Categoría: Ultimas noticias

Instalan nuevo transformador eléctrico para beneficiar al centro

Edea repotencia la estación transformadora ubicada en Belgrano e Hipólito Yrigoyen. Además, prevé inaugurar en el segundo semestre otras importantes obras en el Parque Industrial y en Santa Clara.

Edea se encuentra instalando un nuevo transformador eléctrico en la estación ubicada en Belgrano e Hipólito Yrigoyen, el cual adelantaron que beneficiará al micro y macro centro de la ciudad.

“Se está repotenciando la estación transformadora Pueyrredón, una de las primeras que se instaló en Mar del Plata, y que tenía dos transformadores de 44mva de potencia. Ahora uno de esos transformadores va a ser reemplazado por uno nuevo de 55, con lo cual se va a pasar de 88mva a 99”, explicó al respecto el encargado de Relaciones Institucionales de Edea, Oscar Caballero, en diálogo con LA CAPITAL.

En este sentido, Caballero indicó que “eso implica que va a haber una disponibilidad de potencia más importante para toda la zona del micro y macro centro, va a haber mayor confiabilidad del servicio, mejor calidad y mejoramiento en los niveles de tensión”.

“Para ello no solo se cambió el transformador eléctrico, sino también equipamiento, que era original de la estación transformadora, por otro más moderno que permite mejor operatividad”, agregó.

Oscar Caballero.

A su vez, el vocero de la empresa distribuidora de energía eléctrica precisó que la estación “va a estar unida, como ocurre con las otras, al anillado de alta tensión de 132 kilovolt que permite que todas las estaciones transformadoras estén unidas en la red, con lo cual, si hay algún problema en alguna de ellas, se puede alimentar la zona afectada desde otra”.

Según precisó Caballero, esta obra en pleno centro de la ciudad demandó una inversión de 30 millones de pesos y se estima que los trabajos, que comenzaron la semana pasada, se extenderán hasta el fin de semana.

Mientras tanto, el tránsito vehicular permanece interrumpido en esa intersección de la ciudad, por lo que desde Edea pidieron “disculpas a los vecinos”, pero remarcaron que “la magnitud de la obra y los movimientos que requiere hacen indispensable cortar el tránsito”.

Por otra parte, Caballero descartó que los residentes de la zona sufran inconvenientes en el servicio porque “hay otro transformador que está funcionado”. “Estas estaciones cuentan con dos transformadores para que, si hay un problema con uno, entra el otro automáticamente. En este momento está funcionando el mellizo del que se está retirando”, detalló.

Lo que viene

Asimismo, Caballero adelantó también que “Edea viene desarrollando otras obras que van a ser inauguradas en el segundo semestre: va a haber algo similar a esta estación transformadora, pero nueva, en el Parque Industrial y otra en Santa Clara del Mar”.

Renglón seguido, aseguró que esta obra en el Parque Industrial brindará la “posibilidad de recibir a cualquier tipo de empresa sin importar la demanda de energía que requiera” y añadió que la de Santa Clara “va a permitir vincular a Santa Clara con Mar del Plata a través de una línea de alta tensión que se está construyendo y que también va a estar inaugurado en el segundo semestre”.

“Hay una inversión importante de la compañía para mantener la prestación con el mejor nivel y seguir adelante con la responsabilidad que tiene Edea como empresa”, concluyó.

Fuente: www.lacapitalmdp.com

Energía nuclear y descarbonización: ¿parte del problema o de la solución?

Según la IEA (2021), la hoja de ruta plantea que la inversión anual total en energía aumentará a u$s5.000 billones para 2030 en la vía neta cero. ¿Qué rol cumplirá la energía nuclear?

La pandemia ha puesto al sector energético junto con el cambio climático en la agenda mundial. Tal es así, que el pasado 18 de mayo, la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) lanzó el denominado plan “Net Zero para 2050: una hoja de ruta para el sector energético mundial”.

