Categoría: Energía Eléctrica
Permer proveerá de energía eléctrica a 494 centros de salud rurales en 13 provincias
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer) de la Secretaría de Energía, recibió seis ofertas para la provisión e instalación de 494 equipos fotovoltaicos que brindarán electricidad segura y confiable a Centros de Atención Primaria de Salud en localidades rurales de 13 provincias.
El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (Permer), de la Secretaría de Energía, que coordina la subsecretaria de Energía Eléctrica, recibió seis ofertas para la provisión e instalación de 494 equipos fotovoltaicos en Centros de Atención Primaria de Salud de localidades rurales en 13 provincias.
“El Permer es una política muy importante de un gobierno federal, que nos permite que habitantes de diferentes zonas rurales de todo el país puedan acceder al servicio eléctrico a través de fuentes renovables y también dar pasos firmes en la transición energética en la que el mundo está encaminado”, indicó el secretario de Energía, Dario Martínez.
El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, destacó por su parte: “El Proyecto contribuye al desarrollo socioeconómico y a la mejora de la calidad de vida de miles de argentinas y argentinos que están en situación de pobreza energética, con soluciones adecuadas a los distintos tipos de necesidades, incluyendo en este caso una mejor atención primaria de salud.”
La apertura de sobres se realizó en el Salón Malvinas Argentinas del Ministerio de Economía, con la presencia del Director Nacional de Regulación del Desarrollo del Sector Eléctrico, Marcelo Positino, y del coordinador de Permer, Luciano Gilardon, dentro del marco de la Licitación Pública Nacional N°3/2022. Las ofertas fueron presentadas por las empresas Fábrica S.R.L, Ecos S.A., Datastar Argentina S.A., Coradir S.A., Multiradio S.A. y Mega S.R.L.
Las obras permitirán que más de 40 mil argentinos y argentinas que habitan en zonas rurales cuenten con suministro eléctrico ininterrumpido en los Centros de Atención Primaria de Salud de sus comunidades y puedan utilizar heladeras para refrigerar vacunas e insumos de primera necesidad, mejorar las condiciones de trabajo y atención y alargar los horarios de las guardias.
«La provisión ininterrumpida de energía eléctrica a los Centros de Atención Primaria de Salud es un factor clave para mejorar la atención sanitaria en las comunidades que se encuentran lejos de los centros urbanos. Esto, a su vez, contribuye a mitigar la migración de la población rural”, señaló el coordinador General del Permer, Luciano Gilardon.
El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico por medio de la energización rural en todo el territorio nacional y es ejecutado a través del Préstamo BIRF Nº 8484. Provee un insumo clave para lograr el acceso universal al derecho a la energía. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.
Los establecimientos sanitarios que se verán beneficiados están ubicados en las provincias de Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Jujuy, La Rioja, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz, Santiago del Estero y Tucumán.
Todas las novedades respecto a la evaluación de las ofertas y la resolución de adjudicación serán publicadas en la web de PERMER, https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer.
Fuente: www.argentina.gob.ar
La Argentina comenzó a recibir energía eléctrica de Brasil
Brasil comenzó a enviar energía hidroeléctrica a la Argentina, en el marco del acuerdo energético alcanzado entre ambos países, impulsado por el ministro de Economía, Martín Guzmán, y el embajador argentino en ese país, Daniel Scioli.
Se trata de los excedentes disponibles en Brasil, que serán devueltos por la Argentina bajo la medida de swap a partir de septiembre, se informó ayer.
En abril pasado, el ministro de Economía, Martín Guzmán, había anunciado que Brasil garantizará la seguridad energética argentina, poniendo a disposición 2 gigavatios de energía eléctrica para el período comprendido entre mayo y septiembre.
«Brasil va a garantizar la seguridad energética argentina, poniendo a disposición energía eléctrica entre mayo y setiembre», había asegurado Guzmán en esa oportunidad, tras reunirse con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque, en San Pablo.
Las importaciones llegan casi a 2.000 MW/hora a través de la conexión entre las conversoras Garabí I y II de Rio Grande do Sul y de la Subestación Rincón Santa María, en Corrientes.
La medida permitirá disminuir el costo de la matriz eléctrica argentina en un período del año donde se presentan los valores más altos, reduciendo así la necesidad de subsidios por parte del Estado nacional.
Asimismo, se facilitó el canal para que Cammesa alcanzara un acuerdo por la compra de energía de generación térmica a un costo significativamente inferior, iniciativa que generará una mayor reducción de costos, liberando gas local para otros usos y reduciendo la necesidad de importación de GNL.
Fuente: www.eldiariocba.com.ar
Volkswagen traerá autos eléctricos a la Argentina: cuáles son los modelos que eligió
La alemana, líder histórica del mercado local, anticipó la llegada a Brasil y la Argentina de sus dos modelos eléctricos más exitosos del mundo. Cuáles podrían ser sus precios. Cómo es la carrera de los vehículos ‘verdes’ en la Argentina. Quién la lidera.
Estos modelos ya se comercializan en China, Europa y los Estados Unidos. El primero aportó 56.000 a los 212.000 autos eléctricos que el grupo vendió a escala global el año pasado, 158% más que en 2019. El segundo, lanzado este año, acumuló 37.300 entregas en el primer semestre.
