INVERSIONES
Gestión Técnica Operativa
El año 1994 fue especialmente activo para la Gerencia Técnica Operativa.
Por una parte, estuvo abocada al desarrollo de todos los proyectos inherentes a
la extensión de las redes de distribución, como la implantación de un sistema
de comunicación para interconectar a
todas las unidades móviles de la Empresa, la extensión de la protección
catódica de la red, la elaboración de los manuales de construcción y la
conclusión del proyecto SCADA, consistente en un sistema de telecontrol y
telemedición de gasoducto&.
Por otra parte, corresponde destacar
que la Gerencia Técnica Operativa, trabajó principalmente en tareas destinadas
a extender las instalaciones, sustituir redes, renovar servicios, detectar
fugas y hacer las reparaciones correspondientes, verificar el estado de la
protección catódica y las cámaras de
reducción y regulación del gas.
Asimismo, se efectuaron todas las
intervenciones requeridas por la Licencia, tanto en términos económicos, 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
incorporación de aproximadamente
. la
sustitución de
. el
relevamiento preventivo de
. la realización
de intervenciones de mantenimiento programado y no programado en las cámaras de
regulación, medición y reducción del gas.
Por otra parte, cabe señalar la
importancia de las actividades destinadas a la protección catódica con el
objetivo de evitar que las tuberías puedan verse afectadas por la corrosión. En
tal sentido, se efectuaron 140.000 intervenciones consistentes en la
verificación de las cuplas aislantes, proceder a su
reparación y sustitución y en la puesta en marcha de 10 nuevos equipos rectificadores,
con lo que la Empresa ha logrado tener más del 75 %de las instalaciones bajo
protección catódica.
Gestión de Planeamiento, Organización y Control de Gestión
Prosiguiendo con la actividad
iniciada en 1993, se pusieron en marcha durante el año todas aquellas
iniciativas destinadas a mejorar la programación de las actividades de la
Empresa a corto y mediano plazo. Esto nos ha posibilitado comenzar a disponer
de adecuados instrumentos de programación y de información mensual, tanto para
la gestión técnica como para la económica, lo que nos permite durante el año,
efectuar las correcciones necesarias para el logro de los objetivos
programados.
Simultáneamente, durante el
Ejercicio, la Gerencia de Planeamiento, Organización y Control trabajó en la
definición de todos los procedimientos internos de la Empresa, para lo que
contó con el asesoramiento de una consultora externa, Fueron examinados todos
los temas característicos de la gestión empresaria, a fin de contar con
metodologías claras, para lo que se trabajó en la elaboración y en la
implementación de procedimientos para todos los procesos claves de la Empresa.
Durante 1994 se realizó el estudio
de 18 procedimientos en total, entre los que podemos mencionar como los más
significativos los correspondientes a: Lectura de Medidores, Facturación y
Cobranzas, Gestión de Compras, Despacho de Gas e Intervención en Emergencias.
Corresponde resaltar que fue notable
el apoyo y el interés brindado por el personal de todas las gerencias en las
tareas de estudio y desarrollo de los procedimientos, actividad ésta que se vio
enriquecida por la metodología de trabajo elegida, que consistió en la
formación de grupos inter funcionales.
Gestión de Relaciones Industriales e Institucionales
En materia de Relaciones
Industriales, se dio comienzo a la implementación de un sistema de
Administración de Remuneraciones, que permitirá establecer una equidad interna
entre los diferentes puestos y una adecuada estructura organizativa de la
Empresa. Dentro de esta actividad, se estableció una política de salarios,
contemplando la competitividad de nuestras remuneraciones y beneficios en
relación al mercado laboral de nuestro sector.
Esto contribuyó a establecer los
perfiles requeridos para los puestos y proyectar la planificación de carrera,
con objetivos específicos y estratégicos a través de programas de capacitación.
A lo largo de 1.994 se concretaron distintos cursos y seminarios de
capacitación entre los que podemos mencionar los de: Dirección y Gerenciales,
Atención al cliente ( para niveles medios), Calidad
Centrada en el Cliente (para directores, gerentes y jefes de primera línea),
Computación, Cámaras Reguladoras y Reguladores, Búsqueda Programada de Fugas,
Verificación de Redes y Sistemas de Distribución y el de Protección Catódica
(estos tres últimos dictados por técnicos de ITALGAS S.p.A)
En materia de Higiene y Seguridad se
consensuó un programa de actividades de prevención e información, extensivo a
entidades públicas y se llevaron a cabo exámenes periódicos 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 ejecución de distintas iniciativas
destinadas a lograr mejoras en la gestión interna y externa, cuya continuidad
constituye uno de los requisitos básicos para seguir avanzando en ese proceso
de transformación que iniciáramos hace cuatro años.
A través del programa de Calidad Centrada
en el Cliente se ha logrado un punto de convergencia que a los fines
estratégicos cun1ple con los tres lineamientos básicos que sustentan nuestro
plan de acción: el crecimiento, la calidad de servicio y el desarrollo de
recursos humanos. Como consecuencia, el nivel de comunicación y la calidad del
contacto con los clientes y con la comunidad en general se irán consolidando
con presencia y características propias. A la vez, la propuesta de servicios y
facilidades a través 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 técnico y operativo los objetivos de crecimiento y acercamiento al
cliente, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. mantiene una política de inversiones
sostenida que, combinada con los programas de capacitación, nos permite avanzar
en el perfeccionamiento de la prestación de nuestro servicio.
Este proceso requiere una evaluación
constante de los resultados, de allí que nuestra política de gestión ponga
especial énfasis en el logro de los objetivos fijados para las distintas áreas.
La estrategia
Atenta la realidad del entorno,
Distribuidora de Gas Cuyana SA., respondió a los signos de la economía
en general y su mercado en particular con las acciones necesarias para mantener
la estrategia de la Compañía ajustada a sus objetivos de corto y mediano plazo.
En ese sentido en 1997, además del cumplimiento de los
planes en materia de consolidación de los estándares operativos de seguridad,
de mejora continua en el nivel de servicio y la vigencia del proceso de
optimización integral de gestión, se participó intensamente en el proceso de
Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), un tema sensible para todos los
operadores del sector.
Confirmando el cumplimiento de sus
fines estratégicos, el programa de Calidad Centrada en el Cliente concluye el
año con el logro de objetivos importantes como la construcción 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
informático comercial denominado Orión, una herramienta
valiosa que, al entrar en operación,
permitirá multiplicar las posibilidades de resolución rápida y satisfactoria de
las necesidades de nuestros clientes.
A su vez, en función de los
lineamientos básicos de nuestro plan de acción, se consolida en los hechos
nuestro compromiso con la comunidad en materia de seguridad y medio ambiente.
Lo demuestra, por un lado, la incorporación de tecnología que significa la
digitalización de planos y el sistema SCADA, que optimiza la acción preventiva
de nuestra área técnica y, por el otro, la labor de concientización con los
clientes, trabajadores del sector y contratistas.
En esta materia fue intenso el
trabajo con la comunidad: se implementó una campaña formativa a través de
medios de difusión masiva y de un plan de comunicación 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
sustitución de las válvulas de venteo tradicionales y la incorporación de un
procedimiento más seguro de odorización.
Tal como adelantáramos la RQT fue un
proceso complejo en el que se tomaron en cuenta, además 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 variación en la
composición de la capacidad de transporte y la aplicación de nuevas tasas y
cargos a servicios prestados por la Distribuidora. El resultado de esta
revisión no modifica los planes estratégicos de la compañía .
El servicio
El acento en la política de gestión
por objetivos se ha integrado a la filosofía de Distribuidora de Gas Cuyana
S.A. La evaluación constante de los resultados ha permitido verificar nuestro
progreso en el perfeccionamiento de los distintos aspectos que hacen a la
prestación de nuestro servicio.
