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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.

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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.

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Energía “recompone” tarifas de Edenor y Edesur entre 65 y 150%, con ajuste mensual

La Secretaría de Energía de la Nación dispuso subas tarifarias para el suministro de electricidad en el Area Metropolitana de Buenos Aires (Edenor y Edesur) que varían, según las categorías de usuarios finales, entre el 65 y el 150 por ciento respecto de las actualmente vigentes.

Los nuevos cuadros se detallan en resoluciones del ENRE y regirán por un año, mientras se lleva a cabo la Revisión Tarifaria Integral para el período 2024/2028. Pero se puntualizó que “a fin de mantener el valor real de la tarifa transitoria, se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir del mes de abril”.

Energía comunicó que “con el objetivo de reducir las transferencias desde el Estado Nacional hacia el sector eléctrico y promover un equilibrio económico sostenible, mediante las resoluciones ENRE, dictadas en el día de hoy -tras haberse celebrado las correspondientes audiencias públicas-, se han adoptado medidas inmediatas para que las tarifas de los usuarios finales, en sus diferentes categorías (Residencial, General y Grandes Demandas), sean acordes al costo del suministro y se pague por su uso como cualquier otro bien”.

Estas medidas, se indicó, 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.

La Secretaría a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo señaló que en términos de puntos porcentuales relativos (la comparación de los actuales valores con los que regían hasta ahora) no puede indicarse un único incremento generalizado porque, 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.

En términos absolutos, se describió, cabe destacar que para tarifas promedio, considerando un consumo promedio de 380 KV/h por mes, en el caso de los usuarios N1, una factura de $ 13.900 pasará a pagar $ 34.332, lo que representa un incremento del 150 por ciento.

En el caso de los usuarios N2, para un mismo nivel de consumo y periodo, pasará de $ 4.360 a $ 7.415, lo que representa una actualización del 70 %; y en caso de los N3, pasará de $ 4.783 a $ 7.850, equivalente a una diferencia de 65 por ciento.

No obstante, cabe señalar 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, puntializó Energía.

Las tarifas fijadas tendrán vigencia transitoria de un año, mientras tanto se lleva a cabo, conforme a la Ley 24.065, 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.

A fin de mantener el valor real de la tarifa transitoria, se aplicará un mecanismo de ajuste mensual que empezará a regir a partir del mes de abril, sostuvo Energía, en coincidencia con pedidos que en tal sentido realizaron las empresas en la audiencia pública convocada por el ENRE.

Energía justificó la decisión señalando 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) establecer las bases para promover la inversión privada”.

“El Gobierno Nacional continuará trabajando con este proceso de normalización del sector eléctrico para lo cual, en el futuro inmediato: a) adoptará medidas para recomponer el funcionamiento del Mercado Mayorista, para que la oferta interactúe libre y competitivamente con la demanda; b) procederá a la reasignación de subsidios para dar asistencia a quienes tienen menor poder adquisitivo; c) promoverá y ayudará a los usuarios de altos consumos para que realicen un uso responsable y eficiente de la energía mediante programas de eficiencia energética”.

Energía describió que “desde el período 2019-2023, las tarifas eléctricas permanecieron estáticas, apenas recibiendo ajustes puntuales que resultaron insuficientes frente a una inflación estructural que alcanzó un acumulado de 1,071 % durante dicho periodo”. “Esta falta de actualización, contribuyó a distorsionar los costos reales del suministro eléctrico, afectando tanto a usuarios como al funcionamiento técnico y recaudatorio del sistema en su conjunto”, agregó.

“Se han fijado nuevos cuadros tarifarios para los usuarios finales, con el fin de recuperar el funcionamiento técnico y recaudatorio del sector eléctrico. Esto va a contribuir a restablecer la estabilidad técnica y financiera de un sistema que ha sufrido décadas de desinversión y congelamiento tarifario, con consecuencias evidentes tanto en su funcionamiento como en su sostenibilidad” resumió Energía.

“Es fundamental para el crecimiento del país contar con un sector eléctrico recuperado y sostenible. Para eso recordamos a los usuarios la necesidad de hacer un uso responsable y eficiente de la energía. Sin energía no hay crecimiento posible”, remarcó la Secretaría.

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Enarsa suspendió la subasta que se iba a realizar este viernes para exportar gas a Brasil desde Vaca Muerta

La empresa estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) suspendió la subasta que se iba a realizar este viernes 16 de febrero para exportar gas al sur de Brasil. La compulsa se había anunciado este miércoles y se iba a realizar a través del Mercado Electrónico de Gas S.A. (Megsa). Los envíos de gas natural de Vaca Muerta eran para la empresa Ambar Uruguaiana Energía. “Oportunamente se informará nueva fecha” de la subasta, comunicaron desde Megsa.

La exportación estaba prevista para el período que va del 21 de febrero al 30 de abril. Iban a competir productores y comercializadores de gas, como se hace habitualmente en el mercado electrónico. La subasta estaba prevista para este viernes a las 11 de la mañana. Una fuente que conoce el sector de gas consultada por EconoJournal señaló que “la suspensión pudo ser por una disidencia en las condiciones de la exportación”. De todos modos, aclaró que “no es la primera vez que suceden estos idas y vueltas”.

El gas que Enarsa iba a exportar era para abastecer a la Central Térmica de Uruguaiana que opera Ambar, empresa del grupo J&F, el conglomerado privado más grande de Brasil. En 2022 Enarsa y Ambar firmaron un contrato de abastecimiento en condición interrumpible de hasta 2.400.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas para la generación térmica de la planta de 640 MW ubicada en el estado de Río Grande do Sul.

La Central Térmica Uruguaiana perteneció hasta 2021 a la compañía AES. Luego fue adquirida por la firma argentina Saesa, que comercializa gas natural. En septiembre de 2022, Saesa le vendió la central térmica a Ambar del gigante brasileño J&F.

Megsa

Los productores y comercializadores de gas en la Argentina habitualmente presentan distintas ofertas a la estatal Enarsa en el mercado electrónico del Megsa. La iniciativa ganadora, que presenta el precio mínimo, abastece con gas durante un período determinado.

Por ejemplo, el año pasado la subasta que Enarsa realizó en agosto para exportar gas a Uruguay la ganó la compañía petrolera Oilstone Energía. En esa oportunidad, logró el abastecimiento para que Enarsa exporte 350.000 m3/d en firme a la empresa uruguaya Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) en septiembre. Oilstone Energía ganó con un precio mínimo de 6,27 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) antes otras 13 ofertas que se presentaron en el Megsa.

, Roberto Bellato

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Genneia abastecerá energía renovable a plantas de Bunge

. Bunge, líder 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”.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, sostuvo que “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”.

Genneia, compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, continúa acompañando a sus clientes en la descarbonización de sus operaciones. Recientemente la Compañía logró superar 1 GW (1004 MW) de capacidad instalada, un hito sin precedentes en el país.

Acerca de Bunge

En Bunge (NYSE: BG), nuestro propósito es conectar a los productores con los consumidores para proporcionar al mundo alimentos e ingredientes esenciales y combustibles. Con más de dos siglos de experiencia y una escala global inigualable, trabajamos para fortalecer la seguridad alimentaria a nivel mundial, y aumentar la
sostenibilidad donde operamos, señaló la Compañía.

Como líder mundial en el procesamiento de oleaginosas y principal productor y proveedor de aceites y grasas vegetales especiales, valoramos nuestras asociaciones con los productores para llevar productos de calidad desde el lugar donde se cultivan hasta donde se consumen.

La compañía tiene su domicilio legal en Ginebra, Suiza, y su oficina corporativa principal se encuentra en St. Louis, Missouri. Cuenta con más de 23.000 empleados que trabajan en más de 300 plantas situadas en más de 40 países.

Acerca de Genneia

Genneia es compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19 % del total de la potencia instalada, alcanzando el 21 % de la generación de energía eólica y el 12 % de la solar.

Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable. Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024.

Entre sus tres parques solares, Genneia además cuenta con 220 MW de capacidad instalada, conformados por 520.000 paneles solares.

