INVERSIONES
Gesti�n T�cnica Operativa
El a�o 1994 fue especialmente activo para la Gerencia T�cnica Operativa.
Por una parte, estuvo abocada al desarrollo de todos los proyectos inherentes a
la extensi�n de las redes de distribuci�n, como la implantaci�n de un sistema
de comunicaci�n para� interconectar a
todas las unidades m�viles de la Empresa, la extensi�n de la protecci�n
cat�dica de la red, la elaboraci�n de los manuales de construcci�n y la
conclusi�n del proyecto SCADA, consistente en un sistema de telecontrol y
telemedici�n de gasoducto&.
Por otra parte, corresponde destacar
que la Gerencia T�cnica Operativa, trabaj� principalmente en tareas destinadas
a extender las instalaciones, sustituir redes, renovar servicios, detectar
fugas y hacer las reparaciones correspondientes, verificar el estado de la
protecci�n cat�dica y� las c�maras de
reducci�n y regulaci�n del gas.
Asimismo, se efectuaron todas las
intervenciones requeridas por la Licencia, tanto en t�rminos econ�micos, es
decir, dando
cumplimiento a las inversiones obligatorias,
como en lo referido a aspectos cualitativos y cuantitativos, alcanzando durante
el Ejercicio un nivel global de inversiones de $ 8.694.918.
Entre las principales inversiones se
destacan:
. la
incorporaci�n de aproximadamente
. la
sustituci�n de
. el
relevamiento preventivo de
. la realizaci�n
de intervenciones de mantenimiento programado y no programado en las c�maras de
regulaci�n, medici�n y reducci�n del gas.
Por otra parte, cabe se�alar la
importancia de las actividades destinadas a la protecci�n cat�dica con el
objetivo de evitar que las tuber�as puedan verse afectadas por la corrosi�n. En
tal sentido, se efectuaron 140.000 intervenciones consistentes en la
verificaci�n de las cuplas aislantes, proceder a su
reparaci�n y sustituci�n y en la puesta en marcha de 10 nuevos equipos rectificadores,
con lo que la Empresa ha logrado tener m�s del 75 %de las instalaciones bajo
protecci�n cat�dica.
Gesti�n de Planeamiento, Organizaci�n y Control de Gesti�n
Prosiguiendo con la actividad
iniciada en 1993, se pusieron en marcha durante el a�o todas aquellas
iniciativas destinadas a mejorar la programaci�n de las actividades de la
Empresa a corto y mediano plazo. Esto nos ha posibilitado comenzar a disponer
de adecuados instrumentos de programaci�n y de informaci�n mensual, tanto para
la gesti�n t�cnica como para la econ�mica, lo que nos permite durante el a�o,
efectuar las correcciones necesarias para el logro de los objetivos
programados.
Simult�neamente, durante el
Ejercicio, la Gerencia de Planeamiento, Organizaci�n y Control trabaj� en la
definici�n de todos los procedimientos internos de la Empresa, para lo que
cont� con el asesoramiento de una consultora externa, Fueron examinados todos
los temas caracter�sticos de la gesti�n empresaria, a fin de contar con
metodolog�as claras, para lo que se trabaj� en la elaboraci�n y en la
implementaci�n de procedimientos para todos los procesos claves de la Empresa.
Durante 1994 se realiz� el estudio
de 18 procedimientos en total, entre los que podemos mencionar como los m�s
significativos los correspondientes a: Lectura de Medidores, Facturaci�n y
Cobranzas, Gesti�n de Compras, Despacho de Gas e Intervenci�n en Emergencias.
Corresponde resaltar que fue notable
el apoyo y el inter�s brindado por el personal de todas las gerencias en las
tareas de estudio y desarrollo de los procedimientos, actividad �sta que se vio
enriquecida por la metodolog�a de trabajo elegida, que consisti� en la
formaci�n de grupos inter funcionales.
Gesti�n de Relaciones Industriales e Institucionales
En materia de Relaciones
Industriales, se dio comienzo a la implementaci�n de un sistema de
Administraci�n de Remuneraciones, que permitir� establecer una equidad interna
entre los diferentes puestos y una adecuada estructura organizativa de la
Empresa. Dentro de esta actividad, se estableci� una pol�tica de salarios,
contemplando la competitividad de nuestras remuneraciones y beneficios en
relaci�n al mercado laboral de nuestro sector.
Esto contribuy� a establecer los
perfiles requeridos para los puestos y proyectar la planificaci�n de carrera,
con objetivos espec�ficos y estrat�gicos a trav�s de programas de capacitaci�n.
A lo largo de 1.994 se concretaron distintos cursos y seminarios de
capacitaci�n entre los que podemos mencionar los de: Direcci�n y Gerenciales,
Atenci�n al cliente ( para niveles medios), Calidad
Centrada en el Cliente (para directores, gerentes y jefes de primera l�nea),
Computaci�n, C�maras Reguladoras y Reguladores, B�squeda Programada de Fugas,
Verificaci�n de Redes y Sistemas de Distribuci�n y el de Protecci�n Cat�dica
(estos tres �ltimos dictados por t�cnicos de ITALGAS S.p.A)
En materia de Higiene y Seguridad se
consensu� un programa de actividades de prevenci�n e informaci�n, extensivo a
entidades p�blicas y se llevaron a cabo ex�menes peri�dicos obligatorios para
todo el personal.
La estrategia
De acuerdo con los objetivos para
este ejercicio 1996, la estrategia
se ha caracterizado por el acento en el desarrollo y ejecuci�n de distintas iniciativas
destinadas a lograr mejoras en la gesti�n interna y externa, cuya continuidad
constituye uno de los requisitos b�sicos para seguir avanzando en ese proceso
de transformaci�n que inici�ramos hace cuatro a�os.
A trav�s del programa de Calidad Centrada
en el Cliente se ha logrado un punto de convergencia que a los fines
estrat�gicos cun1ple con los tres lineamientos b�sicos que sustentan nuestro
plan de acci�n: el crecimiento, la calidad de servicio y el desarrollo de
recursos humanos. Como consecuencia, el nivel de comunicaci�n y la calidad del
contacto con los clientes y con la comunidad en general se ir�n consolidando
con presencia y caracter�sticas propias. A la vez, la propuesta de servicios y
facilidades a trav�s de los planes comerciales para los distintos segmentos va
fortaleciendo el posicionamiento de Distribuidora de Gas Cuyana S.A. entre los
operadores del sector.
Asimismo, para sustentar desde el
punto de vista t�cnico y operativo los objetivos de crecimiento y acercamiento al
cliente, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. mantiene una pol�tica de inversiones
sostenida que, combinada con los programas de capacitaci�n, nos permite avanzar
en el perfeccionamiento de la prestaci�n de nuestro servicio.
Este proceso requiere una evaluaci�n
constante de los resultados, de all� que nuestra pol�tica de gesti�n ponga
especial �nfasis en el logro de los objetivos fijados para las distintas �reas.
La estrategia
Atenta la realidad del entorno,
Distribuidora de Gas Cuyana SA., respondi� a los signos de la econom�a
en general y su mercado en particular con las acciones necesarias para mantener
la estrategia de la Compa��a ajustada a sus objetivos de corto y mediano plazo.
En ese sentido en 1997, adem�s del cumplimiento de los
planes en materia de consolidaci�n de los est�ndares operativos de seguridad,
de mejora continua en el nivel de servicio y la vigencia del proceso de
optimizaci�n integral de gesti�n, se particip� intensamente en el proceso de
Revisi�n Quinquenal de Tarifas (RQT), un tema sensible para todos los
operadores del sector.
Confirmando el cumplimiento de sus
fines estrat�gicos, el programa de Calidad Centrada en el Cliente concluye el
a�o con el logro de objetivos importantes como la construcci�n del gasoducto
Paralelo Quintana-Mendoza Sur y La Dormida-Santa Rosa, y el ingreso en las
fases finales de un esfuerzo significativo para la empresa, el nuevo sistema
inform�tico comercial denominado Ori�n, una herramienta
valiosa que, al entrar en operaci�n,
permitir� multiplicar las posibilidades de resoluci�n r�pida y satisfactoria de
las necesidades de nuestros clientes.
A su vez, en funci�n de los
lineamientos b�sicos de nuestro plan de acci�n, se consolida en los hechos
nuestro compromiso con la comunidad en materia de seguridad y medio ambiente.
Lo demuestra, por un lado, la incorporaci�n de tecnolog�a que significa la
digitalizaci�n de planos y el sistema SCADA, que optimiza la acci�n preventiva
de nuestra �rea t�cnica y, por el otro, la labor de concientizaci�n con los
clientes, trabajadores del sector y contratistas.
En esta materia fue intenso el
trabajo con la comunidad: se implement� una campa�a formativa a trav�s de
medios de difusi�n masiva y de un plan de comunicaci�n directa con los clientes
con el objeto de promover el comportamiento seguro al emplear el gas natural.
En
cuanto al cuidado ambiental, las
modificaciones iniciadas en 1997 en nuestras estaciones reguladoras, con la
sustituci�n de las v�lvulas de venteo tradicionales y la incorporaci�n de un
procedimiento m�s seguro de odorizaci�n.
Tal como adelant�ramos la RQT fue un
proceso complejo en el que se tomaron en cuenta, adem�s del factor X que valora
la eficiencia y el factor K que pondera las nuevas inversiones, otros elementos
como los costos incrementales por gas retenido, por la variaci�n en la
composici�n de la capacidad de transporte y la aplicaci�n de nuevas tasas y
cargos a servicios prestados por la Distribuidora. El resultado de esta
revisi�n no modifica los planes estrat�gicos de la compa��a .
El servicio
El acento en la pol�tica de gesti�n
por objetivos se ha integrado a la filosof�a de Distribuidora de Gas Cuyana
S.A. La evaluaci�n constante de los resultados ha permitido verificar nuestro
progreso en el perfeccionamiento de los distintos aspectos que hacen a la
prestaci�n de nuestro servicio.
Se ha cumplido �ntegramente con el
programa de inversiones obligatorias para 1997, entre ellas, las proyectadas
para los trabajos de reemplazo de ca�er�as, montaje y puesta en marcha de
nuevas plantas reguladoras y para el sistema SCADA de telemedici�n de
gasoductos. Este sistema permite supervisar la distribuci�n de gas por medio de
Unidades Terminales Remotas que miden, entre otras variables, el caudal, la
presi�n, la temperatura y trasmiten esa informaci�n al Centro de
telesupervisi�n en Ecogas para procesarla y tomar las medidas relativas al
despacho de gas.
En cuanto al sistema de
distribuci�n, durante 1997 se agregaron aproximadamente
La eficiencia y calidad de servicio
a la que apuntamos no se limita a la mejora de nuestras prestaciones, tambi�n
nos exige trabajar en ese sentido con nuestros proveedores. Continuamos con
nuestra pol�tica de diversificaci�n en la compra de gas efectuando� operaciones con diversos productores. A fin
de optimizar el uso de la capacidad contratada y atender los picos de demanda,
se renovaron los contratos de asistencia y complementaci�n con otras
distribuidoras. Se formul� una oferta irrevocable de contrataci�n de servicio
de transporte en firme a partir del mes de enero de 1998.
Tambi�n los procesos de gesti�n
constituyen otro de los aspectos que hacen a la calidad de servicio y que
benefician tanto al cliente interno como al externo. El trabajo constante en la
consolidaci�n progresiva de nuestra plataforma inform�tica y sus aplicaciones
pone de manifiesto, una vez m�s, que el objetivo final de excelencia de nuestro
programa de Calidad Centrada en el Cliente es agregar valor a la cadena de
servicio en todos los aspectos de nuestra gesti�n.
La estrategia
Fiel a las mismas pautas centrales
que han caracterizado su accionar en estos a�os, Distribuidora de Gas Cuyana
S.A. ha buscado el cumplimiento de sus objetivos de corto y mediano plazo, sin
descuidar la realidad del entorno y ajust�ndose permanentemente a los
condicionantes que la econom�a en general y su mercado en particular imponen.
As�, en 1998, adem�s de concretar los programas previstos en materia de
mejora continua en el nivel de servicio, su calidad y seguridad, procurando
realimentar permanentemente el proceso de optimizaci�n integral de gesti�n, se
realiz� un significativo esfuerzo humano y de recursos materiales para cumplir
acabadamente con la etapa inicial del plan de inversiones para el per�odo
1998-2002 aprobado por el ENARGAS, dentro del esquema del factor K resultante
de la primer Revisi�n Quinquenal de Tarifas (RQT).
