Neuquén, Río Negro y Nación analizan el futuro de las represas

Una mesa «político-técnica» definirá el manejo de las centrales hidroeléctricas Alicurá, El Chocón, Arroyito, Planicie Banderita y Piedra del Águila.


Las provincias de Rio Negro y Neuquén conformarán con el Gobierno nacional una «mesa político técnica» para definir el manejo futuro de las represas hidroeléctricas de la cuenca del Comahue, cuyos contratos de concesión vencen a partir de agosto próximo, al concluir el plazo de concesión de 30 años iniciado en la década del ’90.

Así lo anunció este jueves, a través de su cuenta de Twitter, la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras, tras una reunión que mantuvo en la Ciudad de Buenos Aires con el ministro de Economía, Sergio Massa.

«Nos reunimos con el ministro Massa y acordamos la conformación de una mesa político técnica para definir el manejo de las represas a futuro», expresó Carreras en un mensaje que minutos después retuiteó el titular de la cartera de Economía.

De acuerdo a lo surgido en ese encuentro, la mesa de trabajo a conformarse «contará con la participación de las provincias de Río Negro, Neuquén y de la Nación».

A partir de esta definición, se espera que el ministro de Economía, junto a la secretaria de Energía, Flavia Royon, «convocarán a los gobernadores en ejercicio, como también a los mandatarios electos Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa», explicó Carreras.

«Ante esto el ministro Sergio Massa mostró voluntad de diálogo y consenso hacia las provincias involucradas para una mayor participación ante la regulación de las centrales», reseñó la gobernadora.

A comienzos de semana, Massa y Royon recibieron también en Buenos Aires al gobernador electo de Neuquén, Rolando Figueroa.

Las concesiones de las represas hidroeléctricas sobre los ríos Limay y Neuquén vencen en agosto de este año.

Se trata de los complejos de Alicurá operada por la empresa AES Argentina; El Chocón y Arroyito, a cargo de la firma Enel Generación; Planicie Banderita, operada por Oroazul Energy, cuyos contratos vencen el 11 de agosto; y Piedra del Águila , a cargo de Central Puerto, cuya concesión vence el 29 de diciembre.

La semana pasada, Royon instruyó a la empresa estatal Energía Argentina (Enarsa) para que asuma «transitoriamente» la operación de las centrales hidroeléctricas de la cuenca del Comahue, que abarca las provincias de Neuquén y Río Negro, lo que incrementó el reclamo de los dirigentes de ambas provincias.

La posibilidad de que las provincias -que alegan la propiedad del recurso- tengan el manejo de las represas enfrenta un obstáculo legal importante ya que los activos se encuentran registrados bajo la titularidad de la Nación, que fue el encargado del financiamiento y construcción de todas las obras.

El miércoles último, Royon aclaró ante el reclamo de las provincias que «una cosa es el recurso del agua y otra la central en sí misma, que fue construida con recursos de todos los argentinos y así la ley lo marca, que cuando termina la concesión revierte al Estado nacional».

Télam

Chevron invertirá US$ 500 millones en Vaca Muerta

Podrá comercializar libremente en el mercado externo 20% de la producción de petróleo y gas, con una alícuota de 0% de derechos de exportación.


El Ministerio de Economía aprobó el proyecto de inversión de la firma Chevron para la explotación de hidrocarburos en el área El Trapial Este, del yacimiento neuquino no convencional de Vaca Muerta, para el cual desembolsará US$ 500 millones.

La resolución 509/2023 de la Secretaría de Energía, publicada este martes en el Boletín Oficial, estableció que el proyecto quedará incluido en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos.

Este régimen brinda derecho a comercializar libremente en el mercado externo 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en los proyectos alcanzados, con una alícuota de 0% de derechos de exportación, en caso de resultar aplicables.

La resolución además determinó que el compromiso de inversión asumido por una suma de dinero no inferior a US$ 250 millones durante los primeros tres años del proyecto, comenzará a computarse a partir de la presentación efectuada por la firma requirente en fecha 18 de mayo de 2023.

Autoridades de la empresa Chevron en la Argentina anunciaron el viernes pasado al ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía, Flavia Royon, el compromiso de la compañía de llevar adelante una inversión de más de US$ 500 millones para el desarrollo del área El Trapial, en Vaca Muerta.

Según detallaron las autoridades de Chevron, la inversión será ingresada a la Argentina antes de julio.

