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 grupo de empresarios que integran la familia Neuss y los dueños de Havanna, ganó el desempate por la privatización de la venta de electricidad del complejo hidroeléctrico y se adjudicó dos de las cuatro represas en juego. Las propuestas sumaron 226 millones de dólares en total. Ambos activos representan alrededor del 4% de la generación eléctrica total.
La empresa de mayoría estatal acordó un contrato de 5 años con DLS Archer para el alquiler de siete perforadores de última generación. El acuerdo implica elevar la cantidad de equipos que deberán llegar al país entre 2026 y 2027. Con este nuevo acuerdo, YPF podrá acelerar la reducción de los pozos perforados pero no completados.
El vicepresidente de Estrategia de YPF, Max Westen, confirmó las negociaciones para que ENI y Adnoc se asocien en bloques de Vaca Muerta para apalancar la producción de gas y exportar LNG. Anticipó que se preparan para un escenario con un barril de crudo bajo y señaló la importancia de la eficiencia para surfear ese panorama.
La cantidad de etapas fue de 1.762 fracturas, la más baja de todo el año y explica un descenso del 12,77% en relación con el mes previo. En el registro anual la formación shale llegó a 22.045 etapas acumuladas en 2025, y ya superó largamente al del año pasado cuando se dieron 17.814 fracturas en todo el 2024. El 85% de la actividad se concentró en pozos petroleros.
La alianza conformada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour y Golar LNG cerró una venta histórica de 2 millones de toneladas anuales a la compañía estatal alemana SEFE. La operación, estimada en más de USD 7.000 millones, comenzará en 2027. La clave logística del acuerdo reside en el "Hilli Episeyo", el primero de los dos buques de licuefacción que SESA instalará en Río Negro.
“Es una decisión que acompaña el esfuerzo que venimos realizando desde Neuquén para el sostenimiento de esta actividad”, reafirmó el gobernador Figueroa. “En Neuquén ya establecimos lineamientos firmes para promover la actividad y cuidar el empleo, con una rebaja en las regalías de tres puntos e Ingresos Brutos".
