Solea con la innovación y el desarrollo sostenible en el sector de las energías renovables.

 

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Guatemala planea construir un Anillo Solar – Eólico en la región Sur Oriente

El Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PET) 2024-2054 elaborado a partir del Plan de Gobierno de la administración pasada, establece las necesidades de infraestructura en la red de transmisión de energía eléctrica actual, para garantizar el suministro de energía eléctrica con confiabilidad y calidad para los próximos años (ver).

Allí, se incluyen refuerzos en la red de Transmisión de 230 kV, y la nueva red troncal de 400 kV, pasando por polos de generación y de demanda más importantes del país, desde el sur en el departamento de Escuintla, hacia la Ciudad de Guatemala, Tactic en Alta Verapaz y Peten Itzá en el Norte en el departamento de Petén.

Estos esfuerzos en redes prevén que no sólo mejoren la capacidad y el acceso al Sistema Nacional Interconectado, sino también las interconexiones bilaterales, incentivando las transacciones internacionales y propiciando la inversión extranjera en el país.

Entre los puntos más destacables, el plan contempla obras para un Anillo Solar – Eólico en la región Sur Oriente de Guatemala para recibir nueva capacidad de la última licitación de generación adjudicada a largo plazo.

“En la región Oriente es necesario construir un anillo solar – eólico que comprende la conexión de la subestación eléctrica Jalpatagua y sus líneas asociadas y la subestación Vado Hondo”, introduce el PET 2024-2054.

Y continúa: “actualmente, hay un potencial eólico y de radiación solar para generación de energía eléctrica existente en la región Sur Oriente, existe un 40 % de generación adjudicada en la licitación abierta PEG-4-2022 usando tecnología solar y eólica, existen proyectos que suman 305.3 MW en gestión de autorización de estudios para acceso a la red en esta región (Planta Solar Santo Tómas, Eólico Comapa, Cobasol, Granja Solar el Pajal)”.

Pero aquello no sería todo. El plan que tiene un horizonte de estudio de 30 años considera la red eléctrica como una infraestructura estratégica y transversal, por lo cual contempla beneficios también para los locales.

“Las subestaciones Olopa y San Pedro Pinula mejoraran los niveles de tensión en la región, promoviendo la conexión de 915 hogares en comunidades de Chiquimula y 4,048 hogares sin acceso a energía eléctrica en el municipio de San Pedro Pinula, Jalapa”, se aclara en el documento.

Visto aquello, el PET 2024-2054 contempla subestaciones eléctricas y nuevas líneas de transmisión vinculadas al Anillo Solar – Eólico, entre las obras necesarias licitar para los dos próximos años:

Ahora bien, será la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) quien deberá determinar cuáles de las obras propuestas se consideran parte del sistema principal y necesarias para los próximos dos años, para proceder finalmente a ser licitadas para su construcción.

Según indica el PET, producto de este mecanismo surgieron los proyectos que actualmente están en construcción: PET-1-2009 y PETNAC. Al respecto, es preciso agregar que la CNEE emitió una resolución durante el mes de enero, aceptando nuevas instalaciones y obras complementarias para los proyectos contenidos en el Lote D de la Licitación Abierta PETNAC-2014 (ver).

En los próximos meses, las expectativas estarán puestas en cuándo anuncie la urgencia del Anillo Solar – Eólico para interconectar en el orden de 305.3 MW renovables que podrían ampliarse hasta 500 MW.

“Es de suma relevancia resaltar que las obras en 230 kV: Pacifico, Jalpatagua, Vado Hondo, líneas y subestaciones eléctricas asociadas son necesarias para permitir el aprovechamiento del recurso solar y eólico existente en la región sur – oriental de Guatemala, considerando que a la fecha ya existen alrededor de 500 MW que están iniciando sus procesos de construcción y el alto potencial de generación que existe en esta región con estas tecnologías, las cuales no podrían ser aprovechadas debido a las actuales restricciones del sistema de transmisión”, concluye el PET 2024-2054 respecto al Anillo Solar – eólico Sur Oriental.