Todo ello, sin descuidar la
ejecuci�n del programa anual de inversiones destinado a mantener las
operaciones de distribuci�n de gas en los est�ndares internacionales de
seguridad y control y la expansi�n del accionar t�cnico-comercial en nuevas
localidades del �rea de distribuci�n.
Tal como se anticipara, el resultado
de la primer RQT, dominante en el ejercicio pasado, adquiri� plena vigencia a partir
del 1� de enero de 1998. Entre las iniciativas m�s importantes encaradas por la
Sociedad relacionadas directamente con este proceso, est�n las obras que
corresponden a la construcci�n del ramal de alimentaci�n Qu�ntana-Mendoza
Norte y el cuarto ramal de la planta reguladora en
Mendoza Sur, ramal y planta
reguladora en Godoy Cruz y ramal y planta reguladora en Rawson-
San Juan.
En materia de seguridad y medio
ambiente hemos continuado con nuestro plan de concientizaci�n, esta vez,
subrayando las ventajas competitivas del gas como combustible. Continuamos en
este a�o con el Programa ECOGAS de Formaci�n Ecol�gica para escuelas primarias,
que sigue cumpliendo con �xito su funci�n educativa en materia de ecolog�a y
medio ambiente.
El servicio
Durante este s�ptimo ejercicio
(1998) se han efectuado inversiones por aproximadamente $ 16.100.000
completando el desarrollo del programa elaborado para todo el a�o, que incluy�
las inversiones pautadas con el ENARGAS por el factor K, la construcci�n de
nuevas redes y gasoductos, la realizaci�n de trabajos de reemplazo de ca�er�as,
de montaje y puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras, la colocaci�n de
nuevos medidores industriales y dom�sticos, la mejora continua en materia de
comunicaciones y en el sistema de telemedici�n de gasoductos (SCADA), la
adquisici�n de rodados y el desarrollo de nuevos procedimientos y sistemas.
En cuanto al sistema de
distribuci�n, los datos f�sicos nos muestran que durante 1998 se agregaron
Las estaciones de gas natural
comprimido (GNC) conectadas a nuestro sistema de distribuci�n han tenido un
importante incremento en el ejercicio, lo que confirm� la tendencia sostenida
de crecimiento de los �ltimos a�os. Las actuales 55 estaciones, nos permiten
ser optimistas sobre este mercado que se encuentra estrechamente vinculado al
desarrollo de pol�ticas de medio ambiente y configura un
importante rengl�n de actividad para la
Sociedad. En relaci�n con ello, antes de finalizar el a�o se completaron los
recorridos anuales de control y verificaci�n programados para estos clientes.
Continuamos con nuestra pol�tica de
diversificaci�n en materia de compra de gas efectuando operaciones con diferentes
productores de la cuenca neuquina. En mayo de 1998 tomaron plena vigencia
operativa los convenios de ampliaci�n de capacidad firmados con Transportadora
de Gas del Norte S.A. en octubre de 1997.
Se llev� a cabo el programa anual de
capacitaci�n para todos los niveles de la estructura, especialmente dise�ado en
funci�n de las necesidades detectadas y abarcando, entre otros, aspectos de
formaci�n gerencial, t�cnica y sobre t�picos espec�ficos.
En octubre se concret� la renovaci�n
del Convenio Colectivo de Trabajo con la homologaci�n del Ministerio de Trabajo
y Seguridad Social de la Naci�n, por el t�rmino de tres a�os con vencimiento el
30 de septiembre del2001.
Las inversiones realizadas en 2002 por la Sociedad se orientaron a
mantener los est�ndares de seguridad alcanzados, preservando la calidad del
servicio. En tal contexto, no fue posible continuar con !as
obras de expansi�n previstas originalmente y es innegable, que el proceso
general que vive la econom�a, en el que se consumieron stocks y se afect�
progresivamente el acceso a nueva tecnolog�a, tiene impacto tambi�n en la
Sociedad.
Adicionalmente, en el marco de la
cr�tica situaci�n se�alada, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)
suspendi� el tr�mite de la segunda Revisi�n Quinquenal de Tarifas (RQTII) que
se encontraba en curso, pues consider� que" ... atento el dictado de la
Ley N� 25.561 y su incidencia en el proceso de
revisi�n tarifar�a en curso ... por imperio de mencionada Ley, deben darse por
suspendidos los plazos del citado procedimiento, hasta tanto se cuente con el
resultado del proceso de renegociaci�n ... " (cfr.
Nota ENRG N� 575, 08/02/02). Esto por cuanto, como el
mismo ENARGAS indic�, " ... las medidas recientemente dictadas por el
Gobierno Nacional dificultaban una fundada elaboraci�n de proyecciones para el
quinquenio 2003-2008, raz�n por la cual se decid�a prorrogar la presentaci�n
relativa a la Proyecci�n de Gastos a incluir en el Caso Base, hasta nuevo aviso
... " (cfr Nota ENRG N�
0498 04/02/02).
En ese sentido y pese a las
circunstancias apuntadas, se continu� con las actividades requeridas para
completar la informaci�n que demandaba la RQT 11. Se focalizaron las acciones
en la capacitaci�n del personal para atender la nueva problem�tica de la
realidad econ�mica, en realizar reestructuraciones conforme a las nuevas
necesidades sin afectar la fuente laboral, en continuar con las inversiones
prioritarias superando las restricciones financieras y la incertidumbre
generalizada, dando mayor valor en cada sector y en cada actividad, a los
procesos de calidad y seguridad desarrollados, sin desatender los lazos con la
comunidad y la conservaci�n del medio ambiente.
El servicio
En el transcurso del ejercicio 2002,
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. debi� sortear una serie de vicisitudes
provocadas por las crisis de las econom�as nacional y regional, que tuvieron
consecuencias ineludibles en las empresas, entidades y hogares de todos los
rincones, as� como tambi�n, debi� superar las dificultades particulares,
propias, de la industria del gas, provocadas principalmente por la sanci�n de
la Ley de Emergencia, que implic� para la Sociedad un cambio sustancial en los
t�rminos de su relaci�n con el Estado Nacional y sus clientes, alter�ndose
elementos esenciales de la Licencia de distribuci�n.
No obstante la dif�cil coyuntura, y
producto principalmente del impulso residual de las inversiones f�sicas
comprometidas por la Sociedad en el 2001 y de las acciones tomadas para
morigerar los efectos de la crisis, se registr� un crecimiento neto en la
expansi�n del sistema de distribuci�n de
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio representaron aproximadamente $ 3,7 millones, monto sensiblemente
inferior al previsto ejecutar, que debi� acotarse como consecuencia de los
eventos producidos en la econom�a del pa�s que ya fueron expuestos. A pesar de
las restricciones, y con el objetivo de garantizar el normal y seguro
abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se cumplieron
los programas de renovaci�n de redes, gasoductos y c�maras de regulaci�n, de
trabajos en los sistemas de odorizaci�n y en los de protecci�n cat�dica, de
expansi�n de medidores industriales, de colocaci�n de nuevos medidores
dom�sticos, como as� tambi�n de otras inversiones menores, todas ellas sujetas
a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de austeridad en la
aplicaci�n de recursos, privilegiando la seguridad y control del sistema de
distribuci�n.
En el conjunto de las principales
actividades de operaci�n se destaca la finalizaci�n del programa de b�squedas y
reparaci�n de fugas previsto para el ejercicio, por el que se relevaron
aproximadamente
La incertidumbre econ�mica
generalizada y la imposibilidad de acceso al cr�dito, modificaron
sustancialmente las perspectivas de los planes de saturaci�n de redes. Esta
misma coyuntura provoc� la suspensi�n de gran parte de las obras de extensi�n y
expansi�n de redes programadas, complicando seriamente la ejecuci�n de los
proyectos iniciados en el a�o anterior.
Con relaci�n a la subzona Malarg�e, se continu� operando con normalidad la planta de
inyecci�n de propano diluido para la sustituci�n de vol�menes de gas natural
por mezcla de propano diluido, como soluci�n al problema de la creciente
declinaci�n de los pozos productores de gas que abastecen a la localidad de Malarg�e. Durante el mes de junio se llev� a cabo la
conversi�n a Gas Licuado de Petr�leo (GLP) de las industrias de esta ciudad,
que se sumaron a los 1.300 clientes residenciales que ya contaban con ese
abastecimiento. Posteriormente, se concret� el proceso de conversi�n de 600
clientes residenciales m�s. Por otra parte, el Gobierno y los productores de
GLP acordaron un l�mite al precio de este combustible para las distribuidoras,
por el per�odo mayo-setiembre.
El sector de detecci�n de il�citos
fue reestructurado durante el ejercicio dot�ndolo de mayores recursos como
consecuencia del registro de un crecimiento importante de il�citos comprobados
y desactivados, con respecto a iguales meses de a�os anteriores. Tambi�n,
dentro del proceso de mejora continua, el Centro de Atenci�n Telef�nica (CAT)
implement� un nuevo servicio de atenci�n al cliente con la habilitaci�n de una
direcci�n de correo electr�nico que permite acceder al CAT obteniendo respuesta
por esa misma v�a.
Con respecto a las compras de gas se
tomaron los recaudos pertinentes para el reconocimiento de situaciones derivadas
de ca�das en la demanda muy acentuadas en los tres primeros meses del a�o, al
efecto de evitar o mitigar sus consecuencias.
En las previsiones realizadas se
mantuvo la capacidad de transporte contratada, y se renovaron los acuerdos de
asistencia y complementaci�n con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y otra
distribuidora, con el prop�sito de optimizar el uso de la capacidad de
transporte contratada y atender los picos de demanda estad�sticamente
esperables.
Producto de la crisis por la que atraviesa
la econom�a, se acentu� la disminuci�n de consumos de los grandes clientes,
particularmente en los sectores de generaci�n de energ�a. No obstante, algunas
industrias incrementaron sus reservas de capacidad en funci�n de sus
expectativas, principalmente respecto del comportamiento de los precios de los
distintos tipos de combustibles alternativos y sustitutos y su disponibilidad
en el mercado. Como dato distintivo, ciertas cementeras
observaron un incremento en el volumen operado respecto del esperado para el
a�o al reorientar su matriz de combustibles hacia el gas natural.
La devaluaci�n de la moneda
convirti� en casi prohibitiva la reposici�n de bienes de tecnolog�a, y llev� a
recibir una fuerte presi�n alcista fundamentalmente de los servicios de
v�nculos, l�neas de comunicaci�n y de las licencias de software, todo lo cual
exigi� de notables esfuerzos de la Sociedad y de sus proveedores para obtener
contraprestaciones razonables adaptadas a las restricciones que sufre la
Sociedad. Se adecuaron los procedimientos y se previeron modificaciones en el
sistema� inform�tico administrativo
adecu�ndolo a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a partir de
los cambios en las reglas econ�micas y las normas profesionales que dispusieron
el ajuste por inflaci�n en los estados contables.
Administrativamente se realiz� un
permanente an�lisis de costos de los insumas, bienes y servicios, y de las
posibles sustituciones, ante el incremento sostenido de sus precios, que afecta
la continuidad de actividades propias y tercerizadas.
La problem�tica de la creciente
generaci�n de bonos estatales, requiri� de ajustes en la operatoria y gestiones
ante el gobierno, proveedores, entidades financieras y organismos de
recaudaci�n impositiva para que tales instrumentos encontraran un modo de ser
canalizados, y permitieran dar respuesta a las necesidades de los clientes ante
esta nueva realidad. Se debieron afectar nuevos recursos f�sicos y humanos en
las �reas financieras y comerciales para hacer frente al notable incremento de
actividades relacionadas con esta realidad.
Se logr� reducir el saldo de la
deuda financiera en moneda extranjera que la Sociedad ten�a a comienzos del
ejercicio, super�ndose las dificultades generadas por la complejidad de las
regulaciones que tuvieron vigencia en el proceso. Si bien el endeudamiento
estaba muy por debajo del m�ximo aceptable para la industria, se privilegi�
disminuir en cuanto fuera posible el impacto de la devaluaci�n generada a
comienzos del ejercicio, concretando acciones de retracci�n del gasto y de las
inversiones sin afectar la calidad y seguridad del servicio.
Con motivo del proceso de
renegociaci�n de contratos, se trabaj� intensamente en la elaboraci�n de la
informaci�n requerida por la Comisi�n de Renegociaci�n creada por el Gobierno
Nacional en el marco de la Ley de Emergencia, la que fue presentada a dicha
autoridad en el tiempo y forma previstos, al igual que las sucesivas
actualizaciones y ampliaciones que fueron requeridas.