Según la IEA (2021), la hoja de ruta plantea que la inversión anual total en energía aumentará a u$s5.000 billones para 2030 en la vía neta cero, agregando 0,4 puntos porcentuales adicionales al año al crecimiento del PBI mundial, según un análisis conjunto con el Fondo Monetario Internacional (FMI).Además, para 2050 la demanda mundial de energía será alrededor de un 8% menor que en la actualidad, pero abasteciendo a una economía de más del doble en tamaño y a una población con 2.000 millones de personas más. Casi el 90% de la generación de electricidad provendrá de fuentes renovables, donde la energía eólica y solar fotovoltaica juntas representarán casi el 70% de la matriz y la mayor parte del resto provendrá de la energía nuclear.

Así, vemos que la energía nuclear será una pieza fundamental para lograr la descarbonización de los sistemas energéticos planteados en el escenario “Net Zero para 2050”.

 

De acuerdo con la Asociación Nuclear Mundial (WNA, en inglés World Nuclear Association) y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), existen en el mundo a septiembre de 2020 unos 442 reactores de potencia generando energía eléctrica a la red distribuidos en 20 países, con una capacidad neta instalada de 391.685 MW y cuya participación en la generación eléctrica a nivel global es de aproximadamente el 10,5%.

Para el caso de Argentina, que opera 3 centrales nucleares: Atucha 1 de 362 MW, Atucha 2 de 745 MW y Embalse de 656 MW. Según datos de Cammesa (2020), la energía nuclear representa un 4,2% de la energía generada, mientras que la generación térmica representa un 60,5%, la hidráulica un 25,8% y las renovables un 9,5%.

Por su parte, de los 53 reactores en construcción en el mundo, 1 se encuentra en Argentina, el CAREM (Central Argentina de Elementos Modulares), mientras que el 65% de los reactores en construcción se sitúan en Asia. Adicionalmente, de esos 53 reactores en construcción, el 84% son de la tecnología tipo PWR que utiliza uranio enriquecido y agua liviana como moderador, y 3 reactores son de tipo modulares SMR que, según el informe “Pequeños reactores modulares: desafíos y oportunidades” de la Agencia de Energía Nuclear, se encuentran bajo construcción el CAREM de Argentina y los diseños ACPR50S y HTR-PM de China.

 

Además del proyecto CAREM, Argentina tiene en cartera en lo inmediato la construcción de la IV central nuclear. Sabino Vaca Narvaja, embajador argentino en China, dijo en una reciente entrevista en relación a la construcción de una nueva central nuclear: “ Se encuentran adelantadas las gestiones para avanzar con el proyecto de la IV Central Nuclear. La central contará con tecnología Hualong, una de las más avanzadas del mundo. Esta obra permitirá a nuestro país continuar diversificando la matriz de generación de energía y generará cerca de 7 mil puestos de trabajos directos. Además, consolida a la Argentina como un actor de referencia en la región en materia nuclear, continuando con los lineamientos estratégicos en este sector. Por otra parte, en el futuro, nos permitirá explorar proyectos conjuntos con China incluyendo la exportación de bienes y servicios nucleares. Argentina cuenta con grandes capacidades en la materia, además de un entramado de organismos y empresas como NASA, CNEA, CONUAR, IMPSA, INVAP, NUCLEARIS que cuentan con vasta experiencia en el mercado internacional y están suficientemente maduras para competir en mercados como el chino”.

 

Tal como indica la hoja de ruta del Net Zero 2050, planteado por la IEA, la energía nuclear es un componente fundamental para lograr la descarbonización de las matrices energéticas. Argentina no queda exenta de esta solución, y parece ser una oportunidad para profundizar el desarrollo nuclear, del cual conoce y mucho, ya que posee una trayectoria de más de 70 años. Esto pone al sector nuclear en un desafío histórico, en el cual debe pensarse y planificar cuál va a ser el desarrollo de los próximos 30 o 50 años, más allá de la IV central, que todo parece indicar será de tecnología Hualong, debemos pensar cómo avanzar y desarrollar las capacidades nacionales ya instaladas y adaptarlas a nuestro tiempo.