En abril, el gobierno neuquino anunció que otorgaría la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench) a Chevron como operadora y titular de El Trapial Este, que posee una superficie de 282,80 kilómetros cuadrados, y se desprende de la Concesión de Explotación del área El Trapial-Curamched, también bajo la titularidad de la misma empresa.

Esto permitirá seguir ampliando la base territorial del desarrollo de Vaca Muerta hacia el norte de la formación.

Con este proyecto la provincia suma 43 proyectos no convencionales de shale y tight, abarcando una superficie de 9.532 kilómetros cuadrados, lo que representa 32% sobre la superficie total de Vaca Muerta en Neuquén.

Télam

Licitan obras para llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país

La secretaría de Energía avanza con el llamado a licitación para las primeras obras del proyecto de reversión del Gasoducto del Norte.


La Secretaría de Energía tiene previsto avanzar esta semana en el llamado a licitación de las primeras obras para el proyecto de reversión del Gasoducto del Norte, lo que complementará la infraestructura necesaria para llevar el gas de Vaca Muerta a 6 millones de usuarios de las provincias de esa región del país.

El llamado a licitación pública se realizará a través de la empresa Energía Argentina, tal como ocurrió con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK), que se encuentra en avanzado estado de ejecución.

En el caso del Gasoducto del Norte la idea es que las obras estén en marcha en agosto próximo, de acuerdo a fuentes oficiales.

La previsión es que el trabajo que demandaría entre 12 y 18 meses se pueda acortar en sus plazos, debido a la experiencia adquirida con la primera etapa del GPNK que se está realizando en 10 meses y que contenía incluso una mayor complejidad.

La decisión fue dada a conocer el viernes por el ministro de Economía, Sergio Massa, en ocasión de la última soldadura del GPNK que se realizó en el kilómetro 232 de la traza, a la altura de la localidad pampeana de La Reforma.

El estado avanzado de la obra permite a las autoridades nacionales confiar en que el 20 de junio próximo se pueda cumplir con la entrada en operación técnica y de seguridad del ducto.

La llamada reversión del Gasoducto del Norte tiene como obra principal la construcción de un ducto de 30 pulgadas que permitirá unir a la altura de la provincia de Córdoba los dos grandes sistemas que abastecen al país operados por las transportadoras Gas del Norte y Gas del Sur.

Se trata de un tramo de unos 150 kilómetros entre La Carlota y Tío Pujio que iría casi en paralelo a la ruta provincial 4, para vincular el Gasoducto Central Norte (TGS) proveniente de la Cuenca Neuquina y el Gasoducto del Norte (TGN) que se extiende desde Campo Durán, en Salta justo en el límite con Bolivia, y la localidad bonaerense de General Pacheco.

Además de la construcción del nuevo ducto será necesario que el flujo de gas que actualmente lleva el fluido importado desde Bolivia desde la Cuenca Noroeste al centro del país se revierta y permita que la producción de Vaca Muerta llegue a las provincias del NOA.

Las estimaciones oficiales indican que la obra una vez en operación permitirá al país un ahorro de US$ 2.000 millones por sustitución de importaciones de gas natural y de combustibles líquidos que se utilizan para la generación eléctrica.

La obra requirió en los últimos dos años carácter de «urgente y prioritario», tal como definen las autoridades nacionales, debido al declino de producción de los yacimientos bolivianos que en este invierno podrán enviar al país hasta un máximo comprometido de 8 MMm3/día.

Esos volúmenes que la Argentina le compra a Bolivia vienen en fuerte declino en los últimos años, ya que en 2022 alcanzaron un pico de 14MMm3/d, frente a los 18 MMm3/d de 2021, pero siempre lejos de los 27 MMm3/d que por el contrato original se debía entregar a partir de 2010.

El gasoducto troncal del norte -que se encuentra operativo desde 1960- tiene 1.454 kilómetros de extensión, y mediante la presión que le otorgan sus 12 plantas compresoras, logra una capacidad de transporte de 28 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), aunque se asegura que en la actualidad tiene capacidad ociosa.

Sobre parte del ducto existente, la empresa TGN ya comprometió y recibió a comienzos de año la autorización de la Secretaría de Energía para iniciar las obras de reversión, mediante fondos propios y la toma de deuda corporativa.

No obstante, el grueso de la obra contará con el financiamiento ya firmado a fines de abril, en Montevideo, por el ministro Massa con el Banco de Desarrollo de América Latina-CAF por un monto de US$ 540 millones, lo que permitirá acelerar el proyecto en procura de poder culminarla en el invierno de 2024.

