La Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) extendió el plazo para realizar la recategorización del primer semestre del año hasta el 9 de agosto inclusive. La decisión se oficializó a través de la Resolución General 5534/2024 publicado este lunes en el Boletín Oficial.
Si bien la recategorización suele realizarse hasta los días 20 de los meses de julio y enero, la demora en la aprobación del Paquete Fiscal que incluye cambios para los monotributos, corrió los plazos. Según la AFIP el objetivo de modificar las fechas es a “fin de promover y facilitar el cumplimiento de las obligaciones tributarias por parte de los contribuyentes y/o responsables”. Además se prorroga el vencimiento de la obligación de pago mensual -impuesto integrado y cotizaciones previsionales- correspondiente al período agosto de 2024.
Por último, se aclara que, las obligaciones de pago resultantes de la citada recategorización tendrán efectos para el período comprendido entre el 1 de agosto de 2024 y el 31 de enero de 2025. Y que, se podrá cumplir con las obligaciones de pago mensual -impuesto integrado y cotizaciones previsionales- correspondientes al período agosto de 2024, hasta el 28 de dicho mes inclusive.
Pasos para recategorizarse:
Acceder al Portal Monotributo: Ingresar con la clave fiscal. Si no se posee una clave fiscal o se ha perdido, es necesario gestionarla nuevamente.
Ingresar a la opción recategorización: Detallar el monto facturado en los últimos 12 meses.
Imprimir la nueva credencial de pago: Una vez realizada la recategorización, la nueva credencial de pago estará disponible.
Es importante tener en cuenta que el importe correspondiente a la nueva categoría se abonará el mes siguiente a la recategorización, no en el momento de realizarla.
Para calcular la recategorización del monotributo, es fundamental revisar el cuadro de Montos y categorías vigentes disponible en el portal de la AFIP. Este cuadro permite establecer los parámetros y valores a abonar por los monotributistas según sus ingresos brutos.
La tabla de topes de facturación anual completa queda de la siguiente manera:
Categoría A:
Valor anterior: $2.108.288,01
Valor nuevo: $6.450.000
Porcentaje de aumento: 206%
Categoría B:
Valor anterior: $3.133.941,63
Valor nuevo: $9.450.000
Porcentaje de aumento: 202%
Categoría C:
Valor anterior: $4.387.518,23
Valor nuevo: $13.250.000
Porcentaje de aumento: 202%
Categoría D:
Valor anterior: $5.449.094,55
Valor nuevo: $16.450.000
Porcentaje de aumento: 202%
Categoría E:
Valor anterior: $6.416.528,72
Valor nuevo: $19.350.000
Porcentaje de aumento: 202%
Categoría F:
Valor anterior: $8.020.660,90
Valor nuevo: $24.250.000
Porcentaje de aumento: 202%
Categoría G:
Valor anterior: $9.624.793,05
Valor nuevo: $29.000.000
Porcentaje de aumento: 201%
Categoría H:
Valor anterior: $11.916.410,45
Valor nuevo: $44.000.000
Porcentaje de aumento: 269%
Categoría I:
Valor anterior: $13.337.213,22
Valor nuevo: $49.250.000
Porcentaje de aumento: 269%
Categoría J:
Valor anterior: $15.285.088,04
Valor nuevo: $56.400.000
Porcentaje de aumento: 269%
Categoría K:
Valor anterior: $16.957.968,71
Valor nuevo: $68.000.000
Porcentaje de aumento: 301%
Al mismo tiempo, se aclaró que no ingresarán el impuesto integrado los trabajadores independientes promovidos o aquellos asociados a cooperativas inscriptos en el Registro Nacional de Efectores. Tampoco lo harán los asociados a cooperativas cuando sus ingresos brutos no superen la suma máxima establecida para la categoría A.
Además, quedan exceptuados de ingresar cotizaciones al régimen de la seguridad social y a obras sociales, los siguientes sujetos:
Quienes se encuentran obligados por otros regímenes previsionales.
Los menores de 18 años.
Los contribuyentes que adhirieron al monotributo por locación de bienes muebles y/o inmuebles.
Las sucesiones indivisas continuadoras de los sujetos adheridos al régimen que opten por la permanencia en el mismo.
Quienes se jubilaron por leyes anteriores al 07/1994 (Nº 18.037 y Nº 18.038), es decir jubilados hasta el 06/1994.
En tanto, los jubilados (por leyes anteriores o ley actual) quedan exceptuados de ingresar aportes a la obra social.
Fabián Spivak, especial para Economis. Mayor Otaño, es límite fronterizo con la ciudad misionera de Eldorado, separadas por el río Paraná, pero unidas por la balsa y la lancha que a diario navegan entre ambos puertos (ambas son propiedad del jefe comunal de Mayor Otaño).
En Mayor Otaño, además de yerba mate se produce menta y, en menor medida soja, naranja y otros cultivos. Paraguay, considerada la “Suiza” de América por su estabilidad económica (tiene una inflación anual del 3,5 % y un crecimiento del 4 % anual, según su PBI) produce unas 115.000 toneladas de hoja verde y unas 35.000 toneladas de yerba canchada que se producen en los 17 secaderos existentes en el país.
Además de intendente de la localidad de Mayor Otaño, Paraguay, usted es empresario yerbatero. ¿Cuál la situación comercial de la yerba mate en Paraguay?
Sin regulación: “Oferta y Demanda”
– “En Paraguay hay unos 10 millones de kilos de yerba mate canchada que debemos comercializar en el exterior, mientas haya sobrante de yerba el precio será bajo, máxime en nuestro país donde el precio no está regulado, sino que se establece a través de la oferta y la demanda. Hoy tenemos problemas en la comercialización y, por tal motivo los empresarios estamos realizando inversiones en los secaderos para en un futuro tener mejor calidad para poder exportar
¿A qué países se exporta la yerba mate paraguaya?
