EIA: La producción mundial de tight oil se duplicará en 2040

La Administración de Información de Energía del gobierno de los Estados Unidos (EIA) estima que la producción mundial de tight oil se duplique entre 2015 y 2040, pasando de 4.98 millones de barriles diarios (bpd) en 2015 a 10.36 millones en 2040. La mayor parte del incremento proyectado provendrá de Estados Unidos pero también se destacan los aportes procedentes de Argentina, Rusia, Canadá y otros paises.

Tight es el nombre que reciben todas las formaciones de baja permeabilidad que contienen de forma apretada petróleo y gas en su interior. En ellas se encuentran el shale oil y shale gas, el tight oil y tight gas y el oil shale. El petróleo atrapado en estas formaciones no es posible de extraer sin la utilización de tecnologías de estimulación de la roca contenedora como la fractura hidraúlica, junto con la realización de perforaciones horizontales y la aplicación de sistemas de sostén. Actualmente, al crudo proveniente de las formaciones del shale, se lo denomina con mayor precisión como “Light tight oil” ya que es un petróleo muy liviano.

Estados Unidos

Los informes International Energy Outlook (IEO2016) y el Annual  Energy Outlook 2016 (AEO2016) elaborados por la EIA  aseguran que la producción de tight oil en Estados Unidos, que en marzo de 2015 alcanzó los 4.6 bpd pero se redujo a 4.1 millones en junio de 2016, ha demostrado ser más resistente a los bajos precios del petróleo de lo que se esperaba.

El informe AEO2016 proyecta diferentes niveles en la producción de tight oil basados en diferentes supuestos sobre los precios del petróleo, avances tecnológicos, y la disponibilidad de recursos que los usados para el caso de referencia. Para el año 2040, el precio promedio del barril de crudo Brent se calcula en u$s73 en el caso de un precio bajo del petróleo, u$s136 en el caso de referencia, y u$s 230 en el caso de un precio alto del petróleo. Se proyecta que la producción de tight oil de EEUU alcance los 7.1 bpd en 2040 en el caso de referencia. En el caso de un precio del petróleo alto las actividades de perforación incrementan la producción acumulada. Por el contrario, en el caso de un precio bajo  la producción disminuye. En los casos secundarios de recursos y tecnología, la recuperación final estimada para pozos de tight oil en Estados Unidos es del 50% mayor o 50% menor que en el caso de la referencia. Las tasas de mejora tecnológica que reducen los costos y aumentan la productividad en Estados Unidos también son un 50 % más alto o un 50% menor que en el caso de la referencia. Para el año 2040, estos casos dan lugar a las mayores diferencias con respecto a los valores de producción del caso de referencia.

 

 

Argentina

Se encuentra todavía en las primeras etapas de producción comercial de tight oil. YPF informó que la producción de shale alcanzó los 50 mil de barriles de petróleo equivalente por día (de los cuales se estimó que 30 mil son tight oil) en el último trimestre de 2015 a través del acuerdo con Chevron en la Cuenca Neuquina. El IEO2016 proyecta que la producción se duplicará de 2015 a 2020 y alcanzará los 700 mil en 2040, lo que representará alrededor de un 7% del total de la producción mundial de tight oil.

Canadá

La producción de tight oil alcanzó los 450 mil barriles por día en diciembre de 2014 y se redujo a 360 mil en enero de 2016, en base a los últimos datos disponibles del Consejo Nacional de Energía de Canadá. El promedio de crecimiento año a año de la producción de tight oil ha ido disminuyendo desde 2012, principalmente por la competencia con el desarrollo de las arenas bituminosas. El desarrollo de las arenas empetroladas tiende a tener una base de recursos mayores que los conocidos de shale/tight oil. El IEO2016 proyecta que la producción de tight oil continuará disminuyendo en Canadá hasta 2020, y luego se incrementará por encima del resto de la proyección del periodo, alcanzando los 760 mil b/d en 2040 en respuesta a los precios elevados del crudo y a una menor competencia con el desarrollo de las arenas bituminosas.