Las mismas fuentes explicaron que llegar con el gas desde Vaca Muerta a las provincias del norte argentino permitirá, en primera instancia, abastecer la demanda de 6 millones de usuarios y de la generación eléctrica de las centrales térmicas que actualmente dependen del gas de Bolivia.

Pero tras la consolidación de ese abastecimiento permitirá pensar en la exportación de gas natural a Chile por el Gasoducto NorAndino, ubicado a la altura de la provincia de Jujuy, y -acuerdos mediante- de llegar a los mercados industriales del sur de Brasil a través de la infraestructura existente por Bolivia.

El Gasoducto NorAndino fue construido en 1997 para la venta de gas al vecino país, pero tras la interrupción de las exportaciones sólo volvió a ser utilizado por el Gobierno de Mauricio Macri para importar gas natural a partir de la planta de licuefacción instalada en la ciudad chilena de Mejillones.

Otra de las opciones que se abren para la búsqueda de mercados del gas no convencional plantea que la reversión del Gasoducto Norte permitirá las exportaciones a Brasil a través del gasoducto de Integración Juana Azurduy.

Ese ducto de 52 kilómetros de extensión vincula al Gasoducto Norte con el yacimiento en Bolivia de Campo Grande, y desde ahí se podría utilizar la infraestructura existente en el vecino país para transportar el gas hacia Brasil, debido a que este último también resultó afectado por el declino de producción boliviano.

Dentro del plan de reversión también está contemplado el inicio de construcción de un gasoducto regional que se vinculará al troncal del Norte para abastecer de gas a los proyectos mineros de las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca, en particular los orientados a la producción de litio.

Télam

Se abrieron las ofertas para la obra ALIPIBA II

El proyecto para la interconexión Bariloche – Villa La Angostura permitirá sumar la ciudad neuquina al sistema interconectado de energía eléctrica.


Se realizó la apertura de ofertas para la obra de interconexión eléctrica en alta tensión para Bariloche, Dina Huapi y Villa La Angostura (Alipiba II).  Se trata de un compromiso asumido por las provincias de Neuquén, Río Negro y el gobierno nacional, para incorporar un segundo punto de abastecimiento hacia Bariloche y lograr la interconexión eléctrica de Villa La Angostura a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La obra completa le permitirá a Villa La Angostura mejorar sustancialmente las condiciones de abastecimiento y confiabilidad, y beneficiará en materia ambiental al evitar el impacto por la emisión de residuos asociados a la quema de combustible fósil y el riesgo que representa el tránsito de camiones por las rutas de acceso a la localidad lacustre.

El gobernador Gutiérrez calificó la obra como “representativa de la integración histórica que tienen los pueblos de Neuquén y Río Negro”.

El proyecto que se licitó es complementario de las obras ya finalizadas sobre el territorio neuquino, desde el cruce de rutas nacionales Nº 237 y Nº 40 hasta Villa La Angostura, donde la Provincia a través del EPEN ha ejecutado más de 65 kilómetros de líneas.

La actividad tuvo lugar en Bariloche y en representación de la provincia del Neuquén, asistió el presidente del Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN), Francisco Zambón. También participaron la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón; la gobernadora de Río Negro, Arabela Carreras; el intendente de Bariloche, Gustavo Genusso y la secretaria de Estado de Energía de Río Negro, Andrea Confini.

La primera apertura fue para la Licitación Pública N° 15/2022 para la Interconexión Eléctrica Alicurá – Dina Huapi – Bariloche – Villa La Angostura en la cual se presentaron 7 ofertas.

Las empresas fueron: Power China – CN Sapag – Proyección Electroluz, IPE – EDVSA, Cartellone – Vial Agro, Tel 3 SAU, Lesco – Semisa, Teyma Abengoa SA y Proobra SA. Está previsto que el día 5 de abril se abran los sobres económicos.

En tanto que para la Licitación Pública N°16/2022 para la adquisición de un transformador de potencia para la Estación Dina Huapi hubo dos ofertas: Artrans y Tubostranselectric.

Por último, la Licitación Pública N°17/2022 para la adquisición de equipos eléctricos de alta tensión tuvo 3 ofertas: Electromecánica Lago, Hitachi Energy Argentina SA y AyT Arteche.

El monto de inversión estimada es de U$S 75.536.048,04 y el financiamiento es a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE), un fondo para la ampliación del sistema de transporte en el país, que se nutre con fondos de distintas fuentes y el propio sistema eléctrico.