– “A pesar de las trabas arancelarias, estamos ganando mercados en el mundo con la yerba canchada no al nivel de Argentina o Brasil; Medio Oriente es uno de esos mercados. Además, se nos abre las puertas de la Argentina con las nuevas reglamentaciones que puso en vigencia el gobierno de Milei que hace que el Instituto Nacional de la Yerba Mate (Inym) no regule más el precio ni tampoco tenga la potestad de contralor de la yerba mate”.
Usted mencionó Medio Oriente, ¿Paraguay le está ganando el mercado de Siria a la Argentina?
– “Se está exportando yerba mate canchada a Siria como a otros países de Medio Oriente. La calidad de la yerba paraguaya es de excelencia y, eso hace que podamos competir con otros países”.
¿El mercado yerbatero en Paraguay está desregulado?
– “Sí. La comercialización tanto de la hoja verde como la canchada, salida de molino y el paquete en góndola es a través de la oferta y demanda. En rigor, el que maneja el mercado es el industrial y de ahí hacia abajo, es decir hacia el secadero y, por último, el productor”.
¿El productor, que como usted menciona es el último eslabón de la cadena en Paraguay, cobra bien por kilo de hoja verde, en un mercado desregulado? En la Argentina se desreguló el mercado yerbatero y trajo complicaciones para los productores que solicitan que se vuelva a regular.
– “Yo creo que un mercado regulado por un gobierno no es conveniente porque le quita competitividad. En el mundo globalizado debemos presentar calidad que apetezca al mercado. Debemos ofrecer cantidad, calidad y un precio que permita competir. Cuando el Estado regula el precio de un producto, ya sea yerba, té u otro, el mercado no funciona. Está demostrado que un producto regulado no puede ingresar en ningún país porque está sujeto a lo que determina un gobierno. Yo apoyo las libertades porque permite crecer en calidad, cantidad y en competitividad comercial. Si la Argentina restablece un mercado regulado, Paraguay seguirá ganando mercados internacionales. En otro orden si hay un precio definido por el Estado, el productor deja de producir calidad, cantidad y, por supuesto precio competitivo, y, eso es lo que hoy tiene Paraguay”.
¿A qué valor se paga en Paraguay la hoja verde y canchada de yerba mate?
– “La hoja verde puesta en secadero se paga unos 1.500 guaraníes el kilo (unos 184,16 pesos), en tanto que por kilo de canchada se paga unos 6.000 guaraníes” (unos 736,66 pesos).
¿Ese valor le cierra al productor?
– “Definitivamente no, sabemos que el precio debe mejorar, pero nada podemos hacer cuando el precio de la canchada se ubica en los 6.000 guaraníes. Insisto, el precio de la hoja verde en Paraguay tiene que mejorar y, la única manera que hay para que mejore es invirtiendo en los secaderos para que el producto gane mercados internacionales”.
¿A salida de molino y en góndola a qué precio se comercializa?
– “No tengo los precios exactos porque nosotros nos dedicamos a la venta de canchada, pero el precio entre salida de molino y góndola se maneja en los mismos porcentajes que en la Argentina”. (Según fuentes consultadas el precio de la yerba salida de molino es de unos 10.000 guaraníes, unos 1.200 pesos y en góndola se cotiza a unos 14.800 guaraníes, unos 1.800 pesos)
¿Molineros argentinos buscan yerba canchada paraguaya?
– “Tenemos empresas argentinas legalmente constituidas que se encuentran instaladas en Paraguay porque se dan buenas condiciones de trabajo”.
Inversiones extranjeras
Se die que Paraguay “es la Suiza” de América…
– “Sí. Esperemos que sigamos así. En 2023 cerramos con una inflación del 3,6 % anual, y vamos en esa tendencia en 2024, tenemos mano de obra, energía barata. Tenemos todas las condiciones para que Paraguay sigua siendo un país que permita las inversiones extranjeras por sobre todas las cosas”.
“Podemos programar a largo plazo”
Cómo político opositor por un lado y como empresario, ¿cómo ve el accionar del gobierno que encabeza el presidente Santiago Peña?
– “El país está económicamente estable y, como le dije, esto permite que los empresarios podamos programar a largo plazo. En otros aspectos se debe mejorar, como ser en la seguridad jurídica, seguridad interna, salud y educación. Más allá de mi postura política opositora debemos acompañar al gobierno nacional que hace unos meses asumió”.
¿Paraguay sigue creciendo?
– “Sí. Está en los primeros lugares de la región. Somos un país sumamente agrícola con producción de soja, tabaco, caña de azúcar, algodón, maíz, verduras y frutas tropicales. (Pronostican que la economía paraguaya crecerá 4 % en este 2024, un ajuste al alza en la proyección frente al informe del mes pasado, según el reporte Macro Paraguay del banco Itaú. Esta cifra se ubica por arriba de la proyección oficial del 3,8 % del Banco Central del Paraguay).
Escribe Vicente Serra Marchese – Durante la década de 1990, luego de las privatizaciones, se impuso el concepto de costo marginal de la energía. Este método implicaba que el costo para la demanda y el precio de remuneración para los generadores era el fijado por la última máquina puesta en servicio para satisfacer la demanda. Esta señal de precios era un incentivo para atraer nuevas inversiones en el parque de generación que era obsoleto, ineficiente para la tecnología de la época y finalmente una cuasi renta muy interesante de captura, dada la insuficiencia del parque en abastecer la demanda (1988-1989), el exministro Rodolfo Terragno tuvo que importar turbinas de gas de urgencia por para evitar nuevos cortes y el costo promedio para abastecer el sistema era de 40 US$/MWh (valor de los contratos con las centrales Costanera y Puerto, establecidos en las licitaciones de la privatización de los servicios públicos).