«Los autos eléctricos serán muy importantes para la ejecución de nuestra estrategia global Way to Zero en América latina», aseguró Pablo Di Si, argentino que es presidente y CEO de VW en la región, durante un evento transmitido por streaming desde la fábrica de la alemana en Sao Bernardo do Campo, Brasil.
Di Si se refirió al plan que, a inicios de año, develó el CEO global del grupo, Herbert Diess, cuyo objetivo es que el fabricante germano de vehículos llegue a las emisiones cero en 2050. Parte de esa estrategia es la iniciativa New Auto, que apunta a que el 100% de sus ventas en 2040 sean de autos verdes.
«La estrategia de Volkswagen en América latina tiene tres pilares. El primero son los carros eléctricos. El segundo, los híbridos. Y el tercero, los ‘flex'», resumió Di Si. El ejecutivo, quien fue CEO de VW en el país entre 2015 y 2017, recordó que en 2019 la marca lanzó su primer híbrido encufable en la región, el Golf GTE. Y que, este año, introdujo el e-Up!, versión eléctrica de su compacto fabricado en Brasil, en Uruguay, país al que el piloto de VW definió como el de mejor infraestructura de la región para los vehículos de ese tipo.
Di Si presentó al ID.3, al que definió como «la estrella de la noche». Por dimensiones exteriores, es un vehículo del segmento A (como el Golf) pero su diseño interior lo hace comparable a un producto del B (Passat).
Por su parte, Thomas Owsianski, CEO de VW Argentina y vicepresidente de Ventas & Marketing en Sudamérica, se encargó de develar al ID.4. «Es el primer SUV 100% eléctrico de la marca. Se trata de un modelo global», dijo, y refirió el premio –«World Car of the Year»– que recibió este año el producto, capaz de hacer hasta 522 kilómetros con una única carga de batería, además de chiches tecnológicos comunes a toda la familia ID. Por ejemplo, la proyección de realidad aumentada sobre el parabrisas o la actualización periódica de su software, como si fuera un teléfono celular.
«Dentro de nuestra estrategia, planeamos lanzar modelos en diferentes mercados de América latina», señaló Di Si. «No es momento de hablar de fechas ni de modelos. Pero habrá novedades interesantes. Están presentados por primera vez en la región para que el público pueda conocer nuestros productos 100% eléctricos«, agregó.
No obstante, el CEO de la filial argentina, Owsianski, adelantó que la empresa ya dispone de unidades para Brasil y para la Argentina. «Haremos clínicas con clientes, test drives, reviews con periodistas, los expondremos en eventos y realizaremos pruebas de tecnologías«, informó.
Supremacía japonesa
Volkswagen fue, en las últimas dos décadas, la marca más vendida del mercado argentino. En 2020, obtuvo una participación de mercado del 17,2% (55.725 unidades), según datos de la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (Acara). En ocho meses de 2021, acumula 43.449 (16,9% de share). Quedó detrás de Toyota, que vendió 51.601 vehículos (20,1% del total).
Hasta agosto (inclusive), relevó Acara, los patentamientos de vehículos eléctricos e híbridos crecieron 133% en el país, a 3760 unidades. El mes pasado se alcanzó el (hasta ahora) máximo histórico: 589 ventas al público, 22% más que en julio.
En esta pista, la supremacía no es alemana sino japonesa. Toyota concentra el 86,6% del mercado con seis modelos, más otro 2% que le aporta su marca premium, Lexus. La segunda escudería es Ford, que registró 9,7% de participación con dos productos.
Once automotrices se reparten el 1,7% restante. Entre ellas, Audi, división premium de Volkswagen, que ofrece dos modelos en el mercado local (e-Tron y A8).
En la Argentina, existe un cupo para importar vehículos ecológicos. Los híbridos tributan 5%, en tanto que los 100% eléctricos, sólo 2%, en vez del 35% de arancel que deben pagar todos los autos fabricados fuera del Mercosur.
«Este incipiente mercado, para el que aún falta mucho desarrollo de infraestructura y confianza de los consumidores, es fuertemente influenciado, no sólo por las mejoras en tecnología, sino principalmente por la regulación que impacta en el costo total de propiedad (CTP)«, explicó Acara.
«En la Argentina, por ejemplo, el precio de venta final depende de la regulación que establece el arancel que pagan al importarse y el CTP varía significativamente en aquellas jurisdicciones donde gozan de preferencias impositivas«, agregó. Mencionó a la Ciudad de Buenos Aires, donde los vehículos eléctricos e híbridos están exentos del pago de patente, al igual que en Río Grande (Tierra del Fuego), Neuquén y San Juan.
En Mendoza, tienen una reducción del 50% y en San Luis, del 75 por ciento.
El otro condicionante es la infraestructura. «Al igual que en todos los países del mundo, los primeros pasos se dieron con vehículos que requieren de menos infraestructura y son más autónomos. La Argentina no es la excepción y en las ventas domésticas predominan los vehículos híbridos tipo HEV (no enchufables). De hecho, esta tecnología representa el 99% de los patentamientos totales«, reseñó la cámara de los concesionarios.