Se ha cumplido íntegramente con el
programa de inversiones obligatorias para 1997, entre ellas, las proyectadas
para los trabajos de reemplazo de cañerías, montaje y puesta en marcha de
nuevas plantas reguladoras y para el sistema SCADA de telemedición de
gasoductos. Este sistema permite supervisar la distribución de gas por medio de
Unidades Terminales Remotas que miden, entre otras variables, el caudal, la
presión, la temperatura y trasmiten esa información al Centro de
telesupervisión en Ecogas para procesarla y tomar las medidas relativas al
despacho de gas.
En cuanto al sistema de
distribución, durante 1997 se agregaron aproximadamente
La eficiencia y calidad de servicio
a la que apuntamos no se limita a la mejora de nuestras prestaciones, también
nos exige trabajar en ese sentido con nuestros proveedores. Continuamos con
nuestra política de diversificación 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 complementación con otras
distribuidoras. Se formuló una oferta irrevocable de contratación de servicio
de transporte en firme a partir del mes de enero de 1998.
También los procesos de gestión
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
consolidación progresiva de nuestra plataforma informática y sus aplicaciones
pone de manifiesto, una vez más, 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 gestión.
La estrategia
Fiel a las mismas pautas centrales
que han caracterizado su accionar en estos años, 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 ajustándose permanentemente a los
condicionantes que la economía en general y su mercado en particular imponen.
Así, en 1998, además 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 optimización integral de gestión, se
realizó un significativo esfuerzo humano y de recursos materiales para cumplir
acabadamente con la etapa inicial del plan de inversiones para el período
1998-2002 aprobado por el ENARGAS, dentro del esquema del factor K resultante
de la primer Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).
Todo ello, sin descuidar la
ejecución del programa anual de inversiones destinado a mantener las
operaciones de distribución de gas en los estándares internacionales de
seguridad y control y la expansión del accionar técnico-comercial en nuevas
localidades del área de distribución.
Tal como se anticipara, el resultado
de la primer RQT, dominante en el ejercicio pasado, adquirió plena vigencia a partir
del 1° de enero de 1998. Entre las iniciativas más importantes encaradas por la
Sociedad relacionadas directamente con este proceso, están las obras que
corresponden a la construcción del ramal de alimentación Quíntana-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 concientización, esta vez,
subrayando las ventajas competitivas del gas como combustible. Continuamos en
este año con el Programa ECOGAS de Formación Ecológica para escuelas primarias,
que sigue cumpliendo con éxito su función educativa en materia de ecología y
medio ambiente.
El servicio
Durante este séptimo ejercicio
(1998) se han efectuado inversiones por aproximadamente $ 16.100.000
completando el desarrollo del programa elaborado para todo el año, que incluyó
las inversiones pautadas con el ENARGAS por el factor K, la construcción de
nuevas redes y gasoductos, la realización de trabajos de reemplazo de cañerías,
de montaje y puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras, la colocación de
nuevos medidores industriales y domésticos, la mejora continua en materia de
comunicaciones y en el sistema de telemedición de gasoductos (SCADA), la
adquisición de rodados y el desarrollo de nuevos procedimientos y sistemas.
En cuanto al sistema de
distribución, los datos físicos nos muestran que durante 1998 se agregaron
Las estaciones de gas natural
comprimido (GNC) conectadas a nuestro sistema de distribución han tenido un
importante incremento en el ejercicio, lo que confirmó la tendencia sostenida
de crecimiento de los últimos años. Las actuales 55 estaciones, nos permiten
ser optimistas sobre este mercado que se encuentra estrechamente vinculado al
desarrollo de políticas de medio ambiente y configura un
importante renglón de actividad para la
Sociedad. En relación con ello, antes de finalizar el año se completaron los
recorridos anuales de control y verificación programados para estos clientes.
Continuamos con nuestra política de
diversificación 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 ampliación de capacidad firmados con Transportadora
de Gas del Norte S.A. en octubre de 1997.
Se llevó a cabo el programa anual de
capacitación para todos los niveles de la estructura, especialmente diseñado en
función de las necesidades detectadas y abarcando, entre otros, aspectos de
formación gerencial, técnica y sobre tópicos específicos.
En octubre se concretó la renovación
del Convenio Colectivo de Trabajo con la homologación del Ministerio de Trabajo
y Seguridad Social de la Nación, por el término de tres años con vencimiento el
30 de septiembre del2001.
Las inversiones realizadas en 2002 por la Sociedad se orientaron a
mantener los estándares de seguridad alcanzados, preservando la calidad del
servicio. En tal contexto, no fue posible continuar con !as
obras de expansión previstas originalmente y es innegable, que el proceso
general que vive la economía, en el que se consumieron stocks y se afectó
progresivamente el acceso a nueva tecnología, tiene impacto también en la
Sociedad.
Adicionalmente, en el marco de la
crítica situación señalada, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)
suspendió el trámite de la segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (RQTII) que
se encontraba en curso, pues consideró que" ... atento el dictado de la
Ley N° 25.561 y su incidencia en el proceso de
revisión tarifaría 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 renegociación ... " (cfr.
Nota ENRG N° 575, 08/02/02). Esto por cuanto, como el
mismo ENARGAS indicó, " ... las medidas recientemente dictadas por el
Gobierno Nacional dificultaban una fundada elaboración de proyecciones para el
quinquenio 2003-2008, razón por la cual se decidía prorrogar la presentación
relativa a la Proyección 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 continuó con las actividades requeridas para
completar la información que demandaba la RQT 11. Se focalizaron las acciones
en la capacitación del personal para atender la nueva problemática de la
realidad económica, 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 conservación del medio ambiente.
El servicio
En el transcurso del ejercicio 2002,
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. debió sortear una serie de vicisitudes
provocadas por las crisis de las economías nacional y regional, que tuvieron
consecuencias ineludibles en las empresas, entidades y hogares de todos los
rincones, así como también, debió superar las dificultades particulares,
propias, de la industria del gas, provocadas principalmente por la sanción de
la Ley de Emergencia, que implicó para la Sociedad un cambio sustancial en los
términos de su relación con el Estado Nacional y sus clientes, alterándose
elementos esenciales de la Licencia de distribución.
No obstante la difícil coyuntura, y
producto principalmente del impulso residual de las inversiones físicas
comprometidas por la Sociedad en el 2001 y de las acciones tomadas para
morigerar los efectos de la crisis, se registró un crecimiento neto en la
expansión del sistema de distribución de
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio representaron aproximadamente $ 3,7 millones, monto sensiblemente
inferior al previsto ejecutar, que debió acotarse como consecuencia de los
eventos producidos en la economía del país 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 renovación de redes, gasoductos y cámaras de regulación, de
trabajos en los sistemas de odorización y en los de protección catódica, de
expansión de medidores industriales, de colocación de nuevos medidores
domésticos, como así también de otras inversiones menores, todas ellas sujetas
a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de austeridad en la
aplicación de recursos, privilegiando la seguridad y control del sistema de
distribución.
En el conjunto de las principales
actividades de operación se destaca la finalización del programa de búsquedas y
reparación de fugas previsto para el ejercicio, por el que se relevaron
aproximadamente
La incertidumbre económica
generalizada y la imposibilidad de acceso al crédito, modificaron
sustancialmente las perspectivas de los planes de saturación de redes. Esta
misma coyuntura provocó la suspensión de gran parte de las obras de extensión y
expansión de redes programadas, complicando seriamente la ejecución de los
proyectos iniciados en el año anterior.