Antes de la vigencia del costo marginal de la energía (resolver la fórmula de Laplace de optimización del costo de uso de combustibles y la adopción del Oscar y Margó desarrollado por Electricité de France (Empresa Estatal de Francia), las tarifas en las empresas estatales eran basadas en costos para los usuarios y establecidas políticamente por el gobierno de turno, dada su incidencia en el índice de costo de vida; la diferencia era compensada por fondos capitalizables del Estado.
El uso de costo marginal lleva implícito la captura de rentas por ganancia de eficiencia respecto de otro competidor ineficiente, algo similar a lo que sucede en el mercado del gas y petróleo donde los precios de venta los impone el equilibrio de oferta y demanda y, como consecuencia ante el shale gas o shale oil, quienes aún poseen yacimientos para ser explotados en forma convencional obtienen una renta mayor que los mencionados previamente. Sin embargo, el uso de este sistema para el mercado de generación eléctrica agregado (conjunto de generadores oferentes, costo marginal del sistema) y para la unidad disgregada (costo marginal privado) en el límite de igualación de eficiencia, los ingresos obtenidos no compensan los costos medios de las unidades de negocio, lo cual produce un quebranto del sistema. Por último, vale la pena recordar el concepto de costo marginal social.
Costo marginal del sistema
A partir de la ecuación del costo total del sistema conformado por un costo fijo y otro variable podemos calcular el costo marginal del sistema. Los costos marginales, como cualquier derivada, son tangentes a las curvas totales y variables de costos en cada punto
CTS= CFS + CVPS
Derivando en función de Q (MW) producción podemos obtener los costos de producir una unidad más para el sistema, en función de la producción.
donde: CTS = costo total del sistema CFS = costo fijo del sistema CVPS = costo variable del sistema En la figura 1, se grafica los costos marginales actuales del sistema eléctrico.
Costo marginal de una unidad de producción
CT= CF + CVP
Derivando en función de P podemos obtener los costos de producir una unidad más, en función de la producción.
donde: CTS = costo total de la unidad generadora.
CFS = costo fijo de la unidad generadora
CVPS = costo variable de la unidad generadora
En la figura 2.a, se grafica la variación de costos en función de la cantidad producida. En La figura 2.b, se grafica el costo marginal y los costos medios de una unidad generadora. Donde
El punto verde es un punto de equilibro en donde el beneficio será negativo a la menor producción Q de ese punto. Teniendo en cuenta la ecuación del Beneficio B = I-CT si queremos hallar el máximo beneficio realizamos la derivada donde el máximo se dará cuando donde B es el beneficio, e I el ingreso.
Es decir que el máximo beneficio se da cuando el ingreso marginal es igual al costo marginal IMa = CMa. Ahora bien, el IMa viene dado por el sistema y es el mismo valor para todo el sistema como si fuese el valor de un comodity que varía en forma horaria. IMa = CMaS, por lo tanto, cuanto más lejos esté el CMaS del CMa, se podrá obtener una sobrerenta o una sobrepérdida por trabajar de manera forzada, cuando el análisis se realiza a nivel de la unidad de generación. Esta metodología aplicada provocó que durante la década de 1990 los costos del sistema promedio bajaran de 40 USD/MWh a mínimos de 22 USD/MWh, debido a la inversión en nuevas unidades de generación que bajaron el costo marginal del sistema. El sector de generación es un sector dinámico cuyo largo plazo no pasa de diez años, mientras que en el sector transporte y distribución, el largo plazo alcanza los 30 años aproximadamente con igualdad de eficiencia.
Tengamos ahora tres unidades de generación, cada una con su costo marginal: CMa1 < CMa2 y < CMa3, cada una de una potencia de 10 MW con una demanda por cubrir de 25 MW. El despacho se hace con costos crecientes hasta llegar a los 25 MW, por lo que el CMaS = CMa3. De esta manera, se obtiene un sobre beneficio para la unidad 1 de Be1= CMa3 – CMa1 y para la unidad 2 de Be2= CMa3 – CMa2. Ese beneficio extraordinario fue el que permitió afrontar los costos de capital intensivo de las nuevas unidades de generación y donde la suma fija de remuneración por potencia lo único que sostenía eran los costos fijos para que la central estuviese disponible. En el análisis se debe tener en cuenta la vida de un generador expresado en años es su inflexibilidad a la adecuación tecnológica. Esto implica, que con el aumento de la productividad es necesario un flujo de fondos para mantener el sistema con costos decrecientes que el sistema marginalista no prevé. En la figura 4 se observan dos unidades de generación, la primera arranca beneficiándose de que el CMaS es mayor que su CMa1, debido a la mejor tecnología disponible y una mejor eficiencia. A su vez, en los últimos 100 años, cada 10 se viene dando un salto de eficiencia de más del 25 % por ello la unidad 2 arranca cuando el margen de eficiencia es el suficiente para afrontar los retornos del repago de capital. Como se puede observar en figura 5, con el tiempo y en la medida que se vayan reemplazando las unidades menos eficientes, el CMaS baja y llega a la situación en la que al ser el CMaS con diferencias muy exiguas entre los CMan de cada una de las máquinas minimizando las capturas de beneficios extraordinarios que pudiera pagar nuevos costos de capital para repagar nuevas inversiones.
