Después de más de cinco meses de negociaciones, el Gobierno liberará unos u$s 300 millones en  subsidios para mejorar la remuneración de centrales eléctricas y acelerar inversiones que permitan sostener la disponibilidad del parque térmico, justo cuando el sistema está al límite por la falta de gas y opera con combustibles líquidos que son más caros y contaminantes.

Como los usuarios no pagan plenamente el costo de la generación eléctrica, el Tesoro tendrá que poner esta diferencia con subsidios.

Una fuente oficial consultada por El Cronista recalcó que dos de las principales medidas que tomó el Gobierno para el sector eléctrico entre 2020 y 2021 permitieron un ahorro fiscal acumulado de $ 75.000 millones en dos años.

Son, precisamente, la desdolarización de la energía mediante la Resolución 31/2020 de febrero del año pasado y el aumento de la electricidad para Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), que impactó sobre 2900 industrias y comercios desde abril de este año.

La decisión oficial de actualizar los ingresos de las firmas eléctricas, que se plasmará en una resolución que se publicará mañana en el Boletín Oficial, fue trabajada por el secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Se trata de una de las primeras medidas de la cartera tras el estallido de una pelea interna entre Basualdo y el ministro de Economía, Martín Guzmán, que personificaron hace tres semanas las diferencias que tiene el Frente de Todos en relación al modelo económico y qué hacer con los recursos fiscales para sostener las tarifas con un aumento de solo un dígito en todo el año.

Punto por punto

Los casi $ 30.000 millones en subsidios que liberará la Secretaría de Energía irán a las plantas sin contrato vigente con el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que ya están amortizadas o son «viejas».

Su remuneración se rige por la Resolución 31/2020 para cubrir exclusivamente los costos de operación y mantenimiento (excluyendo el combustible y otras inversiones de ampliación).

Esa norma de febrero del año pasado desdolarizó la energía para obtener un ahorro fiscal y cumplir una promesa de campaña del presidente Alberto Fernández.

Un mes después, cuando sobrevino la emergencia sanitaria, el entonces secretario de Energía, Sergio Lanziani, congeló esos ingresos, que ahora saldrán del freezer.

Ahora, la mejora de 29% en los valores de la remuneración o de 26% en los ingresos anuales llegará a las cuentas de compañías como AES, Central Puerto, Enel y Pampa Energía, grandes jugadores en el negocio de la generación térmica e hidroeléctrica.

Estas empresas declararon en sus reportes a inversores que la Resolución 31 les significó una caída de su EBITDA de entre 25% a 40%, según el mix de generación con la que cuentan.

La medida será retroactiva al 1 de febrero, solamente si las firmas afectadas por esa resolución aceptan desistir de todo reclamo ante el Estado «por el pasado, presente y futuro», según contaron en el Gobierno.

El conjunto del sector, nucleado en la Asociación de Generadoras de Energía Eléctrica (AGEERA), reclamaba cerca de un 50% de incremento en su remuneración.

De acuerdo a estimaciones oficiales, la desdolarización y el congelamiento de la energía sin contrato implicó una reducción del costo de generación de $ 12.641 millones en 2020 y se proyecta un ahorro fiscal adicional de $ 33.364 millones para 2021.

Por otro lado, la política implementada para los 2900 usuarios «GUDI», que desde abril pagan el costo pleno de la energía mayorista, significaría para el Tesoro un ahorro fiscal de $ 29.000 millones hasta diciembre.

Las grandes industrias y comercios del país tuvieron subas de entre 54% y 78% por sus consumos eléctricos (que verán en las boletas que empiezan a llegar en los próximos días).

Y el Estado, con estas dos medidas, contabilizará $ 75.000 millones que servirán para distribuir principalmente entre los usuarios residenciales.

Por la vía de los subsidios, se sostendrá el aumento de 9% en las facturas de luz de la Ciudad y el Gran Buenos Aires, que permitirá traccionar una recuperación del salario real de millones de personas («salario indirecto») de cara a las elecciones legislativas.

Pero al mismo tiempo, el incremento de un dígito solamente significó una suba de entre 20,9% y 21,8% en los ingresos de Edenor y Edesur y no repaga el alza del costo mayorista de la energía, que como tiene componentes dolarizados (los combustibles) sigue creciendo al ritmo de la devaluación del peso.

En un trabajo para el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, los economistas Julián Rojo y Alejandro Einstoss calcularon que los subsidios energéticos podrían trepar a u$s 10.000 millones en este 2021, o un equivalente al 2,4% del Producto Bruto Interno (PBI).

La cifra nominal es similar a la de hace 10 años, cuando en 2011 los crecientes desequilibrios fiscales, comerciales y monetarios obligaron a instaurar los controles de capitales («cepo»).