Rusia, México, Colombia, Australia y otros países que cuentan con importantes recursos de tight oil técnicamente recuperables no habían alcanzado aún la producción comercial en 2015. A medida que aumenten los precios del petróleo a partir de 2020 se espera que contribuyan el 18% (o el equivalente combinado de 1.8 millones de barriles por día) de la proyección total de la producción mundial de tight oil de 10.36 millones de barriles por día en 2040.

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Alemania no reduce sus emisiones

A pesar del desarrollo de energías renovables Alemania no ha logrado hasta el momento reducir sus emisiones de dióxido de carbono. En la actualidad son casi las mismas que en el 2009, por lo que las posibilidades de lograr cumplir sus objetivos de reducción de emisiones en un 40% para el 2020 y un 55% para el  2030 son realmente complicadas.

Después del accidente nuclear de la central japonesa Fukushima en 2011, el parlamento alemán decidió abandonar la energía nuclear poniendo fecha de cierre de todas las centrales nucleares del país para el 2022. A su vez, se propuso la meta de producir el 80% de la electricidad a partir de energías renovables para el 2050. Esta nueva política energética alemana es denominada Energiewende (transición energética) y proyecta convertir al país germano en una economía energéticamente sostenible, sustituyendo progresivamente la energía nuclear y los combustibles fósiles por energías renovables, mejorando la eficiencia energética y reduciendo al mínimo las emisiones de dióxido de carbono.

En la actualidad, según un informe elaborado por el especialista en energía Roger Andrews, Alemania continúa con su objetivo de cerrar sus centrales nucleares y aumentar la generación eléctrica a partir de renovables pero no ha logrado reducir su dependencia del carbón. Además, se están retrasando la construcción de las líneas de transporte eléctrico que son necesarias para la distribución de la energía generada mediante renovables de manera eficiente. Por otro lado, se están recortando los subsidios a las energías renovables, por lo que la inversión en estas fuentes ha caído a niveles insuficientes para lograr ampliar la capacidad suficiente de generación, y poder así cumplir el objetivo de reducción de las emisiones que Alemania se propuso para 2020.

Como se puede observar en las figuras 1 y 2 las emisiones de Alemania no han disminuido desde 2009 a pesar de la duplicación de la penetración de las energías renovables en el sector eléctrico, y todo parece indicar que Alemania no alcanzará su objetivo de reducción de emisiones para 2020 y muy posiblemente por un amplio margen.

En la figura 1 podemos observar, las emisiones de gases (en toneladas de CO2 equivalente) de efecto invernadero de Alemania desde 1990 hasta el año 2015 tomando todas las fuentes de energía.

La Figura 2 muestra el crecimiento de la penetración de las energías renovables en el sector de generación eléctrica en Alemania desde 1990.

En los últimos 15 años la generación de energía renovable en Alemania se ha multiplicado desde el 10% hasta el 30%, por lo que uno podría pensar que esto habría tenido un impacto visible en las emisiones del sector eléctrico. Pero como se muestra en la Figura 3, es difícil de detectar algún tipo de impacto. A pesar del aumento absoluto del 20% en la penetración de las energías renovables entre 1999 y 2014 las emisiones del sector eléctrico apenas han variado a lo largo de este período, y si no hubiera sido por la recesión 2008/9 probablemente habrían aumentado:

Como vemos, las emisiones del sector eléctrico (las barras rojas en la parte inferior) se redujeron entre 1990 y 1999, pero desde entonces se han mantenido relativamente estables. Las emisiones procedentes de otros sectores disminuyeron entre 1990 y 2009, pero desde ese año también se han equilibrado. El resultado de esto es que las emisiones de Alemania hoy en día son casi las mismas en 2009. El incremento en la generación de energías renovables durante este periodo claramente no ha tenido el efecto deseado. El sector de la electricidad contribuye en la actualidad sólo el 45% de las emisiones totales de Alemania por lo que lograr un descenso solo en este sector no solucionaría el problema de raíz. Por lo dicho anteriormente, las posibilidades de que Alemania logre cumplir sus objetivos de 2020 y 2030 de reducción de emisiones son realmente complicadas.