Cabe resaltar, que, si bien se ha usado el sistema marginalista a semejanza de un mercado libre de precio libre, en la práctica desmitificando a quienes sostuvieron que el sistema eléctrico era un ejemplo del libre mercado, en realidad se trataba de un mercado de precios administrados; dado que según los procedimientos del OED (Organismo Encargado del Despacho) conocido como CAMMESA, la declaración del CMan que realizaban los generadores tenían como límite para declarar el CVP, el rendimiento térmico de conversión de la máquina generadora (Kcal/KWh) y la tarifa regulada de ID (interrumpible distribución) de la Licenciataria suministradora del Gas (antes del unbundling) o el costo de referencia del combustible usado.
Tenemos entonces un supuesto mercado libre declamativo, hablando de criterio marginalista, basado en límites técnicos de costos asociados a rendimientos térmicos y un costo de combustible regulado. Es decir, se proclamaba un mercado libre (con tope) basado en un mercado regulado del gas o en precios de referencia de combustibles establecido por las autoridades.
La implementación del malogrado decreto 804/2001 era conducente con la teoría marginal y el libre mercado conforme los libros de texto4. Con la libertad de declarar precios y no un costo variable de producción técnico (CVP declarado) era posible declarar bajo el sistema un costo CMan = 0, dado que se trataría de un generador montado sobre un yacimiento de gas o el generador, con un contrato take or pay del 100 % por el gas, de manera que se pueda capturar cualquier CMaS del sistema dado que estaría 100 % del tiempo despachado, monetizando el gas en el mercado eléctrico, que de otra manera debía pagar una fuerte multa por venteo.
Por todo lo expuesto es evidente que el sistema de libre mercado, deformado por límites técnicos e insumos regulados, al igualarse dentro de un rango mínimo la variabilidad del CMaS, derivó en un fuerte incentivo a no encarar nuevas inversiones en generación. Luego de 2001, el mercado económicamente adaptado (jerga de la época, que se basaba en 45 días de corte de gas en invierno) entrará en crisis, las nuevas incorporaciones de generación vinieron de la mano de instrumentos financieros como el Foninvemen o licitaciones de ENARSA con modalidad de contratos de potencia y energía asociada donde la remuneración por potencia repagaba el costo de capital invertido, muy alejado de la remuneración por potencia de los procedimientos que, en algunos casos, apenas compensan los gastos fijos de las unidades generadoras.
Pasamos de un esquema en el que las decisiones de nuevos proyectos lo decidían los inversores en función de la captura de un sobrebeneficio sobre CMaS, a una planificación que permitiera abastecer la demanda en el pico y la derivada de esta última de poder acceder a electrodomésticos a precios accesibles. En el interín de este proceso comenzó la inserción de las energías renovables primero en Europa con subsidiaridad luego en el resto del mundo.
La inserción de las energías renovables
El objetivo primordial era combatir, por un lado, la dependencia del gas proveniente de países extranjeros y, por otro, bajar las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera. Asimismo, se comenzó con una transición hacia un uso electro intensivo al modificar la matriz energética cada vez menos dependiente de los combustibles fósiles.
En los últimos años, los contratos suscriptos para el cambio de la matriz se fueron venciendo y el sistema de precios del Mercado Eléctrico Europeo y en los Estados Unidos comenzó a colapsar a tal punto que viejas centrales de carbón tienen que enfrentar en el pool precios del sistema negativos.
Todo era porque las energías renovables tienen un costo cero para producir un MW más y como no se puede almacenar en forma económica y difiere del de las centrales hidroeléctricas con capacidad de embalse donde el valor del agua es factible de ser asignado por la maquina térmica que la substituiría.
Desde 2008 los mercados de la electricidad en Europa afrontan con regularidad la combinación de precios negativos y una creciente volatilidad, lo que proporciona señales inquietantes para las inversiones en nueva capacidad de generación como puede apreciarse en la figura 6. La electricidad no se puede almacenar de manera eficiente a gran escala, debido a esto el desequilibrio entre la baja de la demanda y una producción renovable con prioridad de despacho, se pueden ajustar fácilmente los sistemas. Alemania experimentó precios negativos de -83,94 €/MWh durante ocho horas el 21 de abril. En este tiempo, este país mantuvo una combinación de generación eólica por encima del promedio mensual con alta generación solar y cubrió alrededor del 88 % de su demanda.
Los precios negativos de la electricidad obedecen a una serie de factores: las tarifas preferenciales que se utilizan en Francia; las bonificaciones sobre los precios en Bélgica; y las subastas organizadas España y la seguridad para el productor de energía renovable de que toda su producción se inyectará a la red al tener prioridad de despacho representan una fuente de inelasticidad en el lado de la oferta, que también se encuentra en la demanda, debido a la inercia que tienen los clientes para cambiar los patrones de consumo; por último, la falta de disponibilidad de capacidad de almacenamiento y un mercado inmaduro en el desarrollo de los vehículos eléctricos.
Como consecuencia se implementaron nuevas regulaciones que obligan a los productores de electricidad verde a cortar su inyección a la red cuando se dan precios negativos o a asumir de forma parcial con restricción. Aun así, las fuentes de energía renovable con perfiles de producción dentro de una geografía determinada crearán un exceso de suministro de electricidad durante ciertas horas, lo que conducirá automáticamente a una reducción de precios en los mercados en estas franjas horarias. Las agencias reguladoras deberán preguntarse: ¿qué tipo de energía es más económica: la termoeléctrica o la energía renovable hidroeléctrica, solar o eólica? y establecer sistemas de decisión y metodologías para tener eficiencia en los recursos a la hora de establecer nuevos contratos de compra de energía de mediano plazo para asegurar el abastecimiento de la demanda pico, el costo marginal social subyacente y la ineficiencia económica que las decisiones de corto plazo afectan el mediano plazo.