Las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) llegarían a $ 633.781 millones o un 1,69% del PBI, contra $ 441.750 millones y 1,18% del PBI que figuran en el Presupuesto 2021, la hoja de ruta a la que se aferra Martín Guzmán.

El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) tiene un costo de aproximadamente u$s 8500 millones.

El costo medio de la generación de energía es de u$s 67 por megavatio-hora (MWh), de los cuales el 45% lo paga el conjunto de la demanda -el porcentaje baja a cerca del 30% en el caso de los hogares-, mientras que del otro 55% se hace cargo el Estado.

En la actualidad, el parque térmico está operando con poco gas disponible por la caída en la producción.

Para suplirlo, se utilizan combustibles alternativos como gasoil, fuel oil y carbón mineral, que incrementan los costos del sistema y, en última instancia, se convierten en una mochila para las arcas estatales.

Fuente: www.cronista.com

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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”.

Pixabay

 

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.

CNEA

 

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

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“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

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No va a ser, en definitiva, un año sencillo. Los pilares de la agenda actual consolidan una coyuntura gris en la que predomina la falta de certezas en los grandes temas. No está claro, por ejemplo, qué pasará con las tarifas residenciales de gas y electricidad, bastión clave para saber cómo responderán los precios relativos de la energía. Tampoco existe confirmación acerca de cómo evolucionarán los precios de los combustibles, fuente de financiamiento de YPF e, indirectamente, del resto de los productores de crudo.

La política, a su vez, se debe una discusión interna en torno a cuál será la política para la industria energética del gobierno de Aberto Fernández. La prioridad, hasta ahora y como es entendible, estuvo en la pandemia. Pero en el debe todavía está la definición de qué hacer con algo tan clave para la economía como es la industria energética. Lo que se vislumbra, entonces, según la mayoría de los pronósticos, es una agenda sucia, espasmódica, en la que los temas se irán ordenando inercialmente en la medida en que la urgencia los convierta en ineludibles.

Falta de un liderazgo claro  

El déficit principal que arrastró la política energética durante el primer año de gobierno de Alberto Fernández fue la falta de una conducción política clara en el sector. Apenas asumió, el presidente designó como secretario de Energía a Sergio Lanziani, quien nunca terminó de ponerse al frente del área y fue desplazado en los hechos por el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, quien articuló la gestión del área con dos bastoneros: Juan José Carbajales en hidrocarburos y Esteban Kipper en electricidad.

Pese a ello, Kulfas nunca terminó de tener el control del área porque, desde el inicio del gobierno, Cristina Fernández de Kirchner se aseguró el control de los entes reguladores, donde puso a Federico Bernal (Enargas) y Federico Basualdo (ENRE). Ninguno de esos funcionarios reportaba a Kulfas y Bernal directamente lo desafiaba públicamente sembrando dudas en los medios de comunicación sobre la conveniencia de avanzar con el Plan Gas que Kulfas estaba impulsando.

Finalmente, a fines de agosto el presidente le quitó a Kulfas el control del área energética, que pasó a la órbita del Ministerio de Economía, y aprovechó para poner como secretario de Energía a Darío Martínez, en reemplazo del fantasmal Lanziani. Martínez contó con el visto bueno de Cristina Fernández de Kirchner, pero no logró consolidarse como el hombre fuerte del área, en parte porque los funcionarios que responden directamente a la vicepresidenta no se subordinaron a su conducción sino que recortaron el poder de decisión del secretario.

El mejor ejemplo de este avance lo constituyó el DNU que en diciembre le atribuyó a los entes reguladores la renegociación tarifaria, dejando en un segundo plano a la Secretaría de Energía. Desde entonces, Bernal y Soledad Manin, la mano derecha que Basualdo dejó en el ENRE cuando asumió como subsecretario de Energía Eléctrica, son los encargados de discutir con las empresas el sendero de transición tarifaria para los próximos meses.

Tarifas  

«No se puede producir en pesos y pagar tarifas dolarizadas, vamos a desdolarizar las tarifas y seguirán el ritmo del salario y el ingreso de los argentinos», aseguró Alberto Fernández en junio de 2019, durante la campaña electoral que lo llevaría a la presidencia. Con una inflación en torno al 40%, la promesa presidencial hacía prever un ajuste tarifario en línea con la evolución de los precios o incluso un poco por debajo, si es que los salarios perdían contra la inflación. Sin embargo, durante 2020 la inflación trepó 36,1% y hasta octubre de 2020 el índice de salarios que publica el Indec había registrado una variación interanual de 32,9%, y las tarifas permanecieron congeladas, lo que significó una fuerte reducción en términos reales.