La razón de que las energías renovables no han tenido ningún efecto detectable sobre las emisiones responde a que el aumento en la generación de estas fuentes han sido para responder al aumento de la demanda. Además, la sustitución de la electricidad generada mediante la generación nuclear ha sido reemplazada por gas, carbón y lignito, que se mantienen casi en los mismos volúmenes  desde 1990 (Figura 4). Al parecer, el objetivo de cerrar las centrales nucleares no va de la mano con la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Otras dificultades

La Energiewende ha logrado aumentar la participación de las renovables debido a las enormes cantidades de dinero que se le ha suministrado por parte del gobierno alemán en forma de subvenciones. Sin embargo, ahora la política de Alemania está cambiando en respuesta a un decreto de 2014 de la Unión Europea que no permite el uso de subsidios directos. Este decreto fue motivado por los países vecinos (Polonia, la República Checa y los Países Bajos), que se quejan de las sobrecargas de energía renovable no deseadas procedentes de Alemania. Esto se debe a que la UE tiene un sistema interconectado de energía, por lo que las intermitentes fluctuaciones en el flujo eléctrico generado por las renovables afecta a las naciones aledañas.

Por otro lado, los grandes subsidios otorgados al desarrollo de las energías renovables tiene un gran impacto en los bolsillos de los alemanes. El país bávaro tiene la segunda tarifa en electricidad más alta de toda la UE solo superado por Dinamarca. La figura 5 muestra la relación entre la penetración de las renovables y el costo de la electricidad en cada país.

 

 

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IEA: la oferta mundial de petróleo seguirá superando la demanda hasta 2017

Según el último reporte mensual de la Agencia Internacional de Energía (IEA) el crecimiento de la demanda mundial de petróleo será más bajo de lo previsto. La IEA redujo su pronóstico de crecimiento del consumo para el 2016 (1,3 millones de barriles por día (bpd) en lugar de 1,6 bpd) y afirma que el mundo demandará 96,1 bpd este año. A su vez, la previsión de crecimiento de la demanda para 2017 es de 1,2 bpd, por lo que el consumo anual se estima en 97,3 millones de barriles de petróleo por día.

Figura1: Demanda mundial de petróleo. Fuente IEA Oil Market Report 

El informe asegura que el cambio en la demanda está dado por la merma de 300 mil bpd a partir del tercer trimestre de estimación de la demanda mundial de 2016, y la eliminación resultante de 100 mil bpd respecto al pronóstico anterior. La agencia adscrita a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) señala que esto esta asociado a que en los últimos tiempos los países que más inciden en el crecimiento de la demanda como China e India están desacelerando su consumo; y a que  se ha ralentizado la recuperación económica de Estados Unidos.

Por otro lado, se informa que la oferta mundial de petróleo cayó  0,3 mbd en agosto respecto del año anterior, arrastrada por la merma de los productores No OPEP,  y se espera  una oferta total de 96,9 mbd para el 2016 y  95,9 mbd para el 2017. Se resalta que a pesar del  hundimiento de las inversiones en extracción de petróleo por los bajos precios del barril (debajo de los 50 dólares), la oferta se está expandiendo gracias a los aportes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y estima que seguirá superando la demanda al menos durante la primera mitad del próximo año, impulsando el incremento de inventarios, aunque podría ubicarse por debajo de la misma entrado el 2017.

Figura2: Oferta mundial de petróleo. Fuente: IEA Oil Market Report

Desde finales de 2014, los países que no pertenecen a la OPEP han disminuido su producción en 1,4 mbd en gran parte debido al declive de los recursos no convencionales provenientes del shale en Estados Unidos pero también a Rusia, Kazajistán y la merma en la producción del Mar del Norte en Gran Bretaña. La AIE asegura que la oferta se sostiene gracias a los aportes de la OPEP. La producción de crudo del cartel subió a 33,47 mbd en agosto, 930 kbd por encima respecto del mismo mes del año anterior.

Por su parte, Arabia Saudita e Irán están produciendo alrededor de un millón de barriles diarios más que a finales de 2014 y junto a Kuwait, Emiratos Árabes Unidos e Irak aumentaron sus suministros cuando la OPEP adoptó la estrategia de defender las cuotas de mercado en lugar de buscar aumentar los precios. Irán recuperó su producción luego del acuerdo nuclear con Estados Unidos y el levantamiento de sanciones y en agosto del 2016 alcanzó los 3,64 mb/d en tanto que Arabia saudita, con 10,60 mb/d, volvió a situarse como el primer país productor de petróleo del mundo por delante de Estados Unidos, que lo había superado desde 2014  gracias al auge del shale.