Costo nivelado de la energía (LCOE)
Este concepto surge como consecuencia de que estamos tratando con tecnologías diversas, con requisitos de inversión totalmente diferentes, vidas útiles disímiles, factores de planta y costos de operación que varían en función del tipo y la ubicación del proyecto que no se pueden comparar entre sí con el análisis clásico tradicional, por lo tanto el método que se propone es uno que sienta a las maneras de producir energía bajo un mismo marco de referencia para establecer la conveniencia de afrontar un nuevo recurso. El costo nivelado de la energía es una herramienta útil que permite comparar de forma consistente los costos de diferentes tipos de tecnologías. El modelo contiene variables, como el costo de inversión necesario para construir la planta, la vida útil de la central eléctrica y el costo de operación y mantenimiento para cada año, entre otros. En base a este modelo los reguladores pueden realizar un análisis de sensibilidad que permite detectar qué acciones concretas se pueden tomar para reducir el costo nivelado de la electricidad en determinado proyecto. Las magnitudes destacadas son las siguientes:
1. Establece un punto de equilibrio: su resultado, un costo en kilovatios por hora (kWh), puede también considerarse como el punto de equilibrio de una central eléctrica, es decir que permite conocer el precio mínimo al que la central tendría que vender la electricidad para no ganar ni perder.
2. Permite conocer alternativas atípicas: la utilización del LCOE como análisis entre varias fuentes de energía permite obtener resultados diametralmente diferentes, incluso dentro de una misma tecnología. Por ejemplo, en un país con una geografía ideal para minihidroeléctricas (tanto en costo de inversión como en factores de planta) podría ser mucho menor que una hidroeléctrica de pasada en un país plano con mano de obra costosa.
3. Mide la evolución de la competitividad: permite comparar las tecnologías a lo largo del tiempo. Así, hace cinco años, el costo nivelado de las plantas solares no podía competir con otras fuentes de energía, mientras que hoy con la reducción drástica en el costo de inversión, las plantas solares compiten al mismo nivel que otras tecnologías en licitaciones por contratos de energía.
4. Es el primer paso: anterior a determinar el Costo de Electricidad Nivelado Evitado (LACE), que mide el costo de electricidad evitado por la nueva planta eléctrica, debido al desplazamiento que la infraestructura produce en el sistema. Expresado matemáticamente:
donde: LCOE es el costo nivelado de la energía.
I representa los gastos de inversión de cada año, incluyendo los de financiación de la planta de energía.
M representa los costos fijos y variables de operación y mantenimiento de la instalación de cada año (sueldos, recambios, impuestos, etc.).
F representa el costo del combustible de cada año. En una renovable (excepto la biomasa) este factor sería cero. E representa la generación de energía cada año. r = tasa de descuento. t = año. n = años de vida útil.
Costo evitado nivelado de electricidad basado en la operación del sistema de potencia (LACE)
Conceptualmente es un indicador complementario a LCOE para evaluar el desempeño de un proyecto de generación insertado en la red que incorpora los cambios en el sistema fruto de la inserción de la nueva generación. Estimar el costo evitado (CA) de un proyecto de generación es importante para identificar la opción de generación más prometedora. Para determinar el efecto económico y técnico en el sistema de un proyecto de nueva generación, se puede emplear el método de DRR (requisitos de ingresos diferenciales).
Compara el costo operativo de un sistema de energía con y sin el proyecto de nueva generación en el tiempo. El LACE de un proyecto se basa en encontrar los impactos potenciales, ya sean ventajas o desventajas que un nuevo proyecto puede ofrecer al sistema eléctrico. Los impactos deben obtenerse considerando la operación potencial del sistema de energía en diferentes condiciones.
El objetivo es identificar si la construcción del proyecto puede reemplazar otros recursos de generación debido a razones económicas o técnicas. Un proyecto de nueva generación puede mejorar la seguridad del sistema bajo contingencias N-1, proporcionar energía firme, ofrecer apoyo durante los períodos de máxima demanda o reemplazar una generación más costosa. Así, LACE no solo evalúa el desempeño económico del proyecto, sino que también capta sus características operativas, permite cuantificar beneficios económicos, debido al reemplazo de generación costosa, congestión de la transmisión y mejoramiento de la seguridad N-1.
Como nuestra característica topológica de la red es singular, dada sus características macrocefálicas de la demanda respecto de las fuentes de generación, la ecuación esta modificada para tener en cuenta la expansión de la red para interconectar nuevas fuentes de energía.
El costo nivelado evitado de la electricidad representa los ingresos potenciales disponibles para el propietario del proyecto por la venta de energía y la capacidad de generación.
Este costo es un promedio ponderado del costo marginal del despacho de electricidad durante los períodos en los que se supone que opera el proyecto, ponderado por el número de horas de operación asumida en cada período. El costo marginal de cumplir con las reservas de planificación del sistema se pondera por el crédito de capacidad estimado para cada tecnología. donde: LACE es el costo nivelado evitado de la electricidad, expresado en unidades de $/MWh.
T es el período de tiempo.
Y es el número de estaciones en el año. e es la estación del año.
N es el año.
CMg representa el costo marginal de la energía en los nueve períodos de tiempo (pico, resto y valle y para cada una de las estaciones del año) Hd = horas despachadas y son el número estimado de horas en la estación en que genera la unidad.