El primer congelamiento se estableció en diciembre de 2019 a través del artículo 5 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. Estaba previsto que rigiera hasta marzo, pero el gobierno justificó su prórroga a raíz del impacto provocado por la pandemia. Apenas asumió, Darío Martínez dejó en claro que la intención del presidente era avanzar con un descongelamiento a partir de enero de 2021, pero en diciembre se decidió una nueva prórroga del congelamiento por otros 90 días.

Desde el gobierno afirman que se avanzará en un esquema de transición mientras se encara la renegociación de la revisión tarifaria integral, pero por ahora no hay ningún porcentaje de aumento confirmado y las primeras versiones indican que, si hay ajuste, se ubicaría muy por debajo de la inflación. Esa situación obligaría a incrementar todavía más las partidas destinadas a subsidios económicos en un contexto de crecientes restricciones fiscales. La contracara de esa política es el impacto en la calidad del servicio, pues las empresas dejaron en claro que con tarifas congeladas y costos que trepan al ritmo de la inflación es imposible invertir para garantizar el mantenimiento y la expansión del servicio.

Cadena de pagos del sector eléctrico 

El congelamiento tarifario tuvo como consecuencia durante 2020 un fuerte incremento de la deuda que las distribuidoras mantienen con Cammesa. El pasivo acumulado hasta diciembre, por transacciones concretadas hasta octubre, trepó a $ 142.887 millones y la tasa de cobrabilidad se derrumbó en apenas un año del 84% al 55%. Lo que hacen las compañías es dejar de pagar la energía que reciben del sistema para tratar de preservar lo más posible la situación de su caja.

Una primera iniciativa para tratar de regularizar esto fueron los artículos 18 y 19 de la ley de ampliación del Presupuesto 2020, que contemplaban créditos para las distribuidoras eléctricas. El artículo 18 les reconocía a las distribuidoras créditos equivalentes a tres veces la factura media mensual del último año que debían pagar en el Mercado Eléctrico Mayorista. A su vez, en el artículo 19 se aclaraba que esos créditos serían aplicados solo a las distribuidoras que al 20 de octubre de este año no posean deuda en el MEM o hayan adherido a un plan de refinanciación con Cammesa.

Ese plan de pagos no debía exceder las 60 cuotas mensuales. Además, las distribuidoras tendrían 12 meses de gracia y deberían tener que pagar una tasa de interés equivalente al 50% de la vigente en el MEM. El texto aclaraba, además, que la tasa de interés diferida se aplicaría a partir del 1 de enero de 2019 para la determinación de la deuda que cada distribuidora se comprometiera a cancelar. Sin embargo, cerca de la vicepresidenta consideraron que ambos artículos beneficiaban excesivamente a las compañías y el presidente los terminó vetando.  

En su reemplazo se incluyó el artículo 87 de la ley de Presupuesto 2021, que creó un régimen crediticio especial para distribuidoras eléctricas con la intención de que sirva para financiar las deudas. «El régimen de regularización de obligaciones deberá establecer criterios diferenciados para lo cual deberá considerar (…) la situación social media de sus usuarias y usuarios y priorizar la obtención de un grado equivalente de desarrollo entre regiones», establece la norma, que fue pensada para reordenar la cadena de pagos del sector eléctrico y evitar que los subsidios energéticos se disparen aún más en 2021. Sin embargo, su redacción no es precisa y requerirá una reglamentación que especifique cuáles serán los criterios para asignar un crédito de mayor o menor envergadura a las distintas distribuidoras.

Los precios de los combustibles estuvieron congelados de hecho desde el 1 de diciembre de 2019 hasta el 19 de agosto de 2020, pero en los últimos cinco meses el gobierno le dio luz verde a una serie de subas que ya acumulan 35%. El ajuste fue producto del aumento del precio de los biocombustibles, la suba de impuestos y recomposición parcial de la renta empresaria.

El problema es que desde el 19 de agosto el precio del Brent trepó de u$s 45 a 55, según la cotización del pasado 18 de enero. A raíz de esa variación, pese a las reiteradas subas que se registraron en los surtidores en los últimos meses, los precios todavía permanecen entre 10% y 15% por debajo de la paridad de importación.

Si se proyecta un crudo de u$s 55 promedio para este año, los combustibles deberían recomponer entre 10% y 15% para alcanzar la paridad de importación y luego acompañar una inflación que se proyecta en torno al 50%, ya que la recuperación de la economía le sumará presión a los precios.

La mayoría de los analistas coinciden en que será prácticamente imposible esperar a que el gobierno autorice un incremento en los precios de semejante naturaleza a pocos meses de las elecciones legislativas. Por lo tanto, si el precio internacional del crudo no baja, lo más probable es que el atraso en los precios se profundice.