Ante las dilaciones producidas para
su resoluci�n, se solicitaron al ENARGAS, al Ministerio de Econom�a de la
Naci�n y a otras �reas de gobierno, urgentes reconocimientos de incrementos de
tarifas tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya que no
solo se dejaron de contemplar los debidos aumentos por el PPI, congelados desde
julio de 1999, y el factor "K", sino que sucesivamente el ENARGAS
aprob� cuadros tarifar�as provisorios que tambi�n suspendieron los ajustes
estacionales desde agosto dejando sin resolver la cuesti�n derivada de la
pesificaci�n de los contratos de gas, originalmente pactados en d�lares.
Oportunamente se efectuaron las apelaciones correspondientes a cada caso.
Los reiterados intentos por parte
del gobierno para viabilizar ajustes de tarifas "a cuenta",
tropezaron inexorablemente con amparos judiciales, que impidieron seg�n las
diferentes situaciones, la celebraci�n de audiencias o la aplicaci�n concreta
de los Decretos de ajustes.
En lo referido al desarrollo de
recursos humanos se realizaron cursos de capacitaci�n principalmente orientados
a aspectos relativos a la gesti�n de operaciones en contextos econ�micos
inflacionarios, brindando herramientas aptas para encarar la problem�tica
generada por la devaluaci�n del peso y las dif�ciles circunstancias actuales de
la econom�a argentina.
Adem�s, se llevaron a cabo programas
t�cnico-operativos, de Management y administraci�n de negocios, y de
especializaci�n profesional. En lo que respecta a la estructura remunerativa
gerencial se mantiene la pol�tica de retribuciones fijas acordes al mercado,
complementada con una bonificaci�n anual sujeta al cumplimiento de objetivos
gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de esta
categor�a. En cuanto al Directorio, es pr�ctica que se reitera a�o tras a�o,
que �nicamente se encuentran retribuidos con honorarios los se�ores directores
que representan al Programa de Propiedad Participada, mientras que los
restantes miembros hasta el presente han renunciado expresamente a su
percepci�n.
Finalmente, las actividades
institucionales abarcaron el desarrollo de campa�as de difusi�n y
concientizaci�n de la poblaci�n de las normas de seguridad sobre el manejo del
gas natural; la realizaci�n de cursos sobre prevenci�n de accidentes que
ocasionan asfixia por mon�xido de carbono y de primeros auxilios.
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio 2003 representaron aproximadamente $9,6 millones, un
153% por encima de las concretadas
en el2002. No obstante las restricciones comentadas, y con el objetivo de
asegurar el normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la
Licencia, se desarroll� el programa anual de inversiones que incluy� el
recambio de servicios; la renovaci�n y potenciamiento de redes; la ampliaci�n
de la planta de regulaci�n y medici�n de San Juan; la ampliaci�n de la planta
de inyecci�n de propano indiluido en Malarg�e; la
construcci�n de un tramo loop en el gasoducto ramal Pantanillo-Mosconi; ampliaciones en los sistemas de protecci�n
cat�dica; y la realizaci�n de otras inversiones menores. Asimismo se finaliz�
el proyecto y se encuentra en proceso de adjudicaci�n una importante obra: la
construcci�n del Tramo 111 del gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas, en
la provincia de Mendoza.
Entre las actividades de operaci�n se
destaca el cumplimiento del programa de b�squeda y reparaci�n de fugas para el
a�o 2003, por el cual se relevaron aproximadamente 1.718 kms.
de redes en zonas de densidad habitacional baja y
2.534 kms. en zonas de alta.
Asimismo, se concret� el mantenimiento previsto de redes, gasoductos y c�maras,
y se llevaron a cabo los recorridos anuales referidos al control programado de
las estaciones de gas natural comprimido ("GNC") sujetas a
verificaci�n (con 390 inspecciones), y a la supervisi�n t�cnica de las instalaciones
y actividades de los Subdistribuidores. El sector de detecci�n de conexiones
irregulares desarroll� una importante gesti�n en la atenci�n de este tipo de
situaciones al efecto de desalentar y penalizar las mismas.
En la subzona Malarg�e
se continu� operando con normalidad la planta de inyecci�n de propano indiluido
para la sustituci�n de vol�menes de gas natural, como soluci�n al problema de
la creciente declinaci�n de los pozos productores de gas que abastecen a la
localidad. Asimismo, mediante la Resoluci�n SE N�
419/2003 se renov� el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de
distribuci�n de gas propano indiluido, ratificado por el Decreto N� 934/2003 de fecha 22 de abril de 2003, por un periodo de
un a�o, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la
Sociedad complementar los vol�menes de gas requeridos con otro proveedor al ser
insuficiente el cupo asignado al proveedor original. Desde octubre de 2003 la
Sociedad comenz� a percibir el subsidio establecido por el Art. 75 de la Ley N� 25.565.
Si bien se observa un notable
crecimiento en la cantidad de clientes cuando se compara el total con el a�o
2002, ello contribuye a incrementar la incertidumbre en cuanto al comportamiento
err�tico de la demanda derivado de situaciones excepcionales e imprevisibles
que se presentan desde comienzos de 2002. Por una parte, el incremento en la
demanda de GNC registrado en los �ltimos meses - del orden del 35% - cuya
evoluci�n futura es dif�cil de prever y que deriva de la forzada distorsi�n de
precios relativos, que lo toma tres y cuatro veces m�s barato que sus
sustitutos. Por otra, el cambio de tendencia del sector residencial que en el
primer semestre de 2002 presentaba una p�rdida neta de clientes, pero que
durante 2003 increment� sensiblemente el pedido de reconexiones y nuevas
conexiones, incentivados sin duda por el incremento en el precio del gas
licuado, que lo hace siete veces m�s caro que el gas natural. Todo ello sumado
a la evoluci�n de la demanda de los distintos sectores industriales, que
encuentran en el gas natural un sustituto cuatro a seis veces m�s barato por
los aumentos acumulados de entre el 100% y el 420% seg�n el combustible de que
se trate.
En este marco, las se�ales y
referencias que se disponen para evaluar potenciales necesidades en el sistema
- sostenibles en el mediano plazo - son por dem�s ambiguas y cambiantes, y dan
cuenta de la incertidumbre mencionada sobre las posibilidades de satisfacer la
demanda futura ante el� estancamiento en
las expansiones en transporte y las anunciadas disminuciones en la� disponibilidad del gas en boca de pozo,
consecuencia de las reducciones en inversiones en yacimientos advertidas por
los proveedores. En ese sentido, frente a versiones de que el Gobierno Nacional
estaba tras la b�squeda de una soluci�n razonable con los productores del pa�s
para los precios de gas en boca de pozo y del GLP en el estado de situaci�n de
emergencia, se solicit� la urgente intervenci�n del ENARGAS, la Secretar�a de
Energ�a y del MECON a los efectos de arbitrar las medidas pertinentes para
asegurar el suministro.
Ante las dificultades apuntadas y
las limitaciones operativas propias del particular dise�o del sistema de
distribuci�n Mendoza-San Juan, se debieron reformular transitoriamente las
pautas para la satisfacci�n de nuevas demandas firmes de gas respecto de las
observadas hasta el presente. As�, se ha definido la postergaci�n temporaria
del otorgamiento de factibilidades para nuevas estaciones de GNC, para clientes
generales "P" con consumos superiores a 100 m3/hora (1000 m3/d�a),
barrios de m�s de 400 clientes, y de ampliaciones de consumo para grandes
usuarios industriales, salvo que los mismos aseguren contar con equipos duales
u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan ser
interrumpibles.
Preventivamente se ha comunicado a
los grandes usuarios con contratos celebrados por venta de gas y transporte que
vencen antes de la temporada invernal de 2004, que los mismos no ser�n
renovados a sus respectivas fechas de vencimiento. No obstante, se han
mantenido reuniones con estos clientes a efectos de evaluar propuestas
alternativas conjuntas a fin de morigerar los efectos para el invierno 2004.
Esta situaci�n ha sido informada al ENARGAS.
Se mantuvo la capacidad de
transporte contratada para el periodo, y se renovaron los acuerdos de
asistencia y comp1ementaci�n con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y otra
distribuidora, a los efectos de optimizar el uso de la capacidad de transporte
contratada y atender los picos de demanda estad�sticamente esperables.
Adicionalmente, y s�lo por un a�o, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte
S.A. una capacidad de 100.000 m3/d�a. Se recibieron solicitudes de ampliaci�n
de capacidad firme de parte de clientes industriales, que en principio no
pudieron ser atendidas, hecho que tambi�n se inform� al ENARGAS.
Se concret� con Distribuidora de Gas
del Centro S.A. un acuerdo de Solo Distribuci�n Firme a partir del1 a de junio
de 2003 y por el plazo remanente de la Licencia, a los efectos de abastecer la
zona de Villa Dolores y Traslasierras, en la
provincia de C�rdoba.
La incertidumbre sobre las
posibilidades de satisfacer la demanda incremental futura, y las dificultades
econ�micas de la poblaci�n y las entidades bancarias modificaron
sustancialmente las perspectivas de los planes de saturaci�n de redes,
dificultando la continuidad del plan Tenga Gas, el cual contemplaba la
financiaci�n para obras de gas con recupero por factura.
La Comisi�n de Renegociaci�n de
Contratos de Obras y Servicios P�blicos (creada por el Gobierno en el marco de
la Ley N" 25.561) emiti� un Informe de la Gesti�n- �rea de Energ�a - al
mes de diciembre de 2002, por el cual esta Licenciataria realiz� y envi� un
resumen de sus principales comentarios.
Se solicit� al ENARGAS, al MECON y a
otras �reas del Gobierno, urgentes incrementos de tarifas tendientes a revertir
los impactos negativos de la coyuntura, ya que no solo se dejaron de contemplar
los debidos ajustes por el �ndice de Precios del Productor- Bienes Industriales
de los Estados Unidos de Norteam�rica ("PPI") y un incremento por el
factor "K", sino que desde de mayo de 2002 en adelante el ENARGAS
sucesivamente aprob� cuadros tarifar�as provisorios, suspendiendo tambi�n los
ajustes estacionales por variaci�n del precio del gas previstos por la Ley W
24.076 y sus decretos reglamentarios. Oportunamente se efectuaron los
recursos correspondientes a cada caso.
En enero 2003 el PEN dispuso
incrementos tarifar�as provisorios mediante dos Decretos de Necesidad y
Urgencia (W 120/2003 y N� 146/2003). No obstante,
ante los amparos concedidos por la Justicia, las Licenciatarias fueron
primeramente notificadas mediante Resoluci�n del ENARGAS de la obligaci�n de
abstenerse de seguir aplicando las tarifas con los incrementos dispuestos y
volver al cuadro tarifario anterior. Posteriormente, mediante Disposici�n del
Directorio del 17/03/03 ENARGAS orden� a las Licenciatarias "proceder a la
devoluci�n en la pr�xima facturaci�n de las diferencias que resultaren, si las
mismas aplicaron aumentos tarifarios que hubieran quedado suspendidos con los
alcances y en los t�rminos de la medida cautelar aludida". La Sociedad ha
procedido conforme estas disposiciones.
Mediante el Decreto N� 311/2003 de fecha 3 de julio de 2003, el PEN cre� la
Unidad de Renegociaci�n y An�lisis de Contratos de Servicios P�blicos ("URACSP"),
en el �mbito de los Ministerios de Econom�a y Producci�n y de Planificaci�n
Federal, Inversi�n P�blica y Servicios, con la misi�n de asesorar y asistir en
el proceso de renegociaci�n de los contratos de obras y servicios p�blicos
dispuesta por la Ley N� 25.561. La URACSP, llamada en
la pr�ctica UNIREN, es la continuadora de la anterior comisi�n, prosiguiendo
los tr�mites que se hallaren en curso. Para ello, el mismo decreto define la
misi�n y caracter�sticas respecto del alcance de su tarea, atribuciones e
instancias.