En Europa, el ID.3 arranca en precios de 30.000 euros (cerca de $ 3,9 millones a cambio oficial y con 2% de arancel). El ID.4 se lanzó con una base de 39.995 euros (casi $ 4,7 millones, también con el tributo). El ecológico más vendido del país, Toyota Corolla híbrido, vale entre $ 3,2 millones y $ 4,7 millones, según la versión.
Ofensiva global
El grupo Volkswagen está ejecutando la mayor ofensiva de movilidad sostenible de su historia. Los 73.000 millones de euros que se invertirán alumbrarán 130 modelos, entre autos híbridos y eléctricos. Uno de ellos, por ejemplo, el ID Buzz, una van totalmente eléctrica y cuyo diseño remite a la clásica Kombi, uno de los modelos que, durante décadas, la alemana fabricó en Brasil.
«Nuestra región fue elegida para liderar en materia de electromovilidad, con un centro de investigación y desarrollo para etanol y otros biocombustibles, con foco en los mercados emergentes«, contextualizó Di Si.
«Vamos a invertir aun más en el desarrollo de tecnologías que serán complementarias a motorizaciones híbridas y eléctricas«, añadió el CEO regional. Anticipó la firma de convenios alianzas con gobiernos, universidades y empresas de agroindustria en función de ese objetivo.
Fuente: www.cronista.com
Electricidad: julio fue el tercer mes de mayor consumo de la historia, pero hay sectores que no se recuperan
El consumo de la industria sube fuerte, pero los hogares, que representan la mitad de la demanda, cayeron 4%.
En julio, el consumo de energía eléctrica subió 1,9% frente al mismo periodo de 2020. Fue el cuarto mes consecutivo de crecimiento y el tercero de mayor consumo de la historia, al llegar a 12.407,8 GWh, luego de julio de 2018 y enero de 2017.
Pero el crecimiento no es parejo en todos los sectores: hay un fuerte incremento del sector industrial (que estaba semiparado el año pasado), un menor incremento en el rubro comercial y una baja en la demanda hogareña.
Frente a junio, la demanda total creció 3%. Pero la residencial, que representa la mitad de lo que se consume en el país, tuvo una caída de 4% frente al mes anterior.
La demanda comercial (que es un 25% del total) subió un 1%, mientras que el consumo en industrias, que completa el 25% restante, tuvo una fuerte suba del 17%.
En los siete meses de 2021, la demanda creció un 4,3%. Pero en los últimos doce meses hubo 7 de baja y 5 de suba, con una suba total de 1,3% en la demanda eléctrica.
Provincia por provincia
En cuanto al consumo por provincia, en julio, 13 marcaron ascensos. Hay recuperación en Chubut (34%), Corrientes (7%), Jujuy (6%), EDEA (6%), Santa Fe (4%), Río Negro (4%), Mendoza (4%), Entre Ríos (3%), La Pampa (3%), EDEN (3%), La Rioja (2%), Chaco (2%), Misiones (1%), EDES (1%), entre otros. EDEA, EDEN y EDES son distribuidoras de la provincia de Buenos Aires.
En tanto, 13 provincias presentaron una caída: Formosa (-7%), Catamarca (-5%), Santa Cruz (-4%), Salta (-4%), Córdoba (-3%), San Luis (-3%), Santiago del Estero (-2%), EDELAP (-2%), Tucumán (-1%), San Juan (-1%) y Neuquén (-1%).
En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
* Patagonia: en Chubut y Santa Cruz el consumo creció un 24,3% con respecto al año anterior.
* Litoral: en Entre Ríos y Santa Fe ascendió un 3,7%.
* NEA: en Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones subió 3,2%.
* Cuyo: en San Juan y Mendoza aumentó el consumo un 2,6%.
* Comahue: en La Pampa, Río Negro y Neuquén ascendió 1,9% respecto a julio de 2020.
* Buenos Aires: en todo el interior de la provincia (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA) subió un 1,9%.
* NOA: en Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero presentó un descenso de 0,9%
* Región Metropolitana: en Ciudad de Buenos Aires y GBA tuvo una importante caída de 1,9%.
En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 36% del consumo total del país y totalizaron un descenso conjunto de 2,6%, los registros de Cammesa indican que Edenor tuvo un decrecimiento de 2,3%, mientras que en Edesur la demanda descendió un 1,4%.
* Centro: en Córdoba y San Luis la baja en la demanda fue de 2,6%.
Fuerte baja en la generación hidráulica
La baja en la producción de Yacyretá por la bajante del Paraná, entre otras cosas, hizo que la generación hidráulica cayera 49% el mes pasado.
En lo que respecta a los combustibles, frente a una mayor disponibilidad de gas natural se observa un menor consumo de combustibles alternativos, reflejándose esto en una mejora en el rendimiento del parque térmico (CEM).
Así, en julio siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 64,79%. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 13,97% de la demanda, las nucleares proveyeron un 8,46%, y las generadoras de fuentes alternativas un 12,30% del total. Por otra parte, la importación representó el 0,48% de la demanda total.