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Ventus revela sus planes de expansión renovable en Latinoamérica

Juan Pablo Sartre, CEO de Ventus, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó cuáles son las perspectivas de crecimiento para este 2024, con vistas a superar aún más los 2000 MW de experiencia en la construcción de proyectos renovables.

“Nuestro compromiso para 2024 está en seguir entregando a nuestros clientes excelencia y ampliar nuestra capacidad constructiva buscando superar los 400 MW en proyectos ejecutados para este año”, señaló.

Tal es así que desde la compañía ampliarán sus fronteras y están en la búsqueda de más desafíos y operaciones en otros varios países de la región, más allá de lo hecho en Colombia (participaron en más del 40% de la capacidad renovable instalada), Chile, Argentina o Uruguay. 

“Este 2024 apuntamos a estudiar proyectos en varios países de América Latina y el continente como pueden ser: Paraguay, Ecuador, Guatemala o República Dominicana. Apostamos a poder seguir avanzando sobre nuevos mercados emergentes y llevar nuestro know how en la construcción de proyectos renovables”, reconoció el CEO de Ventus.

“Uno de nuestros principales diferenciales es nuestro departamento de ingeniería in house de más de 50 profesionales especializadas en áreas civiles, hidráulicas, hidrológicas, estructurales, mecánicas, eléctricas, de recurso y de comunicación & control; y que ha sumado más de 4.000 MW de experiencia. Por lo que confiamos que nuestra ingeniería nos permitirá seguir ampliando nuestras fronteras”, agregó.

Y cabe recordar que, a fines del año pasado, directivos de Ventus se reunieron vía telemática con el viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano, y el director de Energías Alternativas del país, Gustavo Cazal, mostrando especial interés en la generación a partir de fuentes fotovoltaicas y el desarrollo de la industria del hidrógeno verde. 

Además, estamos trabajando en el desarrollo de proyectos de H2V en América Latina, en particular estamos esperando poder anunciar próximamente la construcción de un proyecto piloto de escala relevante en Uruguay”, complementó Juan Pablo Sartre. 

Justo en dicho país, donde está la casa matriz de Ventus, la compañía ha trabajado junto a más de 50 empresas locales en la búsqueda de soluciones que permitan optimizar su consumo de energía a través de fuentes renovables, mediante la estructuración y construcción de más de 30 parques eólicos o solares. 

Por lo que también están expectantes a lo que pudiera suceder con las licitaciones fotovoltaicas anunciadas por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para los próximos meses del año. 

Licitaciones en puerta: Uruguay tendrá nuevos pliegos renovables en los próximos meses

Repercusiones del mercado entre privados en Uruguay

El pasado 7 de diciembre, las empresas Coca-Cola FEMSA y Atlántica Sustainable Infrastructure firmaron el primer contrato PPA entre privados del país para el Parque Solar Albisu I (14 MWp de potencia), proyecto que fue desarrollado, construido y estructurado por Ventus y que podría abrir las puertas a más proyectos de esa índole. 

Nos llena de alegría haber podido llevar adelante la estructuración y construcción del proyecto. Es muy importante que las empresas uruguayas de gran porte puedan elegir entre más de una opción en el mercado, y así ser más competitivas”, subrayó el entrevistado. 

“Más allá de este hito, existen importantes desafíos a nivel regulatorio que permitan y fomenten la libre competencia. Pero desde la empresa continuaremos trabajando para poder seguir llevando competitividad a través del uso de energías renovables”, concluyó.

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«Licitaciones bien hechas son más que urgentes para la sostenibilidad de sistema y de la economía a largo plazo»

Honduras está en alerta por apagones y racionamientos de energía. Para hacer frente a esta situación la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) anunció que están incorporando nueva capacidad en motores a diésel.

Ahora bien, desde el sector privado advierten una necesidad de mayor transparencia a las decisiones de contratación tanto las temporales como las de largo plazo que se realicen para la sostenibilidad del sector.