Con fecha 21 de octubre de 2003 el
PEN promulg� la Ley N� 25.790 por la cual se dispone
extender hasta el 31 de diciembre de 2004 el plazo para la renegociaci�n de los
contratos dispuesta por la Ley de Emergencia; que tal renegociaci�n podr�
abarcar a determinados sectores de servicios p�blicos o a determinadas
contrataciones en particular; que el PEN pueda tomar decisiones sin tos l�mites
que imponen los Marcos Regulatorios respectivos; que las facultades de los
Entes Reguladores en materia de revisiones contractuales, ajustes y
adecuaciones tarifar�as previstas en los Marcos Regulatorios respectivos,
puedan ejercerse en tanto resulten compatibles con el proceso de renegociaci�n
conforme lo dispuesto por la Ley N� 25.561;
que los acuerdos de renegociaci�n puedan abarcar aspectos parciales de los
contratos de concesi�n o licencias, contemplar f�rmulas de adecuaci�n
contractual o enmiendas transitorias del contrato, incluyendo la posibilidad de
revisiones peri�dicas pautadas y variar los par�metros de calidad del servicio;
y que el PEN remita las propuestas de los acuerdos de renegociaci�n al Congreso
de la Naci�n, quien dispondr� de un plazo de 60 d�as corridos para aprobar o
rechazar el acuerdo, estableci�ndose que si hubiere rechazo el PEN reanude el
proceso de renegociaci�n del contrato respectivo. Finalmente, la ley establece
que las empresas prestadoras de servicios p�blicos no podr�n suspender o
alterar el cumplimiento de sus obligaciones en virtud de las disposiciones de
esta misma ley.
El 26 de noviembre de 2003 tuvo
lugar la primera reuni�n conjunta con las distribuidoras de gas convocada por
la UNIREN. En ella se entregaron documentos a las licenciatarias que enuncian
los objetivos generales de esta nueva etapa de renegociaci�n de contratos de
Licencia y un cronograma que extiende hasta diciembre de 2004 el plazo del
proceso integral, sin especificar los alcances de las etapas que prev�n.
Durante diciembre 2003 y enero 2004 la UNIREN desarroll� reuniones individuales
con las distribuidoras.
El ENARGAS con fecha 6 de enero de
2004 solicit� la actualizaci�n por los a�os 2001, 2002 y 2003 de la informaci�n
oportunamente presentada por el a�o 2000, en el suspendido proceso de la RQT
1115 con el objeto de utilizarlo en la Renegociaci�n de los Contratos de los
Servicios P�blicos que conduce la UNIREN. La Sociedad prepar� y present�
oportunamente la informaci�n requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio 2004 representaron
aproximadamente $14.8 millones, un 54.2% m�s que las de 2003.
Entre las actividades de operaci�n
se destaca la ejecuci�n del programa de b�squeda y reparaci�n de fugas para el
a�o 2004, por el cual se relevaron aproximadamente 1.263 kms.
de redes en zonas de alta densidad habitacional y
1.529 kms. en zonas de baja
densidad habitacional; los recorridos anuales referidos al control programado
de las estaciones de GNC sujetas a verificaci�n, con la concreci�n de 423
inspecciones; las correspondientes al mantenimiento previsto de redes,
gasoductos y c�maras, como as� tambi�n a la supervisi�n t�cnica de las
instalaciones y actividades de los Subdistribuidores.
Tanto la incertidumbre contractual
corno las restricciones respecto de la disponibilidad de transporte y de gas en
boca de pozo, modificaron las perspectivas de los planes de saturaci�n de
redes. No obstante, a�n sin financiamiento, el est�mulo de la marcada
diferencia de precios entre el gas natural y los combustibles sustitutos, hizo
que una cantidad importante de usuarios se incorporaran o reincorporaran a las
redes de gas natural.
Respecto de la capacidad de
transporte se mantuvo la contratada para el per�odo, y se renovaron los
acuerdos de asistencia y complementaci�n con Distribuidora de Gas del Centro
S.A., a los efectos de optimizar el uso de la capacidad disponible y atender
los picos de demanda estad�sticamente esperables. Adicionalmente, y s�lo por un
a�o, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte S.A. una capacidad de 100.000
m3/d�a. Se continuaron recibiendo solicitudes de ampliaci�n de capacidad firme
de parte de clientes industriales, que en principio no pudieron ser atendidas,
hecho que se inform� al ENARGAS.
En conjunto con Distribuidora de Gas
del Centro S.A. y las principales industrias de ambas sociedades, se impuls� la
iniciativa para la creaci�n de un Fondo Fiduciario que permitiera financiar la
expansi�n del sistema de transporte para cubrir la demanda incremental de la
zona. A pesar de lo avanzado del proyecto que cont� con el respaldo de la
Secretar�a de Energ�a ("SE"), no se logr� que Transportadora de Gas
del Norte S.A. ("TGN") entregara el proyecto y su costo estimado a
fin de avanzar en el financiamiento, por lo que se cancel� la iniciativa.
Posteriormente, el Gobierno Nacional
impuls� otras alternativas y anunci� que bajo el Programa de Fideicomisos de
Gas creado por la Resoluci�n No 185/2004 del Ministerio de Planificaci�n
Federal, Inversi�n P�blica y Servicios ("MPFIPyS"), se financiar�an
obras de expansi�n en los sistemas de Transportadora de Gas del Sur S.A.
(''TGS") y de TGN, que deber�an estar disponibles en el invierno de 2005
por un total de� 5,7 MMm3/d�a. En el caso
de la zona Cuyana la expansi�n anunciada por TGN alcanzar�a 600.000 m3/d�a.
Debido a lo costoso de la expansi�n
en relaci�n con ampliaciones anteriores, el ENARGAS determin� que el Cargo por
Fideicomiso fuera prorrateado a todos los cargadores firmes de TGN y TGS, con
lo cual todo el sistema contribuir� al repago del incremento de capacidad.
Se recibieron solicitudes de Grandes
Usuarios por m�s de 1,0 MMm3/d�a que, sumadas a las peticiones de GNC, SGG,
SGP, las factibilidades postergadas y la estimaci�n de la demanda residencial,
determinaron que se formulara una Oferta Irrevocable de Transporte Firme por
2,4 MMm3/d�a.
Con fecha 19/07/04 TGN comunic� a la
Sociedad el resultado del Concurso Abierto N" 0112004 para la ampliaci�n
de capacidad de transporte firme sobre el Gasoducto Centro-Oeste, por el cual
se le adjudica a la Distribuidora la disponibilidad de
El esquema de financiamiento
original previsto inclu�a un cr�dito puente a ser facilitado por bancos
p�blicos. En lugar de ello la SE se aboc� a obtener
dicho financiamiento principalmente 'a trav�s de productores de gas natural e
instituciones financieras, informando luego que no hab�a logrado el
financiamiento total de las obras.
En ese sentido, y posteriormente, le
fue solicitado a la Sociedad que requiriera financiamiento para asignarlo al
fideicomiso, por lo cual se hizo llegar perentoriamente a las instituciones
financieras de su conocimiento, las solicitudes y la informaci�n necesaria para
obtener el financiamiento que, en todos los casos, tendr� como destinatario y
garante de dichos fondos al Fideicomiso organizado por la SE a trav�s de Naci�n
F1deicomisos S.A.
En los �ltimos d�as de febrero de
2005 la Sociedad recibi� la Nota N� 1220 del ENARGAS,
que conjuntamente con la Resoluci�n N� 3140/2004 del
mismo ente, establecen una nueva instancia en relaci�n a la capacidad asignada,
confirmando la titularidad por parte de la Sociedad, indicando el modo de
prorrateo a los usuarios "validados"' (categor�as SGP3, SGG, GNC y
Grandes usuarios que encuadren en aspectos definidos por la norma) y
estableciendo ciertos mecanismos mediante los cuales debe llegarse a acuerdos
para ceder dicha capacidad al Productor que la financia (en este caso YPF S.A.)
o procurar financiamiento alternativo.
En caso de no lograr resultados en
alguna de estas variantes en un plazo perentorio, la Licenciataria debe ceder
paso a los usuarios validados para que �stos directamente lleguen a acuerdos
con el Productor o financien su parte. La Sociedad solicit� una extensi�n
razonable de los plazos y encar� nuevas negociaciones con YPF S.A. e interes�
nuevamente a las instituciones financieras mencionadas sin lograr resultados
concretos a la fecha de la presente, con lo que no resulta posible para la
Sociedad asegurar que contar� con la titularidad de la capacidad de transporte
asignada.
Respecto de la ampliaci�n de la
capacidad del Gasoducto Centro-Oeste, se mantienen bajas las expectativas de su
concreci�n, con lo que se agregar�a m�s incertidumbre sobre la disponibilidad de
un cupo de capacidad para el invierno 2005.
Respecto a las compras de gas, ante
la falta de respuestas de los productores a los requerimientos de gas para
atender el crecimiento de la demanda se remitieron sendas solicitudes de
urgente intervenci�n al ENARGAS y la SE para que arbitren las medidas
pertinentes para asegurar el� suministro.
Se debieron disponer restricciones a los servicios interrumpibles - y en
algunas oportunidades, a servicios semifirmes - por
resultar insuficiente la provisi�n de gas.
Continuando con las medidas
preventivas con el fin de adecuar los compromisos de venta a la realidad de los
escenarios actuales de disponibilidad de gas, se inform� a los clientes de la
categor�a SGG la no renovaci�n autom�tica de los contratos al operar sus
vencimientos el 30/04/05. Id�ntico tratamiento se dio a los Grandes Usuarios
cuyos contratos firmes vencen tambi�n el 30/04/05.
Frente a las dificultades para
acceder a mayor capacidad de transporte y provisi�n de gas, y en virtud del
incremento de demanda, se continu� con la postergaci�n temporaria del
otorgamiento de factibilidades para clientes SGP con consumos superiores a 100
m3/hora (1000 m3/d�a), barrios de m�s de 400 clientes, y de ampliaciones de
consumo para grandes usuarios industriales, salvo que los mismos aseguren
contar con equipos duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les
permitan ser interrumpibles.
A partir de mayo de 2004 el umbral
para los consumos industriales y comerciales se baj� a 30 m3/hora.
Posteriormente, de acuerdo a una intimaci�n del ENARGAS, se procedi� a levantar
las restricciones para servicios R y SGP (del 1� y 2� escal�n de consumos). En
los casos de clientes con contratos firmes cuyos vencimientos operaron a partir
del 30/04/04 y antes del invierno, se propuso anticipadamente la alternativa de
contratos semifirmes por igual capacidad reservada o
interrumpibles, con la condici�n de que dichos clientes asegurasen contar con
equipos duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan ceder
su capacidad cuando ello les sea requerido. Esta situaci�n ha sido informada al
ENARGAS.
Se tom� conocimiento de un
"Acuerdo para el abastecimiento temporario de gas" suscrito entre el
Gobierno Nacional, las provincias de Mendoza y San Juan, y Centrales T�rmicas
Mendoza S.A. ("CTM"), por el cual se estableci� que CTM pon�a a
disposici�n de estas provincias, y por el t�rmino de 120 d�as a partir del
29/04/04, una cantidad de 250.000 m3/d�a de gas natural para que dichas
provincias dispusieran la asignaci�n y uso de este fluido conforme a las
necesidades energ�ticas regionales del universo de empresas existentes en estas
provincias. Este gas natural le ser�a sustituido a CTM por gas-oil a proveer
por YPF S.A.
Con relaci�n a la subzona Malarg�e, se continu� operando con normalidad la planta de
inyecci�n de propano indiluido para la sustituci�n de vol�menes de gas natural,
como soluci�n al problema de la creciente declinaci�n de los pozos productores
de gas que abastecen a la localidad. Asimismo, mediante la Resoluci�n de
la� SE N�
419/2003 se renov� el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de
distribuci�n de gas propano �ndilu�do, ratificado por el Decreto N� 934/2003 de fecha 22104103, por un periodo de un
a�o, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la Sociedad
complementar los vol�menes de gas requeridos con otro proveedor al ser
insuficiente el cupo asignado al proveedor original. Mediante el Decreto
1801/2004 del 10/12/04, dicho acuerdo de abastecimiento se prorrog� con
retroactividad al 01/05/04 y tambi�n por el plazo de un a�o. Desde octubre de
2003 la Sociedad comenz� a percibir el subsidio establecido por el Art. 75 de
la Ley N� 25.565.
La Sociedad solicit� al ENARGAS, al
MECON y a otras �reas de gobierno, urgentes incrementos de tarifas - congeladas
desde 1999- tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya
que no s�lo se dejaron de contemplar los debidos ajustes por el PPI, el factor
"K'" y el costo promedio de transporte, suspendi�ndose el proceso de
RQT IIJ.1, sino que adem�s desde mayo de 2002 en adelante el ENARGAS
sucesivamente aprob� cuadros tarifarios provisorios, suspendiendo tambi�n los
ajustes estacionales solicitados por variaci�n del precio del gas previstos por
la Ley No 24.076 y sus decretos reglamentarios. Oportunamente se presentaron
los recursos correspondientes a cada caso.