Este número es consistente con los parámetros de utilización asumidos para el cálculo de LCOE. PP es el pago por capacidad para el sistema de cumplir con el margen de reserva de confiabilidad y satisfacción de la demanda. CT es la anualidad de la inversión en transporte para la conexión de la unidad de generación conforme su incidencia. Para las unidades despachables, el cargo por capacidad es toda la capacidad de la placa de identificación.
Para las energías renovables intermitentes, el cargo de capacidad se califica en función de la disponibilidad del recurso durante los períodos en que se remunera potencia. Las horas de generación anuales esperadas son el número de horas que se supone que la planta opera en un año; la derivación es idéntica a la descripta en la sección LCOE anterior.
El beneficio neto (BN) de un proyecto de generación, expresado como la diferencia entre LACE y LCOE, puede considerarse como la ganancia (o pérdida) potencial por unidad de producción de energía para la planta. BN proporciona un índice que ayuda a identificar los proyectos de generación más promisorios durante los procesos de planeación de la expansión del sistema. BN = LACE- LCOE Ejemplo de valor neto De los ejemplos anteriores, la planta eólica tiene un LCOE de $84/ MWh y un LACE de $75/MWh, lo que resulta en un valor neto de -$9/ MWh.
Costo nivelado de almacenamiento (LCOS)
Al igual que para el LCOE (costo nivelado de electricidad), los sistemas de almacenamiento también se pueden comparar mediante el LCOS (costo nivelado de almacenamiento). Se calcula como la suma de los costos durante la vida útil, dividida por la suma de la energía almacenada y liberada durante la misma vida útil. El resultado del LCOS es un costo de almacenamiento por unidad de energía, en la moneda de curso legal por KWh o MWh. Los ingresos necesarios para igualar el costo total del capital involucrado dependen de las características de la tecnología de almacenamiento, similar a la LCOE. Para calcular el LCOS se realiza a través de la siguiente ecuación:
I representa los gastos de inversión de cada año, incluyendo los de financiación de la planta de almacenaje de energía.
M representa los costos fijos y variables de operación y mantenimiento de la instalación de cada año (sueldos, recambios, impuestos, etc.).
F representa el costo de la carga de cada año. E representa la inyección de energía cada año. r = tasa de descuento. t = año. n = años de vida útil. Por ejemplo: Batería de sulfuro de sodio (Figura 7).
Características: eficiencia 81 %, Capex 300 €/kW, Opex 1 % del Capex sobre la vida útil, r = 5 %, vida útil = 12 años.
Existen algunos desafíos para expresar el costo nivelado de la electricidad almacenada en una sola medida, esto se debe a que el LCOS depende de las características económicas de almacenamiento y, a diferencia del LCOE tradicional, también depende de las características temporales del perfil de precios de la electricidad, dado que su despacho se realiza en períodos de altos precios donde supere los gastos de inversión anual para el repago de la instalación. A partir de este año Lazzard incorporará en su informe la energía en base a hidrógeno en el LCOE. El término “hidrógeno” se refiere al hidrógeno bajo en carbono y se refiere al hidrógeno azul y/o verde. Estos se definen a continuación.
Hidrógeno verde
• El hidrógeno verde se produce por la electrólisis del agua.
• El proceso es alimentado por electricidad sin carbono (por ejemplo, energía eólica y solar).
• Está limpio, pero actualmente es demasiado caro para un uso generalizado10.
• Se espera que el costo de los electrolizadores y la energía renovable disminuya en la próxima década, haciendo que el hidrógeno verde sea más viable.
• Es la forma ideal a largo plazo y sin carbono de producir hidrógeno.
Hidrógeno azul
• El hidrógeno azul se produce a partir de combustibles fósiles, generalmente gas natural, pero las emisiones se tratan con la tecnología de captura y almacenamiento de carbono (CCS).
• Con abundante gas natural y carbón disponibles, el hidrógeno azul podría ayudar a escalar la economía del hidrógeno 211. Sin embargo, esto depende de una adopción más amplia de la CAC.
• Podría actuar como un trampolín de hidrógeno gris/marrón a verde.
Hidrógeno gris-marrón
• El hidrógeno gris se produce típicamente a partir de gas natural en un proceso llamado reforma de metano de vapor.
• El hidrógeno marrón se produce a partir de la gasificación del carbón (o lignito).
• Son los métodos fuertemente dominantes en uso hoy en día.
• Son relativamente baratos, pero emiten grandes cantidades de CO2.
Para los principales actores de esta industria, el crecimiento del gasto en consumo de hidrógeno para energía y/o materia prima crecerá a un ritmo ligeramente más lento. Para 2025, el 33 % se espera que el hidrógeno represente más de una décima parte del gasto en energía (y/o materia prima) frente a solo el 9 % actual. Se proyecta que esto aumentará al 57 % para 2030 .
La ecuación sostenibilidad-costo de la inserción del hidrógeno logra equilibrarse en la medida que tienda a ser cada vez más barata la obtención de hidrógeno en la energía renovable. Amortiguar la variabilidad de las renovables podría ser una solución para el almacenamiento de energía a largo plazo, que ayudaría a usar de la oferta excedente y a satisfacer la demanda máxima.
El hidrógeno es un sustituto de materias primas basadas en combustibles fósiles en diversas industrias. Por ejemplo, las flotas de camiones de larga distancia pueden reemplazar el diésel con celdas de combustible de hidrógeno; las turbinas de gas natural pueden funcionar con un mix de combustión de hidrógeno; y las empresas químicas que producen amoníaco pueden cambiar la materia prima de hidrógeno gris/marrón por equivalentes azules/verdes. El hidrógeno es un portador de energía y, al igual que la energía eléctrica, se puede utilizar para “cargar” baterías (compuestas de celdas de combustible). También es explosivo. Se puede mantener en tanques, mover a través de tuberías y almacenar indefinidamente de manera similar a los combustibles fósiles. Las cadenas de valor del hidrógeno requieren mucho desarrollo.