Fuente: www.ambito.com

Apuestan a una segunda Yacyretá con una inversión de US$ 350 millones

ITUZAINGÓ (ENVIADO ESPECIAL). Esta semana comenzaron a llenarse de hormigón los cimientos de Aña Cuá, una segunda represa hidroeléctrica ubicada a tan sólo 15 kilómetros de Yacyretá. Aña Cuá es una suerte de parte 2 de la “película” de Yacyretá. Si la primera fue una verdadera “pesadilla” en su etapa de construcción, por los sobrecostos, el tiempo que demoró tenerla operativa y el enorme impacto ambiental que generó, esta saga promete ser todo lo contrario.

“Trabajamos para hacerla en tiempo y forma, tenemos apenas un mes de retraso por la pandemia y vamos a recuperar ese tiempo, en cuatro años estará lista y al costo que se estipuló, que ronda los 350 millones de dólares”, dijo a LA NACION, Ignacio Barrios Arrechea, el titular de la Entidad Binacional Yacyretá por la Argentina.

Aña Cuá agregará alrededor de un 10% adicional de potencia al complejo de Yacyretá, que hoy produce el 15% de la energía que consume la Argentina y el 11% de lo que utiliza Paraguay. Es, de lejos, la mayor generadora del país.

Aña Cuá tendrá una potencia de 270 MW y una generación anual de 2000 GWh/año. Su construcción generará 600 empleos directos y 2400 indirectos.

Tres turbinas a un brazo del Paraná

La obra de Aña Cuá consiste en ponerle 3 turbinas tipo Kaplan al brazo del río Paraná que lleva ese nombre, donde hoy hay instaladas 16 enormes compuertas de acero que regulan el caudal del río a través de este vertedero, por cuestiones ambientales. En la represa principal hay 20 turbinas Kaplan.

“Por esa agua que pasa perdemos cada año 60 millones de dólares en energía que no producimos”, explicó Nicanor Duarte Frutos, expresidente de Paraguay y titular de la EBY por el lado paraguayo, en el acto que se realizó en el enorme cráter donde se instalarán las turbinas y la sala de máquinas.

La obra comenzó en junio del 2020 y tras meses de excavaciones (2,4 millones de metros cúbicos) y voladuras hoy empezaron a poner el hormigón (en total serán 250.000 m3).

Barrios Arrechea y Duarte Frutos fueron los anfitriones de un acto que iba a contar con la presencia del presidente de la Nación, que a último momento no subió al avión y mandó en su lugar a Cafiero. El jefe de Gabinete llegó con el ministro del Interior, Wado de Pedro y el secretario de Energía, Darío Martinez.

Lo esperaban los gobernadores de Misiones, Oscar Herrera Ahuad (mandatario aliado de la Casa Rosada) y el correntino Gustavo Valdes, el gobernador de Cambiemos que profesa cada vez más simpatía por Fernández.

El apoyo de la plana mayor del oficialismo es fundamental para Aña Cuá porque la obra se autofinanciará con recursos de la central hidroeléctrica, a la que hoy le deben dinero los Estados socios.

También en eso se diferencia Aña Cuá de Yacyretá, que costó mucho más de lo presupuestado, fue tildado de “monumento a la corrupción” por el expresidente Carlos Menem y generó un agujero en el presupuesto del Estado argentino, el único que se llevó entonces la mano al bolsillo para financiar la monumental obra. El acuerdo binacional estipulaba que Paraguay pagaría su parte cediendo energía.

Sin embargo, hoy Barrios Arrechea no cuenta con los recursos suficientes para financiar la obra. “Necesitamos del apoyo permanente de los dos gobiernos”, dijo en su discurso.

La obra civil cuyos cimientos empezaron a colocarse hoy con el inicio del hormigonado de nivelación que fijará las bases de la nueva central representa el contrato más costos de Aña Cuá: 200 millones de dólares a cargo de un consorcio integrado por la italiana Astaldi, la argentina Rovella Carranza y la paraguaya Tecnoedil.