Con fecha 21/10/03 el Poder
Ejecutivo Nacional ('"PEN") promulg� la Ley No 25.790 por la cual se
dispuso: extender hasta el 31/12/04 el plazo para la renegociaci�n de los
contratos dispuesto por la Ley de Emergencia, y defini� adem�s del mecanismo de
aprobaci�n de los acuerdos con intervenci�n del Congreso de la Naci�n, ciertos
arbitrios respecto de las potestades del PEN, o de los entes reguladores, en el
proceso de renegociaci�n. Finalmente, la ley establece que las empresas
prestadoras de servicios p�blicos no podr�n suspender o alterar el cumplimiento
de sus obligaciones en virtud de las disposiciones de esta misma ley. El
15/12/04 el PEN promulg� la Ley No 25.972 que prorrog� hasta el 31/12/05 el
plazo de la emergencia p�blica, prorrogando tambi�n las disposiciones de la Ley
N� 25.790 y normas complementarias.
El 26/11/03 tuvo lugar la primera
reuni�n conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la UNIREN (Unidad
de Renegociaci�n y An�lisis de Contratos de Servicios P�blicos). En ella se
entregaron a las licenciatarias documentos que enuncian los objetivos generales
de esta nueva etapa de renegociaci�n de contratos de Licencia y un cronograma
que extiende hasta diciembre de 2004 el plazo del proceso integral, sin
especificar los alcances de las etapas que prev�n. Durante el mes de diciembre
de 2003 la UNIREN desarroll� reuniones individuales con las distribuidoras.
El ENARGAS, con fecha 06/01/04,
solicit� la actualizaci�n por los a�os 2001, 2002 y 2003 de la informaci�n
oportunamente presentada por el a�o 2000, en el suspendido proceso de la RQT 11
con el objeto de utilizarlo en la Renegociaci�n de los Contratos de los
Servicios P�blicos que conduce la UNIREN. La Sociedad prepar� y present�
oportunamente la informaci�n requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.
Desde mediados de 2004 se
suspendieron las reuniones de la UNIREN. La Sociedad dej� constancia de la
falta de cumplimiento del cronograma oportunamente informado por la UNIREN y la
ausencia de avances concretos en la renegociaci�n. En enero de 2005 la UNIREN
remiti� una propuesta de una Carta de Entendimiento sobre la renegociaci�n del
Contrato, que no fue el resultado de una negociaci�n entre partes, y que la
Sociedad luego de su an�lisis, no acept�, manifestando adem�s, su voluntad de
cumplir con el proceso que le fuera impuesto e instando a la realizaci�n de
efectivas negociaciones.
Ante la certeza de restricciones en
la provisi�n de gas, se observaron reacciones dis�miles por parte de los
Grandes Usuarios Firmes con contratos celebrados por venta de gas y transporte
con vencimientos a operar antes de la temporada invernal de 2004, y que en
octubre de 2003 fueran notificados respecto de que tales contratos no ser�an
renovados a sus respectivas fechas de vencimiento. Mientras algunos clientes
procedieron a concertar acuerdos con productores para proveerse su propio gas y
se unieron a una convocatoria amplia para integrar el fondo fiduciario
comentado, otros continuaron reclamando que las soluciones fuesen generadas por
esta Licenciataria.
Luego de extensas negociaciones
estos clientes optaron por contratos de Venta/Transporte Distribuci�n Firme
("FD") e Interrumpible ("ID") por un a�o (sin renovaci�n
autom�tica), con per�odos de cesi�n de capacidad parciales por 120 d�as y
totales por 90 d�as, en aquellos d�as del invierno 2004 en que deben tener
prioridad los servicios ininterrumpibles. Los Grandes Usuarios Interrumpibles
en general procedieron a concertar acuerdos con productores para proveerse de
gas. Se mantuvieron reuniones con los clientes industriales para evaluar
propuestas alternativas conjuntas a fin de morigerar los efectos del escenario
de escasez para el invierno 2004 y posteriormente para el invierno 2005.
La imprevista sanci�n por parte del
PEN de los Decretos N� 180/2004 y N�
181/2004, de fecha 13/02/04, introduce cambios en la actividad de la Sociedad
cuyos efectos, de dif�cil cuantificaci�n, permanecen en etapa de determinaci�n,
al haberse comenzado una secuencia de sucesivas aclaraciones por parte de las
autoridades pertinentes a trav�s de una reglamentaci�n que a�n mantiene
aspectos pendientes respecto de las modificaciones realizadas al negocio.
Entre las cuestiones m�s relevantes
del Decreto No 180/2004 se encuentran: (i) la creaci�n de un r�gimen de
inversiones en infraestructura de transporte y distribuci�n de gas a trav�s de fondos
fiduciarios; (ii) la creaci�n del Mercado Electr�nico
del Gas ("MEG"), que incluye mecanismos de reventa de capacidad de
transporte en firme e interrumpible y de compra-venta de gas; (i�i) el reemplazo de la categor�a Venta GNC por las
categor�as Venta Firme GNC y Venta Interrumpible GNC (lo que provoc� que la
gran mayor�a de las estaciones de carga de GNC en las provincias de San Luis y
Mendoza presentaran acciones judiciales que fueron admitidas por los Juzgados
Federarles intervinientes); y (iv) la introducci�n de
cambios en las condiciones especiales de ciertos grandes usuarios
interrumpibles.
En tanto, el Decreto N� 181/2004, ata�e a la relaci�n entre la SE y los
productores de gas y los habilita a firmar acuerdos que establezcan ajustes del
precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte para abastecer
la demanda a cargo de las distribuidoras, adem�s de la implementaci�n de
mecanismos de protecci�n en beneficio de usuarios que inicien la adquisici�n
directa de gas natural a los productores signatarios de esos acuerdos.
Adicionalmente se crean
subcategor�as de usuarios en los servicios residencial y general "P",
con vistas a una segmentaci�n de precios -en principio s�lo del gas-e a fin de
atenuar los ajustes en los usuarios de menores consumos.
Mediante la Resoluci�n N� 208/2004 del MPFlPyS -publicada el 22/04/04- se homologa
el "Acuerdo para la Implementaci�n del Esquema de Normalizaci�n de los
Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto
por el Decreto 181104" (el "Acuerdo"), que fuera suscripto el 02104104
entre la SE y los principales productores de gas. El mismo prev� la
normalizaci�n de precios de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte
("PIST") a la fecha l�mite que dispone el citado decreto (31/12/06).
Para ello establece un sendero de cuatro ajustes progresivos para el gas que
compran: (i) las distribuidoras para su segmento "industrial"
(excluidos los consumos Residenciales y SGP 1 y 2); (ii)
los nuevos consumidores industriales que adquieran gas natural en forma directa
a los productores; y (iii) las usinas termoel�ctricas
que generan para el mercado interno.
Asimismo, se dispone que para el
31/07/05 no debieran quedar clientes industriales con "servicio
completo" � que incluya gas- provisto por las distribuidoras. La
normalizaci�n general prevista alcanzar� tambi�n a los segmentos Residencial y
SGP l y 2, aspecto respecto del cual, si bien no se especifica el procedimiento
y el cronograma, se establece que tendr�a lugar antes del 31/12/06. Para esta
fecha los usuarios R y SGP 1 y 2 pagar�an un costo de gas PIST de
aproximadamente U$S el MMBTU y desde esa misma fecha
en adelante lo har�n a precio libre, mientras que el resto de las categor�as
comprar�n a precio libre desde el 31/07/05.
En contraprestaci�n, los productores
se comprometen a entregar ciertos vol�menes de gas a las distribuidoras que, no
obstante, no alcanzan para completar la capacidad de transporte firme
existente, situaci�n por la cual la Sociedad no puede asegurar que dispondr�
del gas suficiente para atender toda su demanda.
Adicionalmente, se suspenden
-durante la vigencia del Acuerdo- todos los procesos y reclamos de los
productores contra las distribuidoras por la pesificaci�n de los acuerdos de
provisi�n de gas, aunque se requiere un acuerdo previo de suspensi�n de los
plazos para evitar la prescripci�n, ante la eventualidad de que por
incumplimiento del Estado de sus obligaciones asumidas en el Acuerdo, �ste
pierda vigencia.
Las distribuidoras debieran adecuar
a estas nuevas condiciones sus acuerdos con los productores en un plazo de 45
d�as corridos a partir de la entrada en vigencia de la resoluci�n. La Sociedad
logr� reestructurar acuerdos con tres productores de gas bajo dos contratos,
por un volumen equivalente al 25% de su necesidad anual. A pesar de las
estrictas instrucciones impartidas por las autoridades en el marco de estos
Acuerdos y de los ingentes esfuerzos realizados por la Sociedad, el principal
proveedor de gas natural, YPF S.A., no readecu� ni acept� ofertas por gas de la
cuenca Neuquina. No obstante, continu� con provisi�n suficiente, a�n al operar
el vencimiento del contrato por dicha cuenca el 30/04/04, en atenci�n a que
desde mediados de junio el ENARGAS procede a asignar vol�menes conforme la
demanda de cada distribuidora, respetando, en primer t�rmino, los contratos ya
registrados en dicha sede y completando las cantidades a expensas de los
Productores que no registraron contratos por el volumen comprometido en la
Resoluci�n N� 208/2004.
A comienzos de febrero de 2005 se
recibieron de YPF S.A. sendas ofertas irrevocables tanto para la provisi�n de
la cuenca Neuquina como de la cuenca Norte, que no satisfacen las necesidades
de la Sociedad, por tal motivo se realiz� una contrapropuesta. La Sociedad no
puede asegurar el resultado de la negociaci�n. En el caso de no resolver esta
situaci�n se deber� acudir a la SE y al ENARGAS a los efectos de que se efect�e
la correspondiente provisi�n en los t�rminos de la normativa vigente y que
particularmente fuera aplicada durante el a�o 2004.
El ENARGAS convoc� a Audiencia
P�blica para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalizaci�n. La
misma fue suspendida por disturbios en el Sal�n de Audiencias y fue finalizada
seg�n el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se
resolvieron los ajustes para todas las categor�as excepto los Residenciales y
los primeros dos segmentos de los SGP, los cuales se hicieron operativos a
partir del 11/05/04.
Hacia fines de marzo de 2004, la SE
emiti� la Resoluci�n N� 265/2004 y la Disposici�n No
27/2004 de la Subsecretaria de Combustibles ("SSC") que reglamentan
restricciones a la exportaci�n de gas y mecanismos para priorizar el mercado
interno. De estas disposiciones se derivaron adquisiciones de gas a precios
superiores al sendero de precios vigente establecido en el Acuerdo. A la fecha
no se encuentra claramente definido el traslado a tarifa de los mayores costos
derivados de la compra de dicho gas (posibilidad de pass-through),
que a la luz de las estimaciones que es posible realizar, no se consideran
significativos.
El ENARGAS convoc� a Audiencia
P�blica para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalizaci�n. La
misma fue suspendida por disturbios en el Sal�n de Audiencias y fue finalizada
seg�n el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se
resolvieron los ajustes para todas las categor�as excepto los Residenciales y
los primeros dos segmentos de los SGP, los cuales se hicieron operativos a
partir del 11/05/04.
El 18/06/04 se public� la Resoluci�n
N� 659/2004 de la SE por la cual se aprueba el
Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural (el
"Programa"), que sustituye al Programa de Racionalizaci�n de
Exportaciones de Gas y Uso de la Capacidad de Transporte, establecido por la
Disposici�n N� 27/2004 de la SSC. Se dispone sobre
prioridades, inyecciones adicionales y valorizaci�n de gas, el circuito de
informaci�n y las alternativas y flexibilidad del Programa.
El 06/01/05 se public� la Resoluci�n N�
1681/2004 de la SE que modific� esta resoluci�n en lo que hace al procedimiento
para determinar el destino de los vol�menes de inyecci�n adicional al mercado
interno. Asimismo, instruye a la Compa��a Administradora del Mercado Mayorista
El�ctrico S.A. ("CAMMESA") para que proceda a efectuar los pagos a
los productores de gas en forma directa, utilizando fondos no asignados, en los
casos de incumplimiento de pago por parte de los generadores, por el volumen de
gas adicional que se inyecte en el marco de la Resoluci�n No 659/2004.