Qué pasa en agosto
Según informa Cammesa, la demanda de alimentación, comercios y servicios (principalmente supermercados y otros centros comerciales), representa una caída general de 8,6% para las primeras tres semanas de agosto. Al mismo tiempo, en la industria en total, para el mismo período, existe una suba de 3,8% con respecto a la prepandemia.
En este mes se destaca el repunte de consumo en industrias vinculadas a la construcción, los productos metálicos no automotor, como también las industrias de la madera y papel. Mientras que cayeron las actividades relacionadas con las industrias químicas, caucho, plásticos y textil, los derivados del petróleo, automotrices y servicios públicos y transporte, entre otros.
Uno de los sectores que más cayó en el último mes es el de las industrias químicas, cerca de un 12,3% y otro es el de extracción de petróleo con un 4,4% en relación con la situación previa a la cuarentena.
Fuente: www.clarin.com
Vuelta al esquema de fines de 2015 de las tarifas de luz: en el interior pagan hasta 3 veces más que en Buenos Aires
Las provincias autorizan subas de tarifas de luz a sus distribuidoras mayores a las de Capital y Conurbano.
Los porteños y bonaerenses pagan un tercio por su consumo de luz en relación a lo que abonan los cordobeses por ese mismo concepto. Un hogar en Neuquén o Tucumán recibe boletas que duplican las que le llegan a un cliente en la ciudad de Buenos Aires y el conurbano. La falta de homogeneidad en las tarifas de distribución eléctrica (luz) vuelven a repetir un cuadro ya experimentado, entre 2007 y 2015.
Una factura de bajo consumo residencial orilla los $ 500 mensuales -antes de impuestos- en la ciudad de Buenos Aires y el conurbano, las zonas de concesión de Edenor y Edesur. Esa boleta es de $ 1.407 en Córdoba. En Neuquén, está rozando los $ 1.000. En la siguiente categoría tarifaria, pero también dentro de consumos menores, porteños y bonaerenses pagan $ 1.000 mensuales, mientras que una vivienda en Tucumán recibe una factura de $ 2.000 por ese concepto.
Las diferencias en las tarifas de luz tienen que ver con el área de jurisdicción. Cada provincia tiene su propia eléctrica a la que autoriza incrementos en los márgenes. La regulación de las concesiones de Edesur y Edenor habían pasado -durante el gobierno de Mauricio Macri- a un ente que conformarían la ciudad de Buenos Aires y la provincia de Buenos Aires. Pero la administración de Alberto Fernández revirtió esa decisión y devolvió esas concesiones a la órbita del Estado nacional.
Aunque todas los hogares pagan el mismo costo por la electricidad consumida, la diferencia está en los márgenes que aplican las distribuidoras que los abastecen. Es lo que cobra cada compañía por prestar su servicio. Eso se llama “valor agregado de distribución”.
La energía consumida está subsidiada para todos, porque el precio es uniforme en todo el país. La diferencia son los cargos de distribución e impuestos, que establece cada provincia.
Desde febrero de 2019 hasta mediados de 2021, la mayoría de los gobernadores autorizaron incrementos en ese cargo. La inflación acumulada en ese período supera el 100%.
La secretaría de Energía autorizó, en mayo, un 9% de suba para las empresas bajo su jurisdicción (Edenor y Edesur). La provincia de Buenos Aires -que regula las concesiones de Edelap, Eden, Edea y Edes- se plegó al gobierno nacional y también avaló un 9% “Esta dispersión tarifaria no es nueva, para finales de 2015, el congelamiento de tarifas por más de una década en AMBA generó una enorme brecha tarifaria en relación con las tarifas provinciales que aumentaron de acuerdo con la inflación”, explica Alejandro Eintoss, coordinador de la Comisión de Energía de la Fundación Alem.
“Un usuario de Córdoba y Santa Fe pagaba facturas entre 6 y 7 veces superiores a un usuario del AMBA con igual consumo para finales de 2015. Todo indica que la política tarifaria nacional nos lleva a recorrer el mismo camino”, añade Eintoss, que recopiló los datos antes expuestos.
En una factura de luz, cerca del 40% es el costo de generación eléctrica. El 36% es el margen de las distribuidoras, y el 23% corresponde a impuestos. El resto son costos de transmisión.
Excluyendo los impuestos, lo que se paga en una boleta va en un 51% a cubrir el costo de generación y 47% se queda la distribuidora.
El costo de generación eléctrica es el mismo para todo el país. La diferencia pasa por los márgenes de cada distribuidora. La “cobertura” de las boletas sobre el costo de la generación eléctrica es del 30%. Es decir que 7 de cada 10 pesos de lo que cuesta generar la electricidad lo paga el Estado. Es el nivel más bajo desde 2016. En 2015, los subsidios cubrían casi un 90% de los costos.
De todas formas, las distribuidoras tampoco vienen pagando toda la electricidad que consumen sus clientes. Las firmas le deben cerca de $ 200.000 millones a Cammesa, la administradora mayorista del sistema eléctrico, bajo control estatal. Las empresas no cubren sus costos pero se financian con Cammesa.