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Vista incrementó su producción un 14%

Vista, el segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, informó hoy a los mercados que sus reservas probadas y estimadas (P1) de petróleo y gas, al 31 de diciembre de 2023. Los resultados reflejaron un aumento interanual del 27%, totalizando los 318.5 millones de barriles de petróleo equivalente. Durante el cuarto trimestre de 2023, la compañía reportó una producción diaria promedio de 56.353 barriles diarios de petróleo equivalente, un aumento del 14% respecto al trimestre anterior.

Desde la compañía destacaron que estos resultados fueron impulsados por la puesta en producción de 11 pozos nuevos en Bajada del Palo Oeste. La producción de petróleo fue de 48.469 barriles diarios, un aumento del 17% trimestre contra trimestre.

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, afirmó que «durante 2023, logramos avances significativos en el desarrollo de nuestras áreas en Vaca Muerta. Los resultados obtenidos en nuestro bloque Bajada del Palo Este nos permitieron de-riskear una importante extensión de nuestro acreage, lo que tuvo un impacto sustancial en las adiciones de reservas probadas».

Además, enfatizó: «Nuestro objetivo principal sigue siendo fortalecer nuestra posición de liderazgo en la generación de un crecimiento orgánico y rentable».

Reservas

Las adiciones de reservas P1 totalizaron 85.5 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que representa un índice de reemplazo de reservas del 458%.

Las reservas probadas de petróleo y gas de Vista en el bloque Bajada del Palo Oeste, en Vaca Muerta, se estimaron en 221.8 millones de barriles de petróleo equivalente.
Desde la compañía destacaron que «Vista se ha consolidado en Vaca Muerta como un operador de bajo costo y enfocado íntegramente en el desarrollo de petróleo no convencional».

Para 2026, la empresa proyecta alcanzar una producción de 100.000 barriles diarios de petróleo equivalente y, para 2030, estima una producción de 150.000 barriles diarios de petróleo equivalente.

, Redaccion EconoJournal

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Por qué la energía renovable, además de limpia y barata, es un recurso democratizador

La posibilidad de autogeneración, participación de usuarios residenciales y una mayor descentralización a partir de emprendimientos de menores dimensiones que las centrales térmicas, nucleares e hidroeléctricas, otorgan a las energías renovables un perfil más democratizador que el que puedan ofrecer las tradicionales.

Así lo sostuvo el representante del Comité Solar de la Cámara Argentina de Energías Renovables (Cader), Marcelo Álvarez, quien a su vez resaltó la “buena predisposición” del equipo de funcionarios de la Secretaría de Energía, encabezados por Eduardo Rodríguez Chirillo.

En diálogo con Télam, Álvarez puso de relieve los beneficios que los proyectos de energías renovables (solar, eólica, biomasa y pequeños emprendimientos hidroeléctricos) aportan a la sociedad en general con “un sistema eléctrico más limpio, más barato y más democrático”.

La condición de un recurso limpio está implícita en una modalidad de generación renovable que no se vale del uso de combustibles fósil y, por ende, no es contaminante, en tanto la significativa baja en los costos de producción e instalación también la ha convertido en una opción más económica que las tradicionales, al contrario de lo que ocurría hace pocos años.

Pero el directivo de Cader agregó como tercera característica el perfil democrático, en la medida que le permite a la sociedad “tener la energía más descentralizada, con autogeneración y descentralización, mayor desarrollo de las economías regionales y mejor participación de los actores residenciales”, algo que puede comprobarse, por ejemplo, con la instalación de paneles solares y pequeños aerogeneradores domiciliarios en muchos hogares europeos.

Asimismo, “cuando se ve generación distribuida con renovable en el mundo, se ve que además ese jugador es más eficiente en su consumo, porque empieza a ver en la factura que no solamente paga la electricidad que compra de la distribuidora, sino lo que él mismo inyecta”, planteó.

Álvarez señaló que, en el nuevo paradigma energético, el usuario responsable “empieza a consumir fuera de los horarios pico, a diversificar y descentralizar, a hacer los electrodomésticos más eficientes, a fijarse en el etiquetado”.

“Todo lo que mostró la generación distribuida alrededor del mundo es que ese actor se vuelve más eficiente y que toma decisiones activas en la matriz energética”, ponderó.

De todos modos, advirtió que esa transición no está exenta de complicaciones, porque “cada vez que se transforma algo transversal, como la energía, van a verse afectado distintos jugadores”.

Al respecto, señaló que “el sector que se va a ver más afectado con una necesidad de transformación (no desaparición, porque es gradual el proceso de sustitución), obviamente es el gas, pero no es el único”, en un proceso en el que “se va a tener que trabajar con los gremios” y que “la construcción y el transporte van a demandar muchos cambios”.

“Si se ve la oportunidad, se va a generar una sociedad más limpia, más inclusiva, con más empleo, pero toda transformación hace que crujan las estructuras y que algunas tengan que transformarse. Y obviamente los que tienen que transformarse a veces son más proclives a transformaciones y a veces son más resistentes”, analizó.

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“Si no modificamos el nivel de consumo, no habrá grandes cambios en lo ambiental”

Las energías renovables pueden disminuir el impacto ambiental inmediato en el lugar donde se utilizan pero traccionan actividades como la minería, que extrae recursos que son finitos, por lo que “si no se modifica el modelo de producción y consumo no van a haber grandes cambios en lo ambiental”, advirtió el ingeniero especialista en energía renovables Sebastián Gortari.

En 1982 Gortari se recibió de ingeniero nuclear en el Instituto Balseiro de la Universidad Nacional de Cuyo; al año siguiente, con el retorno de la democracia se cerró el Plan Nuclear.

“Yo estaba aquí en el Centro Atómico Bariloche, a escasa distancia de mi oficina funcionaba un reactor nuclear y a cinco kilómetros había gente que vivía al lado de un río y no sabía cómo regar su huerta. Eso me produjo un shock; decidí dedicarme a abordar problemas concretos y más cercanos y me aboqué a la electrificación rural y el agua”, contó a Télam-Confiar.

Desde entonces, Gortari ha trabajado en diferentes proyectos, muchos de ellos junto a su hermano Miguel, que estaba a cargo del plan de promotores sociales del Obispado de Río Negro y vivía en la localidad de Ingeniero Jacobacci.

En la actualidad, además de brindar capacitaciones sobre instalación de bombas solares y otros métodos de extracción de agua de pozo en los territorios, el ingeniero es jefe de la Sección Conversión y Uso Racional de la Energía de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y profesor de Energías Renovables en la Extensión Áulica Bariloche de la Facultad Regional Buenos Aires de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN.BA).

Télam-Confiar: ¿Cómo llega a trabajar en electrificación de las zonas rurales?

Sebastián Gortari: Tengo un hermano que trabajaba en Jacobacci, Miguel, con quien hablábamos sobre los problemas de las zonas rurales en cuanto a la falta de energía y, por supuesto, el tema del agua: cómo bombearla, aumentar el caudal, llevarla adentro las casas y almacenarla, porque todo se hacía con bastante precariedad.

Al principio apuntamos a la energía eólica y llevamos adelante un proyecto de construcción de molinos para bombeo de agua que funcionaron muy bien pero no prosperaron debido al deterioro de las condiciones de vida de los pobladores rurales: cada vez menos ingresos, campos deteriorados, poco apoyo desde los gobiernos locales (falta de caminos, escuelas, electrificación, etc.) y los jóvenes migrando a la ciudad por esas mismas razones.

Luego apareció un programa de electrificación a partir de paneles solares. El panel solar es muy bueno para quien lo recibe, con muy poca potencia hay un cambio importante en la vida de la gente pero no suficiente para revertir las condiciones adversas que nombramos. Y en términos de producción nacional, con los paneles solares no se genera mucho trabajo porque lo único que se puede hacer es comercializarlo e instalarlo.

Con los molinos, en cambio, tenés la posibilidad de construirlo y llevar adelante su mantenimiento, lo que podría generar trabajo local.

Un problema común a aerogeneradores y paneles solares es que al cabo de algunos años hay que cambiar las baterías, eso es muy costoso y entonces muchas instalaciones quedan abandonadas. Es decir, cualquiera de estas opciones, sin un acompañamiento estatal, termina no sirviendo.

Insisto en que a quienes se les instala les cambia realmente la vida y uno apuesta a ir construyendo ese mundo que soñamos por lo que participamos en esos procesos, pero estas acciones aisladas, sin cambios de fondo, son como poner curitas a un enfermo terminal.