En l�nea con las disposiciones
emitidas por la SE en virtud de la situaci�n energ�tica imperante y haciendo
uso de lo establecido en el Art. 31 o del Decreto No 180/2004 esa Secretar�a emiti�
con fecha 03/05/04 la Nota N� 385/2004, mediante la
cual habilit� a las distribuidoras a restringir los servicios interrumpibles de
aquellos clientes que comprasen su propio gas, con el objeto de asegurar el
suministro a los servicios ininterrumpibles y a los firmes que al 30/04/04
estuvieran abastecidos por las distribuidoras. Adicionalmente, advirti� que
solamente se podr� recurrir a los mecanismos establecidos en la Disposici�n N� 27/2004 de la SSC luego de haber demostrado que se
realizaron las mencionadas restricciones.
El 26/05/04 se public� la Resoluci�n
503/2004 de la SE que aprueba: (i) el "Mecanismo de Uso Prioritario del
Transporte para el Abastecimiento de la Demanda No Interrumpible", que
permaneci� en vigencia hasta el 31/08/04 (con revisi�n de la propia SE en
funci�n de la evoluci�n del sistema y de las conclusiones que se vayan
recogiendo de la aplicaci�n del mismo), y por el cual se reemplaza lo dispuesto
por la Nota N� 385/2004 de la SE; y (ii) el "Procedimiento de Implementaci�n Operativa de
la Disposici�n de la Subsecretar�a de Combustibles de la Secretar�a de Energ�a
27", que estar� vigente mientras se nomine gas a centrales t�rmicas y a
distribuidoras en el marco de la citada disposici�n y en las condiciones
establecidas en ese instrumento. Asimismo, se instruye al� ENARGAS a validar las transacciones
econ�micas de las prestatarias de los servicios de distribuci�n de gas natural
por redes involucradas en la operatoria, siguiendo lo establecido tanto en (i)
como en (ii).
El 29/04/04 entr� en vigencia la
Resoluci�n No 415/2004 de la SE por la cual aprueba el Programa de Uso Racional
de la Energ�a ("PURE"), a los fines de mejorar las condiciones de
abastecimiento interno de gas natural y de energ�a el�ctrica en todo el territorio
nacional. El objetivo del PURE es el de alentar a los usuarios residenciales y
comerciales para que reduzcan o no aumenten el consumo de gas natural con
relaci�n a sus consumos de iguales periodos del a�o 2003, con el fin de
disponer de mayores excedentes de gas natural para su utilizaci�n en
actividades de tipo industrial. El PURE tiene una vigencia de un a�o y ser�
prorrogable a criterio de la SE. Son sujetos activos del mismo los usuarios
Residenciales de las categor�as R1, R2, R3, y los usuarios del SGP cuyo
promedio mensual anual de consumo los ubique en la primera o segunda escala de
consumo de esa categor�a, conforme lo dispuesto por el Decreto No 181/2004.
Los importes correspondientes a los
cargos adicionales integraran un Fondo Fiduciario determinado por el ENARGAS.
Se excluyen de los alcances del PURE a todos los consumidores cuyos registros
de consumo no permitan realizar la comparaci�n de vol�menes prevista, respecto
a igual periodo de medici�n del a�o anterior.
El costo de los incentivos por los vol�menes
de gas natural que se liberen como consecuencia de la aplicaci�n del PURE, ser�
abonado por los sujetos pasivos del mismo, que la resoluci�n defini� como los
usuarios firmes e interrumpibles de las distribuidoras. La SE excluy� como
sujetos pasivos del PURE a las estaciones de expendio de GNC y todos los
usuarios que no utilizan gas natural con fines industriales.
Finalmente, mediante la Resoluci�n
No 942/2004 publicada el 15/09/04, la SE estableci� que entre el 15/09/04 y el
30/04/05 el PURE no ser� de aplicaci�n.
El 08/06/04 se public� la Resoluci�n
N� 606/2004 de la SE por la cual se establece que los
usuarios a que hace referencia el Art. 26 del Decreto N�
180/2004 y que contratan con su distribuidora zonal, por los que se observan
cargos por reserva de capacidad, obligaciones de tomar o pagar u otras
equivalentes, podr�n intercambiar, revender o ceder el servicio brindado por la
prestataria de distribuci�n de gas natural por redes, o la combinaci�n de �ste
con otros productos o servicios brindados por terceros, hasta tanto el MEG
entre en funcionamiento.
En el plano administrativo, la
Sociedad llev� a cabo un permanente an�lisis de la evoluci�n de los costos de
los insumas, bienes y servicios, y de las posibles sustituciones de los mismos,
ya que la disminuci�n observada en la cotizaci�n del d�lar estadounidense no se
refleja de manera directa en una baja de precios de los insumas y bienes
dependientes del valor de esta moneda. Asimismo, los incrementos salariales
dispuestos por el Gobierno para el sector privado de la econom�a tambi�n tienen
consecuencias que afectan las actividades propias y tercerizadas, generando un
estado de constantes negociaciones con los proveedores.
A comienzos de febrero de 2004 se
renov� el convenio colectivo de trabajo con vigencia desde el 01/03/04 hasta el
31/12/04, por el que se dispusieron incrementos del orden del 30% en los
salarios b�sicos del convenio anterior, absorbiendo los incrementos ya
otorgados hasta diciembre de 2003 en funci�n de las disposiciones del Gobierno.
Posteriormente, a los valores pactados se les adicion� el aumento decidido
tambi�n por el Gobierno a partir de enero de
En lo que respecta a la estructura
remunerativa gerencial se mantiene la pol�tica de retribuciones fijas acordes
al mercado, complementada con una bonificaci�n anual sujeta al cumplimiento de
objetivos gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de
esta categor�a. La retribuci�n del Directorio es fijada por la Asamblea de
Accionistas, conforme lo establecen el Estatuto de la Sociedad y la Ley de
Sociedades No 19.550.
Se mantuvo la aplicaci�n de
pol�ticas financieras espec�ficas a los efectos de canalizar adecuadamente el
flujo de ingresos de la Sociedad a las necesidades ciertas y eventuales de
fondos durante el ejercicio.
Se continu� con los programas de
adecuaci�n de procedimientos y mejora continua de procesos y eficientizaci�n de los sistemas inform�ticos, con
particular adaptaci�n a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a
partir de los cambios en las reglas econ�micas y contractuales dentro de la
crisis que vive el pa�s y las consecuencias que derivan de ella. Hasta el
cierre del ejercicio se completaron las fases 1 sobre diagn�stico y evaluaci�n,
y 2 sobre implementaci�n de mejoras de corto plazo, previstas en el proyecto de
seguridad tecnol�gica. Asimismo, se continu� con el desarrollo de los m�dulos
previstos en esta etapa para el nuevo sistema de administraci�n de recursos
humanos.
Se llev� a cabo el programa anual de
capacitaci�n en el marco de un plan a largo plazo de desarrollo integral de
recursos humanos, abarcando aspectos t�cnicos espec�ficos, de gesti�n y
administraci�n de negocios, y de entrenamiento y aplicaci�n pr�ctica de
conocimientos generales y particulares. En el transcurso del a�o 2004 se
insumieron 14.755 horas/hombre de capacitaci�n. Asimismo, en el aspecto
institucional se desarroll� una intensa campa�a de concientizaci�n sobre la
tem�tica de la contaminaci�n con mon�xido de carbono, y de los ahorros de
energ�a, a trav�s de distintos medios de comunicaci�n masiva, escritos y
radiales.
El transporte
La Sociedad mantuvo la capacidad de
transporte contratada para el periodo 2006. Asimismo, y como se mencionara
oportunamente, en 2004 el Gobierno Nacional anunci�, bajo el Programa de
Fideicomisos de Gas creado por la Resoluci�n N�
185/2004 del MPFlPyS, que se financiar�an obras de expansi�n en los sistemas de
Transportadora de Gas del Sur S.A. ("TGS SA") y de Transportadora de
Gas del Norte S.A. ("TGN SA"). Como resultado del Concurso Abierto N� 01/2004 de TGN SA ("CAOl"),
para la ampliaci�n de la capacidad de transporte firme del Gasoducto Centro
Oeste, en julio de 2004 se le adjudic� a la Sociedad la disponibilidad de
531.497 m3/d�a hasta abril de 2028, sobre un total de 2,4 MMm3/d�a que la
Sociedad requiriera oportunamente mediante una Oferta Irrevocable de Transporte
Firme.
No obstante, diferentes definiciones
de la SE (Notas N� 1.565/2004, N�
1.521/2005 y N� 1.618/2005) establecer�an que a las
Estaciones de GNC corresponde asegurarles una reserva de capacidad firme
inicial ("RMI") que debe mantenerse en forma prioritaria con relaci�n
a la mayor demanda que puedan generar los clientes residenciales y otros
ininterrumpibles. Asimismo, en la Resoluci�n No 752/2005 la SE establece que
adem�s de las estaciones de GNC, debe asegurarse el mantenimiento de la
condici�n firme a los servicios SGP3 y SGG. Dado que estas definiciones fueron
todas posteriores al CAOl, la Sociedad solicit� al
ENARGAS que se expidiera respecto a estas definiciones de la SE, ya que
modificaban de manera sustancial las Bases del CADI y, consecuentemente,
correspond�a revisar �ntegramente las asignaciones de capacidad realizadas.
Dado que el Gobierno no implement�
el financiamiento original previsto, la SE se aboc� a
obtener dicho financiamiento principalmente a trav�s de productores de gas
natural e instituciones financieras, informando luego que no hab�a logrado el
financiamiento total de las obras. En concreto, luego de diversas instancias y
a pesar de las gestiones realizadas por la Sociedad y los Gobiernos de las
Provincias de Mendoza y San Juan, TGN SA dio por cerrado el CAD 1 sin que se
incluyera la expansi�n del gasoducto Centro Oeste por falta de financiamiento.
De todos modos, debido a lo costoso
de la expansi�n de los dem�s gasoductos en relaci�n con ampliaciones
anteriores, el ENARGAS determin� que el Cargo por Fideicomiso fuera prorrateado
entre todos los cargadores firmes de TGN SA y TGS SA, excluidos los clientes de
las distribuidoras y subdistribuidoras pertenecientes a las categor�as
Residencial, SGPl y 2.
En alternativa y como consecuencia
de lo establecido en el Anexo V del Decreto del PEN N�
1.882/2004 del 21/12/2004, y donde se prev� la situaci�n de que en caso de no
surgir oportunamente el financiamiento necesario que permita la concreci�n de
la ampliaci�n del Gasoducto Centro Oeste, YPF S.A. se compromete a ofrecer los
siguientes servicios: i) De peaking (gas y
transporte) de manera tal que los adjudicatarios originales del Concurso
Abierto N� Dll2004 de T.G.N.
S.A. puedan contar con la utilizaci�n del almacenamiento subterr�neo de gas
natural Lunlunta Carrizal, estimando que podr�a
aportar un volumen de 350.000 m3/d�a por tratarse de su primera operaci�n
comercial; y ii) De sustituci�n de algunos consumos
de gas ya existentes por combustible l�quido, por un volumen de 250.000 m3/d�a,
que se liberan a trav�s de una servicio de peaking.
Ambos servicios tendr�n una duraci�n de dos periodos invernales (2005 y 2006).
En ambos casos el costo final de gas
y transporte no ser� superior al que se hubiese pagado durante el periodo
invernal en condiciones de haberse llevado adelante la expansi�n del Gasoducto
Centro Oeste. Para ello deber� tenerse en cuenta el costo de transporte
incluyendo el correspondiente Cargo Fiduciario que el ENARGAS hubiese calculado
si la expansi�n del Gasoducto Centro Oeste se hubiese realizado, m�s un valor
de mercado por el gas natural.
Como alternativa de abastecimiento,
y dando cumplimiento a lo comprometido con el Gobierno Nacional, YPF S.A.
celebr� con la Sociedad un convenio por un servicio de comercializaci�n de
capacidad de Transporte Firme de 531.497 m3/d�a, por un a�o, para el periodo
comprendido entre el 01106/05 y el 15/09/05, que luego fue renovado para el
periodo que va desde el 15/05/06 hasta el 15/09/06.
A�n cuando los clientes de la
Sociedad no se beneficiaron con ninguna expansi�n en el sistema de transporte,
desde el 15/06/05 se encuentra vigente el cobro de los cargos Fideicomiso Gas
destinados al repago de las inversiones en la expansi�n del sistema de
transporte de TGN SA organizado por la SE, y que alcanza a aproximadamente el
70% del valor incluido en las tarifas como costo de transporte, estando
excluidos los usuarios residenciales, las categor�as SGP1 y 2 y los
Subdistribuidores. Por lo tanto, los sistemas de transporte y distribuci�n
contribuyen al repago del incremento de capacidad. La Sociedad act�a como
agente de percepci�n de este cargo, por cuenta y orden de Naci�n Fideicomiso
S.A.