Con relación a la subzona Malargüe, se continuó operando con normalidad la planta de
inyección de propano diluido para la sustitución de volúmenes de gas natural
por mezcla de propano diluido, como solución al problema de la creciente
declinación de los pozos productores de gas que abastecen a la localidad de Malargüe. Durante el mes de junio se llevó a cabo la
conversión a Gas Licuado de Petróleo (GLP) de las industrias de esta ciudad,
que se sumaron a los 1.300 clientes residenciales que ya contaban con ese
abastecimiento. Posteriormente, se concretó el proceso de conversión de 600
clientes residenciales más. Por otra parte, el Gobierno y los productores de
GLP acordaron un límite al precio de este combustible para las distribuidoras,
por el período mayo-setiembre.
El sector de detección de ilícitos
fue reestructurado durante el ejercicio dotándolo de mayores recursos como
consecuencia del registro de un crecimiento importante de ilícitos comprobados
y desactivados, con respecto a iguales meses de años anteriores. También,
dentro del proceso de mejora continua, el Centro de Atención Telefónica (CAT)
implementó un nuevo servicio de atención al cliente con la habilitación de una
dirección de correo electrónico que permite acceder al CAT obteniendo respuesta
por esa misma vía.
Con respecto a las compras de gas se
tomaron los recaudos pertinentes para el reconocimiento de situaciones derivadas
de caídas en la demanda muy acentuadas en los tres primeros meses del año, 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 complementación con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y otra
distribuidora, con el propósito de optimizar el uso de la capacidad de
transporte contratada y atender los picos de demanda estadísticamente
esperables.
Producto de la crisis por la que atraviesa
la economía, se acentuó la disminución de consumos de los grandes clientes,
particularmente en los sectores de generación de energía. No obstante, algunas
industrias incrementaron sus reservas de capacidad en función 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
año al reorientar su matriz de combustibles hacia el gas natural.
La devaluación de la moneda
convirtió en casi prohibitiva la reposición de bienes de tecnología, y llevó a
recibir una fuerte presión alcista fundamentalmente de los servicios de
vínculos, líneas de comunicación y de las licencias de software, todo lo cual
exigió 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 informático administrativo
adecuándolo a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a partir de
los cambios en las reglas económicas y las normas profesionales que dispusieron
el ajuste por inflación en los estados contables.
Administrativamente se realizó un
permanente análisis 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 problemática de la creciente
generación de bonos estatales, requirió de ajustes en la operatoria y gestiones
ante el gobierno, proveedores, entidades financieras y organismos de
recaudación 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 físicos y humanos en
las áreas financieras y comerciales para hacer frente al notable incremento de
actividades relacionadas con esta realidad.
Se logró reducir el saldo de la
deuda financiera en moneda extranjera que la Sociedad tenía a comienzos del
ejercicio, superándose las dificultades generadas por la complejidad de las
regulaciones que tuvieron vigencia en el proceso. Si bien el endeudamiento
estaba muy por debajo del máximo aceptable para la industria, se privilegió
disminuir en cuanto fuera posible el impacto de la devaluación generada a
comienzos del ejercicio, concretando acciones de retracción del gasto y de las
inversiones sin afectar la calidad y seguridad del servicio.
Con motivo del proceso de
renegociación de contratos, se trabajó intensamente en la elaboración de la
información requerida por la Comisión de Renegociación 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 resolución, se solicitaron al ENARGAS, al Ministerio de Economía de la
Nación y a otras áreas 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
aprobó cuadros tarifarías provisorios que también suspendieron los ajustes
estacionales desde agosto dejando sin resolver la cuestión derivada de la
pesificación de los contratos de gas, originalmente pactados en dólares.
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 según las
diferentes situaciones, la celebración de audiencias o la aplicación concreta
de los Decretos de ajustes.
En lo referido al desarrollo de
recursos humanos se realizaron cursos de capacitación principalmente orientados
a aspectos relativos a la gestión de operaciones en contextos económicos
inflacionarios, brindando herramientas aptas para encarar la problemática
generada por la devaluación del peso y las difíciles circunstancias actuales de
la economía argentina.
Además, se llevaron a cabo programas
técnico-operativos, de Management y administración de negocios, y de
especialización profesional. En lo que respecta a la estructura remunerativa
gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes al mercado,
complementada con una bonificación anual sujeta al cumplimiento de objetivos
gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de esta
categoría. En cuanto al Directorio, es práctica que se reitera año tras año,
que únicamente se encuentran retribuidos con honorarios los señores directores
que representan al Programa de Propiedad Participada, mientras que los
restantes miembros hasta el presente han renunciado expresamente a su
percepción.
Finalmente, las actividades
institucionales abarcaron el desarrollo de campañas de difusión y
concientización de la población de las normas de seguridad sobre el manejo del
gas natural; la realización de cursos sobre prevención de accidentes que
ocasionan asfixia por monóxido 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 desarrolló el programa anual de inversiones que incluyó el
recambio de servicios; la renovación y potenciamiento de redes; la ampliación
de la planta de regulación y medición de San Juan; la ampliación de la planta
de inyección de propano indiluido en Malargüe; la
construcción de un tramo loop en el gasoducto ramal Pantanillo-Mosconi; ampliaciones en los sistemas de protección
catódica; y la realización de otras inversiones menores. Asimismo se finalizó
el proyecto y se encuentra en proceso de adjudicación una importante obra: la
construcción del Tramo 111 del gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas, en
la provincia de Mendoza.
Entre las actividades de operación se
destaca el cumplimiento del programa de búsqueda y reparación de fugas para el
año 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 concretó el mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras,
y se llevaron a cabo los recorridos anuales referidos al control programado de
las estaciones de gas natural comprimido ("GNC") sujetas a
verificación (con 390 inspecciones), y a la supervisión técnica de las instalaciones
y actividades de los Subdistribuidores. El sector de detección de conexiones
irregulares desarrolló una importante gestión en la atención de este tipo de
situaciones al efecto de desalentar y penalizar las mismas.
En la subzona Malargüe
se continuó operando con normalidad la planta de inyección de propano indiluido
para la sustitución de volúmenes de gas natural, como solución al problema de
la creciente declinación de los pozos productores de gas que abastecen a la
localidad. Asimismo, mediante la Resolución SE N°
419/2003 se renovó el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de
distribución de gas propano indiluido, ratificado por el Decreto N° 934/2003 de fecha 22 de abril de 2003, por un periodo de
un año, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la
Sociedad complementar los volúmenes de gas requeridos con otro proveedor al ser
insuficiente el cupo asignado al proveedor original. Desde octubre de 2003 la
Sociedad comenzó 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 año
2002, ello contribuye a incrementar la incertidumbre en cuanto al comportamiento
errático 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 últimos meses - del orden del 35% - cuya
evolución futura es difícil de prever y que deriva de la forzada distorsión de
precios relativos, que lo toma tres y cuatro veces más barato que sus
sustitutos. Por otra, el cambio de tendencia del sector residencial que en el
primer semestre de 2002 presentaba una pérdida neta de clientes, pero que
durante 2003 incrementó 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 más caro que el gas natural. Todo ello sumado
a la evolución de la demanda de los distintos sectores industriales, que
encuentran en el gas natural un sustituto cuatro a seis veces más barato por
los aumentos acumulados de entre el 100% y el 420% según el combustible de que
se trate.
En este marco, las señales y
referencias que se disponen para evaluar potenciales necesidades en el sistema
- sostenibles en el mediano plazo - son por demás 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 búsqueda de una solución razonable con los productores del país
para los precios de gas en boca de pozo y del GLP en el estado de situación de
emergencia, se solicitó la urgente intervención del ENARGAS, la Secretaría de
Energía 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 diseño del sistema de
distribución Mendoza-San Juan, se debieron reformular transitoriamente las
pautas para la satisfacción de nuevas demandas firmes de gas respecto de las
observadas hasta el presente. Así, se ha definido la postergación temporaria
del otorgamiento de factibilidades para nuevas estaciones de GNC, para clientes
generales "P" con consumos superiores a 100 m3/hora (1000 m3/día),
barrios de más 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 serán
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 situación ha sido informada al ENARGAS.