Edet (Tucumán) y Epec (Córdoba) lideran los aumentos en los últimos dos años. La distribuidora tucumana incrementó sus tarifas en un 71% en la categoría de consumo 300 kw/h mensuales. Epec subió un 71% a los clientes con mayor consumo (por ejemplo 600 kw/h), aunque igual el promedio de sus ajustes va del 64% al 74%.
Edemsa, la distribuidora de Mendoza, cuyos accionistas, el grupo Vila-Manzano, compraron el control de Edenor, remarcó un 32% en ese territorio cuyano. Enersa, de Entre Ríos, subió un 24%-25% las categorías de consumo menores, pero en los segmentos que demandan más electricidad remarcó hasta un 97%.
Según un cálculo de Edenor, cada cliente de esa empresa paga cerca de US$ 13 mensuales (al tipo de cambio oficial y para un consumo de 275 kw/h, que es una suerte de cliente R2-R3, considerados como de baja demanda). En Mendoza, ese cliente paga US$ 20. En Santa Fe y San Luis, entre US$ 21 y US$ 22. Entre Ríos, con US$ 33 para esa vivienda, y Córdoba, con US$ 36, lideran la tabla.
La factura de Buenos Aires, en torno a los US$ 13, es un tercio que la equivalente en Chile, que es US$ 38. Es casi un cuarto de lo que paga el promedio en Brasil (US$ 42), siempre dentro de ese mismo consumo. Esa boleta escala a un rango de entre US$ 58 a US$ 67 en otros latinos, como Perú y Uruguay. Una factura similar en España promedia los US$ 80, los US$ 79 en Reino Unido y US$ 69 en Francia. Los datos corresponden a una presentación hecha por Edenor a los inversores, cuando explicó sus pérdidas del primer semestre.
Fuente: www.clarin.com
Advierten sobre el fuerte deterioro del sector energético
Analistas del sector energético coinciden en que el panorama no genera certidumbre para ese mercado. Hay falta de inversiones y de reglas de juego claras, aseguran.
La expansión de la producción energética argentina está condicionada por una serie de factores jurídicos y económicos que «ponen en riesgo» el abastecimiento que el país consiguió recuperar en 2019, tras casi diez años de saldo deficitario.
Así lo destaca un informe de la Fundación Mediterránea, en el cual se señaló que «los cambios permanentes en las reglas de juego, la inestabilidad macroeconómica, el control de capitales y la insuficiente infraestructura complementaria, atentan contra la posibilidad de expansión de la producción, en particular la del gas», principal componente de la matriz energética local.
En una investigación del economista José María Rodríguez, se advirtió que la energía «al ser un sector capital intensivo» requiere de «una corriente permanente de inversiones» que a su vez necesita de un marco regulatorio y de estabilidad económica favorable.
«En la Argentina, los cambios en las reglas de juego bajo las cuales opera el mercado, sobre todo en los mecanismos de formación de precios claves del sector energético, la discrecionalidad de la política sectorial y la inestabilidad macroeconómica, determinaron un contexto de débil apropiabilidad de los retornos de la inversión», indicó.
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De esa forma se fue originando «un ámbito poco propicio para atraer capital de riesgo al sector energético», en el que «las inversiones mostraron una tendencia marcadamente decreciente, que se manifestó con caídas en la cantidad de pozos terminados, sobre todo de pozos en exploración y explotación».
La combinación de una caída permanente en la producción desde finales del siglo pasado y el aumento del consumo derivo en un saldo superavitario de la balanza energética cada vez más reducido, hasta que en 2011 se perdió el autoabastecimiento.
«Recién en 2019, el consumo vuelve a estar por debajo del nivel de producción energética», indicó Rodríguez, aunque advirtió que esa mejora en la balanza sectorial puede revertirse en la medida que no se establezcan condiciones propicias para las inversiones.
Con una participación relativamente baja de las energías renovables, similar a la de Estados Unidos (8.3%) y algo menor que la mundial (13.7%), la Argentina tiene sin embargo una matriz energética considerada «limpia», en tanto la producción de gas supera a la de petróleo y carbón.
«La alta disponibilidad de gas natural, sobre todo a partir de Vaca Muerta, puede tener un papel importante en la transición energética hacia un proceso de ´descarbonización´, que apunta a reducir la emisión de gases de efecto invernadero y limitar el calentamiento global», destacó la Mediterránea en su informe.
Tarifas
Al respecto, puntualizó que «una correcta política de precios del gas natural permitiría que este combustible desplace de manera eficiente la utilización de otros combustibles más contaminantes que forman parte de la actual matriz energética».
«Sin embargo, los datos más recientes de producción energética, indican que el país transita en sentido contrario», apuntó Rodríguez.
Si se compara la producción pre-pandemia (2019) con la proyectada para este año 2021, se puede apreciar una reducción del 12,5% en la producción gas, pasando de 135,2 MMm3/d a 118,39 MMm3/d, en tanto que la producción de petróleo pasó de 82.518 m3/d, a 90.506 m3/d, mostrando un aumento del 9,7%.
Más allá de cuestiones relacionadas con la pandemia, Rodríguez sostuvo que «la política pública sectorial está detrás de este comportamiento divergente».