� A finales del mes de setiembre de
2005 se publicaron las bases para un nuevo programa para expansi�n de
gasoductos hasta 20 MMm3 /d�a, que reci�n estar�an operativos en 2007/8. Dentro
de dicho programa a TGN SA le corresponde ampliar en 10 MMm3/d�a (5 MMm3/d�a
sobre el Gasoducto Norte y 5 MMm3/d�a sobre el Gasoducto Centro Oeste), por lo
que TGN SA hizo el llamado a un nuevo Concurso Abierto de Capacidad de
Transporte denominado Concurso Abierto TGN SA 01/2005 ("CA02"),
invitando a los interesados en obtener nueva capacidad firme a presentar 01. El
Acto de presentaci�n de las 01, tras sucesivas pr�rrogas, se fij� para el 30 de
noviembre de 2005. En dichas bases s�lo se asegura a las distribuidoras la
prioridad para servicios Residenciales, SGPl y 2 y
todos los dem�s usuarios deb�an solicitar su propia capacidad en firme por s�
mismas o a trav�s de la distribuidora.
Adem�s, se establecieron las
siguientes prioridades para la asignaci�n de la nueva capacidad: 1 �) consumos
ininterrumpibles R, PI y 2; 2�) requerimientos para generaci�n el�ctrica del
mercado interno -hasta 6 MMm3/d�a-; 3�) resto de los usuarios del mercado
interno; y 4�) resto de los usuarios del mercado externo. Tambi�n las bases
establecen distintas modalidades de financiamiento elegibles por los
participantes del concurso, otorg�ndose la m�xima primac�a a aquellos que
estuvieren dispuestos a prepagar �ntegramente el costo de la inversi�n asociada
a su solicitud.
Por indicaci�n del ENARGAS, la
Sociedad notific� a todos los clientes (excepto R, SGPI y 2) de la existencia
del concurso y de la posibilidad de solicitar su capacidad de transporte por s�
o a trav�s de la distribuidora, no obstante, contrariamente a lo definido en
las bases del concurso, la SE aclar� -como se menciona arriba- que las
distribuidoras deb�an asegurar la capacidad ya comprometida a las estaciones de
GNC y a los SGP3 y SGG, adem�s de los servicios para Residenciales, SGP1 y 2
(proyectados al a�o 2008).
En funci�n de estas definiciones y
de la proyecci�n de demanda, el 30 de noviembre de 2005 la Sociedad remiti� una
0I a TON SA por 2,0 MMm3/d�a bajo Prioridad 1 por un plazo de 35 a�os (hasta el
a�o 2041 ). Adicionalmente, en base a los pedidos
realizados por clientes de la Sociedad para solicitar capacidad a trav�s de la
distribuidora, la Sociedad remiti� otra
El ENARGAS realiz� una validaci�n
preliminar de las ofertas por un total de m�s de 25 MMm3/d�a. Con fecha
06/04/06 el ENARGAS public� la Nota ENRG N�
2.028/2006 con el detalle de las Ofertas adjudicadas con relaci�n al CA02. En
dicha nota el ENARGAS asign� a la Sociedad, bajo Prioridad 1 la cantidad de
847.000 m3/d�a a partir del 01/05/06 y 220.000 m3/d�a a partir del O 1/05/07,
totalizando 1.067.000 m3/d�a.
En todos los casos la asignaci�n
corresponde al Gasoducto Centro Oeste de TGN SA. La Sociedad desconoce a�n los
motivos por los cuales el ENARGAS no valid� el total de 2,0 MMm3/d�a
solicitados bajo Prioridad l. Si bien las fechas a partir de las cuales el
ENARGAS asign� la capacidad responden en cierta medida a la fecha de necesidad
de la misma, la ejecuci�n de las obras de expansi�n est�n supeditadas a los
proyectos y contrataciones que efectivamente realice TGN SA y ello est�
supeditado a la obtenci�n de financiamiento. A la fecha la Sociedad desconoce
el plazo y las modalidades que implementar� el PEN para asegurar el
financiamiento de estas expansiones destinadas a usuarios ininterrumpibles y
firmes.
� El 18/05/06 se public� en el
Bolet�n Oficial la Ley No 26.095 mediante la cual se dispone la creaci�n de
cargos espec�ficos para el desarrollo de obras de infraestructura energ�tica
para la expansi�n del sistema de generaci�n, transporte y/o distribuci�n de los
servicios de gas y electricidad. Mediante esta ley, el PEN est� facultado para
fijar el valor de los cargos espec�ficos y ajustarlos, en la medida que resulte
necesario, a fin de atender el repago de las inversiones y cualquier otra
erogaci�n que se devengue con motivo de la ejecuci�n de las obras definidas por
el PEN y financiadas mediante fideicomisos constituidos o que se constituyan
para atender las inversiones relativas a las obras de infraestructura del
sector energ�tico. Mediante Decreto PEN No 1.216/06 publicado el 18/09/06 se
reglament� la Ley No 26.095.
Adicionalmente, en el mismo d�a se
public� la Resoluci�n del Ministerio de Econom�a y Producci�n N� 731/2006 a trav�s de la cual se except�an de la
constituci�n del dep�sito nominativo, no transferible y no remunerado previsto
en los incisos e) y d) del articulo 4� del Decreto No 616/2005, a los ingresos
de divisas al mercado local de cambios destinados u originados en la
suscripci�n primaria de certificados de participaci�n, bonos o t�tulos de deuda
emitidos por fideicomisos cuyo objeto sea el desarrollo de obras de
infraestructura energ�tica.
El 05/01/07 se public� la Resoluci�n
MPFIPyS N� 2.008/2006 en la cual se establece que a
efectos de determinar el valor inicial del cargo espec�fico para repagar las
obras de ampliaci�n, quedar excluidas las categor�as Residencial, estaciones de
GNC, SGPl y SGP2. Adem�s estableci� que estos nuevos
cargos espec�ficos tendr�an aplicaci�n a partir del 01/01107, alcanzando a
todos los usuarios no exceptuados. Mediante la Resoluci�n N�
3.689/2007 el ENARGAS determin� por cada transportadora los cargos espec�ficos
por metro c�bico/d�a aplicables. El nuevo cargo espec�fico equivale al 380% del
costo de transporte con lo cual su acumulado -tarifa original de TGN con m�s
los 2 cargos espec�ficos creados- resulta equivalente a 5,5 veces la
tarifa de transporte vigente a la fecha.
Las inversiones 2007
El sostenimiento de los est�ndares
internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en
la pol�tica seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliaci�n de
capacidad. Las inversiones concretadas durante el ejercicio totalizaron $15,1
millones, lo que representa el 96,8% del total previsto para 2007.
Con el objetivo de asegurar el
normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se
llevaron a cabo las siguientes actividades previstas en el programa anual de
inversiones: construcci�n de nuevas plantas de regulaci�n (como las de Potrero
de Funes y La Ribera, en San Luis) y la realizaci�n de obras diversas en las ya
existentes (por caso, las de Centro en San Juan y de Mayor Drumond,
en Luj�n, Mendoza); renovaci�n de redes y servicios; interconexiones de redes
de media y baja presi�n; obras de adecuaci�n de cauces aluvionales;
renovaci�n de ramales de alta presi�n como los de Maip� y La Minera en Mendoza,
el cruce del r�o San Juan, y el cambio de la traza de la l�nea de distribuci�n
de alta presi�n del Albard�n, en San Juan; adquisici�n de nuevos medidores
industriales y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y di�metros
para nuevas industrias; obras de ampliaci�n del edificio t�cnico-operativo,
digitalizaci�n de planos; instalaci�n de sistemas de protecci�n cat�dica;
renovaci�n parcial del parque automotor; y otras inversiones menores, todas
ellas sujetas a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de
austeridad en la aplicaci�n de recursos, privilegiando la seguridad,
continuidad y control del sistema de distribuci�n atento a la coyuntura
planteada por la Ley de Emergencia.
En el marco del programa de Fideicomisos
de Gas constituido por la Resoluci�n del Ministerio de Planificaci�n Federal,
Inversi�n P�blica y Servicios ("MPFIPyS") N�
185/2004, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley No 26.095,
Decreto PEN N� 180/2004 y concordantes, la Sociedad
inici� gestiones ante la Secretar�a de Energ�a ("SE'") y el ENARGAS a
los efectos de incluir en dicho programa las obras de infraestructura que la
Sociedad propone realizar con el prop�sito de aumentar la capacidad del
sistema, para proveer a la satisfacci�n de la demanda.
Se trata de las obras Ampliaci�n
Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas Etapa IV; Construcci�n Planta
Compresora Mendoza Norte; y Ampliaci�n Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l.
Tales obras califican en los t�rminos del objeto previsto para las obras de
expansi�n y/o extensi�n en el marco del Art�culo 2� de la Ley del Gas N� 24.076. La Sociedad ya cuenta con la adhesi�n de los
Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza, la viabilidad t�cnica
otorgada por el ENARGAS. La Sociedad contin�a con las gestiones ante las
autoridades competentes a los fines de completar los tr�mites iniciados.
Con fecha 25/07/07 la Sociedad
recibi� una nota de Naci�n Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la
Naci�n Argentina se halla dispuesto a firmar una Carta de Intenci�n con
relaci�n al financiamiento del tramo privado de las obras citadas, bajo el
esquema de fideicomisos y en el marco de ciertas condiciones a acordar con la
Sociedad.
Cabe aclarar, que ante las demoras
evidenciadas en la formaci�n del fideicomiso, mediante nota dirigida al
ENARGAS, participando a la SE, a Naci�n Fideicomiso S.A. y a los Gobiernos
provinciales de San Juan y Mendoza, la Sociedad decidi� dar inicio al proceso
de licitaci�n para las obras de construcci�n de un gasoducto paralelo al
existente en el tramo La Dormida-Las Margaritas Etapa IV, lo que resulta
necesario frente a la demanda prevista del sistema Mendoza-San Juan.
La Sociedad tramita la inclusi�n de
esta obra en el Programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resoluci�n
MPFIPyS N� 185/2004 y en el marco de las normas y
reglamentaciones vigentes en la materia. Tal obra no implicar� la finalizaci�n
de las restricciones en el suministro de gas a clientes no prioritarios, debido
a que a�n no se ha concretado la obra de ampliaci�n del sistema de la
transportadora de gas en el tramo Beazley-La Dormida
que alimenta la regi�n, y la ampliaci�n de la capacidad de transporte
resultante del segundo concurso abierto de Transportadora de Gas del Norte S.A.
("TGN SA").
Adicionalmente, se mantiene la
incertidumbre respecto del volumen de inyecci�n de gas para los a�os 2008 y
subsiguientes.
Los inconvenientes respecto de la
disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del
incremento de la capacidad de transporte y la inestabilidad econ�mica
generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
saturaci�n de redes se vieran demorados. No obstante, a�n sin financiamiento,
el est�mulo de la marcada diferencia de precios entre el gas natural y los
combustibles sustitutos, hizo que una gran cantidad de usuarios se incorporaran
o reincorporaran a las redes de gas natural. En ese sentido, a pesar de las
dificultades mencionadas, y de acuerdo con la Nota ENARGAS N�
4.596/2004, se llevaron a cabo actividades con la finalidad de atender las
necesidades de expansi�n y abastecimiento de las redes del �rea licenciada.
Las inversiones
El sostenimiento de los est�ndares
internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en
la pol�tica seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliaci�n de
capacidad. Las inversiones concretadas durante el ejercicio totalizaron $15,6
millones e incluyen aquellas comprometidas en los acuerdos firmados con la
UNIREN para el primer cuatrimestre del a�o por $2,2 millones.
En el presupuesto para el 2009, que previ� la aplicaci�n durante
el a�o de los aumentos de tarifas establecidos en los acuerdos celebrados con
el gobierno, se contempl� la realizaci�n de inversiones por valor de $23,7
millones. Ante la falta de implementaci�n de los referidos aumentos tarifarios,
se concretaron aquellas inversiones necesarias para asegurar el normal
abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia y para cumplir
con los compromisos de inversi�n asumidos conforme se detalla en el apartado
"La emergencia y la renegociaci�n del Contrato de Licencia dispuesta por
el Estado Nacional" del presente documento.
Teniendo en cuenta el escenario planteado,
resulta destacable el esfuerzo realizado por la Sociedad tanto en el ejercicio
en consideraci�n como en el 2008.