“Gran parte de la tecnología de hidrógeno de hoy en día no es nueva, ha existido durante décadas”, dice Kristina Wittmeyer, gerente de oportunidades de negocios de hidrógeno, en Shell Noruega. Sin embargo, escalar estas tecnologías para satisfacer la demanda y las nuevas aplicaciones que se esperan requerirá de nuevas ideas, procesos y modelos.
La seguridad será la clave para escalar la economía del hidrógeno, los operadores de redes de gas están colaborando en la creación de directrices para la introducción del hidrógeno en las redes de gas natural.
Vicente Serra Marchese Analista del sector energético.
*Artículo publicado en Petrotecnia, la revista del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).
A través de la Resolución 710, firmada por la ministra de Seguridad de la Nación, Patricia Bullrich, se creó la Unidad de Inteligencia Artificial Aplicada a la Seguridad. El objetivo de esta unidad será prevenir, detectar, investigar y perseguir delitos y sus conexiones mediante el uso de inteligencia artificial (IA).
Entre sus funciones, se destacan:
• Monitoreo de redes sociales, apps y webs: La unidad patrullará redes sociales abiertas, aplicaciones, sitios web y la _dark web_ (internet profunda) para identificar delitos y a sus autores, o situaciones que sean de riesgo para la seguridad pública.
• Análisis de Actividades en Redes Sociales: Se analizarán actividades en redes sociales para detectar potenciales amenazas, identificar movimientos de grupos delictivos y prever disturbios.
• Detección de Transacciones Sospechosas: La unidad también se encargará de identificar transacciones financieras sospechosas o comportamientos anómalos que podrían indicar actividades ilegales.
• Desactivación de Explosivos: Utilizarán robots para la desactivación de explosivos.
Beneficios de la IA en Seguridad
El uso de la IA mejorará significativamente la eficiencia de las distintas áreas del Ministerio y de las Fuerzas Policiales y de Seguridad Federales, permitiendo respuestas más rápidas y precisas ante amenazas y emergencias.
Estructura de la nueva Unidad
La nueva unidad estará compuesta por especialistas de las cuatro fuerzas federales (Policía Federal Argentina, Gendarmería Nacional Argentina, Prefectura Naval Argentina y Policía de Seguridad Aeroportuaria) y del Servicio Penitenciario Federal (SPF), quienes serán designados por sus respectivas autoridades. La coordinación estará a cargo del Director de Ciberdelito y Asuntos Cibernéticos, bajo la Unidad de Gabinete de Asesores (UGA) del Ministerio de Seguridad.
Uso Global de la IA en Seguridad
El desarrollo de la IA representa uno de los cambios socio-tecnológicos más importantes de la década. Países como Estados Unidos, China, Reino Unido, Israel, Francia, Singapur e India ya son pioneros en su uso en áreas de gobierno y seguridad, aplicándola en análisis de videos y reconocimiento facial, predicción de crímenes, ciberseguridad, análisis de datos, drones y robótica, comunicación y coordinación, asistentes virtuales, automatización, análisis de redes sociales y detección de fraude y anomalías.
Facultades de la Nueva Unidad
• Identificación y Comparación de Imágenes en soporte físico y virtual
• Análisis Predictivo: se podrán utilizar algoritmos de aprendizaje automático para analizar datos históricos de crímenes, predecir futuros delitos y ayudar a prevenirlos.
• Detección de Amenazas Cibernéticas: a través de la identificación de patrones inusuales en redes informáticas y detección de amenazas cibernéticas antes de que ocurran ataques, incluyendo la identificación de malware y phishing.
• Procesamiento de Datos de grandes volúmenes de diversas fuentes para extraer información útil, crear perfiles de sospechosos e identificar vínculos entre diferentes casos.
• Vigilancia aérea con drones: que permitirá patrullar áreas extensas mediante drones, proporcionar vigilancia aérea y responder a emergencias.
La agenda cultural para el mes de agosto no solo trae sorpresas para la provincia, sino que también promete emociones en toda la región NEA. Mientras Posadas espera ansioso el regreso de Andrés Calamaro el sábado 2 de noviembre en el Anfiteatro Manuel Antonio Ramírez; el salmón llega a la ciudad en marco de su gira mundial “Agenda 1999 Tour”, por la cual en estos momentos se encuentra dando conciertos por el viejo continente, la capital provincial sigue recibiendo a artistas de renombre nacional, que eligen a la provincia para sus giras por el interior del país.
Tal es el caso del Plan de la mariposa, una de las bandas en ascenso dentro de la escena nacional, se estará presentando el martes 6 de agosto a las 21.00 horas en el auditorio del Montoya (Ayacucho 1962), con el fin de presentar las nuevas canciones de su próximo material discográfico “Correntada”. Los ingresos se pueden adquirir en la boletería del auditorio o a través de las plataformas ticket way y ticket misiones.
Días más tarde, con un recital único en todo el litoral llega a Corrientes, El Kuelgue. El esperado show será el viernes 9 de agosto a las 21:00 horas en Ribera ubicado en Av. Centenario 4401. Las entradas anticipadas están disponibles online en todoticket.ar o en el punto de venta That Metal Shop (Jujuy 2492). También habrá traslados ida y vuelta, para quienes estén interesados comunicarse con 3764647964.
