En audiencia pública, el Gobierno destacó las ventajas de la segmentación de tarifas aplicada este año. De mantenerse la situación actual, donde el Estado absorbe el 67,3% del costo del gas, abastecer demanda prioritaria interna en 2023 tendrá un costo de USD 2.935 millones.
Energía07 de diciembre de 2022
En una audiencia pública, la Secretaría de Energía detalló los escenarios de aumento del precio del gas prevista para el año próximo. En una presentación realizada por el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, se indicaron tres escenarios de subas para 2023, con impactos en las facturas que reciben los usuarios que alcanzan un máximo de 54% para los usuarios del Nivel 1 (los de mayor poder adquisitivo que no tendrán subsidios).
En esta audiencia se discute qué porcentaje del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST), que es el precio que reciben las productoras, será cubierto por el Estado. Este es uno de los componentes de la factura, al que luego se suman el precio de la distribución, el transporte y los impuestos, que no están incluidos en esta audiencia.
Según explicó Bernal, de mantenerse la situación actual, donde el Estado absorbe el 67,3% del costo del gas, abastecer demanda prioritaria interna en 2023 tendrá un costo de USD 2.935 millones. El precio promedio del gas que estima el Gobierno es de USD 5,22 por millón de BTU, la unidad de medida del sector, que incluye la producción local, el gas importado de Bolivia y el GNL que llega a través de barcos.
De esos USD 5,22, siempre que se mantenga la situación actual, el Estado absorbe un costo de USD 3,52 y la porción que pagan los usuarios es de USD 1,71 por millón de BTU. “Un elemento importante a considerar es el incremento sostenido que se ha verificado en los precios internaciones de la energía, entre otros factores por la irrupción del Covid-19 y el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, somos importadores de combustible y de GNL y la dinámica de precios internacionales nos impacta directamente”, aclaró Bernal.
El precio promedio del gas natural con la situación actual para los usuarios en enero alcanzará los $14 por metro cúbico (m3). “Si el Estado no tomara costo alguno, ese costo para los usuarios sería de $42,93 por m3”, aclaró Bernal. Según los cálculos presentados, un usuario de Nivel 1 (mayores ingresos) abona hoy $27 por m3. Para el Nivel 2 (menores ingresos) el precio es de $10 y para el Nivel 3 (ingresos medios) es de $18.
Bernal destacó la segmentación de subsidios que se aplica desde este año: “Es una política que se ha hecho por primera vez en la historia de este servicio público. Vale la pena destacarlo. Es una política de segmentación para el uso eficiente de nuestros recursos naturales y económicos y es la primera vez que ocurre y está siendo un éxito”, remarcó.
Pedidos de usuarios y empresas. Luego de la presentación oficial, fue el turno de asociaciones de consumidores y empresas del sector. Alberto Calsiano, jefe del Departamento de Energía de la Unión Industrial Argentina (UIA), destacó que el 30% de la demanda de gas corresponde a las industrias, que tienen el precio desregulado y llegaron a pagar valores superiores a los USD 7 por millón de BTU. “Es el sector que pagó el precio del gas más caro y el que tuvo más cortes”, indicó.
Según detalló, los precios variaron entre USD 3 y USD 7 durante los inviernos de 2021 y 2022 y se tuvo que recurrir a soluciones de último momento. “La demanda industrial necesita tener un precio competitivo y previsible del gas. Desde la UIA buscamos consensuar una política energética con el objetivo de escalar la producción de gas en Vaca Muerta y en el off-shore del Mar Argentino promoviendo la producción local de equipos y servicios; priorizar la demanda interna de gas en especial la industrial que es una fuente de trabajo genuino”, concluyó.
Por su parte, Mariana Grosso, de la Defensoría del Pueblo de la Nación advirtió que las previsiones de impacto en la factura hechas por el Gobierno no contemplan las tarifas en transporte y distribución, que también podrían tener aumentos, y que hubo casos de usuarios que no pudieron inscribirse en el registro para mantener los subsidios (por motivos de acceso a la tecnología o imposibilidades culturales para hacerlo) y que pasaron a ser considerados de mayores ingresos.
“La proporción que el Estado tomará a su cargo requiere un análisis sobre la capacidad económica financiera de los usuarios que sufren incrementos en otros bienes y servicios como alimentos, colegios, alquileres y incrementos salariales insuficientes”, señaló.
Por su parte, Daniel Martini, en representación de la asociación de distribuidoras ADIGAS remarcó que las empresas distribuidoras tienen derecho al pass-through, es decir que las variaciones en el precio de adquisición del gas se trasladen a los usuarios finales sin producir beneficios ni pérdidas.
“Desde 2019 estamos en un período de transitoriedad; el margen de distribución aumentó un 80%, muy por debajo del 250% aproximado que aumentaron todas las variables de la economía. El aumento del PIST genera pérdidas a las distribuidoras”, dijo. El sector calcula que las pérdidas podrían ser de $20.000 millones anuales si se aplica el escenario de menor cobertura del Estado.
En tanto, desde la Federación de Sub-distribuidoras pidieron que la segmentación también se aplique a las sub-distribuidoras, que brindan servicio en localidades más alejadas de los centros urbanos. “El gas es un derecho y requerimos de políticas diferenciales. Proponemos un trato diferencial del PIST para las sub-distribuidoras que existió entre 2009 y 2016”, reclamaron.
A través de un decreto, se establece la nueva conformación societaria, la designación del operador y un pago de 9 millones de dolares a favor de la Provincia. Con esta ésta modificación, Continental asumirá la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por PLUSPETROL en el área Los Toldos II Oeste.
El último informe de Aleph Energy señaló que la petrolera de mayoría estatal concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta. Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana, con una suba mensual del 12,3% explicando el 15,4% de la producción no convencional.
El concurso pre-adjudicó la venta del 100% del capital accionario de Alicurá a Edison Inversiones S.A.U. por 162.040.002 dólares; el Chocón a BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, por 235.671.294 dólares; Cerros Colorados a Edison Inversiones S.A.U., por 64.174.002 dólares; y Piedra del Águila a Central Puerto S.A, por 245 millones de dólares.
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