 

Foto: www.iea.org

 

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«Falta la audiencia» dijo Bronstein sobre los cálculos de Aranguren

Luego del destrabe que se produjo ayer en la tarifa de la energía eléctrica en la Provincia, por la decisión de la Corte Suprema de Justicia de dar luz verde a las empresas distribuidoras a facturar el consumo en base al esquema fijado el 1 de febrero pasado, el debate se trasladó de lleno al otra incógnita que todavía resta definir: cómo quedará planteado el cuadro tarifario del gas.

Ayer, el ministro de Energía, Juan José Aranguren, explicó que, tras la audiencia pública que se realizará el 16 de septiembre que definirá cuál será la nueva estructura de precios, es posible que en promedio, los usuarios de gas natural, comiencen a abonar entre $133 y $1.168 en función del consumo que realicen, lo que significaría un 200% de aumento, en promedio, la mitad de lo que el gobierno había propuesto al principio.

Víctor Bronstein, Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys) se refirió a los dichos del titular de la cartera energética nacional. Manifestó al respecto que como aún no se ha llevado adelante la audiencia pública para definir las tarifas, «todavía no se sabe» si el aumento será en promedio de 200%. En este sentido dio a entender que los datos aportados por el ministro son sólo estimaciones.

«Eso es lo que todavía no se sabe (por el monto final del aumento) y por eso es importante la audiencia. Se había empezado con aumentos mucho mayores, después se puso el tope de 400% y después de 200%» postuló indicando que todavía pueden surgir más cambios.

Sobre estas modificaciones que se fueron produciendo analizó que las transformaciones que se fueron produciendo en los valores de los topes «demuestra que hubo un reconocimiento de las cosas se habían hecho mal».

Criticó en la misma línea que «Si bien había que hacer una recomposición tarifaria, por que los valores habían quedado muy retrasados con respecto a los precios relativos de la economía, habría que haberlo hecho bien».

Original: http://www.eldia.com/el-pais/audio-todavia-falta-la-audiencia-dijo-bronstein-sobre-los-calculos-de-aranguren-163376

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Estudian aumentar la producción de crudo con CO2

«Estamos investigando muy fuerte, y con buenas expectativas para la recuperación asistida, la utilización de dióxido de carbono», reveló Eleonora Erdmann, directora de la carrera de ingeniería en petróleo del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), quién reafirmó el vínculo de la institución educativa con el sector productivo.

En diálogo con Télam, Erdmann explicó que «hay trabajos avanzados en asociación con distintas empresas del sector petrolero, sobre todo en diferentes yacimientos en la provincia de Neuquén» que prefirió no identificarlas para preservar la confidencialidad de las investigaciones.

Erdmann valoró el uso de CO2 ya que «es el segundo método de recuperación terciaria más utilizado en el mundo y se espera un rápido crecimiento de su aplicación impulsado -sobre todo- por su potencial de reducción de emisiones».

Usualmente, los proyectos de recuperación asistida de petróleo por medio de CO2 se ponen en marcha en yacimientos maduros.

Este elemento se utiliza como solvente de petróleo y, luego de algún proceso, logra reducir su viscosidad para producir el crudo residual en el reservorio.

En términos técnicos, estos proyectos permiten revivir la producción de los yacimientos por décadas mientras capturan geológicamente varias miles de toneladas de dióxido de carbono, logrando así producir petróleo CO2-neutro en caso de provenir de fuentes antropogénicas.

En los últimos años, el ITBA se asoció con diferentes empresas del sector productivo y del área de servicios para avanzar en trabajos de investigación y transferencia de conocimientos, con impacto directo para el crecimiento y desarrollo en el país.

En ese marco se inscriben acuerdos con Acindar, Panamerican Energy, Endesa, Siderar y Toyota, entre otras, con quienes se avanzó en investigación y soluciones tecnológicas para la industria y el análisis de distintos proyectos de inversión.