Otros 100 millones de dólares se los llevará la alemana Voith por fabricar las tres enormes turbinas Kaplan. El resto son obras complementarias como líneas de alta tensión, transformadores e ingeniería de detalle.

“Recibí una central que en los últimos dos años arrojó un déficit entre ingresos y egresos de 133 millones de dólares. Se lo planteamos al presidente y con mucho esfuerzo en el 2020 tuvimos saldo a favor de 18 millones de dólares”, explicó Barrios Arrechea.

La clave del cambio del rojo por el azul, explicó Barrios Arrechea, está en que le pudieron cobrar al Estado Nacional algo más de dinero -no todo-, por la energía entregada a CAMMESA y facturada.

La factura adeudada por el Estado argentino a Yacyretá es de 1.800 millones de dólares en energía que produjo, facturó pero aún no cobró, reveló el titular de la entidad binacional.

“Es un enorme desafío cobrar esto a los estados argentino y paraguayo, las inversiones en los próximos años serán mucho mayores y será más difícil conseguir el dinero, pero en eso estamos, entendemos el contexto y no reclamamos el 100 por ciento del dinero”, aclaró Barrios Arrechea, quien jugaba en las rodillas de Raúl Alfonsín cuando su padre era ministro de Salud del mandatario radical.

Los responsables de la EBY querían mostrarle hoy al Presidente argentino cómo avanzan las obras de Aña Cuá y en qué se invierten esos dólares cada vez más escasos y preciosos para el Estado argentino.

“Hablamos todo el tiempo con el Presidente, tenemos todo su apoyo”, dijo Barrios Arrechea, quien no viene de la política y antes de asumir en la EBY era un exitoso empresario que fabricaba muebles para las grandes cadenas de hipermercados de Buenos Aires.

Modernizar la central principal

Para Barrios Arrechea el principal desafío de su gestión no es Aña Cuá, sino modernizar la central principal de Yacyretá, que tiene turbinas “casi obsoletas”.

Yacyretá cuenta con 20 turbinas que se tienen que ir modernizando, a un costo millonario. Ya se inauguraron 2 en enero pasado, lo que permitió a la central batir el 8 de febrero pasado, un nuevo récord de generación. Fue la primera vez que pudo trabajar con las 20 máquinas funcionando a pleno. Cada turbina de Yacyretá genera como para dar electricidad a una ciudad mediana.

Yacyretá se inauguró en 1994 funcionando a media máquina y recién se pudo completar en 2010, cuando las obras complementarias en Posadas y Encarnación permitieron subir la cota del embalse.

“Para nosotros la prioridad es renovar la central principal”, señaló el titular de la EBY.

La anterior gestión de Yacyretá había firmado un contrato con IMPSA para la renovación de las siguientes cuatro turbinas, pero la empresa que fundó Enrique Pescarmona casi quiebra y tuvo que salvarla el Estado inyectando fondos y reestructurando el capital de la firma junto a los bancos acreedores.

“Hay contratos frenados, se ha pagado más de lo que se ha realizado, es una empresa que ha sufrido pérdidas económicas y hoy está con intervención del Estado Nacional, esperamos tener las cuatro turbinas funcionando en menos de dos años”, señaló Barrios Arrechea.

El titular de la EBY explicó que se necesitan otros 200 millones para renovar el resto de las 16 turbinas en los próximos ocho años y entre 50 y 55 millones en los próximos cinco años para renovar el sistema que maneja a las turbinas.

Obras complementarias

En el acto de este miércoles tanto las autoridades de la EBY como Santiago Cafiero explicaron que Yacyretá no es solo una represa sino que también devuelve en obras complementarias parte de lo que genera a las comunidades de Misiones y Corrientes.

“Yacyretá es mucho más que una hidroeléctrica. Para nuestra región es tener agua limpia en la isla de Apipé, más de 120.000 hectáreas de reservas que custodiamos en Argentina, 17 comedores que dan asistencia a 4.000 familias, hospitales construidos que vamos a incrementar, casi 60 kilómetros de autovía en la ruta 12, apoyo a la cultura y deporte”, dijo el funcionario.