La producción de petróleo creció más de 13% y 5,2% la de gas

En el tercer trimestre la producción de petróleo alcanzó los 8.565 Mm3. La producción de gas natural llegó a los 139,2 MMm³/día promedio.


La producción de petróleo alcanzó en el tercer trimestre del año un aumento de 13,8% respecto del mismo período de 2021, mientras que la de gas natural se incrementó 5,2% en relación a igual segmento del año pasado.

Así se desprende del informe trimestral de coyuntura energética que elabora y publica la Secretaría de Energía, en la que se constató que la producción de hidrocarburos registró un destacado incremento en comparación a igual trimestre del año anterior.

Del reporte surge que, durante ese período, la producción de petróleo alcanzó los 8.565 Mm3, lo que representa un aumento de 13,8% respecto del mismo trimestre del año anterior.

Esa producción es el resultado de 4.849 Mm3 de producción convencional y 3.715 Mm3 de producción no convencional, dentro del cual la Cuenca neuquina aumentó 28,2% respecto a igual período del año anterior.

Por su parte, la producción de gas natural alcanzó los 139,2 MMm³/día promedio, elevándose 5,2% en relación a igual segmento de 2021.

Ese desempeño representó 60,4 Mm3/día de producción convencional y 78,8 Mm3/día de producción no convencional, en tanto que la producción de la Cuenca neuquina aumentó 10,4% de manera interanual durante este período.

En el caso de la refinación, en el tercer trimestre el volumen de petróleo procesado aumentó 6,6% respecto del mismo período del año anterior, y en particular, 61,3% de ese crudo correspondió a petróleo liviano.

A su vez, la producción de gasoil aumentó 6,4% respecto del mismo trimestre del año anterior y la de motonaftas (grados 2 y 3) creció 7,6%.

En la comercialización, las ventas de gasoil crecieron 5,5% en la comparación por segmento interanual, mientras que las ventas de naftas grados 2 y 3 entre ambos trimestres aumentaron 12,3%.

El informe señaló que el crecimiento del sector hidrocarburífero y su efecto dinamizador en la economía queda plasmada en el incremento del gas natural entregado a la industria: respecto a julio-septiembre de 2021 este año se verificó un alza de 3,7% del volumen correspondiente.

Télam

Ampliarán la red de gas en Añelo

El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, suscribió con el gobernador Gutiérrez la expansión del servicio de gas para más habitantes del corazón productivo de Vaca Muerta.


A través de una inversión estimada en más de 136 millones de pesos, la Secretaría de Energía financiará el desarrollo de una red de gas natural que se situará en el Barrio Balcón, una zona que ha asistido a un acelerado crecimiento demográfico en virtud de su cercanía con la formación no convencional Vaca Muerta.

La ejecución de la obra “Extensión de red de gas domiciliario B° Balcón de Añelo” ampliará la red de distribución con la que cuenta actualmente el casco urbano mediante la traza de 2.765 nuevos metros de cañería red en polietileno de alta densidad (PEAD), lo que permitirá mejorar la calidad de vida de la población, en particular de las 131 familias que serán las beneficiarias directas de la obra.

La presencia de numerosos proyectos de exploración propició la instalación de cientos de grupos familiares, asentados en la localidad para trabajar en las áreas hidrocarburíferas y en la expansión económica de los servicios asociados a la actividad.

Gutiérrez indicó que la localidad “es el epicentro del desarrollo del gas para el país, que va en busca de consolidar y lograr el autoabastecimiento energético para fin del año que viene, principios de 2024, pero hay familias, domicilios, comercios, que allí adonde se genera el gas para todo el país no tienen gas, por lo que se trata de un acto de estricta justicia”.

Ejecutarán redes de gas en Añelo

El gobierno de la provincia firmará un acuerdo con Nación para ejecutar obras en la localidad. La inversión será de aproximadamente 10 millones de dólares.


“Hemos logrado consensuar, por una inversión de aproximadamente 10 millones de dólares, una obra que vamos a estar firmando con la Secretaría de Energía, es un aporte del gobierno nacional para llevar adelante la construcción de nuevas redes de gas para que las familias, los comercios y las industrias de la ciudad de Añelo tengan ese servicio”.
“Añelo es el epicentro del desarrollo del gas para el país, que va en busca de consolidar y lograr el autoabastecimiento energético para fin del año que viene, principios del año 2024 -continuó diciendo Gutiérrez-, pero hay familias, domicilios, comercios, que allí adonde se genera el gas para todo el país no tienen gas”.
Por eso, explicó que “es necesario que la Secretaría de Energía apruebe y lleve adelante una obra fundamental”, en referencia a que inversión que se está gestionando ante Nación para concretar el tendido de las redes en la localidad vinculada al desarrollo de Vaca Muerta.
El gobernador estimó que “en 10 o 15 días vamos a estar en Buenos Aires. Se están ultimando detalles y ayer hablábamos con la Secretaria de Energía y el ministro de Economía para que esta obra, que es fundamental y decisiva, la vamos a estar conveniando para que el gobierno nacional aporte estos 10 millones para llevarla adelante”.