T-C.: ¿Las energías renovables pueden ser una salida frente a la crisis climática?

S.G.: Las energías renovables pueden transformarse en una espada de doble filo ya que transmiten a la gente que con ellas podemos encontrar la salida a la crisis climática y ambiental, pero si no cuestionamos nuestro modelo de producción y consumo no vamos a tener grandes cambios.

Hay lugares donde son necesarias y prácticamente la única alternativa, como por ejemplo, para darle luz o agua a familias aisladas; pero si se está cerca la red eléctrica la verdadera contribución es consumir menos y no tanto usar energías renovables.

A nivel de abastecimiento urbano puede generar mejoras del aire que respiramos en un lugar determinado pero todo lo que se promete por su uso es totalmente cuestionable y sobre todo está motivado porque detrás de ellas hay grandes negocios.

Además, las energías renovables traccionan tremendamente la actividad minera que mucha gente bien intencionada cuestiona, por la gran cantidad de materiales que se utilizan para desarrollarlas.

T-C: Por ejemplo…

S.G.: Voy con uno sencillo: para reemplazar la energía que genera un reactor nuclear de 1GW se necesitan, por ejemplo, aerogeneradores por cuatro veces esa potencia. El reactor tiene un sólo generador eléctrico con los materiales que corresponde (cobre, hierro, etc.) y funciona prácticamente durante todo el tiempo. Mientras que para generar la misma energía con los aerogeneradores necesitamos al menos 4 veces la cantidad de esos mismos materiales, con el agravante que además no disponemos de esa potencia cuando la necesitamos sino cuando el viento se digna a soplar…

En una país como el nuestro, donde el grueso de la electricidad se genera con combustibles fósiles, un colectivo eléctrico mejoraría el aire de los habitantes de la ciudad pero en términos energéticos demanda a la larga más energía primaria al país que funcionando con el motor gasolero; entonces mejora la calidad de aire del lugar donde circula pero las emisiones de gases de efecto invernadero ocurren en la central que está produciendo la energía eléctrica para cargar las baterías del colectivo. Tenemos que sumar además, del lado del debe, la minería y la contaminación asociada a las baterías del vehículo.

T-C: ¿Puede haber una minería sustentable?

S.G.: Hay minería desde hace miles de años y todos tenemos -o queremos tener- celular, computadora, auto y gas natural, todo bienes imposibles sin la minería. Respecto a esto yo tengo una posición diferente a la de muchas y muchos colegas y es que no deberíamos oponernos a priori, sino que hay que estar muy informado y participar en la discusión acerca de cómo se hace, acompañar ese proceso y mejorar así nuestras posibilidades de controlar cómo se lleva adelante. Incluso podés decir ‘no queremos que esto se haga así’. Pero estamos en una encrucijada, la encrucijada del capitalismo, que sin consumo se muere.

T-C.: ¿Cuál es la salida entonces?

S.G.: El camino no le gusta a nadie. Todas las especies si se reproducen y se reproducen van a generar crisis de recursos. Pero, más allá de eso, habría que pensar que se puede vivir muy bien sin muchas de las cosas que tenemos, como por ejemplo, la “necesidad” de viajar.

Cuando fue la pandemia la atmósfera mejoró un montón en poco tiempo. Eso nos mostró el camino, no tendríamos que estar encerrados, claro, pero sí bajar el nivel de actividad, dejar de movernos tanto, sobre todo con fines turísticos y de la manera que lo hacemos.

Muchas veces se le echa la culpa al clima de cosas que son efecto del accionar humano: por ejemplo, aquí en el sur, en relación a muchos de los incendios que se producen, se habla de la falta de lluvias pero no de la sobrecarga en las línea de eléctricas, fuegos mal apagados, excesos de turismo y la imposibilidad de su control; o a veces las inundaciones en Córdoba, donde el origen está más vinculado al reemplazo del monte nativo por un monocultivo que no consume casi nada de agua y entonces caen tres gotas y ya tenés todo inundado.

La razón no son las inclemencias climáticas, como suele aparecer en los medios, sino lo que nosotros hacemos con el territorio.

*Esta nota es una producción de Télam-Confiar, una plataforma con información especializada en ciencia, salud, ambiente y tecnología (www.telam.com.ar/confiar).

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Adorni destacó inversión de empresa israelí en litio como “muestra de confianza” en la Argentina

El vocero presidencial, Manuel Adorni, destacó el anuncio de la compañía israelí Xtralit de una inversión de US$ 104 millones para el desarrollo de emprendimientos de explotación de litio en el noroeste del país.

Al hablar en una conferencia de prensa en la Casa Rosada, Adorni sostuvo que la inversión es una muestra de “la confianza que está generando en el mundo el camino que está transitando la Argentina”.

Los directivos de Xtralit, una startup israelí que desarrolla un método de extracción directa de litio de recursos acuosos, formularon el anuncio luego del encuentro que mantuvieron el 8 de febrero en Tel Aviv con la canciller Diana Mondino, en el marco de la visita oficial que realizó el presidente Javier Milei.

Mondino dialogó en esa ocasión con el co-fundador & CEO de la empresa, Simon Litsyn, la co-fundadora & VP de Administración Marina Akselrod, y el director para América Latina, Gerardo Tyszberowicz.

Según lo indicado por Xtralit en un comunicado, la compañía también desplegará tecnología y abrirá un laboratorio de investigación en el país.

La compañía busca extraer litio de salares con concentraciones minerales bajas, con un método “económicamente viable y respetuoso con el medioambiente”.

El diálogo de Mondino con los empresarios giró sobre la tecnología que la compañía aplica en decenas de recursos litíferos a nivel global, que incluyen varios salares de la Argentina.

En ese sentido, la empresa ha adquirido ya una amplia experiencia en la extracción de litio de fuentes acuosas, en particular en el Mar Muerto.

Durante el encuentro, XtraLit confirmó que planea abrir durante 2024 su primer laboratorio en la Argentina y contratar localmente personal científico para poder comenzar la ejecución de esos proyectos.

Según la empresa, la tecnología de XtraLit -gracias a su capacidad de extraer el metal aún de reservas con muy baja concentración- podría permitir un aumento en la producción de litio en Argentina y poner en valor económico áreas no explotadas en provincias por fuera de Catamarca, Salta y Jujuy.

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La empresa israelí XtraLit desembarca en el negocio del litio en el NOA

La compañía XtraLit, que se dedica a desarrollar tecnología de extracción directa de litio, anunció que realizará inversiones por US$ 104 millones en el país.

El proyecto pretende “expandir las fronteras del litio argentino”, mediante la puesta en producción de salares que actualmente no son económicamente viables, como así también la extracción de litio contenido “en el agua producida de petróleo y gas, o de salmueras geotérmicas”, indicó la empresa israelí en un comunicado.

El anuncio se dio luego de una reunión de los dueños de XtraLit con la canciller, Diana Mondino, quien acompañó al presidente argentino, Javier Milei, en su gira internacional por Israel, Italia y el Vaticano.

XtraLit es una compañía israelí fundada en 2021 que se dedica a desarrollo de la tecnología para la extracción directa de litio y se convirtió en la primera empresa israelí que desembarca en el mercado de litio del país.

Según publicó la agencia NA, Simon Litsyn, cofundador y CEO de XtraLit, afirmó que “la combinación del gran potencial argentino con los resultados excepcionales que nuestra tecnología ha demostrado en salares de relativamente baja concentración en Salta y Catamarca nos ha impulsado a invertir nuestra tecnología y capital en el país”.

XtraLit planea además la apertura de una instalación para producir ferrofosfato de litio, un material catódico de gran demanda en la industria de las baterías. Y también la construcción un laboratorio de I+D dirigido por científicos argentinos.

Por su parte, Gerardo Tyszberowicz, director para América Latina de XtraLit, señaló que “si bien apenas estamos iniciando este camino en la Argentina con esta inversión de u$s104 millones, esperamos permanecer activos y buscando nuevas oportunidades extra que permitan al país alcanzar el podio de los productores mundiales de litio”. 

Argentina hoy es el cuarto productor de litio a nivel global, detrás de Australia, China y Chile, pero en los próximos años puede desplazar al país andino y pasar de producir 34.000 toneladas a casi 260.000 toneladas con más de U$S 7.000 millones en nuevas inversiones.