«La inclinación hacia la explotación de petróleo también está influenciada por la disponibilidad de infraestructura, que permite transportar la producción desde los pozos, las posibilidades que brinda la exportación y una coyuntura favorable en relación a los precios», añadió.
La mirada del Instituto Mosconi
Por otro lado, el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, advirtió sobre las consecuencias económicas de la norma recién sancionada sobre la prórroga por 10 años del Fondo Fiduciario para subsidios de consumos residenciales de gas, que establece la ampliación de las “zonas frías” del país.
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El informe señala que en función de esa norma, el fondo tiene por objeto financiar las compensaciones tarifarias a los consumos residenciales del gas natural y gas licuado de petróleo de la región patagónica, que incluye a las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Río Negro, La Pampa y el Partido de Carmen de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, el Departamento de Malargüe de Mendoza y la región conocida como la Puna, que pagan el 50% de los cuadros tarifarios plenos.
“Geográficamente alcanza a más de la mitad de la Argentina, e incorpora, de forma injustificada, zonas templadas a un subsidio generalizado de enorme error de inclusión, que no discrimina hogares de ingresos medios y altos que no requieren subsidios”, destacó el Instituto Mosconi en un informe recientemente difundido.
Sobre el esquema de reducción tarifaria, que abarca descuentos que van del 30 al 50% en las facturas residenciales de esa zona, el trabajo del Mosconi puntualizó que “estas rebajas en la factura reducirán aun mas el precio del gas que paga la demanda, aumentará los subsidios, distorsionará señales de escasez y anulará todo incentivo a la eficiencia en el consumo de un bien de alto costo de producción y de importación”.
“Los subsidios aumentarán casi $3.000 millones por el efecto en el costo de generación eléctrica, lo cual implica un subsidio cruzado del sector eléctrico a los usuarios de gas. Pero también existirá un subsidio cruzado desde la industria que será afectada con un sobrecosto superior a los $2.000 millones en sus compras de gas”, expresó la entidad.
El Mosconi finalmente agregó que “la política de tarifas y subsidios debe alejarse de pensamientos mágicos. Regalar la energía no es gratis, tiene costos en inversión, en calidad de servicio, en subsidios, en inflación, que ni el sector energético, ni la economía nacional tienen margen de financiar”.
Fuente: www.perfil.com
Biden lanza un megaplan para instalar hasta 30.000 MW de energía eólica en el mar
El gobierno busca generar miles de empleos mediante el impulso de la energía eólica en las aguas offshore del país. El potencial en el Ancón de Nueva York.
La administración de Joe Biden anunció un conjunto de iniciativas para acelerar el desarrollo y la expansión de la energía eólica offshore en Estados Unidos. Entre las prioridades figura la creación de un área especial para la instalación de proyectos eólicos en las aguas de Nueva York y Nueva Jersey, de gran potencial económico.
Bajo la coordinación de la asesora climática nacional de la Casa Blanca, Gina McCarthy, los departamentos de Interior, Energía, Comercio y Transporte llevarán adelante una serie de medidas con el objetivo de desplegar hasta 30.000 MW de energía eólica offshore para el 2030. Esto demandará una inversión de 12.000 millones de dólares por año en proyectos eólicos en las dos costas del país, con el potencial para generar más de 44.000 empleos directos y 33.000 indirectos.
El segmento offshore prácticamente no existe en Estados Unidos: hay más de 110.000 MW de energía eólica en tierra pero tan solo 42 MW instalados en el mar. En comparación, Europa y China registran más de 3500 y 2500 MW offshore sólo en 2019, respectivamente. En esos mercados pisa fuerte la estadounidense General Electric, empresa líder en el segmento de las turbinas marítimas.
“Se necesita de un liderazgo federal, en estrecha coordinación con los estados y en asociación con el sector privado, los sindicatos y otras partes interesadas para catalizar el despliegue de la energía eólica marina a escala”, explicó la Casa Blanca en un comunicado. El presidente Joe Biden creó el cargo de Asesor Climático Nacional de la Casa Blanca para coordinar, supervisar y promover todas las políticas vinculadas con la agenda ambiental oficial en el plano federal.
Nueva York
Entre las iniciativas anunciadas destaca la evaluación ambiental de una nueva Área de Energía Eólica identificada en las aguas de los estados Nueva York y Nueva Jersey, en la costa este. Las Áreas de Energía Eólica son zonas identificadas como las más apropiadas y menos conflictivas para el uso de la energía eólica marítima.
El Bureau de Administración de la Energía Oceánica, el órgano del Departamento del Interior que se encarga de esa tarea, anunció el lunes la identificación de 800.000 acres en esa región que serían aptos para turbinas marítimas. “Las Áreas de Energía Eólica en el Ancón de Nueva York están ubicadas en un área de aguas poco profundas entre Long Island y la costa de Nueva Jersey. Tienen el potencial de ayudar a los estados a alcanzar sus objetivos energéticos”, señaló el Bureau.
La Casa Blanca citó un informe de la consultora Wood Mackenzie que indica que dicha zona tiene el potencial para generar 25.000 empleos en el desarrollo y construcción de parques entre 2022 y 2030, así como 7.000 empleos indirectos en las comunidades aledañas. También podría generar hasta 4.000 puestos operativos y de mantenimiento por año, además de 2.000 trabajos comunitarios en los años siguientes. El gobierno espera poder arrendar estas áreas a fines de 2021 o principios de 2022, luego de la evaluación ambiental.