Con las limitaciones apuntadas pero
con el objetivo principal de asegurar el normal abastecimiento de gas conforme las
pautas establecidas en la Licencia, se llevaron a cabo las siguientes
actividades previstas en el programa anual de inversiones: potenciamiento y
renovaci�n de redes y servicios; interconexiones de redes de media y baja
presi�n; obras de construcci�n y cierre de predios de c�maras reguladoras de
presi�n; bonificaci�n a clientes por la incorporaci�n de redes; adquisici�n de
nuevos medidores industriales y unidades correctoras para distintos caudales,
presiones y di�metros para nuevas industrias; instalaci�n de equipos
rectificadores y renovaci�n de dispersores para la protecci�n cat�dica;
provisi�n y colocaci�n de medidores residenciales; obras de ampliaci�n del
edificio t�cnico-operativo y mejoras en la sucursal Mendoza; digitalizaci�n de
planos; adquisici�n de software; infraestructura de comunicaciones; renovaci�n
parcial del parque automotor; y otras inversiones menores.
La Sociedad lleva a cabo estas
inversiones con sujeci�n al comportamiento de los condicionantes expresados en
el presupuesto anual privilegiando la seguridad, continuidad y control del
sistema de distribuci�n.
� En el marco del programa de
Fideicomisos de Gas constituido por la Resoluci�n MPFIPyS N�
185/2004 del Ministerio de Planificaci�n Federal, Inversi�n P�blica y Servicios
MPFIPyS, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley N� 26.095, Decreto PEN N�
180/2004 y concordantes, la Sociedad gestion� ante la SE y el ENARGAS a los
efectos de incluir en dicho programa las obras de infraestructura necesarias
para aumentar la capacidad del sistema.
Se trata de las obras Ampliaci�n
Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcci�n Planta Compresora
Mendoza Norte; y Ampliaci�n Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l. La Sociedad
cuenta con la adhesi�n de los Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza
y ha gestionado la inclusi�n de las inversiones necesarias en el sistema de
Fondos Fiduciarios sin haber tenido un resultado positivo hasta el momento.
Con fecha 25/07/07 la Sociedad
recibi� una nota de Naci�n Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la
Naci�n Argentina se hallaba dispuesto a firmar una Carta de Intenci�n con
relaci�n al financiamiento del tramo privado de las obras citadas, bajo el
esquema de fideicomisos y en el marco de ciertas condiciones a acordar con la
Sociedad.
Ante las demoras evidenciadas en la
formaci�n del fideicomiso, la Sociedad decidi� ejecutar las obras de
construcci�n de la Etapa IV de 8,38 kms. de extensi�n en el tramo La Dormida-Las Margaritas, de un
gasoducto de 81 kms. paralelo
al existente, lo que resulta necesario para satisfacer la demanda prioritaria
en el sistema Mendoza-San Juan. Este tramo de gasoducto paralelo se habilit� y
conect� al sistema de alta presi�n existente el 30/06/08, lo que mejorar� el
sistema de presi�n de Mendoza y San Juan.
Tal obra no elimina totalmente las
restricciones en el suministro de gas a c1ientes no prioritarios, a pesar de
haberse finalizado la obra de ampliaci�n del sistema de TGN SA en el tramo Beazley-La Dormida y obras complementarias que alimentan la
regi�n, ya que no se ha concretado la ampliaci�n de la capacidad de transporte
resultante de los concursos abiertos realizados por TGN SA sobre el Gasoducto
Centro-Oeste ("GCO"). Adicionalmente, se mantiene la incertidumbre
respecto del volumen de inyecci�n de gas para los a�os 2009 y subsiguientes.
La Sociedad, como ya se ha
mencionado, ha iniciado el tr�mite para la inclusi�n de esta obra en el
Programa de Fideicomisos de Gas constituido por a Resoluci�n MPFIPyS N� 185/2004 y en el marco de las normas y reglamentaciones
vigentes en la materia.
Tal obra no implicar� la
finalizaci�n de las restricciones en el suministro de gas en el tramo Beazley-La Dormida que alimenta la regi�n, y la ampliaci�n
de la capacidad de transporte resultante del segundo concurso abierto de
Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN SA"). Adicionalmente, se
mantiene la incertidumbre respecto del volumen de inyecci�n de gas para los
a�os 2008 y subsiguientes.
Los inconvenientes respecto de !a
disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del
incremento de la capacidad de transporte y la inestabilidad econ�mica
generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
saturaci�n de redes se vieran demorados. No obstante, a�n sin financiamiento,
el est�mulo de la marcada diferencia de precios entre el gas natural y los
combustibles sustitutos, hizo que una gran cantidad de usuarios se incorporaran
o reincorporaran a las redes de gas natural.
En ese sentido, a pesar de las dificultades
mencionadas, y de acuerdo con la Nota ENARGAS N�
4.596/2004, se llevaron a cabo actividades con la finalidad de atender las
necesidades de expansi�n y abastecimiento de las redes del �rea licenciada.
Las inversiones
Se desarrollaron las actividades
relativas al programa 2011 de
inversiones operativas y otras menores, destinadas a sostener el normal y
seguro abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia,
privilegiando la seguridad, continuidad y control del sistema de distribuci�n.
Para atender los requerimientos de
la demanda, la Sociedad,
en el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resoluci�n
MPFIPyS N� 185/2004 del Ministerio de Planificaci�n
Federal, Inversi�n P�blica y Servicios ("MPFIPyS"), gestion� ante la
Secretar�a de Energ�a ("SE") y el ENARGAS la inclusi�n en dicho
programa de ciertas obras de infraestructura necesarias para aumentar la
capacidad del sistema. Se trat� de las obras Ampliaci�n Gasoducto paralelo La
Dormida-Las Margaritas; Construcci�n Planta Compresora Mendoza Norte; y
Ampliaci�n
Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa
l, que no fueron incluidas en ning�n programa de fideicomisos.
Luego de gestiones llevadas a cabo
por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se firm� un
Convenio para la Ampliaci�n de la Capacidad de Transporte y Distribuci�n del
Sistema de Distribuci�n Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la Provincia de
Mendoza y la Provincia San Juan, notific�ndose de su contenido al ENARGAS y a la
Sociedad.
El MPFIPyS asistir� a la Provincia
de Mendoza con el financiamiento hasta un monto de $95 millones para la
ejecuci�n de las referidas obras complementarias definidas por la Sociedad.
Este acuerdo compromete a la Naci�n y a la Provincia de Mendoza al
financiamiento no reintegrable de las obras. La Provincia de Mendoza en base a
los proyectos y pliegos elaborados por la Sociedad convoc� en los �ltimos d�as
de diciembre de
De no contar con la habilitaci�n y
puesta en funcionamiento de las obras antes del pr�ximo invierno se ver�
afectado el normal abastecimiento del
servicio en las �reas de distribuci�n directamente vinculadas a estas
ampliaciones. La Sociedad asume la responsabilidad de la aprobaci�n de
los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de obras aprobado y
la inspecci�n de las mismas. Las obras de infraestructura ser�n cedidas a la
Sociedad en los t�rminos de la
normativa vigente, para su mantenimiento, operaci�n y explotaci�n.
La Sociedad elabor� su presupuesto
2011 previendo inversiones por valor de $ 22,8 millones. El total de
inversiones ejecutadas durante el a�o fue de $ 21,1 millones. Las inversiones
pendientes de realizar por aproximadamente $1,7 millones fueron reprogramadas
para desarrollarse en 2012 como consecuencia de la demora operada en el proceso
de adjudicaci�n, producto de la tramitaci�n que resulta necesaria realizar en
el marco del compre trabajo argentino.
Se llevaron a cabo y/o se encuentran
en ejecuci�n las siguientes actividades previstas en el programa anual de
inversiones: interconexiones de redes de media y baja presi�n y de gasoductos
de alta presi�n; potenciamiento y renovaci�n
de redes; recambio de servicios; ampliaci�n de plantas reguladoras de presi�n
existentes y construcci�n de nuevas; adquisici�n de medidores y unidades
correctoras para distintos caudales, presiones y di�metros para nuevas industrias;
instalaci�n de equipos rectificadores y renovaci�n de dispersores para la
protecci�n cat�dica; digitalizaci�n de
planos; y otras inversiones menores.
Las inversiones 2012
Se desarrollaron las
actividades relativas al programa 2012 de inversiones operativas y otras
menores, destinadas a sostener el normal y seguro abastecimiento de gas en las
condiciones pautadas en la Licencia, privilegiando la seguridad, continuidad y
control del sistema de distribuci�n.
Para atender los
requerimientos de la demanda, la Sociedad, en el marco del programa de
Fideicomisos de Gas constituido por la Resoluci�n MPFIPyS N�
185/2004 del Ministerio de Planificaci�n Federal, Inversi�n P�blica y Servicios
("MPFIPyS"), gestion� ante la Secretar�a de Energ�a ("SE")
y el ENARGAS la inclusi�n en dicho programa de ciertas obras de infraestructura
necesarias para aumentar la capacidad del sistema. Se trat� de las obras
Ampliaci�n Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcci�n Planta
Compresora Mendoza Norte; y Ampliaci�n Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa 1,
que no fueron incluidas en ning�n programa de fideicomisos.
Luego de gestiones llevadas
a cabo por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se
firm� un Convenio para la Ampliaci�n de la Capacidad de Transporte y
Distribuci�n del Sistema de Distribuci�n Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la
Provincia de Mendoza y la Provincia San Juan, notific�ndose de su contenido al
ENARGAS y a la Sociedad. El MPFIPyS asistir� a la Provincia de Mendoza con el
financiamiento hasta un monto de $ 95 millones para la ejecuci�n de las
referidas obras complementarias definidas por la Sociedad. Este acuerdo
compromete a la Naci�n y a la Provincia de Mendoza al financiamiento no
reintegrable de las obras. La Provincia de Mendoza en base a los proyectos y
pliegos elaborados por la Sociedad convoc� en los �ltimos d�as de diciembre de
Luego del proceso de
licitaci�n realizado, mediante los pertinentes decretos de fecha 07/06111, la
Provincia de Mendoza adjudic� la construcci�n de las obras correspondientes por
las nueve licitaciones efectuadas. La Sociedad asume la responsabilidad de la
aprobaci�n de los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de
obras aprobado y la inspecci�n de las mismas. Las obras de infraestructura
ser�n cedidas a la Sociedad en los t�rminos de la normativa vigente, para su
mantenimiento, operaci�n y explotaci�n. Si bien era incierta la culminaci�n de
los trabajos antes del invierno 2012, se defini� con las empresas contratistas
un ambicioso y riguroso plan de obras en procura de contar con la habilitaci�n
y puesta en funcionamiento de las obras con ese objetivo para evitar que se
viera afectado el normal abastecimiento del servicio en las �reas de
distribuci�n directamente vinculadas a estas ampliaciones. Por imperio de las
circunstancias, no atribuibles a las funciones de la Sociedad, a la fecha del
presente documento las obras a�n se encuentran en ejecuci�n, estim�ndose que su
finalizaci�n se producir� durante el transcurso del primer trimestre de 2013.
La Sociedad elabor� su
presupuesto 2012 previendo inversiones por valor de $18,6 millones. El total de
inversiones ejecutadas durante el a�o fue de $14,1 millones. Las inversiones
pendientes de realizar por aproximadamente $4,5 millones fueron reprogramadas
para desarrollarse en 2013. De ese total, $3,4 millones est�n sujetas a la oportunidad de la ejecuci�n de obras de los
gobiernos provinciales de San Juan y Mendoza, y la realizaci�n de las restantes
inversiones depende, entre otros aspectos, de la resoluci�n de factores
t�cnicos-administrativos o del cierre de acuerdos con terceros.
Se llevaron a cabo y/o se
encuentran en ejecuci�n las siguientes actividades previstas en el programa
anual de inversiones: interconexiones de redes de media y baja presi�n y de
gasoductos de alta presi�n; construcci�n de ramales de alimentaci�n;
potenciamiento y renovaci�n de redes; recambio de servicios; ampliaci�n de
plantas reguladoras de presi�n existentes -Mendoza Sur; Mendoza Sur; San Luis;
Pantanillo; Tunuy�n-, construcci�n de nuevas -Ruta N�
143, General Alvear; Calle 5 en San Juan; el Volc�n en San Luis- y renovaci�n
-Planta La Mora, Mendoza-; adquisici�n de medidores y unidades correctoras para
distintos caudales, presiones y di�metros para nuevas industrias; instalaci�n
de equipos rectificadores y renovaci�n de dispersores para la protecci�n
cat�dica; digitalizaci�n de planos; y otras inversiones menores.
Fuente: Memorias y Balances Distribuidora Gas Cuyana (1993-2012).