Actualmente existen dos proyectos en la provincia de Jujuy, un proyecto en Catamarca y otro de escala menor en Salta, más cinco que están hoy en etapa de construcción. También hay otras 15 obras en etapa de exploración.

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Fénix es fundamental para la industrialización de los hidrocarburos de la provincia, destacó Melella

El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, destacó la instalación de la plataforma de producción del proyecto gasífero Fénix y consideró que es un paso fundamental para la industrialización de los hidrocarburos de la provincia y el proyecto en desarrollo más importante de gas convencional de la Argentina.

“Tierra del Fuego es una tierra con mucho potencial en sus recursos naturales, y hoy esta inversión de un grupo empresario argentino y extranjero de más de 700 millones de dólares es una gran noticia, no solo para nuestra provincia, sino para todo el país”, destacó Melella.

Ayer la empresa internacional TotalEnergies anunció que completó la instalación de la plataforma de producción del proyecto gasífero Fénix, frente a las costas de Tierra del Fuego.

El proyecto implicó una inversión de US$700 millones por parte de la firma internacional y le permitirá un aporte de hasta 10 millones de metros cúbicos (m3) de gas diarios para abastecer la demanda local.

Además, la compañía concluyó la segunda etapa con el arribo del deck (parte superior de la plataforma) desde Italia hacia la costa fueguina y su instalación en el Mar Argentino.

Una vez puesto en producción, Fénix suministrará al mercado argentino de gas con hasta 10 millones de metros cúbicos por día, lo que representa entre el 8% y 10% de la producción actual de gas del país.

— Gustavo Melella (@gustavomelella) February 13, 2024

La siguiente etapa, comunicó la empresa, será la conexión con el gasoducto a la plataforma Vega Pléyade y la perforación de los tres pozos.

En ese marco, Melella sostuvo que la plataforma Fénix representa “un paso fundamental para la industrialización de los hidrocarburos fueguinos” y subrayó que “está consolidándose en nuestra provincia la mayor inversión de un proyecto de gas convencional en la Argentina”.

El ministro de Energía de la provincia, Alejandro Aguirre, recordó que “una vez puesto en producción, Fénix suministrará al mercado argentino de gas con hasta 10 millones de m3 por día, lo que representa entre el 8% y 10% de la producción actual de gas del país, aportando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día para abastecer la demanda local”.

Por último, la firma aseguró que el aporte de Fénix se traducirá en un ahorro significativo de divisas reemplazando la importación de gas natural licuado (GNL) y gas, lo que impactará positivamente en la balanza comercial del país.

Fénix permitirá un ahorro de entre 10 y 15 barcos durante el periodo invernal, lo que equivale a un 25% de las importaciones de GNL.

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Convocan a las primeras empresas para prestar servicio en la incipiente industria petrolera de Mar del Plata

De cara a las tareas de perforación que comenzarán en abril próximo en el pozo Argerich, el Municipio de General Pueyrredon lanzó una convocatoria para empresas de Mar del Plata y la región que puedan prestar servicios e insumos a la industria offshore.

A través de un comunicado, el Gobierno que conduce Guillermo Montenegro en conjunto con el Clúster de Energía de Mar del Plata convocan a pequeñas y medianas empresas (pymes) e interesados, de toda la región, en ofrecer servicios e insumos para la actividad Offshore. Quienes quieran inscribirse deben completar el siguiente formulario bit.ly/registrooffshore .

Desde la Comuna local explicaron que “esta propuesta brindada por el Municipio permite incorporar oportunidades de empleo de calidad, crecimiento y desarrollo local, en lo económico, en la productividad y la innovación” y que la convocatoria alcanza también a secretarios de Producción de la región.

Según replicó el sitio 0223, el secretario de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada, Fernando Muro, explicó que el registro está abierto a “pequeñas y medianas empresas que puedan prestar servicios a la industria en diferentes rubros”. “No importa el tamaño de la empresa, puede ser una micropyme“, aseguró.

El funcionario del Gabinete municipal confió que la búsqueda abarca a todo el sudeste de la provincia de Buenos Aires y está orientada en conformar un mapa de la región sobre los rubros que pueden atener a la industria offshore dado que “es muy amplia la cadena de valor que va a desarrollar esta industria y va a haber una demanda muy grande”.

Metalmecánica, logística, transporte, soldadura naval, astilleros, buceo táctico, provisión de alimentos, construcción, comunicaciones, equipamiento tecnológico, servicios de ingeniería, consultoría, indumentaria de trabajo, provisión de combustibles, ferreterías, servicios educativos y química, enumeró Muro sobre los principales sectores a los que está orientada la búsqueda.

Cómo inscribirse

Las empresas interesadas en inscribirse deberán completar el formulario que figura en el siguiente enlace. Por consultas pueden acercarse de lunes a viernes de  8 a 14.30 a Salta 1842 (5° piso), enviar mail a producción@mardelplata.gov.ar o llamar al 499-7990 (interno 4346) .

En ese sentido, el Secretario de Desarrollo Local, Inversiones e Integración Público Privada Fernando Muro compartió: “La región Mar del Plata tiene todo para convertirse en la base de servicios para la industria del petróleo offshore en las costas bonaerenses. Es fundamental hacer este relevamiento de capacidades que estamos realizando junto con el sector privado y darle un alcance regional, porque el tamaño de la industria hace que brinde oportunidades para pymes de toda la región.”

“Cuando pensamos en proveedores, pensamos en todo tamaño de empresa, micro, pequeña y mediana, que pueden trabajar para esta industria y aprovechar las capacidades instaladas y el potencial industrial de servicios y de productos que tienen nuestra ciudad y nuestra región”, agregó el funcionario.

Por otra parte el presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, Marcelo Guiscardo, destacó la importancia de incorporar compañías regionales para aprovechar al máximo las oportunidades que el desarrollo offshore ofrece. “Es momento de sumarse a este desafío y contribuir al futuro de Mar del Plata como epicentro de la industria”, aseguró.

El Colegio de Ingenieros confirmó que en abril arranca la exploración petrolera offshore

Luego de los retrasos generados en el marco de la exploración petrolera offshore a 300 kilómetros mar adentro de las costas de Mar del Plata, desde el Colegio de Ingenieros de la Provincia de Buenos Aires (CIPBA) dieron a conocer que el plan se pondrá en marcha en abril de este año.

Según confirmaron desde la entidad en las últimas horas, la exploración en el pozo Argerich se llevará a cabo en abril con el arribo del Buque Valaris DS-17, que llevará a cabo las tareas de búsqueda de petróleo en el Mar Argentino. Sus autoridades celebraron este paso y remarcaron que “la potencialidad de generación de recursos y demanda de mano de obra de este proyecto es inédita para la región“.

Por estos días es el buque BGP Prospector contratado por la empresa noruega Equinor el que navega por el pozo ubicado a 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata para realizar las tareas de exploración sísmica en la zona.

El barco Valaris DS 17, que se encargará de realizar la perforación en el pozo, trabaja en la costa de Brasil y, según autorizó la Secretaría de Cambio Climático en julio pasado, tiene previsto avanzar a una profundidad de 1.527 metros al lecho marino y a más de 4.000 metros bajo el suelo entre el 15 de diciembre de 2023 y el 15 de junio de 2024.

Finalizada la evaluación, el pozo sería cerrado de manera permanente con cemento, en cumplimiento de todas las medidas de seguridad necesarias, siguiendo los protocolos para dicha actividad. Dicho proceso llevaría aproximadamente 60 días. En el caso de encontrarse petróleo o gas, el proyecto Argerich I ingresaría en la siguiente etapa, que es la que establece límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido de producción. Luego, en una tercera etapa, se perforarían los pozos para producir petróleo comercialmente.

El área a explorar tiene grandes similitudes geológicas con las costas de Namibia y el inicio de las tareas enciende grandes expectativas después de los hallazgos de importantes dimensiones que se concretaron en África: En el bloque Graff-1, Shell encontró crudo liviano y podría alcanzar los 1000 millones de barriles, mientras que el yacimiento Venus, de la francesa Total, podría albergar hasta 3000 millones.

