Las distribuidoras de gas solicitaron incrementos correspondientes a un promedio del 200%, con un impacto en el valor final de las tarifas de los usuarios residenciales a partir de febrero que oscila entre un 21% y el 77,5% en todo el país.
Energía05 de enero de 2023
Las compañías consideraron que el transporte de gas se viene brindando los últimos cuatro años con tarifas retrasadas con un incremento significativo de costos. Por eso, solicitaron incrementos correspondientes a un promedio del 200%, con un impacto en el valor final de las tarifas de los usuarios residenciales a partir de febrero que oscila entre un 21% y el 77,5% en todo el país.
Los pedidos se formularon en el marco de la audiencia pública virtual convocada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La tarifa final del gas está integrada por cuatro componentes: el precio del gas en boca de pozo, el transporte, la distribución y la carga impositiva nacional, provincial y municipal.
Por tal razón, el impacto de los porcentajes propuestos por las distribuidoras en la factura que pagan los usuarios es variable, debido a que la proporción de ese componente en el costo total es diferente según la región de cobertura, con un promedio del 12%.
En este marco, TGN fundamentó que la prestación del servicio público de transporte de gas se viene brindando los últimos cuatro años con tarifas retrasadas en un contexto de incremento significativo de costos, producto de la alta inflación y devaluación del peso registradas en dicho período.
“Desde la suspensión de los ajustes tarifarios semestrales, la inflación medida por el Índice de Precios Mayoristas (IPIM) del INDEC fue del 473%, mientras que la tarifa solo reflejó una variación del 60%. Esto significa que los ingresos reales de TGN se redujeron a casi un cuarto, producto del retraso tarifario. Como consecuencia, TGN acumuló pérdidas operativas por 2.981 millones de pesos y una pérdida total de más de 5.500 millones de pesos durante los primeros nueves meses de 2022”, aseveró la prestadora de servicio.
“Dado el amplio atraso acumulado en los últimos años, TGN solicitó un aumento transitorio en la tarifa de transporte del 148% para no agravar su situación económico financiera, más un incremento tarifario especial del 15% asociado al proyecto de ampliación de 3 MMm3/d para reducir el riesgo de desabastecimiento que hoy pesa sobre las provincias del norte argentino. Este proyecto, que le demandará a TGN una erogación de 3.236 millones de pesos, le permitiría al país sustituir con gas nacional importaciones de Bolivia, con un ahorro estimado en 23 millones de dólares por mes”, detalló.
Según la compañía, el ajuste equivale a menos de la mitad del atraso tarifario acumulado. “El mismo representa un incremento en la factura del 5,7% para el promedio de los Usuarios Residenciales Nivel 1 de la Subzona Tucumán y del 12,5% para el promedio de los Usuarios Residenciales Nivel 1 de la Subzona CABA”, explicó.
En este sentido, ejemplificó que un consumidor residencial promedio Nivel 1 del área de Gasnor en Tucumán, pasará de pagar 2.100 pesos por mes a 2.259 pesos por mes, es decir, tendrá un aumento de 159 pesos en su factura, de los que 120 pesos se deben al transporte y 39 pesos al aumento de los impuestos asociados.
Por otro lado, un consumidor residencial promedio Nivel 1 del área de Metrogas en la Ciudad de Buenos Aires, pasará de pagar 2.587 pesos por mes a 3.013 pesos por mes, es decir, tendrá un aumento de 425 pesos en su factura, de los que 322 pesos se deben al transporte y 103 pesos al aumento de los impuestos asociados.
La compañía también solicitó que se retomen los ajustes semestrales a partir de diciembre 2023 por la variación del índice IPIM según lo establecido en la Resolución Enargas 4363/17 para “recorrer un camino de recomposición de sus ingresos que contribuya a la sustentabilidad de la prestación del servicio público”.
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.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