“Si bien es bueno que se estén tomando medidas para evitar los razonamientos o los apagones no está claro bajo qué esquema lo están haciendo, aparentemente son arrendamientos, pero no lo sabemos con certeza”, declaró José Antonio Morán Maradiaga, gerente general de Energy Services Company Honduras (ESCO Honduras).

Esta falta de claridad genera preocupaciones sobre el posible impacto en la situación de cada participante del mercado. Por lo que José Morán subrayó la importancia de conocer además los costos de contratación para anticipar cómo éstos afectarán a las finanzas de la ENEE y a las tarifas eléctricas.

En conversación con Energía Estratégica, el referente de ESCO Honduras hizo hincapié en que las soluciones a las problemáticas del sistema no pueden depender únicamente de medidas temporales como la incorporación de capacidad de generación térmica y argumentó que la solución definitiva radica en una planificación orientada al fortalecimiento de las redes de transmisión y la incorporación de generación de menores costos.

Para lograr esto de manera efectiva, José Morán -quien cuenta con más de 32 años de experiencia en el sector- enfatizó la necesidad de licitaciones adecuadas que reduzcan los riesgos para los inversionistas y permitan la instalación de tecnologías más eficientes.

«Licitaciones bien hechas son más que urgentes para la sostenibilidad del sistema y de la economía a largo plazo», sostuvo.

Desde su óptica, Honduras tradicionalmente convoca a licitaciones bajo condiciones de emergencia y que requieren que la energía, en el mejor de los casos, entre en seis meses o un año restringiendo el suministro a motores o turbinas que tienen un costo variable alto, dejando al país en desventaja en un mercado regional donde otros países también requieren energía de emergencia, aumentando los costos de adquisición.

Morán, quien también tuvo un paso como comisionado en el ente regulador de energía, además se refirió a la necesidad de que se promuevan soluciones de autoconsumo solar y microrredes para la resiliencia de la red y destacó los avances de la nueva gestión en estos campos.

“Pronto, se va a aprobar una tarifa de compra de excedentes para los usuarios autoproductores. Esas son muy buenas noticias y es parte de la solución hacia ahí tenemos que ir”, consideró.

Y concluyó: “La solución a los problemas que tiene el sector eléctrico de manera histórica es cierto que una parte viene por medio de la ENEE -a través de las inversiones en en mejora de la red y generación propia-, otra parte también por medio de las licitaciones para terceros pero también creo que hay que hacer todavía un trabajo para poder lograr soluciones del lado de la demanda como la autoproducción, el promover microrredes y almacenamiento que ayuden no solamente a garantizar el suministro para los usuarios, sino que puedan también de alguna manera contribuir a la resiliencia del sistema eléctrico de manera integral”.

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Bunge anuncia un acuerdo con Genneia para el uso de electricidad renovable en sus plantas en Argentina

Bunge, empresa mundial en agronegocios, alimentos e ingredientes, firmó un acuerdo de 10 años con Genneia para el abastecimiento de electricidad renovable en sus plantas de Campana, Ramallo, San Jerónimo Sud y TFA (Terminal de Fertilizantes Argentinos S.A.) en Puerto General San Martín, en Argentina, a partir de marzo de 2024.

El acuerdo prevé el abastecimiento del 58 % del consumo total de electricidad anual de esas plantas y alrededor del 40 % de la electricidad total consumida por Bunge en Argentina. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia conformado por parques eólicos y solares de la compañía.  

Una de las formas en que Bunge planea cumplir con sus objetivos basados en la ciencia (SBT) -que exigen una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para 2030- es a través del aumento del uso de la energía eólica, solar y otras fuentes de electricidad renovable.

En relación con este acuerdo, Verónica Imoda, Directora de Operaciones Industriales en Argentina, expresó: “En Bunge, la sustentabilidad es un aspecto clave de nuestra estrategia, y estamos comprometidos a hacer nuestra parte implementando medidas concretas que disminuyan nuestra huella de carbono, a la vez que seguimos trabajando para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes y combustibles de manera inocua y sustentable”.