En Misiones y Corrientes, la EBY está realizando un trabajo con los municipios costeros del río Paraná afectados por el embalse, que comprende obras hídricas en Santa Ana, Puerto Rico, transformadores en Posadas, obras eléctricas en Ituzaingó y Villa Olivari y suministro de energía en el Parque de la Salud de Posadas.

Fuente: www.lanacion.com.ar

El gobierno espera inversiones por US$ 470 millones en proyectos de litio para 2021

El gobierno espera para este año alrededor de US$ 470 millones en inversiones para proyectos de litio. Sólo dos están en operación comercial. El resto está en construcción o en exploración. El 86% de la inversión será para ampliación y construcción de las plantas.

Después de caer abruptamente entre 2019 y 2020, el repunte del precio de la tonelada de litio en lo que va de este año llegó en marzo a casi el 90%. El incremento del precio está dado por las expectativas de mayor demanda mundial de la industria de las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos y tecnológicos. La tonelada de carbonato grado batería de este mineral trepó a 12.600 dólares, el nivel más alto desde marzo de 2019.

En este contexto, en la Argentina, que cuenta con el 17% de los recursos mundiales, se esperan inversiones por alrededor de 470 millones de dólares para el 2021 en proyectos de litio, según indicó una fuente de la Secretaría de Minería a Econojournal, El 86% de ese monto será destinado a la construcción y ampliación de las plantas que tienen los proyectos en los salares del Noroeste argentino. El 10% de las inversiones serán para los desarrollos que están en etapa de exploración y el 4% restante será para el sostenimiento de los emprendimientos.

El gobierno tiene puesto el ojo en 20 proyectos que están en los salares de Jujuy, Salta y Catamarca, las tres provincias del país que pertenecen al Triángulo del Litio, la zona que la Argentina comparte con Chile y Bolivia y donde están las reservas más grandes del mundo de este mineral.

Producción y construcción

Actualmente hay sólo dos proyectos que se encuentran en producción comercial. El primero es el Proyecto Fénix, que está en el Salar del Hombre Muerto (Catamarca) y pertenece a las compañías Livent Corporation en un 100% (subsidiaria del grupo estadounidense FMC). Produce desde 1998 alrededor de 20.000 toneladas equivalentes anuales (LCE, según sus siglas en inglés) y con la ampliación proyectada llegará a las 40.000 toneladas por año (LCE).

El segundo es Sales de Jujuy, que comenzó a producir en 2015 y está ubicado en el Salar de Olaroz. Pertenece a la minera australiana Orocobre (67,5%), Toyota Tsuho (25%) y la provincial JEMSE (8,5%).

En construcción sólo está el proyecto Cauchari – Olaroz operado por Minera Exar, que pertenece a la compañía canadiense Lithium Americas (45,75%), la china Jiangxi Ganfeng Lithium (45,75) y JEMSE (8,5%). Está ubicado en el salar jujeño Cauchari con 25.000 toneladas anuales de carbonato (LCE).

Hasta el año pasado también estaba en etapa de construcción el proyecto Salar de Centenario – Ratones en la provincia de Salta, operado por la francesa Eramet. Pero, por la caída de los precios y la crisis que generó la pandemia, suspendió las actividades el año pasado. Llevaba invertidos alrededor de US$ 140 millones.

Etapa de exploración

Además de dos proyectos en producción, dos en construcción (uno suspendido), en el Noroeste del país hay 16 proyectos de litio que están en etapa de exploración. En su mayoría pertenecen a firmas canadienses y australianas:

-Los desarrollos en exploración en Catamarca son tres: Sal de Vida, de la australiana Galaxy Resources (Catamarca); Tres Quebradas (3Q), de Neo Lithium (de la firma argentina Liex S.A.); y el proyecto Kachi, de la firma australiana Lake Resources, ubicado en el Salar Carachi Pampa.