Se mantuvo la capacidad de
transporte contratada para el periodo, y se renovaron los acuerdos de
asistencia y comp1ementación 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 estadísticamente esperables.
Adicionalmente, y sólo por un año, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte
S.A. una capacidad de 100.000 m3/día. Se recibieron solicitudes de ampliación
de capacidad firme de parte de clientes industriales, que en principio no
pudieron ser atendidas, hecho que también se informó al ENARGAS.
Se concretó con Distribuidora de Gas
del Centro S.A. un acuerdo de Solo Distribución 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 Córdoba.
La incertidumbre sobre las
posibilidades de satisfacer la demanda incremental futura, y las dificultades
económicas de la población y las entidades bancarias modificaron
sustancialmente las perspectivas de los planes de saturación de redes,
dificultando la continuidad del plan Tenga Gas, el cual contemplaba la
financiación para obras de gas con recupero por factura.
La Comisión de Renegociación de
Contratos de Obras y Servicios Públicos (creada por el Gobierno en el marco de
la Ley N" 25.561) emitió un Informe de la Gestión- Área de Energía - al
mes de diciembre de 2002, por el cual esta Licenciataria realizó y envió un
resumen de sus principales comentarios.
Se solicitó al ENARGAS, al MECON y a
otras áreas 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 Índice de Precios del Productor- Bienes Industriales
de los Estados Unidos de Norteamérica ("PPI") y un incremento por el
factor "K", sino que desde de mayo de 2002 en adelante el ENARGAS
sucesivamente aprobó cuadros tarifarías provisorios, suspendiendo también los
ajustes estacionales por variación 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 tarifarías 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 Resolución del ENARGAS de la obligación de
abstenerse de seguir aplicando las tarifas con los incrementos dispuestos y
volver al cuadro tarifario anterior. Posteriormente, mediante Disposición del
Directorio del 17/03/03 ENARGAS ordenó a las Licenciatarias "proceder a la
devolución en la próxima facturación de las diferencias que resultaren, si las
mismas aplicaron aumentos tarifarios que hubieran quedado suspendidos con los
alcances y en los términos 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 creó la
Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos ("URACSP"),
en el ámbito de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios, con la misión de asesorar y asistir en
el proceso de renegociación de los contratos de obras y servicios públicos
dispuesta por la Ley N° 25.561. La URACSP, llamada en
la práctica UNIREN, es la continuadora de la anterior comisión, prosiguiendo
los trámites que se hallaren en curso. Para ello, el mismo decreto define la
misión y características respecto del alcance de su tarea, atribuciones e
instancias.
Con fecha 21 de octubre de 2003 el
PEN promulgó la Ley N° 25.790 por la cual se dispone
extender hasta el 31 de diciembre de 2004 el plazo para la renegociación de los
contratos dispuesta por la Ley de Emergencia; que tal renegociación podrá
abarcar a determinados sectores de servicios públicos o a determinadas
contrataciones en particular; que el PEN pueda tomar decisiones sin tos límites
que imponen los Marcos Regulatorios respectivos; que las facultades de los
Entes Reguladores en materia de revisiones contractuales, ajustes y
adecuaciones tarifarías previstas en los Marcos Regulatorios respectivos,
puedan ejercerse en tanto resulten compatibles con el proceso de renegociación
conforme lo dispuesto por la Ley N° 25.561;
que los acuerdos de renegociación puedan abarcar aspectos parciales de los
contratos de concesión o licencias, contemplar fórmulas de adecuación
contractual o enmiendas transitorias del contrato, incluyendo la posibilidad de
revisiones periódicas pautadas y variar los parámetros de calidad del servicio;
y que el PEN remita las propuestas de los acuerdos de renegociación al Congreso
de la Nación, quien dispondrá de un plazo de 60 días corridos para aprobar o
rechazar el acuerdo, estableciéndose que si hubiere rechazo el PEN reanude el
proceso de renegociación del contrato respectivo. Finalmente, la ley establece
que las empresas prestadoras de servicios públicos no podrán 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 reunión 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 renegociación 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 prevén.
Durante diciembre 2003 y enero 2004 la UNIREN desarrolló reuniones individuales
con las distribuidoras.
El ENARGAS con fecha 6 de enero de
2004 solicitó la actualización por los años 2001, 2002 y 2003 de la información
oportunamente presentada por el año 2000, en el suspendido proceso de la RQT
1115 con el objeto de utilizarlo en la Renegociación de los Contratos de los
Servicios Públicos que conduce la UNIREN. La Sociedad preparó y presentó
oportunamente la información requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio 2004 representaron
aproximadamente $14.8 millones, un 54.2% más que las de 2003.
Entre las actividades de operación
se destaca la ejecución del programa de búsqueda y reparación de fugas para el
año 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 verificación, con la concreción de 423
inspecciones; las correspondientes al mantenimiento previsto de redes,
gasoductos y cámaras, como así también a la supervisión técnica 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 saturación de
redes. No obstante, aún sin financiamiento, el estímulo 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 período, y se renovaron los
acuerdos de asistencia y complementación 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 estadísticamente esperables. Adicionalmente, y sólo por un
año, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte S.A. una capacidad de 100.000
m3/día. Se continuaron recibiendo solicitudes de ampliación de capacidad firme
de parte de clientes industriales, que en principio no pudieron ser atendidas,
hecho que se informó al ENARGAS.
En conjunto con Distribuidora de Gas
del Centro S.A. y las principales industrias de ambas sociedades, se impulsó la
iniciativa para la creación de un Fondo Fiduciario que permitiera financiar la
expansión del sistema de transporte para cubrir la demanda incremental de la
zona. A pesar de lo avanzado del proyecto que contó con el respaldo de la
Secretaría de Energía ("SE"), no se logró 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 canceló la iniciativa.
Posteriormente, el Gobierno Nacional
impulsó otras alternativas y anunció que bajo el Programa de Fideicomisos de
Gas creado por la Resolución No 185/2004 del Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), se financiarían
obras de expansión en los sistemas de Transportadora de Gas del Sur S.A.
(''TGS") y de TGN, que deberían estar disponibles en el invierno de 2005
por un total de 5,7 MMm3/día. En el caso
de la zona Cuyana la expansión anunciada por TGN alcanzaría 600.000 m3/día.
Debido a lo costoso de la expansión
en relación con ampliaciones anteriores, el ENARGAS determinó que el Cargo por
Fideicomiso fuera prorrateado a todos los cargadores firmes de TGN y TGS, con
lo cual todo el sistema contribuirá al repago del incremento de capacidad.
Se recibieron solicitudes de Grandes
Usuarios por más de 1,0 MMm3/día que, sumadas a las peticiones de GNC, SGG,
SGP, las factibilidades postergadas y la estimación de la demanda residencial,
determinaron que se formulara una Oferta Irrevocable de Transporte Firme por
2,4 MMm3/día.
Con fecha 19/07/04 TGN comunicó a la
Sociedad el resultado del Concurso Abierto N" 0112004 para la ampliación
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 incluía un crédito puente a ser facilitado por bancos
públicos. En lugar de ello la SE se abocó a obtener
dicho financiamiento principalmente 'a través de productores de gas natural e
instituciones financieras, informando luego que no había 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 información necesaria para
obtener el financiamiento que, en todos los casos, tendrá como destinatario y
garante de dichos fondos al Fideicomiso organizado por la SE a través de Nación
F1deicomisos S.A.