Inversión en gas

El congelamiento tarifario y la demora para impulsar el Plan Gas profundizó durante 2020 el freno a la inversión, que ya había comenzado en 2019 cuando Mauricio Macri pesificó el precio del crudo. La expectativa del gobierno, según un documento oficial distribuido en diciembre, es que el Plan Gas impulse una inversión de u$s 6.500 millones hasta 2024. Además, que la recuperación proyectada de la producción derive en un ahorro de  u$s 9.200 millones en divisas por las menores importaciones que se requerirán.

En la industria energética coinciden en que el Plan Gas ayudará a frenar la declinación de la producción, pero afirman que el rebote será moderado con respecto a la actividad que llegó a tener Vaca Muerta en los últimos años. La consecuencia será una mayor tensión con los gremios. La prohibición de los despidos durante 2020 ayudó a contener la situación, pero en cuanto esa medida se levante muchas empresas tienen previsto reducir personal.

Fuente: econojournal.com.ar

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La pandemia y la cuarentena repercutió fuertemente en muchos sectores económicos, en especial en los sectores industriales que no son esenciales que vieron cerrar las puertas de sus fábricas por varios meses.

Este cierre, y la caída en la demanda de sus productos, se vio reflejado en un indicador que hoy el Gobierno sigue con atención: el consumo de energía. Tanto es así que los números reflejan que, a pesar que buena parte de la población estuvo mucho tiempo en sus hogares consumiendo electricidad, el 2020 cerró con una caída de 3,16% en la demanda eléctrica.

Así se desprende del informe anual de la Asociación de Distribuidoras de Energía de la República Argentina (Adeera) el cual señala que en ese contexto de caída en el número final, en la Ciudad y el Gran Buenos Aires que la mayor participación (39,07%) en el total de energía del país, la demanda eléctrica también se redujo un 0,32 por ciento.

El segmento de demanda eléctrica residencial presentó un crecimiento del 8,66%. Este valor tiene su justificación en la evolución de las medidas adoptadas durante la emergencia sanitaria decretada por DNU 311/20 (ASPO) a partir del 19 de marzo del 2020. Los restantes segmentos de demanda presentaron decrecimiento.

El mes con mayor crecimiento de consumo fue marzo, alcanzando el 6,93% respecto a igual mes de 2019. El de menor crecimiento fue abril, con una caída relativa del 14,48%, respecto a abril 2019. En ese momento fue uno de los puntos más altos del proceso de aislamiento que se vivió durante el 2020.

A la hora del desagregado por sectores se observa que la demanda eléctrica residencial de menos de 10 kw que representa al 48,8% del total creció 8,6%, este crecimiento en el consumo de los hogares -consecuencia de que la población pasó mayor cantidad de tiempo en sus hogares, el crecimiento del home office, etc- fue el causante que algunos hogares recibieran subas en sus boletas a pesar de que las tarifas estuvieron congeladas. Lo que sucedió en algunas casas fue que el consumo se incrementó y se pasaron de categorías lo hizo que entraran en otro cuadro tarifario.

Pero aunque en los hogares se mostró un importante crecimiento de la demanda eléctrica, no fue suficiente para contener la caída que mostró la demanda de las industrias y los grandes consumidores. Este sector que representan el 51,2% la caída fue pronunciada. Para los no residenciales de menos de 300 kw (28,1% de la demanda) la merma fue de 7,22%; para los de mas de 300 kw (9,5% de la demanda) la baja alcanzó al 10,04%. En el caso del segmento señalado como Grandes Usuarios del MEM que representa el 13,6% del total de la demanda, la caída fue la más pronunciada y alcanzó a un 22,16% en comparación al consumo de 2019.

El dato del consumo energético es seguido de cerca por los funcionarios del Ministerio de Desarrollo Productivo quienes todo el tiempo reciben informes de Cammesa, tanto es así que el ministro Matías Kulfas señaló que en enero pasado el 58% de las fábricas demandó más electricidad que en enero de 2020, en la previa a que se desatara la pandemia.

El trabajo de la entidad que aglutina a todas las empresas distribuidoras de energía eléctrica del país señala que provincias de mayor crecimiento (del orden del 4%) fueron Catamarca, Santiago del Estero y Formosa.

La contracara estuvo del lado de las provincias patagónicas en donde se observó que los menores niveles de crecimiento (en ningún caso alcanza al 2%), fueron Chubut, Neuquén y Río Negro.

En particular, la Provincia de Chubut fue afectada por un temporal que sacó de servicio las LLAATT 330 kV Futaleufú-Madryn, aún fuera de servicio, explica el trabajo.

Fuente: www.infobae.com

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