-En Salta hay 11 proyectos: Salar del Rincón, de la firma canadiense Enirgi Group; Sal de Los Ángeles, de NextView New Energy (con sede en Hong Kong); Pastos Grandes, de la compañía de Canadá Millennial Lithium; el proyecto PPG en el Salar Pozuelos, de Lithea, la firma minera de la petrolera Pluspetrol; Rincón Lithium, de la empresa australiana Argosy Minerals; Proyecto Mariana, ubicado en el Salar Llullaillaco y perteneciente a las firmas Jiangxi Ganfeng Lithium (82,75%) y International Lithium (17,25%); el proyecto Sal de Oro (Salar del Hombre Muerto), de la compañía surcoreana Posco, que tiene previsto este año iniciar la construcción; el proyecto Salar de Pular de la empresa australiana Pepinnini Minerals, que también tiene en Salta el proyecto de litio Salar del Rincón 2; el proyecto Salar del Hombre Muerto Norte II, de la compañía canadiense NRG Metals; y, por último, el proyecto Río Grande de Lithea (Pluspetrol).

-En Jujuy hay dos proyectos: está el proyecto Cauchari de las compañías Advantage Lithium (75%) y Orocobre Limited (25%); y el proyecto Salinas Grandes (Lithea – Pluspetrol).

-A la lista se suman alrededor de 20 proyectos que están en etapa de prospección.

Según indicaron fuentes oficiales, si se pusieran en marcha todos los proyectos de litio que hay en la Argentina el potencial productivo en carbonato de litio equivalente (LCE) llega a 305 mil toneladas anuales, en su mayoría con calidad batería.

Fuente: econojournal.com.ar

Piden prioridad en la vacunación para empleados de energía

Nicola Melchiotti country manager del grupo ENEL en el país, recordó que el servicio eléctrico es esencial y dijo que «se ha vuelto aún más importante en un contexto de teletrabajo, clases virtuales y hospitales exigidos al máximo».

La empresa ENEL Argentina solicitó dar prioridad a los trabajadores de energía en la campaña nacional de vacunación contra el Convid-19.

“En el contexto de la pandemia, el personal de las empresas de energía ha resultado esencial para la continuidad de la vida laboral, la educación y la salud”, destacó ENEL, operadora de Edesur y plantas de generación eléctrica en el país.

“Los trabajadores salen todos los días a la calle a realizar obras y reparaciones fundamentales en un momento en el que la electricidad se ha vuelto irremplazable”, agregó.

La firma reveló que “está trabajando” para lograr que el Gobierno incluya a sus trabajadores entre los grupos prioritarios para la vacunación.

Nicola Melchiotti, country manager del grupo ENEL en el país, recordó que el servicio eléctrico es esencial y dijo que “se ha vuelto aún más importante en un contexto de teletrabajo, clases virtuales y hospitales exigidos al máximo”.

“Para que esas conexiones vitales se mantengan, nuestro personal ha tenido que salir a la calle a enfrentar la pandemia sin posibilidad de quedarse en casa. Por esta razón, creemos que cuidar su salud y acceder a la vacunación es un deber para sostener la estructura de un esquema que ha cambiado velozmente durante el 2020”, destacó Melchiotti.

Fuente: ambito.com

Las tarifas «de transición» tendrán aumentos en marzo o abril, con segmentación por ingresos

El Gobierno avanzará en el verano con el proceso de descongelar las tarifas. El trámite llevará entre 75 y 90 días y habrá audiencias públicas.

Los aumentos en las tarifas de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural se harán efectivos entre marzo y abril de 2021, entre 75 a 90 días después de que empiece el proceso formal del descongelamiento.

Serán escalonados, segmentados por el nivel de ingresos de cada usuario y con la señal fiscal de que los subsidios no crezcan en términos reales, un punto que mira con especial atención el Fondo Monetario Internacional (FMI).

Aunque existen versiones de que las subas irían entre el 25% y el 65%, los porcentajes todavía no están definidos.

La certeza que sí tienen en el Gobierno es que hay un 15% de usuarios con mejores posibilidades, que afrontarán mayores alzas.