Marcelo Crotti, vicepresidente de Inlab, una empresa internacional con sede en Argentina que estudia la ingeniería de los reservorios, sostuvo que «la Inyección de CO2 ofrece opciones complementarias a las otras metodologías de recuperación, por lo cual resulta una tecnología con mucho futuro»

«En Argentina se hicieron algunos estudios por los años ’80 y ’90, pero recién ahora están tomando nuevamente relevancia», declaró a Télam.

«Por medio de las diferentes técnicas de recuperación, que incluye el CO2, se espera obtener al menos, volúmenes de petróleo similares a los que se consiguen por inyección de agua, que se conoce regularmente como recuperación secundaria», agregó.

Lo real y concreto es que casi un siglo de explotación petrolera en la Argentina, muestra con claridad que los campos hidrocarburíferos son maduros, situación que obliga a instrumentar métodos novedosos, probar con otras tecnologías y diseñar nuevos parámetros de trabajo para incrementar la producción.

En tanto, Víctor Bronstein, director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Cepys), sostuvo que el uso de CO2 «está en una etapa experimental» y señaló que» el estándar actual sigue siendo la recuperación secundaria con agua, o terciaria con polímeros».

Recordó que en la Argentina se registró, a mediados de los ´90, una experiencia de la utilización de dióxido de carbono en el yacimiento Llancanelo, en sur de la provincia de Mendoza, por aquellos años a cargo de la compañía petrolera Roch.

Desde esa empresa confirmaron a Télam el uso de CO2 en Llancanelo y revelaron que «es muy bueno como sistema, pero caro. Sólo sería posible y conveniente en yacimientos que -por cuestiones geológicas- tuvieran acumulación de dióxido de carbono».

En tanto, en YPF ponderaron el uso de CO2 como complemento de la recuperación secundaria y terciaria, aunque consignaron que «es un método caro ya que exige el uso de una planta de aminas, que deje limpio el dióxido de carbono y permita inyectarlo por medio de un compresor de alta presión».

«También se puede extraer de algún reservorio que tenga disponibilidad de CO2, aunque la mayoría viene mezclado con gas. La separación encarece la operación», detallaron.

La directora de la carrera de Ingeniería en Petróleo del ITBA refutó esa visión sobre los costos y aseguró que «aunque cuenta con varios desafíos técnicos, la recuperación asistida con CO2 como método de secuestro de carbono demostró ser técnica y económicamente viable en distintos proyectos alrededor del mundo».

Sin minimizar los trabajos y las alternativas en el desarrollo de energías alternativas, la experta del ITBA aseguró que «en el mundo, hay gas y petróleo por mucho tiempo más».

Original: http://www.diariojornada.com.ar/noticias/noticia.aspx?id=167766&s=ciencia&t=Estudian_aumentar_la_produccion_de_crudo_con_CO2

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Crece la concentración en manos locales del mercado del downstream

Históricamente, la elaboración y comercialización al público en nuestro país estuvo acaparada por pocos jugadores. YPF, a poco de su fundación se transformó en líder, rol que todavía ocupa en la actualidad, sin riesgo de perderlo. A pesar de las expectativas de aumentar la oferta, poco cambió en la década del 90, cuando se desreguló la actividad.

Lo que varió respecto de épocas anteriores es el origen de los capitales de las firmas que forman parte: el Grupo Bridas, origen chino y nacional, se quedó con las operaciones de la estadounidense Exxon Mobil, el Grupo Indalo, del patagónico Cristóbal López, hizo lo propio con parte del paquete de Petrobras; y recientemente Pampa Energía compró lo que quedaba de la brasileña.

Víctor Bronstein, Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys) explica que en estas condiciones “no hay competencia por precio”, al punto que sólo Shell se desmarca en los surtidores en la búsqueda de posicionar sus productos como los de mayor calidad.

El control integral de toda la cadena de producción – hidrocarburos, elaboración de combustibles y venta al público – asegura que “es una tendencia a global”, dado que ya no resulta de interés apostar en la construcción de refinerías. Las inversiones que llegaron en los últimos tiempos se destinaron a centros de distribución y acopio, en parte, para trabajar con productos importados.