Por otro lado, el desarrollador Ocean Wind quedó un paso más cerca de iniciar la construcción de un mega parque de 1100 MW en aguas de Nueva Jersey, con 98 turbinas Haliade-X de General Electric, la turbina de mayor potencia nominal existente en el mercado. El Bureau anunció ayer que comenzará a preparar la declaración de impacto ambiental del plan de construcción. No es el único: tiene otros 16 planes de construcción en carpeta para iniciar su revisión. El órgano finalizó a principios de mes la última revisión ambiental de Vineyard, otro mega proyecto de 800 MW en Massachusetts, paralizado en 2019 por una decisión del gobierno de Donald Trump.
Cadena de abastecimiento y costos
El incremento en las capacidades y la producción de bienes de capital e insumos necesarios constituye otra prioridad. El gobierno estima que por cada componente crítico (góndolas, aspas, torres, cimientos, cables submarinos) el país necesitará entre una y dos fábricas nuevas para suplir semejante demanda. También se necesitará de al menos seis nuevos barcos especiales para la instalación de las turbinas, con un costo estimado de entre 250 y 500 millones por vehículo.
Con el fin de escalar el desarrollo y la construcción de parques, el Departamento de Energía habilitará fondos por 3000 millones en forma de garantías de préstamos para la inversión en nuevas instalaciones que permitan incrementar la fabricación de los componentes críticos. La inversión en infraestructura portuaria también es importante. El Departamento de Transporte anunció que las autoridades portuarias y otros solicitantes podrán aplicar para recibir fondos para proyectos relacionados con infraestructura portuaria.
Desafíos
No obstante, el principal desafío en el segmento offshore consiste en disminuir el costo de los proyectos. Las turbinas offshore tienen una mayor potencia nominal de generación y un mayor factor de capacidad que sus contrapartes en tierra. Sin embargo, la instalación en el mar y el tendido de la infraestructura de transmisión eléctrica incrementan notablemente el costo final, inclinando la balanza en favor de los proyectos en tierra.
El Laboratorio Nacional de Energías Renovables del Departamento de Energía estima que a medida que avancen las tecnologías eólicas offshore y la demanda crezca, el costo nivelado de la energía eólica offshore podría ubicarse entre 50 y 70 dólares por MWh para el 2030, un precio alto pero que sería competitivo en algunos mercados de EE.UU. Por lo tanto, la innovación es relevante para disminuir los costos.
Con ese fin, el Consorcio Nacional de Investigación y Desarrollo de Energía Eólica Marina, creado por el Departamento de Energía y el estado de Nueva York, adjudicará 8 millones a 15 proyectos de investigación y desarrollo de energía eólica marina que fueron seleccionados a través de un proceso competitivo. Los nuevos proyectos se centrarán en la innovación de la estructura de soporte en alta mar, el desarrollo de la cadena de suministro, la innovación de sistemas eléctricos y los costos para el despliegue de la energía eólica marina.
La Casa Blanca estima que si Estados Unidos logra el objetivo de 30.000 MW en 2030 se pondrá en carrera para llegar a los 110.000 MW offshore en 2050, generando 77.000 empleos directos y otros 57.000 indirectos en las comunidades cercanas a los parques.
Fuente: econojournal.com.ar
El secretario de Energía destacó obras y avances en materia energética
El secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, destacó hoy los avances en políticas de materia energética en las provincias de Neuquén, Corrientes y La Rioja y dijo que las tarifas de los servicios saldrán de las conclusiones de las audiencias públicas.
El funcionario subrayó que el Gobierno apunta a que los argentinos «no pierdan poder adquisitivo» y que se trabaja en «la segmentación» para subsidiar a los sectores «que realmente no pueden pagar».
Martínez aseguró en declaraciones al Canal 7 de Neuquén que el Plan Gas.Ar, que se encuentra en marcha, fue «una gran decisión del presidente Alberto Fernández» y aunque «todavía Argentina importa mucho gas, entendemos que estas medidas ayudan a frenar el declino y hay que ir pensando también en un desarrollo a largo plazo para eliminar definitivamente la importación de gas».
Respecto de las audiencias públicas por las tarifas señaló que «se realizaron las audiencias por gas y se está realizando en este momento la audiencia en función de la electricidad, por lo que en pocos días vamos a poder avanzar con las conclusiones de esas audiencias públicas».
Y remarcó que el mandato desde el Gobierno nacional «es que no se pierda poder adquisitivo por parte de los argentinos para poder pagar la energía. Que los salarios tengan que crecer y crezcan mucho más de lo que evolucione la energía o la tarifa, en eso estamos trabajando».
El secretario de Energía indicó que «trabajamos en las segmentaciones, porque entendemos que es mejor la utilización de los subsidios si se hace teniendo en cuenta los niveles de ingreso de la sociedad. Hay un gran nivel de subsidio en materia energética en la Argentina, pero vamos a ir evolucionando a un esquema donde se subsidie a quien realmente no lo pueda pagar».