Al otro día, en UMMA (Maipú 2060) vuelve para reencontrarse con su público y sus fans una de las voces uruguayas más románticas de los últimos tiempos, Matías Valdez. Los ingresos se pueden conseguir en la boletería del lugar de lunes a sábados de 16:30 a 20.00 horas o a través de ticket misiones. Un poco más temprano en UMMITA (Av. Corrientes 1958) se estarán presentando los Koino Yokan, los ingresos se pueden conseguir a través de ticketway.
Para la mitad del mes, el jueves 15, a las 21:30 horas se estará presentando el reconocido pianista Horacio Lavandera en el teatro Lírico del Parque del Conocimiento. Las entradas están en venta a través de Ticket Misiones, Butaca uno.com.ar. y la Revistería Piturro.
Una de la cita más esperadas se llevará a cabo el miércoles 21 a las 21.30 horas cuando suba al escenario del auditorio Montoya, el cantante y compositor, Nahuel Pennisi, uno de los artistas más respetados de la música argentina, quien acaba de lanzar en todas las plataformas su nuevo álbum titulado «Momentos». Este trabajo discográfico es un viaje profundo a través de las experiencias humanas, abarcando tanto los momentos de alegría como aquellos de tristeza que nos forman y definen a lo largo de la vida.
En tanto que el viernes 23 de agosto, la ciudad de las cataratas tendrá la posibilidad de vivir una de las experiencias musicales de la mano de la banda tributo a soda Stereo “Sobredosis de Soda” que se estará presentando a las 20:00 horas en el City center Iguazú. En doble jornada el sábado 24 de agosto, Posadas se prepara para recibir una vez más a una de las voces más emblemáticas del Brasil; María Creuza, un emblema del Bossa nova, quien tendrá su encuentro con su público a las 21.30 horas en el auditorio del Montoya. Los ingresos se pueden adquirir en la boletería del auditorio o a través del ticket misiones.
El segundo encuentro con la música se producirá en el Club Regatas Corrientes, a las 21.00 horas, con la llegada de una de las leyendas del rock argentino, el guitarrista y cofundador de Patricio Rey y los Redonditos de Ricota, Skay Beilinson quien viene de agotar entradas en el Luna Park, y luego de su encuentro con Córdoba el diez de agosto en el estadio Atenas, el guitarrista vuelve al litoral para revivir el espíritu ricotero. Las entradas anticipadas están a la venta en paseshow.com.ar.
Para cerrar la agenda del mes, llega a la capital “Prisma Pink Floyd Experience” presentando su espectáculo “PULSE” en conmemoración del 30 aniversario del lanzamiento del emblemático disco doble lanzado por Pink Floyd en su era Post Waters. La cita será el jueves 29 de agosto en el auditorio del Montoya.
AGENDA COMPLETA DEL MES DE AGOSTO
Guy- J: el Dj israelí vuelve al club de electrónica de UMMA el viernes 2 de agosto. La previa estará a cargo de Ric Niels. Ingresos en central tickets.
Los continuados en Posadas: El sábado 3 de agosto, en el marco de la “Fiesta Retro” llega por primera vez a UMMA. Matías Sotelo y los continuados.
El plan de la mariposa: El martes 6 de agosto la banda de los hermanos Andersen se presenta en el auditorio del Montoya. Ingresos en boletería o a través de ticketway.
El Kuelgue: El viernes 9 de agosto a las 21.00 horas, en el complejo Ribera (Corrientes) se presenta la banda liderada por Julián Kartun. Venta de ingresos en posadas en That Metal Shop.
Matías Valdez: el sábado 10 de agosto, el cantautor uruguayo se estará presentando en UMMA.
Koino Yokan en Posadas: el dúo se presenta el sábado 10 de agosto en UMMITA.
Fiesta del oro del chamamé: el miércoles 13 de agosto a las 21:00 horas en el auditorio del Montoya se estará realizando un merecido homenaje al músico Luis Alfredo Núñez. Estarán presentes: Cuarteto Regional Paraná, Nino Ramírez, Toko Castro y su grupo, más invitados.
Horacio Lavandera en el lírico: El jueves 15 de agosto en el teatro lírico del Parque del conocimiento dará un concierto el reconocido pianista Horacio Lavandera.
Naza Gileno: El músico presentará las canciones de su primer disco “Mundo de Papel” el viernes 16 de agosto a las 20.00 horas en el auditorio del Montoya.
Khen en el club electrónico: El Dj y productor israelí se presenta el viernes 16 de agosto en el club electrónico de UMMA.
Nahuel Penissi en Posadas: El miércoles 21 a las 21:00 horas, Nahuel Penissi, estará presentando las canciones de su nuevo disco “Momentos” en el auditorio del Montoya.
Sobredosis de soda en Iguazú: el viernes 23 de agosto la ciudad de las cataratas recibe a una de las bandas tributos Soda Stereo, más importantes de Latinoamérica, “Sobredosis de Soda” se presentará a las 20:00 horas en el City center Iguazú.
Sasha en Misiones: El Dj y productor londinense uno de los referentes máximos del progressive se presenta el viernes 23 de agosto en el club electrónico de UMMA.
María Creuza: la voz emblemática del Bossa Nova se presenta el sábado 24 de agosto a las 21:30 horas en el auditorio del Montoya.
Skay Beilinson: El guitarrista ricotero se estará presentando el sábado 24 de agosto en el club de Regatas (Corrientes).
Prisma Pink Floyd Experience: Presenta su espectáculo “PULSE” en conmemoración del 30 aniversario del lanzamiento del emblemático disco doble lanzado por Pink Floyd en su era Post Waters. La cita será el jueves 29 de agosto en el auditorio del Montoya.