Los estudios preliminares realizados por YPF consideran que podría existir un yacimiento con capacidad de producir 200 mil barriles de petróleo día, equivalente a casi el 40% de lo que hoy produce el país.

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Río Negro convoca a productores mineros a reinscribirse en el registro provincial

Los productores mineros que operan en Río Negro deben completar la inscripción en el Registro Provincial de Producción Minera, ya que el 28 de febrero vence el plazo para el trámite anual que es de carácter obligatorio, se informó oficialmente.

El formulario de inscripción puede ser descargado de la web oficial de la Secretaría de Energía (www.energia.rionegro.gov.ar) en el botón Oficina Virtual de la Minería Rionegrina, donde también se puede pagar el sellado.

El documento también se puede retirar en cualquiera de delegaciones mineras del organismo rionegrino.

Asimismo, se informó que “es obligatoria la presentación de la Encuesta Anual de Producción Minera antes de la misma fecha”.

Esa información es amparada por el secreto estadístico, por lo que será confidencial y sólo será utilizada con fines estadísticos.

La falta de ese trámite hará que caduquen en forma automática las guías de tránsito de minerales que están en poder de los productores mineros involucrados.

El Registro actual rionegrino está integrado por unos 300 productores la mayoría especializados en la extracción de áridos, y en menor medida se encuentran los productores de bentonita, diatomita y halita.

Al respecto, el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro, dijo que “es un procedimiento de carácter obligatorio que se hace todos los años y nos ayuda a definir las políticas para fortalecer el sector”.

“Se trata de un trámite sencillo para el que se presenta el formulario correspondiente acompañado del sellado del Banco Patagonia, que hoy tiene un valor de $5.000, y se presenta en la mesa de entrada de cualquier delegación de la Secretaría de Minería en la provincia”, concluyó.

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Pymes regionales elaboradoras de biocombustibles piden no cambiar la ley que regula la industria

La Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Cepreb), entidad que agrupa a empresas productoras de biodiesel de Buenos Aires, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, planteó su rechazo a una eventual modificación de la Ley 27.640 que regula la industria para favorecer a las grandes aceiteras concentradas en Santa Fe.

En un comunicado firmado por el director ejecutivo Federico Martelli, la entidad recordó que la norma está vigente y establece un marco normativo de promoción para el sector con vencimiento en 2030, y se trata de un régimen “determinante para la realización de inversiones”.

“Introducir cambios de la magnitud de los planteados en el proyecto original o en otros alternativos que aparecieron durante el tratamiento legislativo implica una variación de las reglas de juego que vulneran la seguridad jurídica que tanto se pregona y pretendemos se institucionalice en Argentina”, advirtió la Cepreb.

Tras manifestar su apoyo a estas iniciativas, la entidad se preguntó “por qué estos instrumentos son aptos para nuevos proyectos y, a la par, hay que destruir uno que está vigente con plazo determinado y genera actividad y empleo en el interior”.

“Observamos con preocupación que (…) otros actores del sector elaborador de biocombustibles, que oportunamente plantearon su negocio por fuera del régimen vigente y con destino al mercado externo, ahora se comportan como paladines de la desregulación cuando lo que quieren es regular a su favor; es decir, propugnan la libre competencia pero eligiendo contra quienes competir”, señaló.

Con el régimen vigente, sostuvo la Cepreb, las pymes que invirtieron en base a él no pueden entrar en un sistema de libre competencia como se pretende.

No pueden hacerlo contra las compañías integradas que tienen una escala hasta 10 veces más grande y su capacidad instalada triplica las necesidades del mercado local; además de ser los productores de la materia prima que estas pymes requieren; ni contra compañías no integradas o de menor tamaño radicadas en el cinturón del Gran Rosario, por la desventaja que implica su emplazamiento lejos del puerto, precisó.

“Nadie podrá demostrar que cambios como los propuestos incrementarán la actividad vía nuevas inversiones en el sector. De hecho la industria del biodiesel tiene una capacidad instalada que triplica el consumo local”, afirmó.

Para la Cepreb, sólo generarán un cambio de reparto “en favor de quienes plantearon inversiones destinos de exportación, en perjuicio de localidades y pueblos del interior” que hoy tienen en las Pymes productoras de biocombustibles actividad y empleo que no pueden reemplazar de un día para otro.

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Proyectan un récord de actividad en Vaca Muerta: cuáles son los principales desafíos que enfrenta la producción no convencional

El 2024 podría ser un año bisagra para el sector energético principalmente en torno al impacto que tendrá la actividad de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Los indicadores y la opinión de los especialistas presentan un escenario favorable y prometedor. Se espera realizar más de 18.000 etapas de fractura, un 22% más que las 14.722 registradas en 2023.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, las operadoras completaron en enero las 1351 fracturas en el segmento shale, un incremento del 31% respecto a diciembre de 2023 y cercano a las 1398 etapas de septiembre del año pasado, mes récord para el segmento de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.

Para alcanzar las metas de este año, se estima que serán necesarios al menos cinco equipos de perforación adicionales en los próximos dos años. Este incremento en la actividad apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de la formación Vaca Muerta.

En este contexto, las inversiones en equipos de perforación y sets de fractura son cruciales. Cada equipo de perforación y set de fractura completo representa una inversión significativa, con un tiempo de retorno estimado a 10 años para las empresas de servicios.

Proyecciones

“Para 2024 se proyecta un incremento importante en la actividad. Para cubrir lo que se tiene planeado faltarían unos cuatro o cinco equipos de perforación. Sin embargo, las empresas deberían traer más, porque el gran salto de la actividad está planeado para el 2025, cuando esperamos que la misma aumente un 30% respecto de lo que se proyecta para 2024”, dijo Fucello en diálogo con EconoJournal.

Para el presidente de la Fundación Contactos Energéticos, durante la primera mitad de 2024 no habrá cambios en la cantidad de equipos. En cambio, el segundo semestre presenta la posibilidad de que se reacondicionen o importen equipos de perforación, junto a otros dos sets de fractura.

“Cada equipo de perforación cuesta 50 millones de dólares. Lo mismo el set de fractura completo. Este tipo de inversiones tiene un tiempo de repago de 10 años para las empresas de servicios, y el ‘bolsillo’ de estas compañías es mucho más chico que el de las operadoras”, sostuvo Fucello.

El cuello de botella de Vaca Muerta se exhibe en la baja cantidad de sets de fractura, con una cifra estática que pasó de ocho a nueve sets en 2023: Halliburton (cuatro), SLB (dos), Weatherford (uno), Tenaris (uno) y Calfrac (uno).

“Lo que se espera este año es que se incorporen dos sets adicionales. Y no creo que este número se modifique hasta 2030”, precisó Fucello.

“Si hoy en día se trajeran estos dos sets de fractura adicionales a Vaca Muerta, probablemente quedarían en espera los pozos nuevos, dado que no hay equipos de perforación. Fue lo que pasó en el pasado: pararon la fractura porque no había más pozos para fracturar”, agregó.

Producción en alza y la necesidad de disponer libremente de dólares

Los expertos del sector estiman que la libre disponibilidad de dólares será una señal clave para atraer las inversiones que precisa la industria y así garantizar la continuidad de la actividad energética.

Diego Martínez, director comercial de Weatherford para la Argentina, Bolivia y Chile, manifestó que el aumento de la producción en Vaca Muerta resulta inevitable. “Este año tenemos que terminar con un superávit en la balanza energética, que será un récord para lo que son los últimos años en la Argentina, en donde veníamos con un déficit, con lo cual no tengo dudas de que la producción -principalmente de gas y de petróleo no convencional- va a seguir subiendo”, dijo a EconoJournal.

“Claramente la producción va a incrementarse. Esta percepción está ligada a la eficiencia que están logrando la mayoría de las compañías, lideradas por YPF y Tecpetrol en el no convencional (YPF en petróleo y Tecpetrol en gas), algo que no se ve prácticamente en ningún lugar del mundo”, remarcó Martínez, representante de Weatherford, quien participó el año pasado del Supplier Day organizado por este medio.

“Hay mucha gente que en pandemia ha salido de la industria y no tiene intenciones de volver. Para poner a punto a una persona para un servicio especializado se necesitan no menos de dos años, con lo cual el principal desafío pasa por incorporar mano de obra calificada”, explicó Martínez, cuya empresa tiene presencia en el upstream local desde 2014.