¿Por qué no llegan más players? Bronstein analiza que “la estructura económica de la Argentina” funciona en forma oligopólica. Cuenta que en Perú, pese a tener similar cantidad de habitantes, existen numerosas banderas. “No son conocidas y la gente está acostumbrada a cargar, en cambio en Argentina cuesta, hay hasta una cuestión cultural”, planteó.

Pone como ejemplos las cadenas de supermercados, la industria láctea o de alimentos. Para Bronstein quizás también influyan las condiciones de “los sistemas de almacenaje y el transporte”, entre otras aristas propias del rubro.

Como aspecto que desalienta inversiones, mencionó la prohibición del auto-servicio en las estaciones de servicio. “Es una manera de abaratar los costos”, sostiene, aunque aclara que impedirlo es “una herramienta para defender el trabajo”.

Original: http://www.surtidores.com.ar/crece-la-concentracion-e-integracion-vertical-en-manos-locales-del-mercado-del-downstream/

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Víctor Bronstein: “La energía es un derecho social, no está mal el subsidio”

Los topes tarifarios dispuestos por el Gobierno y la disputa judicial en torno al aumento del gas seguirán como uno de los principales temas en la agenda de política económica de los próximos meses. Especialistas como Víctor Bronstein, director del Instituto del Petróleo y el Gas de la Facultad de Ingeniería de la UBA, dicen lo suyo: «Había que adecuar las tarifas después de tantos años de congelamiento, pero el gobierno hizo todo mal y dio un salto al vacío».

Por lo tanto, consideró que deberían barajar y dar de nuevo: «Hay que analizar muy bien cómo impactan los distintos aspectos de la tarifa en la factura y definir qué es lo que se quiere hacer».

Víctor Bronstein: “No hay una relación lineal entre la tarifa y el nivel de producción de energía”.
El ingeniero consideró que las audiencias públicas son imprescindibles para discutir la tarifa. Entre otras cosas porque allí puede quedar más claro cuál es el verdadero costo de la energía.

Además, consideró razonable que se busque pasar de un esquema de subsidio a la oferta por otro que apunte directamente a la demanda, pero con salvedades: «El otro esquema era injusto porque se subsidaba a mucha gente que no lo necesitaba. Pero ahora tampoco es fácil determinar quiénes realmente precisan de la ayuda del Estado, porque teatros o clubes de barrio habían quedado afuera».

-¿Cree que deberían eliminarse la mayor parte de los subsidios energéticos?

-La energía es un derecho social, por lo tanto no tengo sustituto. No es como una gaseosa, que si no tengo plata tomo agua. La política de subsidio está relacionada con la planificación energética. Alemania promociona las energías renovables. Son 60.000 millones de euros anuales, así que también es algo que hacen las potencias. Tampoco está claro que nosotros tengamos que subsidiar ese tipo de energías como hacen en el primer mundo, porque tal vez es necesario utilizar esos recursos para hacer hospitales o rutas.

-El Gobierno justifica los aumentos tarifarios en la necesidad de incentivar la producción de gas. ¿Qué opina?

-No hay una relación lineal. El tema de la caída de la producción no es sólo por falta de incentivos económicos, también depende de la situación geológica. En el Mar del Norte cayó por un tema geológico y ahí no tienen los problemas de acá. En la Argentina la reducción de 25% en la producción está vinculado por ejemplo con Loma de La Lata, un yacimiento que está en declinación.

“El tema de la caída de la producción no es sólo por falta de incentivos económicos, también depende de la situación geológica”
«A juzgar por los resultados algo se hizo mal. La readecuación tarifaria había que hacerla, los precios estaban muy retrasados. Uno puede entender por qué había empezado esta política de congelamiento de las tarifas. Estaban dolarizadas y hubo una ley de emergencia económica que rompió el contrato con la sociedad. A partir de ahí, Néstor Kirchner decidió una política de energía barata para dinamizar el mercado interno. En ese momento era una medida comprensible para poner en marcha la economía que había colapsado. Pero luego tendrían que alinear la economía con el resto de los precios».