En los últimos días de febrero de
2005 la Sociedad recibió la Nota N° 1220 del ENARGAS,
que conjuntamente con la Resolución N° 3140/2004 del
mismo ente, establecen una nueva instancia en relación a la capacidad asignada,
confirmando la titularidad por parte de la Sociedad, indicando el modo de
prorrateo a los usuarios "validados"' (categorías 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 éstos directamente lleguen a acuerdos
con el Productor o financien su parte. La Sociedad solicitó una extensión
razonable de los plazos y encaró nuevas negociaciones con YPF S.A. e interesó
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 contará con la titularidad de la capacidad de transporte
asignada.
Respecto de la ampliación de la
capacidad del Gasoducto Centro-Oeste, se mantienen bajas las expectativas de su
concreción, con lo que se agregaría más 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 intervención 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 provisión 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 informó a los clientes de la
categoría SGG la no renovación automática de los contratos al operar sus
vencimientos el 30/04/05. Idéntico tratamiento se dio a los Grandes Usuarios
cuyos contratos firmes vencen también el 30/04/05.
Frente a las dificultades para
acceder a mayor capacidad de transporte y provisión de gas, y en virtud del
incremento de demanda, se continuó con la postergación temporaria del
otorgamiento de factibilidades para clientes SGP con consumos superiores a 100
m3/hora (1000 m3/día), barrios de más 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 bajó a 30 m3/hora.
Posteriormente, de acuerdo a una intimación del ENARGAS, se procedió a levantar
las restricciones para servicios R y SGP (del 1° y 2° escalón 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 condición 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 situación ha sido informada al
ENARGAS.
Se tomó conocimiento de un
"Acuerdo para el abastecimiento temporario de gas" suscrito entre el
Gobierno Nacional, las provincias de Mendoza y San Juan, y Centrales Térmicas
Mendoza S.A. ("CTM"), por el cual se estableció que CTM ponía a
disposición de estas provincias, y por el término de 120 días a partir del
29/04/04, una cantidad de 250.000 m3/día de gas natural para que dichas
provincias dispusieran la asignación y uso de este fluido conforme a las
necesidades energéticas regionales del universo de empresas existentes en estas
provincias. Este gas natural le sería sustituido a CTM por gas-oil a proveer
por YPF S.A.
Con relación a la subzona Malargüe, se continuó operando con normalidad la planta de
inyección de propano indiluido para la sustitución de volúmenes de gas natural,
como solución al problema de la creciente declinación de los pozos productores
de gas que abastecen a la localidad. Asimismo, mediante la Resolución de
la SE N°
419/2003 se renovó el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de
distribución de gas propano índiluído, ratificado por el Decreto N° 934/2003 de fecha 22104103, por un periodo de un
año, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la Sociedad
complementar los volúmenes 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 prorrogó con
retroactividad al 01/05/04 y también por el plazo de un año. Desde octubre de
2003 la Sociedad comenzó a percibir el subsidio establecido por el Art. 75 de
la Ley N° 25.565.
La Sociedad solicitó al ENARGAS, al
MECON y a otras áreas de gobierno, urgentes incrementos de tarifas - congeladas
desde 1999- tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya
que no sólo se dejaron de contemplar los debidos ajustes por el PPI, el factor
"K'" y el costo promedio de transporte, suspendiéndose el proceso de
RQT IIJ.1, sino que además desde mayo de 2002 en adelante el ENARGAS
sucesivamente aprobó cuadros tarifarios provisorios, suspendiendo también los
ajustes estacionales solicitados por variación 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") promulgó la Ley No 25.790 por la cual se
dispuso: extender hasta el 31/12/04 el plazo para la renegociación de los
contratos dispuesto por la Ley de Emergencia, y definió además del mecanismo de
aprobación de los acuerdos con intervención del Congreso de la Nación, ciertos
arbitrios respecto de las potestades del PEN, o de los entes reguladores, en el
proceso de renegociación. Finalmente, la ley establece que las empresas
prestadoras de servicios públicos no podrán suspender o alterar el cumplimiento
de sus obligaciones en virtud de las disposiciones de esta misma ley. El
15/12/04 el PEN promulgó la Ley No 25.972 que prorrogó hasta el 31/12/05 el
plazo de la emergencia pública, prorrogando también las disposiciones de la Ley
N° 25.790 y normas complementarias.
El 26/11/03 tuvo lugar la primera
reunión conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la UNIREN (Unidad
de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos). En ella se
entregaron a las licenciatarias documentos que enuncian los objetivos generales
de esta nueva etapa de renegociación 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 prevén. Durante el mes de diciembre
de 2003 la UNIREN desarrolló reuniones individuales con las distribuidoras.
El ENARGAS, con fecha 06/01/04,
solicitó la actualización por los años 2001, 2002 y 2003 de la información
oportunamente presentada por el año 2000, en el suspendido proceso de la RQT 11
con el objeto de utilizarlo en la Renegociación de los Contratos de los
Servicios Públicos que conduce la UNIREN. La Sociedad preparó y presentó
oportunamente la información requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.
Desde mediados de 2004 se
suspendieron las reuniones de la UNIREN. La Sociedad dejó constancia de la
falta de cumplimiento del cronograma oportunamente informado por la UNIREN y la
ausencia de avances concretos en la renegociación. En enero de 2005 la UNIREN
remitió una propuesta de una Carta de Entendimiento sobre la renegociación del
Contrato, que no fue el resultado de una negociación entre partes, y que la
Sociedad luego de su análisis, no aceptó, manifestando además, su voluntad de
cumplir con el proceso que le fuera impuesto e instando a la realización de
efectivas negociaciones.
Ante la certeza de restricciones en
la provisión de gas, se observaron reacciones disímiles 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 serían
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 Distribución Firme
("FD") e Interrumpible ("ID") por un año (sin renovación
automática), con períodos de cesión de capacidad parciales por 120 días y
totales por 90 días, en aquellos días 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 sanción 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 difícil cuantificación, permanecen en etapa de determinación,
al haberse comenzado una secuencia de sucesivas aclaraciones por parte de las
autoridades pertinentes a través de una reglamentación que aún mantiene
aspectos pendientes respecto de las modificaciones realizadas al negocio.
Entre las cuestiones más relevantes
del Decreto No 180/2004 se encuentran: (i) la creación de un régimen de
inversiones en infraestructura de transporte y distribución de gas a través de fondos
fiduciarios; (ii) la creación del Mercado Electrónico
del Gas ("MEG"), que incluye mecanismos de reventa de capacidad de
transporte en firme e interrumpible y de compra-venta de gas; (iíi) el reemplazo de la categoría Venta GNC por las
categorías Venta Firme GNC y Venta Interrumpible GNC (lo que provocó que la
gran mayoría 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 introducción de
cambios en las condiciones especiales de ciertos grandes usuarios
interrumpibles.
En tanto, el Decreto N° 181/2004, atañe a la relación 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, además de la implementación de
mecanismos de protección en beneficio de usuarios que inicien la adquisición
directa de gas natural a los productores signatarios de esos acuerdos.
Adicionalmente se crean
subcategorías de usuarios en los servicios residencial y general "P",
con vistas a una segmentación de precios -en principio sólo del gas-e a fin de
atenuar los ajustes en los usuarios de menores consumos.
Mediante la Resolución N° 208/2004 del MPFlPyS -publicada el 22/04/04- se homologa
el "Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización 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 prevé la
normalización de precios de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte
("PIST") a la fecha límite 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 termoeléctricas
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
normalización general prevista alcanzará también 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 tendría lugar antes del 31/12/06. Para esta
fecha los usuarios R y SGP 1 y 2 pagarían un costo de gas PIST de
aproximadamente U$S el MMBTU y desde esa misma fecha
en adelante lo harán a precio libre, mientras que el resto de las categorías
comprarán a precio libre desde el 31/07/05.