Como respuesta a un mercado en crecimiento y en constante evolución, desde Genneia ofrecen un conjunto de soluciones sustentables, que se adaptan a las necesidades y desafíos energéticos de su amplia cartera de clientes. «Nos enorgullece acompañar a Bunge en su camino hacia la transición energética abasteciendo con energía renovable a sus plantas en Argentina. Esta acción nos permite continuar afianzando nuestro liderazgo en el mercado corporativo, principal pilar de crecimiento de las energías renovables en nuestro país”, afirmó Bernardo Andrews, CEO de Genneia. 

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, continúa acompañando así a sus clientes en la descarbonización de sus operaciones y reforzando a la vez su liderazgo en el sector, donde logró superar 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

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El gobierno adelantó que las tarifas para los usuarios residenciales de Edenor y Edesur subirán hasta un 150%

La Secretaría de Energía adelantó a través de un comunicado que las tarifas residenciales para los usuarios de Edesur y Edenor subirán hasta un 150%, aunque aún no publicó en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios.

Los usuarios del Nivel 1, altos ingresos, que percibían una factura de $13.900 comenzarán a pagar $34.332, es decir, tendrán un incremento del 150% en sus boletas, considerando un consumo promedio de 380 KV/h por mes. En el caso de los usuarios N2, bajos ingresos, para un mismo nivel de consumo y periodo, la factura pasará de $4.360 a $7.415, lo que representa una actualización del 70%.

Por su parte, los usuarios N3, de ingresos medios, que hasta el momento abonaban $4.783 comenzarán a pagar $7.850, equivalente a una diferencia de 65%. Además, el comunicado señala que en esta clase de usuarios, en caso de superar los 400 KW/h mensuales, si el consumo alcanzara los 600 KW/h el monto pasaría de $14.600 a $34.000, es decir, un 130% de diferencia en la reconfiguración tarifaria.

Tarifas

Desde Energía precisaron que las tarifas fijadas tendrán vigencia transitoria de un año, mientras se lleva a cabo la revisión tarifaria quinquenal (período 2024-2028) para garantizar la ejecución de inversiones que requieren de mayor tiempo de amortización y fortalecer la calidad del suministro a los usuarios.

Asimismo, indicaron que para mantener el valor real de la tarifa transitoria se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir de abril. También que estas medidas se implementan de manera gradual, de forma que los usuarios residenciales categorizados como N2 y N3 sean afectados en menor medida, pendientes de una audiencia para la reasignación de subsidios que se llevará a cabo este mes.

, Loana Tejero

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Inician el traslado de caños para la reversión del Gasoducto Norte

. Los primeros caños para la reversión del Gasoducto Norte comenzaron a ser trasladados desde la planta de Tenaris SIAT -ubicada en la localidad bonaerense de Valentín Alsina- al entro de acopio en la provincia de Córdoba, informó Enarsa.

Se trata de lotes de tubos con costura de 36 pulgadas de diámetro y 12 metros de largo de un total de 10.000 que se encuentran en proceso de producción y demandarán unos 2.500 viajes en camión. Estos caños serán destinados al Gasoducto de Integración Federal Tío Pujio- La Carlota, una de las obras que forman parte del proyecto, junto con la reversión de 4 plantas compresoras y la construcción de un loop (tendido paralelo) al Gasoducto Norte.

Este primer despacho de caños tiene lugar tras la firma de los contratos para los tramos 2 y 3 de la reversión del Gasoducto Norte, realizada el 26 de enero.

Cabe destacar que la reversión del Gasoducto Norte es una obra complementaria al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK) para llevar el gas de Vaca Muerta a las industrias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy, para la generación de energía eléctrica, la conexión de nuevos hogares y el desarrollo a escala de nuevas actividades industriales, especialmente la minería de litio.

Asimismo, con esta obra se logrará un importante ahorro de divisas y se podrá exportar gas a países de la región, destacó Enarsa.