El especialista estableció la necesidad de incorporar “nuevas tecnologías y equipamientos”, frenado por el cepo al dólar para las importaciones y por “la imposibilidad de repatriar capital. Si esto se da, creo que la mayoría de las compañías van a volver a invertir”.

“En algún momento supuse que se iban a bajar los equipos. La última devaluación hizo que bajen aproximadamente 25% los costos en dólares, que lentamente se están empezando a recuperar o a perder esa ventaja, porque el dólar volvió a estar planchado y los precios en pesos continúan subiendo por la inflación”, aseguró.

En cuanto a la perforación en los yacimientos, Martínez completó que no hay baja de equipos y, en coincidencia con Fucello, se espera que suban dos o tres en no convencional y de algunos en convencional.

 

Fuente: https://econojournal.com.ar/2024/02/proyectan-un-record-de-actividad-en-vaca-muerta-cuales-son-los-principales-desafios-que-enfrenta-la-produccion-no-convencional/

 

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Subsidios a la luz y el gas: subió el tope de ingresos para recibir el beneficio, ¿quiénes pueden pedirlos?

En un contexto marcado por la aceleración inflacionaria, se elevó automáticamente el tope máximo de ingresos para que los usuarios puedan solicitar los subsidios a las tarifas de luz y gas, elevando significativamente el umbral de ingresos familiares. Esta medida, resultante de la suba de la Canasta Básica Total (CBT) que mide el Indec, actualiza el nivel máximo de ingresos a realidad económica del país.

Hasta recientemente, el límite de ingresos para calificar a los subsidios energéticos se establecía en cifras que, dada la escalada de precios, dejaban a un amplio sector de la población fuera de la posibilidad de acceder a este beneficio. Sin embargo, con la última actualización, el tope máximo de ingresos familiares mensuales para poder solicitar los subsidios quedó fijado en $1.735.294,11, equivalente a 3,5 veces el valor de la canasta básica total para un hogar tipo 2, según lo define el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

Este ajuste responde a un incremento del 27% en el valor de la canasta básica total (CBT) registrado en diciembre, lo que llevó a que el umbral de ingresos para no ser considerado en situación de pobreza ascendiera a $495.798. Bajo la normativa vigente, una familia que percibe hasta 3,5 veces este monto puede solicitar el beneficio, ampliando así el espectro de beneficiarios en un intento por mitigar el impacto de los aumentos tarifarios en los hogares de ingresos medios y bajos.

Quiénes pueden recibir subsidios a la luz y el gas

Para acceder a los subsidios, los interesados deben inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE), un trámite que puede realizarse a través del sitio web oficial del Gobierno. Se recomienda tener a mano documentación esencial como el número de medidor, el número de cliente, el último ejemplar del DNI de los residentes mayores de 18 años, y una dirección de correo electrónico, entre otros.

La segmentación de usuarios se organiza en tres niveles:

  • Segmento de ingresos altos (N1): No reciben beneficio. Incluye 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.
  • Segmento de ingresos medios (N3): Pueden solicitar el subsidio. Comprende a aquellos hogares con ingresos mensuales totales entre $495.798,32 y $1.735.294,11, ajustándose por condiciones particulares como la presencia de personas con discapacidad.
  • Segmento de menores ingresos (N2): También elegibles para el subsidio, este grupo incluye a hogares con ingresos netos inferiores a $495.798,32, con ajustes por condiciones especiales.

¿Cómo inscribirse para recibir subsidios?

Mientras tanto, el Gobierno nacional mantiene abierta la inscripción del registro para solicitar el mantenimiento de los subsidios a la energía eléctrica y el gas natural, cuya inscripción es obligatoria en caso de que se desee continuar con el beneficio.

Los interesados deberán ingresar al siguiente sitio Web: www.argentina.gob.ar/subsidios y realizar un trámite que en principio debería demorar sólo unos minutos.

Antes de empezar el trámite vía online desde la Secretaría de Energía de la Nación recomiendan tener a mano la siguiente documentación:

  • 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. Se puede ingresar al siguiente enlace: https://www.argentina.gob.ar/subsidios/facturas
  • El último ejemplar de tu 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, tené a mano el número de registro.

 

¿Qué se necesita para iniciar el pedido de subsidios?

Datos personales: vas a necesitar tu DNI y el de quienes conviven con vos en el domicilio para el cual vas a solicitar el subsidio. Además, vamos a requerir información sobre tu situación laboral, ingresos mensuales totales del hogar y tu número de CUIT o CUIL.

Datos de los servicios: tené a mano los números de medidor, de cliente, cuenta, servicio, contrato y/o NIS (Número de Identificación del Suministro) que están en tus facturas de luz y/o gas para que podamos asociarlos con tu hogar.

¿Tengo que inscribirme si recibo una asignación, una pensión o jubilación?

Sí, tienen que inscribirse todas las personas, incluyendo las que perciben una jubilación, pensión y/o son beneficiarias de programas sociales como la Asignación Universal por Hijo, Progresar y Potenciar Trabajo.

¿Puedo mantener el subsidio si alquilo o resido en la propiedad?

Sí, aunque el beneficiario no sea el propietario del domicilio, va a recibir el subsidio como persona usuaria de los servicios. Si la factura no llega a nombre del inquilino, igual se puede realizar la solicitud como usuario de los servicios indicando que no el beneficiario no es la persona titular.

¿Qué sucede si tengo más de un servicio de electricidad o gas a mi nombre?

En ese caso, solamente se deberán completar los datos del servicio de un solo domicilio.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2024/02/09/subsidios-a-la-luz-y-el-gas-subio-el-tope-de-ingresos-para-recibir-el-beneficio-quienes-pueden-pedirlos/

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Proyectan un récord de actividad en Vaca Muerta: cuáles son los principales desafíos que enfrenta la producción no convencional

El 2024 podría ser un año bisagra para el sector energético principalmente en torno al impacto que tendrá la actividad de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Los indicadores y la opinión de los especialistas presentan un escenario favorable y prometedor. Se espera realizar más de 18.000 etapas de fractura, un 22% más que las 14.722 registradas en 2023.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, las operadoras completaron en enero las 1351 fracturas en el segmento shale, un incremento del 31% respecto a diciembre de 2023 y cercano a las 1398 etapas de septiembre del año pasado, mes récord para el segmento de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.

Para alcanzar las metas de este año, se estima que serán necesarios al menos cinco equipos de perforación adicionales en los próximos dos años. Este incremento en la actividad apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de la formación Vaca Muerta.

En este contexto, las inversiones en equipos de perforación y sets de fractura son cruciales. Cada equipo de perforación y set de fractura completo representa una inversión significativa, con un tiempo de retorno estimado a 10 años para las empresas de servicios. 

Proyecciones

“Para 2024 se proyecta un incremento importante en la actividad. Para cubrir lo que se tiene planeado faltarían unos cuatro o cinco equipos de perforación. Sin embargo, las empresas deberían traer más, porque el gran salto de la actividad está planeado para el 2025, cuando esperamos que la misma aumente un 30% respecto de lo que se proyecta para 2024”, dijo Fucello en diálogo con EconoJournal.

Para el presidente de la Fundación Contactos Energéticos, durante la primera mitad de 2024 no habrá cambios en la cantidad de equipos. En cambio, el segundo semestre presenta la posibilidad de que se reacondicionen o importen equipos de perforación, junto a otros dos sets de fractura.

“Cada equipo de perforación cuesta 50 millones de dólares. Lo mismo el set de fractura completo. Este tipo de inversiones tiene un tiempo de repago de 10 años para las empresas de servicios, y el ‘bolsillo’ de estas compañías es mucho más chico que el de las operadoras”, sostuvo Fucello.

El cuello de botella de Vaca Muerta se exhibe en la baja cantidad de sets de fractura, con una cifra estática que pasó de ocho a nueve sets en 2023: Halliburton (cuatro), SLB (dos), Weatherford (uno), Tenaris (uno) y Calfrac (uno).

Lo que se espera este año es que se incorporen dos sets adicionales. Y no creo que este número se modifique hasta 2030”, precisó Fucello.

“Si hoy en día se trajeran estos dos sets de fractura adicionales a Vaca Muerta, probablemente quedarían en espera los pozos nuevos, dado que no hay equipos de perforación. Fue lo que pasó en el pasado: pararon la fractura porque no había más pozos para fracturar”, agregó.