En contraprestación, los productores
se comprometen a entregar ciertos volúmenes de gas a las distribuidoras que, no
obstante, no alcanzan para completar la capacidad de transporte firme
existente, situación por la cual la Sociedad no puede asegurar que dispondrá
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 pesificación de los acuerdos de
provisión de gas, aunque se requiere un acuerdo previo de suspensión de los
plazos para evitar la prescripción, ante la eventualidad de que por
incumplimiento del Estado de sus obligaciones asumidas en el Acuerdo, éste
pierda vigencia.
Las distribuidoras debieran adecuar
a estas nuevas condiciones sus acuerdos con los productores en un plazo de 45
días corridos a partir de la entrada en vigencia de la resolución. La Sociedad
logró 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 readecuó ni aceptó ofertas por gas de la
cuenca Neuquina. No obstante, continuó con provisión suficiente, aún al operar
el vencimiento del contrato por dicha cuenca el 30/04/04, en atención a que
desde mediados de junio el ENARGAS procede a asignar volúmenes conforme la
demanda de cada distribuidora, respetando, en primer término, 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
Resolución N° 208/2004.
A comienzos de febrero de 2005 se
recibieron de YPF S.A. sendas ofertas irrevocables tanto para la provisión de
la cuenca Neuquina como de la cuenca Norte, que no satisfacen las necesidades
de la Sociedad, por tal motivo se realizó una contrapropuesta. La Sociedad no
puede asegurar el resultado de la negociación. En el caso de no resolver esta
situación se deberá acudir a la SE y al ENARGAS a los efectos de que se efectúe
la correspondiente provisión en los términos de la normativa vigente y que
particularmente fuera aplicada durante el año 2004.
El ENARGAS convocó a Audiencia
Pública para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalización. La
misma fue suspendida por disturbios en el Salón de Audiencias y fue finalizada
según el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se
resolvieron los ajustes para todas las categorías 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
emitió la Resolución N° 265/2004 y la Disposición No
27/2004 de la Subsecretaria de Combustibles ("SSC") que reglamentan
restricciones a la exportación 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 convocó a Audiencia
Pública para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalización. La
misma fue suspendida por disturbios en el Salón de Audiencias y fue finalizada
según el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se
resolvieron los ajustes para todas las categorías 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 publicó la Resolución
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 Racionalización de
Exportaciones de Gas y Uso de la Capacidad de Transporte, establecido por la
Disposición N° 27/2004 de la SSC. Se dispone sobre
prioridades, inyecciones adicionales y valorización de gas, el circuito de
información y las alternativas y flexibilidad del Programa.
El 06/01/05 se publicó la Resolución N°
1681/2004 de la SE que modificó esta resolución en lo que hace al procedimiento
para determinar el destino de los volúmenes de inyección adicional al mercado
interno. Asimismo, instruye a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista
Eléctrico 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 Resolución No 659/2004.
En línea con las disposiciones
emitidas por la SE en virtud de la situación energética imperante y haciendo
uso de lo establecido en el Art. 31 o del Decreto No 180/2004 esa Secretaría emitió
con fecha 03/05/04 la Nota N° 385/2004, mediante la
cual habilitó 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, advirtió que
solamente se podrá recurrir a los mecanismos establecidos en la Disposición N° 27/2004 de la SSC luego de haber demostrado que se
realizaron las mencionadas restricciones.
El 26/05/04 se publicó la Resolución
503/2004 de la SE que aprueba: (i) el "Mecanismo de Uso Prioritario del
Transporte para el Abastecimiento de la Demanda No Interrumpible", que
permaneció en vigencia hasta el 31/08/04 (con revisión de la propia SE en
función de la evolución del sistema y de las conclusiones que se vayan
recogiendo de la aplicación del mismo), y por el cual se reemplaza lo dispuesto
por la Nota N° 385/2004 de la SE; y (ii) el "Procedimiento de Implementación Operativa de
la Disposición de la Subsecretaría de Combustibles de la Secretaría de Energía
27", que estará vigente mientras se nomine gas a centrales térmicas y a
distribuidoras en el marco de la citada disposición y en las condiciones
establecidas en ese instrumento. Asimismo, se instruye al ENARGAS a validar las transacciones
económicas de las prestatarias de los servicios de distribución de gas natural
por redes involucradas en la operatoria, siguiendo lo establecido tanto en (i)
como en (ii).
El 29/04/04 entró en vigencia la
Resolución No 415/2004 de la SE por la cual aprueba el Programa de Uso Racional
de la Energía ("PURE"), a los fines de mejorar las condiciones de
abastecimiento interno de gas natural y de energía eléctrica 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
relación a sus consumos de iguales periodos del año 2003, con el fin de
disponer de mayores excedentes de gas natural para su utilización en
actividades de tipo industrial. El PURE tiene una vigencia de un año y será
prorrogable a criterio de la SE. Son sujetos activos del mismo los usuarios
Residenciales de las categorías 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 categoría, 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 comparación de volúmenes prevista, respecto
a igual periodo de medición del año anterior.
El costo de los incentivos por los volúmenes
de gas natural que se liberen como consecuencia de la aplicación del PURE, será
abonado por los sujetos pasivos del mismo, que la resolución definió como los
usuarios firmes e interrumpibles de las distribuidoras. La SE excluyó 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 Resolución
No 942/2004 publicada el 15/09/04, la SE estableció que entre el 15/09/04 y el
30/04/05 el PURE no será de aplicación.
El 08/06/04 se publicó la Resolución
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, podrán intercambiar, revender o ceder el servicio brindado por la
prestataria de distribución de gas natural por redes, o la combinación de éste
con otros productos o servicios brindados por terceros, hasta tanto el MEG
entre en funcionamiento.
En el plano administrativo, la
Sociedad llevó a cabo un permanente análisis de la evolución de los costos de
los insumas, bienes y servicios, y de las posibles sustituciones de los mismos,
ya que la disminución observada en la cotización del dólar 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 economía también 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
renovó 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 básicos del convenio anterior, absorbiendo los incrementos ya
otorgados hasta diciembre de 2003 en función de las disposiciones del Gobierno.
Posteriormente, a los valores pactados se les adicionó el aumento decidido
también por el Gobierno a partir de enero de
En lo que respecta a la estructura
remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes
al mercado, complementada con una bonificación anual sujeta al cumplimiento de
objetivos gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de
esta categoría. La retribución 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 aplicación de
políticas financieras específicas 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 continuó con los programas de
adecuación de procedimientos y mejora continua de procesos y eficientización de los sistemas informáticos, con
particular adaptación a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a
partir de los cambios en las reglas económicas y contractuales dentro de la
crisis que vive el país y las consecuencias que derivan de ella. Hasta el
cierre del ejercicio se completaron las fases 1 sobre diagnóstico y evaluación,
y 2 sobre implementación de mejoras de corto plazo, previstas en el proyecto de
seguridad tecnológica. Asimismo, se continuó con el desarrollo de los módulos
previstos en esta etapa para el nuevo sistema de administración de recursos
humanos.