Pero más allá de las críticas por lo que está realizando el gobierno en materia energética, Bronstein también marca gruesos errores de la anterior gestión. «La política de congelamiento tarifario pudo tener sentido en los primeros años, pero debería haberse corregido a partir de 2008 ó 2009, cuando empezó a generar un aumento del déficit fiscal por los subsidios y mayor presión sobre la balanza de pagos por la necesidad de usar dólares para aumentar las importaciones de energía».

Original: http://www.infobae.com/economia/2016/07/18/victor-bronstein-la-energia-es-un-derecho-social-no-esta-mal-el-subsidio/

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Creció la tarifa social junto con el aumento de tarifas

VERDADERO

«Hoy hay una gran cantidad, 1,5 millones de hogares, que tienen acceso a la tarifa social, que son normalmente aquellos que tienen un nivel de consumo bajo», sostuvo el ministro de Energía y Minería de la Nación, Juan José Aranguren, durante su participación en el programa Los Leucos de TN el martes pasado. «Antes solamente [se] cubría como exceptuados a 275 mil hogares», destacó.

La modificación del cuadro tarifario de gas a partir de abril último también incluyó la denominada «Tarifa social federal», por la que los beneficiarios de programas sociales, jubilados o pensionados que cobren menos de dos veces la jubilación mínima o trabajadores que cobren menos de dos salarios mínimos, entre otros, tienen cubierto el ciento por ciento del consumo de gas y solo abonan los costos fijos.

Hoy están alcanzados 1.550.000 hogares, de acuerdo con los datos oficiales que cita el ministro Aranguren en la Resolución 129/2016.

En el mismo sentido, el encargado de prensa de la distribuidora de gas Camuzzi, Rodrigo Espinosa, se refirió a la aceptación de la tarifa social y señaló que, por ejemplo, en la localidad bonaerense de San Miguel del Monte el 31% de la población accede al beneficio.

Antes del incremento, no existía una tarifa social que cubriera todo el costo del gas, sino un registro de personas exceptuadas de recibir el aumento en el precio del gas, que se dispuso tras la quita de parte de los subsidios que realizó en 2014 el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, con subas que fueron del 400 al 900%, de acuerdo con el segmento de consumo.

Estaban incluidos quienes tuvieran ingresos menores a un salario mínimo y beneficiarios de planes sociales, entre otros sectores, y, según los datos oficiales, había 270.000 inscriptos.

«Tiene sentido que aumente el número de beneficiarios de un subsidio destinado a cierto segmento de la población con más dificultades económicas, como es la tarifa social, porque antes la tarifa plena era más accesible y al subir su precio también crece la población que no puede pagar el servicio», sostuvo Paloma Bokser, vicepresidenta del Centro de Educación al Consumidor (CEC). Hay que recordar que en ambos casos el acceso al régimen especial no es automático sino que necesita que el usuario realice un trámite.

«Antes, la energía tenía valores muy bajos porque el subsidio del Gobierno iba a la oferta de gas (a las empresas), lo que lo hacía muy barato para todos los consumidores, y pocos pedían acceder a una tarifa diferente», destacó Víctor Bronstein, director del Instituto del Gas y Petróleo de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA). «Ahora, en cambio, Aranguren decidió subsidiar a la demanda (parte de los usuarios)», concluyó. Las aclaraciones del ministro surgen en medio de un fuerte cuestionamiento de la ciudadanía hacia el gobierno de Mauricio Macri por los aumentos en las tarifas de gas y otros servicios.

Informe de Ariel Riera

Original: http://www.lanacion.com.ar/1919501-crecio-la-tarifa-social-junto-con-el-aumento-de-tarifas

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El fallo antitarifazo ¿rige o no?

Volvió a hablar el Presidente Mauricio Macri sobre la necesidad de ahorrar energía y Alfonso Prat Gay dio una conferencia luego de las repercusiones que tuvo el tarifazo.
Hablamos del tema con Leopoldo Schiffrin, juez de la Cámara Federal de La Plata que dio el fallo antitarifazo, para saber si rige o no rige la nueva tarifa que anunció el gobierno; y debatimos el tema con Waldo Wolff (Diputado nacional por el PRO), Victor Bronstein, Director del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad y Hernán Albisu (Senador Frente Renovador).

Emitido el 12-07-16 por la Televisión Pública Argentina

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