Ampliaron la concesión del oleoducto a Oldeval

La empresa invertirá alrededor de 900 millones de dólares para ampliar esta vía de transporte desde la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales.


La secretaría de Energía de la Nación otorgó a Oleoductos del Valle Sociedad Anónima (Oldelval) la ampliación por diez años de la concesión del oleoducto a Puerto Rosales. La Resolución Nº 643 tiene lleva la firma de la titular de esa dependencia, Flavia Royon.

El artículo Nº 1 de la norma legal explica que la prórroga comenzará a operar a partir del 14 de noviembre de 2027 para los oleoductos troncales de acceso a Allen y el oleoducto Allen- Estación Puesto Rosales, y su respectiva ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández.

El gobernador Omar Gutiérrez viene recalcando la importancia ampliar la infraestructura de transporte para la creciente producción de petróleo y gas que se registra en la provincia, fundamentalmente de Vaca Muerta.

El mandatario celebró el anuncio del gobierno nacional y señaló que “la ampliación del oleoducto a Puerto Rosales (Bahía Blanca), la puesta en funcionamiento del Oleoducto Trasandino y la construcción del gasoducto Néstor Kirchner serán fundamentales para que no nos encontremos con cuellos de botella para poder exportar la producción hidrocarburífera, lo que permitirá no solo reducir el déficit de la balanza energética del país, sino el ingreso de divisas para el Banco Central”.

También se aprueba el plan de trabajo y de inversiones presentado por Oldelval para el período de prórroga de la concesión, que representa una inversión total de 893.964.000 dólares.

Según informó la empresa, ese monto se utilizará para la integridad de las instalaciones; la eficiencia de transporte; el control de mermas y existencias; la eficiencia energética; la transformación digital; y el mantenimiento del sistema. También está previsto ampliar el tramo del oleoducto Lago Pellegrini-Allen, para lo cual se destinarán 39 millones de dólares del total a invertir.

Entre los fundamentos para otorgar la prórroga de concesión, se menciona que Oldelval necesita contar con “un horizonte temporal más amplio que le permita, por una parte, continuar realizando inversiones para el desarrollo y sostenimiento de la infraestructura a los efectos de asegurar la normal evacuación de la Cuenca Neuquina de la producción creciente proyectada, y por la otra, amortizar dichas inversiones”.

Presentaron el nuevo esquema de segmentación de tarifas

Con el nuevo esquema, la secretaría de Energía estima un ahorro fiscal de $47.500 millones para 2022, y de $455.000 millones en base anualizada.


El Gobierno anunció la segmentación tarifaria de los servicios de distribución de energía eléctrica, gas natural y agua corriente, con el que se espera alcanzar un ahorro fiscal cercano al medio billón de pesos en 2023.

En una conferencia de prensa, la secretaria de Energía, Flavia Royón, precisó que en lo que resta de 2022 «el ahorro fiscal en materia de energía eléctrica y gas será de $ 47.500 millones y anualizado de $ 455.000 millones», en tanto la presidente de AySA, Malena Galmarini, señaló que en el caso de esta empresa será este año de $ 2.000 millones y de $ 45.000 millones para el año próximo.

Cómo será la segmentación

La segmentación respeta el criterio fijado en el decreto 332/2022, por el que se establecen tres niveles de usuarios según su capacidad económica, que pasará a complementarse con el criterio establecido según niveles de consumo.

En el caso de la energía eléctrica el tope de consumo será de 400 kwh mensuales (550 kwh en zonas sin servicio de gas de red) y en el caso del gas será variable, según categorías y subzonas en todo el país.

Según el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Bernal, el tope se fijará tomando como referencia «el volumen equivalente al 70% del promedio entre los umbrales mínimo y máximo de cada categoría», mientras el 30% excedente quedaría exento de subsidios, que se quitarán de manera escalonada hasta completar el 167% del precio mayorista del gas.

«No es un aumento de tarifas sino una redistribución de subsidios», puntualizó Royón, quien remarcó la importancia de «instalar la educación del uso sustentable y racional» de los recursos de los tres servicios involucrados.