Luciano Fucello

Producción en alza y la necesidad de disponer libremente de dólares

Los expertos del sector estiman que la libre disponibilidad de dólares será una señal clave para atraer las inversiones que precisa la industria y así garantizar la continuidad de la actividad energética.

Diego Martínez, director comercial de Weatherford para la Argentina, Bolivia y Chile, manifestó que el aumento de la producción en Vaca Muerta resulta inevitable. “Este año tenemos que terminar con un superávit en la balanza energética, que será un récord para lo que son los últimos años en la Argentina, en donde veníamos con un déficit, con lo cual no tengo dudas de que la producción -principalmente de gas y de petróleo no convencional- va a seguir subiendo”, dijo a EconoJournal.

“Claramente la producción va a incrementarse. Esta percepción está ligada a la eficiencia que están logrando la mayoría de las compañías, lideradas por YPF y Tecpetrol en el no convencional (YPF en petróleo y Tecpetrol en gas), algo que no se ve prácticamente en ningún lugar del mundo”, remarcó Martínez, representante de Weatherford, quien participó el año pasado del Supplier Day organizado por este medio.

Diego Martínez. Foto: Daniela Damelio.

“Hay mucha gente que en pandemia ha salido de la industria y no tiene intenciones de volver. Para poner a punto a una persona para un servicio especializado se necesitan no menos de dos años, con lo cual el principal desafío pasa por incorporar mano de obra calificada”, explicó Martínez, cuya empresa tiene presencia en el upstream local desde 2014. 

El especialista estableció la necesidad de incorporar “nuevas tecnologías y equipamientos”, frenado por el cepo al dólar para las importaciones y por “la imposibilidad de repatriar capital. Si esto se da, creo que la mayoría de las compañías van a volver a invertir”.

“En algún momento supuse que se iban a bajar los equipos. La última devaluación hizo que bajen aproximadamente 25% los costos en dólares, que lentamente se están empezando a recuperar o a perder esa ventaja, porque el dólar volvió a estar planchado y los precios en pesos continúan subiendo por la inflación”, aseguró.

En cuanto a la perforación en los yacimientos, Martínez completó que no hay baja de equipos y, en coincidencia con Fucello, se espera que suban dos o tres en no convencional y de algunos en convencional. 

, Redaccion EconoJournal

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Convocan a las primeras empresas para prestar servicio en la incipiente industria petrolera de Mar del Plata

La búsqueda abarca a toda la región del sudeste de la provincia de Buenos Aires y está orientada en micro, pequeñas, medianas y grandes empresas que puedan asistir a la industria offshore. Aseguran que va a haber una demanda «muy grande». De cara a las tareas de perforación que comenzarán en abril próximo en el pozo Argerich, el Municipio de General Pueyrredon lanzó una convocatoria para empresas de Mar del Plata y la región que puedan prestar servicios e insumos a la industria offshore. A través de un comunicado, el Gobierno que conduce Guillermo Montenegro en conjunto con el Clúster […]

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Información de Mercado

El Gobierno convocó a una audiencia pública para establecer el nuevo esquema de subsidios de luz y gas

El Gobierno Nacional convocó a una audiencia pública, con el objetivo de reestructurar el esquema de subsidios que se aplicarán a los servicios de luz y gas natural. Luego de que se declarara el estado de emergencia en el sector energético, los umbrales de ingresos y el monto de las tarifas se actualizarán a raíz del aumento que generó la inflación en el precio de la canasta básica, el indicador tenido en cuenta para calcular si una persona se encontraba en una categoría baja, media o alta según sus ingresos.

Por medio de una publicación en el Boletín Oficial, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, oficializó la reunión que se realizará el próximo 29 de febrero a las 10 horas a través de la plataforma “Webex”. En este sentido, señaló que solamente requerirán inscripción a la conferencia aquellos que sean oradores, debido a que el resto de los interesados podrán participar a través de la transmisión streaming que se realizará desde el canal de Youtube de la Secretaría de Energía.

En el marco del plan económico desarrollado por el ministro de Economía, Luis “Toto” Caputo, con la finalidad de reducir los índices de inflación, el titular de la cartera energética nacional explicó que en la audiencia se buscará evaluar y tratar: la estructura de subsidios vigente que se aplica a los usuarios de luz, gas natural y gas envasado en garrafas; el impacto que éstos tiene en el precio estacional (PEST) en el Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el valor del gas propano indiluido por redes; y la revisión de la ayuda estatal ofrecida a los beneficiarios del Programa Hogares con Garrafa (HOGAR) que fue implementado por el Decreto N° 470 desde el 30 de marzo de 2015.

“A los regímenes de subsidios vigentes cabe efectuar diversas modificaciones a los fines de redeterminar y reasignar los beneficios propendiendo al uso responsable de los recursos públicos tomando en cuenta los ingresos reales, regulares y corrientes de un hogar y el abastecimiento de las necesidades básicas”, argumentaron las autoridades en el Boletín Oficial al señalar la necesidad de actualizar los umbrales correspondientes a las categorías baja, media y alta de ingresos tras el avance que tuvo la inflación en los últimos meses.

Hasta el momento, el usuario que tuviera la intención de solicitar un subsidio no debía sobrepasar los $348.869 de ingresos mensuales por familia, lo que equivalía el precio de hasta 3,5 veces el valor de la canasta básica. Sin embargo, consideraron que el incremento de los precios motivados por la inflación provocó que grupos familiares calificados como N1, es decir, de “altos ingresos” a partir de ahora pudieran acceder a la ayuda estatal.

En este sentido, interpretaron que la suba de más del 100% afectaría más a los usuarios de mayores ingresos y a quienes no se encuentren inscriptos en el Régimen de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE). Por este motivo, indicaron que el umbral de ingresos que no permitiría a una familia acceder a los beneficios será de $1.735.294,11 mensuales, lo que representaría 3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según lo establecido por el Indec.

A pesar de que Rodríguez Chirrillo reconoció que los marcos regulatorios de la energía eléctrica y gas natural por redes no exigen la celebración de audiencia pública, consideró que sería conveniente generar “las condiciones suficientes para propender a la participación de la ciudadanía respecto a las políticas públicas a implementar teniendo en cuenta el impacto en la liquidación final de los usuarios”.

De esta manera, respaldó la decisión de permitir que la población participe de la toma de decisiones respecto a la reestructuración del esquema energético al recordar que se trata de un derecho civil garantizado en el artículo 42 de la Constitución Nacional, el cual expone que “los consumidores y usuarios de bienes y servicios tienen derecho, en la relación de consumo, a la protección de su salud, seguridad e intereses económicos; a una información adecuada y veraz; a la libertad de elección, y a condiciones de trato equitativo y digno”.

Por otro lado, remarcaron que la decisión de que la audiencia pública sea realizada bajo la modalidad virtual corresponde a la intención de “garantizar una amplia participación federal de usuarios interesados de todo el territorio nacional”, a la vez que enfatizaron que se trata de “un mecanismo de debate apto para la democratización del procedimiento participativo garantizando la igualdad de acceso”.

En el caso de querer participar como orador, la Secretaría de Energía indicó que los interesados deberán cumplir con los requisitos del Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional aprobado en el Decreto N° 1.172 el 3 de diciembre de 2003, en donde se menciona que los aspirantes deberán completar los datos de la inscripción previa el registro habilitado y presentar por escrito un informe que refleje el contenido de los temas que se tocarán en la exposición.

El formulario de inscripción estará disponible en el sitio web de la cartera (https://www.argentina.gob.ar/economia/energia) y los interesados tendrán tiempo a presentar la documentación solicitada hasta dos días hábiles previos a la reunión. Incluso, recordaron que las personas jurídicas, organismos y entidades solamente podrán presentar un orador en representación del ente y anunciaron que el informe técnico elaborado por la Secretaría de Energía que se debatirá estará disponible en la página a partir del 15 de febrero.