Se llevó a cabo el programa anual de
capacitación en el marco de un plan a largo plazo de desarrollo integral de
recursos humanos, abarcando aspectos técnicos específicos, de gestión y
administración de negocios, y de entrenamiento y aplicación práctica de
conocimientos generales y particulares. En el transcurso del año 2004 se
insumieron 14.755 horas/hombre de capacitación. Asimismo, en el aspecto
institucional se desarrolló una intensa campaña de concientización sobre la
temática de la contaminación con monóxido de carbono, y de los ahorros de
energía, a través de distintos medios de comunicación 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 anunció, bajo el Programa de
Fideicomisos de Gas creado por la Resolución N°
185/2004 del MPFlPyS, que se financiarían obras de expansión 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 ampliación de la capacidad de transporte firme del Gasoducto Centro
Oeste, en julio de 2004 se le adjudicó a la Sociedad la disponibilidad de
531.497 m3/día hasta abril de 2028, sobre un total de 2,4 MMm3/día 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) establecerían que a las
Estaciones de GNC corresponde asegurarles una reserva de capacidad firme
inicial ("RMI") que debe mantenerse en forma prioritaria con relación
a la mayor demanda que puedan generar los clientes residenciales y otros
ininterrumpibles. Asimismo, en la Resolución No 752/2005 la SE establece que
además de las estaciones de GNC, debe asegurarse el mantenimiento de la
condición firme a los servicios SGP3 y SGG. Dado que estas definiciones fueron
todas posteriores al CAOl, la Sociedad solicitó al
ENARGAS que se expidiera respecto a estas definiciones de la SE, ya que
modificaban de manera sustancial las Bases del CADI y, consecuentemente,
correspondía revisar íntegramente las asignaciones de capacidad realizadas.
Dado que el Gobierno no implementó
el financiamiento original previsto, la SE se abocó a
obtener dicho financiamiento principalmente a través de productores de gas
natural e instituciones financieras, informando luego que no había 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 expansión del gasoducto Centro Oeste por falta de financiamiento.
De todos modos, debido a lo costoso
de la expansión de los demás gasoductos en relación con ampliaciones
anteriores, el ENARGAS determinó 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 categorías
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 prevé la situación de que en caso de no
surgir oportunamente el financiamiento necesario que permita la concreción de
la ampliación 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 utilización del almacenamiento subterráneo de gas
natural Lunlunta Carrizal, estimando que podría
aportar un volumen de 350.000 m3/día por tratarse de su primera operación
comercial; y ii) De sustitución de algunos consumos
de gas ya existentes por combustible líquido, por un volumen de 250.000 m3/día,
que se liberan a través de una servicio de peaking.
Ambos servicios tendrán una duración de dos periodos invernales (2005 y 2006).
En ambos casos el costo final de gas
y transporte no será superior al que se hubiese pagado durante el periodo
invernal en condiciones de haberse llevado adelante la expansión del Gasoducto
Centro Oeste. Para ello deberá tenerse en cuenta el costo de transporte
incluyendo el correspondiente Cargo Fiduciario que el ENARGAS hubiese calculado
si la expansión del Gasoducto Centro Oeste se hubiese realizado, más 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.
celebró con la Sociedad un convenio por un servicio de comercialización de
capacidad de Transporte Firme de 531.497 m3/día, por un año, 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.
Aún cuando los clientes de la
Sociedad no se beneficiaron con ninguna expansión 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 expansión 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 categorías SGP1 y 2 y los
Subdistribuidores. Por lo tanto, los sistemas de transporte y distribución
contribuyen al repago del incremento de capacidad. La Sociedad actúa como
agente de percepción de este cargo, por cuenta y orden de Nación Fideicomiso
S.A.
• A finales del mes de setiembre de
2005 se publicaron las bases para un nuevo programa para expansión de
gasoductos hasta 20 MMm3 /día, que recién estarían operativos en 2007/8. Dentro
de dicho programa a TGN SA le corresponde ampliar en 10 MMm3/día (5 MMm3/día
sobre el Gasoducto Norte y 5 MMm3/día 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 presentación de las 01, tras sucesivas prórrogas, se fijó para el 30 de
noviembre de 2005. En dichas bases sólo se asegura a las distribuidoras la
prioridad para servicios Residenciales, SGPl y 2 y
todos los demás usuarios debían solicitar su propia capacidad en firme por sí
mismas o a través de la distribuidora.
Además, se establecieron las
siguientes prioridades para la asignación de la nueva capacidad: 1 °) consumos
ininterrumpibles R, PI y 2; 2°) requerimientos para generación eléctrica del
mercado interno -hasta 6 MMm3/día-; 3°) resto de los usuarios del mercado
interno; y 4°) resto de los usuarios del mercado externo. También las bases
establecen distintas modalidades de financiamiento elegibles por los
participantes del concurso, otorgándose la máxima primacía a aquellos que
estuvieren dispuestos a prepagar íntegramente el costo de la inversión asociada
a su solicitud.
Por indicación del ENARGAS, la
Sociedad notificó 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 sí
o a través de la distribuidora, no obstante, contrariamente a lo definido en
las bases del concurso, la SE aclaró -como se menciona arriba- que las
distribuidoras debían asegurar la capacidad ya comprometida a las estaciones de
GNC y a los SGP3 y SGG, además de los servicios para Residenciales, SGP1 y 2
(proyectados al año 2008).
En función de estas definiciones y
de la proyección de demanda, el 30 de noviembre de 2005 la Sociedad remitió una
0I a TON SA por 2,0 MMm3/día bajo Prioridad 1 por un plazo de 35 años (hasta el
año 2041 ). Adicionalmente, en base a los pedidos
realizados por clientes de la Sociedad para solicitar capacidad a través de la
distribuidora, la Sociedad remitió otra
El ENARGAS realizó una validación
preliminar de las ofertas por un total de más de 25 MMm3/día. Con fecha
06/04/06 el ENARGAS publicó la Nota ENRG N°
2.028/2006 con el detalle de las Ofertas adjudicadas con relación al CA02. En
dicha nota el ENARGAS asignó a la Sociedad, bajo Prioridad 1 la cantidad de
847.000 m3/día a partir del 01/05/06 y 220.000 m3/día a partir del O 1/05/07,
totalizando 1.067.000 m3/día.
En todos los casos la asignación
corresponde al Gasoducto Centro Oeste de TGN SA. La Sociedad desconoce aún los
motivos por los cuales el ENARGAS no validó el total de 2,0 MMm3/día
solicitados bajo Prioridad l. Si bien las fechas a partir de las cuales el
ENARGAS asignó la capacidad responden en cierta medida a la fecha de necesidad
de la misma, la ejecución de las obras de expansión están supeditadas a los
proyectos y contrataciones que efectivamente realice TGN SA y ello está
supeditado a la obtención de financiamiento. A la fecha la Sociedad desconoce
el plazo y las modalidades que implementará el PEN para asegurar el
financiamiento de estas expansiones destinadas a usuarios ininterrumpibles y
firmes.
• El 18/05/06 se publicó en el
Boletín Oficial la Ley No 26.095 mediante la cual se dispone la creación de
cargos específicos para el desarrollo de obras de infraestructura energética
para la expansión del sistema de generación, transporte y/o distribución de los
servicios de gas y electricidad. Mediante esta ley, el PEN está facultado para
fijar el valor de los cargos específicos y ajustarlos, en la medida que resulte
necesario, a fin de atender el repago de las inversiones y cualquier otra
erogación que se devengue con motivo de la ejecución 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 energético. Mediante Decreto PEN No 1.216/06 publicado el 18/09/06 se
reglamentó la Ley No 26.095.
Adicionalmente, en el mismo día se
publicó la Resolución del Ministerio de Economía y Producción N° 731/2006 a través de la cual se exceptúan de la
constitución del depósito 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
suscripción primaria de certificados de participación, bonos o títulos de deuda
emitidos por fideicomisos cuyo objeto sea el desarrollo de obras de
infraestructura energética.
El 05/01/07 se publicó la Resolución
MPFIPyS N° 2.008/2006 en la cual se establece que a
efectos de determinar el valor inicial del cargo específico para repagar las
obras de ampliación, quedar excluidas las categorías Residencial, estaciones de
GNC, SGPl y SGP2. Además estableció que estos nuevos
cargos específicos tendrían aplicación a partir del 01/01107, alcanzando a
todos los usuarios no exceptuados. Mediante la Resolución N°
3.689/2007 el ENARGAS determinó por cada transportadora los cargos específicos
por metro cúbico/día aplicables. El nuevo cargo específico equivale al 380% del
costo de transporte con lo cual su acumulado -tarifa original de TGN con más
los 2 cargos específicos creados- resulta equivalente a 5,5 veces la
tarifa de transporte vigente a la fecha.