 Nueva segmentación tarifaria y su impacto en el consumidor

* A partir de los datos incluidos en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), se realizó la división de los usuarios en tres niveles de acuerdo con sus niveles de ingresos.

* El Nivel 1, integrado por los usuarios de mayores ingresos y gente que no solicitó su registración; el Nivel 2, que representa a los usuarios de menores ingresos registrados y que, «provisoriamente se incluirán beneficiarios de la tarifa social»; y el Nivel 3, con usuarios de ingresos medios.

* En lo que respecta a usuarios de gas natural, se registraron 269.725 usuarios correspondientes al primer nivel; 2.880.090 en el segundo; y 2.599.550 al tercero.

* La cantidad de gas demandada por los hogares no se encuentra relacionada con el nivel de ingresos y se vincula directamente con condiciones climáticas, cantidad de participantes del hogar, características constructivas de la vivienda y la eficiencia de los equipos domésticos.

* Para el Nivel 1, habrá una quita total del subsidio, por lo que la factura del gas subirá 167%

* Para el Nivel 3, se subsidiará un volumen equivalente al 70% del promedio de los umbrales mínimo y máximo de cada categoría y subzona, mientras que el excedente no será subsidiado.

* Para el Nivel 2, los usuarios no tendrán actualización de las tarifas.

* Los aumentos para los Niveles 1 y 3 se aplicarán gradualmente en 3 bimestres (a partir de los consumos del 31 de agosto, octubre y diciembre).

* En el caso del Nivel 1, los aumentos se aplicarán de manera gradual por bimestre a partir de septiembre (noviembre y enero posteriormente) implicando un aumento promedio cercano a los $ 500 por mes por escalón y .500 por mes acumulado en los tres bimestres

* En el nivel 3 se plantea tres aumentos con una aplicación gradual por bimestre a partir de septiembre implicando un aumento promedio cercano a los $ 165 por mes por escalón y $ 500 por mes acumulado en los 3 bimestres

* En cuanto a la segmentación de subsidios de energía eléctrica, en el RASE se han anotado 8.890.998 de energía eléctrica: del Nivel 1: 399.156 (4,49%); Nivel 2: 5.040.120 (56,69%); y Nivel 3:3.451.722 (38,32%).

* El tope de consumo será de 400 kWh mensual por hogar, mientras que para las localidades que no cuenten con gas natural por redes el tope se incrementará a 550 kWh.

* Respecto a la la segmentación de subsidios al agua, actualmente se cuenta con 11 coeficientes zonales definidos que permiten administrar la carga tarifaria de manera progresiva, «generando un sistema de subsidios intratarifarios entre los usuarios con distintos niveles socioeconómicos».

* Así, se realiza la quita del subsidio en tres zonas que AYSA agrupó de acuerdo a su código de zonificación que tiene en su marco regulatorio

* Los usuarios del nivel alto tienen quita total del subsidio desde 1 de noviembre.

* Los usuarios de medio y bajo tendrán una quita en forma progresiva y se saca en forma definitiva en marzo del 2023. Los bajos continúan con un 15 % hasta mayo del año que viene.

* Las personas que tienen tarifa social o comunitaria quedan afuera de este esquema.

* Los usuarios que consideren que necesitan solicitar la tarifa social, pueden pedirla.

* La tarifa es progresiva y se adapta a la necesidad del usuario.

Télam

 

Postergan la implementación de la segmentación tarifaria

La Secretaría de Energía postergó el anuncio previsto para este jueves. La jornada estará concentrada en la difusión del Índice de Precios al Consumidor (IPC).


El Gobierno postergó finalmente el anuncio previsto para este jueves de la entrada en vigencia del nuevo esquema de subsidios al consumo de gas y electricidad, que incluye la segmentación y el tope de consumo por zona y sector.

Así lo informaron fuentes oficiales, quienes indicaron que la jornada de este jueves estará concentrada en la difusión del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que dará a conocer esta tarde el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

Respecto del esquema de subsidios, el ministro de Economía, Sergio Massa, dio a conocer el fin de semana que a la segmentación se agregarán topes de consumo para promover ahorro de recursos y un sistema más progresivo de subsidios.

También, destacó que «quien menos consume o menos ingresos tiene, menos paga; quien más consume o más ingresos tiene, más paga».

Según Massa, «la segmentación y el tope de subsidio tendrá un criterio federal con comprensión climática», y por ello, precisó, la entrada en vigencia será por sector y zona.