Cómo acceder a los subsidios de luz y gas natural

El Gobierno comunicó que los interesados en recibir la ayuda estatal aún podrán inscribirse en el RASE, mientras que los actuales beneficiarios deberán volver a completar la inscripción si desean continuar con el beneficio. Para poder acceder al programa, los interesados deberán realizar el trámite que se encuentra en https://www.argentina.gob.ar/subsidios. Además, aconsejaron contar con la siguiente documentación a mano para poder completar la solicitud:

  • 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. Se puede ingresar al siguiente enlace: https://www.argentina.gob.ar/subsidios/facturas
  • El último ejemplar de tu 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, tené a mano el número de registro.

Qué categoría de subsidio me corresponde según mis ingresos

Ingresos altos (N1)

  • Son hogares que declaran reunir alguna de las siguientes condiciones, considerando a todas y todos los convivientes:
  • Ingresos mensuales totales del hogar equivalentes o superiores a $1.735.294,11 (3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según el INDEC). Excepción: para aquellos hogares ubicados en el partido de Patagones (Buenos Aires), Chubut, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Santa Cruz o Tierra del Fuego, A. e IAS, los ingresos mensuales totales para pertenecer al segmento de mayores ingresos deberán ser equivalentes o superiores a $2.117.058,82.
  • Tener 3 o más vehículos con una antigüedad menor a 5 años.
  • Tener 3 o más inmuebles.
  • Poseer una embarcación, una aeronave de lujo o ser titular de activos societarios que demuestren capacidad económica plena.

Ingresos medios (N3)

  • Son aquellos hogares que no se encuentran dentro del segmento de mayores ingresos y cumplen alguna de las siguientes condiciones:
  • Ingresos mensuales totales entre $495.798,32 y $1.735.294,11 (entre 1 y 3,5 canasta básicas para un hogar tipo 2 según INDEC). Excepción: para hogares con una o un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD), los ingresos mensuales totales para formar parte de este segmento pueden variar entre $743.697,48 y $1.735.294,11 (entre 1,5 y 3,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según INDEC).
  • Poseer hasta 2 inmuebles.
  • Poseer hasta 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad. Excepción: los hogares con una o un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD) pueden poseer hasta 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad para formar parte del segmento de ingresos medios.

Ingresos menores

Son hogares que, considerando en conjunto a las y los integrantes del hogar, cumplen las siguientes condiciones:

  • Ingresos netos menores a $495.798,32 (1 canasta básica total para un hogar tipo 2 según INDEC). Excepción: para hogares con una o un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD), los ingresos mensuales totales para formar parte de este segmento deben ser menores a $743.697,48 (1,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según INDEC).
  • Poseer hasta 1 inmueble.
  • No poseer 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad. Excepción: los hogares con una o un conviviente con Certificado Único de Discapacidad (CUD) pueden poseer hasta 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad para formar parte del segmento de menores ingresos.

Serán incluidos dentro de este segmento los hogares que, además de no cumplir las condiciones para formar parte del segmento de mayores ingresos, tengan:

  • Una o un integrante con Certificado de Vivienda expedido por el ReNaBaP.
  • Una o un integrante del hogar posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.
  • Una o un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD). Excepción: en el caso de que el hogar con CUD tenga ingresos mensuales totales del hogar que superen los $743.697,48 (1,5 canastas básicas para un hogar tipo 2 según INDEC) y/o sean propietarios de 2 o más inmuebles, se lo ubicará en el segmento de ingresos medios.
  • Domicilio en donde funcione un comedero o merendero comunitario registrado en el RENACOM. Excepción: en el caso de que en el hogar funcione un comedero o merendero comunitario registrado en RENACOM y que los ingresos sean mayores a $495.798,32 (1 canasta básica total para un hogar tipo 2 según INDEC) y/o posean 2 o más inmuebles o 1 vehículo con menos de 3 años de antigüedad, se lo ubicará en el segmento de ingresos medios.

 

 

 

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2024/02/07/el-gobierno-convoco-a-una-audiencia-publica-para-establecer-el-nuevo-esquema-de-subsidios-de-luz-y-gas/

 

 

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La doble cara de Vaca Muerta: YPF fortalece sus inversiones, pero ExxonMobil busca compradores de sus activos

En el inicio de la segunda mitad de febrero, Vaca Muerta acapara la atención de empresarios y economistas por las estrategias contrapuestas de inversiones. En el inicio de la segunda mitad de febrero, Vaca Muerta ha vuelto a acaparar la atención de empresarios y economistas por las estrategias contrapuestas de inversiones que decidieron implementar la petrolera de mayoría estatal YPF y la estadounidense ExxonMobil. Mientras YPF salió a difundir por las provincias los alcances de nuevo plan estratégico denominado «4X4», con el que apunta a concentrar la mayor parte de sus inversiones en Vaca Muerta con el fin de cuadriplicar […]

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Las tres claves de los hidrocarburos offshore en Argentina para el 2024

Los hidrocarburos offshore de la cuenca Austral, que abarca a Tierra del Fuego y una parte del sur de Santa Cruz, mantiene su lugar de importancia en el abastecimiento de gas natural, mientras avanza el Proyecto Fénix que incorporará pozos e infraestructura. A su vez, la exploración en el Mar Argentino, a la altura de la provincia de Buenos Aires, despierta el interés a nivel internacional.

Esos tres datos son las claves para este tipo de producción en el lecho marino en 2024, donde el petróleo y el gas tendrán más protagonismo gracias a la producción de Vaca Muerta (en diciembre aportó 72,54 MMm3/d, pero en agosto último llegó a los 100) y a las tareas que están desarrollando varias compañías en el Mar Argentino.

El número frío: la producción de gas natural en la cuenca Austral, tanto offshore como continental, alcanzó los 21,4 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en diciembre último, de acuerdo a los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación. El número en contexto: el gas del sur significa el 18,75% del total que se produce en el país.

Haciendo zoom en el offshore, desde las plataformas marítimas se produjeron 14,6 MMm3/d de las concesiones que encabezan TotalEnergies (Cuenca Marina Austral-1) y Enap Sipetrol (Magallanes). Y el potencial es mayor con la próxima entrada en producción del Proyecto Fénix.

Fénix es el mayor proyecto de gas convencional de la Argentina, liderado por TotalEnergies en sociedad con Pan American Sur (subsidiaria de Pan American Energy) y Wintershall Dea. Para este primer semestre del 2024, el consorcio prevé la conexión final del gasoducto submarino que unirá este proyecto con Vega Pléyade, además se realizarán tres pozos horizontales que entrarán en producción a fines de año.

El proyecto aportará 10 MMm3/d de gas, un significativo aumento de la disponibilidad para la Argentina que requiere el reemplazo, principalmente, de los combustibles importados. Al mismo tiempo, en Vaca Muerta esperan avances con el Gasoducto Norte, que consiste en su reversión para empezar a llevar gas al norte argentino desde Neuquén y dejar de importar desde Bolivia.

Mientras tanto, Equinor, Shell e YPF están trabajando el bloque CAN 100, en la subexplorada cuenca Argentina Norte. Para abril esperan realizar el primer pozo exploratorio, el denominado Argerich-1. Ese proyecto fue catalogado por la consultora Rystad Energy como uno de los 36 pozos de “alto impacto” del 2024.

Rystad reveló que hay 10 pozos que generan grandes expectativas en América Latina, siendo uno de ellos el Argerich. “En América Latina, un pozo fronterizo previsto en el Mar Argentino sería el primer pozo perforado en la cuenca argentina”, remarcó la consultora. El resto están repartidos en África (13), Asia (6), Medio Oriente (2), Europa (2), América del Norte (2) y Oceanía (1).

 

Fuente: https://www.mejorenergia.com.ar/noticias/2024/02/02/2437-las-tres-claves-de-los-hidrocarburos-offshore-en-argentina-para-el-2024

 

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La reducción del gasto político será de $32.000 millones por año

El gobierno de la provincia de Neuquén anunció, este jueves, que la reducción de la planta política (a la mitad) redundará en un importante ahorro, que destinará a áreas esenciales. Tal fue la reducción que el 90% de las estructuras operativas del Gobierno fueron ocupadas por personal de planta permanente o personal que ya se venía desempeñando. En consecuencia, sólo el 10% de las estructuras de gobierno fue cubierto con funcionarios que ingresaron en la presente gestión. El ministro Jefe de Gabinete, Juan Luis Ousset, destacó que lo que se hizo en estos 60 días de ordenamiento “fue optimizar la […]

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