Igualmente, a fines del próximo año este segmento de la sociedad seguirá sin pagar plenamente el costo de la energía, por lo que es posible que después de las elecciones legislativas tengan un nuevo incremento en sus facturas.

Durante el año que viene existirán «tarifas de transición» para la distribución de electricidad y para el transporte y la distribución de gas, hasta que se realice una Revisión Tarifaria Integral (RTI) ordinaria a fines del 2021, momento en el que llegarán a su fin los procesos vigentes desde 2017.

Así lo confirmaron a El Cronista dos fuentes oficiales que conocen de primera mano las negociaciones con las empresas.

En el verano, la Secretaría de Energía avanzará en las cuestiones burocráticas para convocar a audiencias públicas que validen las subas en las tarifas.

Este proceso convivirá con un probable incremento en la duración y la frecuencia de los cortes de luz en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano, dado un mayor consumo residencial y el recorte de las inversiones previstas por Edenor y Edesur ante el congelamiento de sus ingresos, que lleva 20 meses.

El esquema macroeconómico que planea el Gobierno es que el gasto en subsidios se mantenga constante en relación al Producto Bruto Interno (PBI), en torno al 2,2%, que se divide entre 1,7 puntos para la energía y 0,5 para el transporte. Los subsidios energéticos tendrían erogaciones por $ 623.682 millones en 2021.

Para ello, el 40% más vulnerable de la sociedad continuará siendo fuertemente ayudado por el Estado para cubrir sus facturas.

A su vez, el 45% de «clase media» verá aumentos en línea con la inflación presupuestada, cercana al 29% anual.

Y el 15% «más rico» (que incluye a los asalariados en los deciles más altos) tendrá subas muy por encima de la inflación.

Si se cumplen las proyecciones oficiales y el dólar termina en diciembre de 2021 en $ 102,40, los usuarios pagarán -en promedio- apenas el 40% del costo de producir la energía eléctrica, mientras que el 60% restante lo seguirá abonando el Estado a las generadoras, cuyos ingresos se destinan a pagar el combustible y el mantenimiento de sus máquinas.

Por el lado del gas, el Gobierno implementará el programa de promoción para incentivar a las petroleras a invertir y que se revierta la caída en la producción, que podría conllevar la necesidad de mayores importaciones.

El sector no tiene claro cómo será el traslado a tarifas de los costos que surjan en la licitación del Plan Gas.

Debido a ello, el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, think tank del radicalismo, expresó ayer en un documento que «el plan presenta un costo fiscal y tarifario indefinido» y que «los precios de referencia implican el aumento de un 40% en dólares del precio del gas que hoy paga la demanda prioritaria y de un 30% del que pagan las usinas».

«El Plan Gas se implementará sin tener definida una política tarifaria clara y previsible mientras que, por otro lado, genera amplios márgenes de discrecionalidad contrarios a los marcos regulatorios vigentes», adiciona el paper del instituto que conduce el ex secretario de Energía Jorge Lapeña.

La definición del presidente, Alberto Fernández, sobre que un aumento de tarifas llegaría cuando esté avanzado el 2021 generó sorpresa y resignación en las firmas privadas que operan los servicios públicos de electricidad y gas, ya que esperaban definiciones en las próximas semanas y tener una actualización en enero.

En una de esas empresas comentaron que estaban «sorprendidos» porque los dichos del jefe de Estado difieren de lo expresado anteriormente por el secretario de Energía, Darío Martínez, acerca de que el congelamiento terminaba a fines de diciembre.

«El sector energético necesita claridad en las reglas y en los mensajes. Es un sector que es vital para la recuperación del país y que ha sido fundamental durante la pandemia», expresó una fuente que pidió reserva de nombre.

El vocero de otra compañía, también en off the record, afirmó que «hay un cortocircuito eterno» y consideró que el mismo Gobierno todavía no tiene en claro cuándo se liberarán las tarifas.

Fuente: Santiago Spaltro – cronista.com