En tanto, al hablar con el canal 13 de Corrientes en una comunicación punto a punto desde la Casa Rosada el funcionario destacó las obras que se realizan para la construcción de la Central Hidroeléctrica Añá Cuá, «que ampliará la capacidad energética de Yaciretá» y que está ubicada en Ituzaingó, 230 km al noreste de la capital correntina.
Según dijo Martínez se trata de «una buena noticia para la provincia y para la Argentina, porque significa más energía, más trabajo y más industria».
El funcionario destacó que en Añá Cuá, la megaobra energética, «se invertirán 400 millones de dólares y generará 2500 puestos de trabajo» y, añadió, «se ha puesto en marcha una obra importantísima que prestigia a la Argentina» y «es un paso más hacia una Argentina más federal».
Cuando habló con el canal 9 de La Rioja, Martínez, además de destacar las obras de energía y gas en marcha mencionó proyectos que se financian desde la Nación y puso de relieve el sentido federal que tiene la secretaría a su cargo «por orden del presidente (Alberto Fernández) y la vicepresidenta (Cristina Kirchner)».
Por otro lado se mostró esperanzado que el país entrará en un «proceso de recuperación más allá de la pandemia o a medida que se pueda avanzar con la vacunación y cada Provincia va a demandar más energía. Y esa energía queremos que se transforme en más puestos de trabajo, más industrias para la salida de la Argentina», señaló además.
Respecto a la obra de tendido eléctrico en la zona Sur y otras inversiones financiadas por la Nación que se están haciendo en La Rioja expresó que «hace poco estuvimos inaugurando el tendido de esa obra y entendemos que hay demanda y faltan todavía muchas otras. Tratamos de poner todo nuestro esfuerzo en entender la realidad y la particularidad de cada Provincia».
Con respecto a la demanda en materia energética riojana manifestó que «sabemos que se encuentra abajo. Hace falta acompañar con el presupuesto nacional y por eso hay varios proyectos en carpeta para seguir su desarrollo, y esa es la manera de hacer una Argentina más federal», indicó.
Fuente: telam.com.ar
Las distribuidoras eléctricas aclararon que el aumento a grandes usuarios no les reporta ningún beneficio
Distribuidoras eléctricas aclararon que el aumento establecido por la Resolución 131/21 es únicamente para pagar el costo de producir y transportar la energía y que la “normativa no tiene ninguna incidencia en el negocio de la distribución de energía»
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica (ADEERA) aseguró que la recomposición tarifaria dispuesta para unas 6000 industrias, PyMEs y comercios de todo el país no le reportará ningún beneficio a las distribuidoras.
A través de un comunicado, la entidad aclaró que el aumento establecido por la Resolución 131/21 es únicamente para pagar el costo de producir y transportar la energía y que la “normativa no tiene ninguna incidencia en el negocio de la distribución de energía ya que la parte de la tarifa que corresponde al Distribuidor, denominado Valor Agregado de Distribución o VAD, no se modifica”. A su vez, la entidad recordó que “en la mayoría de las jurisdicciones del país el VAD se encuentra congelado desde hace al menos 2 años”.
De este modo, la entidad busca dejar en claro que la decisión tomada por la Secretaría de Energía no le reporta un beneficio a las distribuidoras eléctricas, por más que los grandes usuarios de electricidad reciban a partir de marzo un aumento de hasta un 70% en sus tarifas de luz.
El impacto en las empresas
A su vez, ADEERA destacó que el incremento no generaría una alteración significativa en la estructura de costos de las empresas. “En 2018 el gasto medio en energía eléctrica sobre la facturación bruta de las principales 500 grandes empresas del país representa 1,5% para los usuarios de mayor demanda y 0,9% para los usuarios GUDI, que son los principales afectados por esta Resolución. Estos porcentajes en 2021 son menores porque la tarifa estuvo congelada desde 2019 y la inflación fue del orden del 40% anual.
Además, en la comparación regional en América latina, las tarifas eléctricas del segmento comercial e industrial de Argentina son entre un 22% y un 25% más bajas que el promedio”, indicó en el comunicado.
La inclusión de estos datos dentro del comunicado genera dos tipos de lecturas. Por un lado, puede verse como un guiño al Gobierno en relación de que al tratarse de un gasto marginal, el aumento tarifario no tendría que afectar el precio final del producto. Pero como justamente la Resolución 131/21 no modifica la situación de las distribuidoras eléctricas, al hacer referencia al costo marginal que representa el aumento tarifario, la segunda lectura posible es que ADEERA está sugiriendo que estos grandes usuarios están en condiciones de asumir un nuevo incremento que ésta vez sí las alcance.
Sobre el final, la entidad recuerda que la producción y distribución de electricidad tiene un costo y no “es gratis o económico como algunos consideran. Se requieren inversiones constantes para garantizar las condiciones de calidad requerida por los usuarios, como así también para sostener la operación. Y este costo se paga ya sea a través de la tarifa o a través de subsidios, que se financian vía impuestos que pagan los ciudadanos, deuda que contrae el Estado o emisión monetaria”.
Fuente: econojournal.com.ar