Las inversiones 2007
El sostenimiento de los estándares
internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en
la política seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliación 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: construcción de nuevas plantas de regulación (como las de Potrero
de Funes y La Ribera, en San Luis) y la realización de obras diversas en las ya
existentes (por caso, las de Centro en San Juan y de Mayor Drumond,
en Luján, Mendoza); renovación de redes y servicios; interconexiones de redes
de media y baja presión; obras de adecuación de cauces aluvionales;
renovación de ramales de alta presión como los de Maipú y La Minera en Mendoza,
el cruce del río San Juan, y el cambio de la traza de la línea de distribución
de alta presión del Albardón, en San Juan; adquisición de nuevos medidores
industriales y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros
para nuevas industrias; obras de ampliación del edificio técnico-operativo,
digitalización de planos; instalación de sistemas de protección catódica;
renovación parcial del parque automotor; y otras inversiones menores, todas
ellas sujetas a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de
austeridad en la aplicación de recursos, privilegiando la seguridad,
continuidad y control del sistema de distribución atento a la coyuntura
planteada por la Ley de Emergencia.
En el marco del programa de Fideicomisos
de Gas constituido por la Resolución del Ministerio de Planificación Federal,
Inversión Pública 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
inició gestiones ante la Secretaría de Energía ("SE'") y el ENARGAS a
los efectos de incluir en dicho programa las obras de infraestructura que la
Sociedad propone realizar con el propósito de aumentar la capacidad del
sistema, para proveer a la satisfacción de la demanda.
Se trata de las obras Ampliación
Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas Etapa IV; Construcción Planta
Compresora Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l.
Tales obras califican en los términos del objeto previsto para las obras de
expansión y/o extensión en el marco del Artículo 2° de la Ley del Gas N° 24.076. La Sociedad ya cuenta con la adhesión de los
Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza, la viabilidad técnica
otorgada por el ENARGAS. La Sociedad continúa con las gestiones ante las
autoridades competentes a los fines de completar los trámites iniciados.
Con fecha 25/07/07 la Sociedad
recibió una nota de Nación Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la
Nación Argentina se halla dispuesto a firmar una Carta de Intención con
relación 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 formación del fideicomiso, mediante nota dirigida al
ENARGAS, participando a la SE, a Nación Fideicomiso S.A. y a los Gobiernos
provinciales de San Juan y Mendoza, la Sociedad decidió dar inicio al proceso
de licitación para las obras de construcción 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 inclusión de
esta obra en el Programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución
MPFIPyS N° 185/2004 y en el marco de las normas y
reglamentaciones vigentes en la materia. Tal obra no implicará la finalización
de las restricciones en el suministro de gas a clientes no prioritarios, debido
a que aún no se ha concretado la obra de ampliación del sistema de la
transportadora de gas en el tramo Beazley-La Dormida
que alimenta la región, y la ampliación 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 inyección de gas para los años 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 económica
generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
saturación de redes se vieran demorados. No obstante, aún sin financiamiento,
el estímulo 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 expansión y abastecimiento de las redes del área licenciada.
Las inversiones
El sostenimiento de los estándares
internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en
la política seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliación 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 año por $2,2 millones.
En el presupuesto para el 2009, que previó la aplicación durante
el año de los aumentos de tarifas establecidos en los acuerdos celebrados con
el gobierno, se contempló la realización de inversiones por valor de $23,7
millones. Ante la falta de implementación 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 inversión asumidos conforme se detalla en el apartado
"La emergencia y la renegociación 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 consideración 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
renovación de redes y servicios; interconexiones de redes de media y baja
presión; obras de construcción y cierre de predios de cámaras reguladoras de
presión; bonificación a clientes por la incorporación de redes; adquisición de
nuevos medidores industriales y unidades correctoras para distintos caudales,
presiones y diámetros para nuevas industrias; instalación de equipos
rectificadores y renovación de dispersores para la protección catódica;
provisión y colocación de medidores residenciales; obras de ampliación del
edificio técnico-operativo y mejoras en la sucursal Mendoza; digitalización de
planos; adquisición de software; infraestructura de comunicaciones; renovación
parcial del parque automotor; y otras inversiones menores.
La Sociedad lleva a cabo estas
inversiones con sujeción al comportamiento de los condicionantes expresados en
el presupuesto anual privilegiando la seguridad, continuidad y control del
sistema de distribución.
• En el marco del programa de
Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS N°
185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios
MPFIPyS, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley N° 26.095, Decreto PEN N°
180/2004 y concordantes, la Sociedad gestionó 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 Ampliación
Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta Compresora
Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l. La Sociedad
cuenta con la adhesión de los Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza
y ha gestionado la inclusión 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
recibió una nota de Nación Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la
Nación Argentina se hallaba dispuesto a firmar una Carta de Intención con
relación 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
formación del fideicomiso, la Sociedad decidió ejecutar las obras de
construcción de la Etapa IV de 8,38 kms. de extensión 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 habilitó y
conectó al sistema de alta presión existente el 30/06/08, lo que mejorará el
sistema de presión 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 ampliación del sistema de TGN SA en el tramo Beazley-La Dormida y obras complementarias que alimentan la
región, ya que no se ha concretado la ampliación 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 inyección de gas para los años 2009 y subsiguientes.
La Sociedad, como ya se ha
mencionado, ha iniciado el trámite para la inclusión de esta obra en el
Programa de Fideicomisos de Gas constituido por a Resolución MPFIPyS N° 185/2004 y en el marco de las normas y reglamentaciones
vigentes en la materia.
Tal obra no implicará la
finalización de las restricciones en el suministro de gas en el tramo Beazley-La Dormida que alimenta la región, y la ampliación
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 inyección de gas para los
años 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 económica
generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
saturación de redes se vieran demorados. No obstante, aún sin financiamiento,
el estímulo 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 expansión y abastecimiento de las redes del área 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 distribución.
Para atender los requerimientos de
la demanda, la Sociedad,
en el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución
MPFIPyS N° 185/2004 del Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), gestionó ante la
Secretaría de Energía ("SE") y el ENARGAS la inclusión en dicho
programa de ciertas obras de infraestructura necesarias para aumentar la
capacidad del sistema. Se trató de las obras Ampliación Gasoducto paralelo La
Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta Compresora Mendoza Norte; y
Ampliación
Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa
l, que no fueron incluidas en ningún programa de fideicomisos.
Luego de gestiones llevadas a cabo
por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se firmó un
Convenio para la Ampliación de la Capacidad de Transporte y Distribución del
Sistema de Distribución Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la Provincia de
Mendoza y la Provincia San Juan, notificándose de su contenido al ENARGAS y a la
Sociedad.
El MPFIPyS asistirá a la Provincia
de Mendoza con el financiamiento hasta un monto de $95 millones para la
ejecución de las referidas obras complementarias definidas por la Sociedad.
Este acuerdo compromete a la Nación 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 convocó en los últimos días
de diciembre de
De no contar con la habilitación y
puesta en funcionamiento de las obras antes del próximo invierno se verá
afectado el normal abastecimiento del
servicio en las áreas de distribución directamente vinculadas a estas
ampliaciones. La Sociedad asume la responsabilidad de la aprobación de
los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de obras aprobado y
la inspección de las mismas. Las obras de infraestructura serán cedidas a la
Sociedad en los términos de la
normativa vigente, para su mantenimiento, operación y explotación.
La Sociedad elaboró su presupuesto
2011 previendo inversiones por valor de $ 22,8 millones. El total de
inversiones ejecutadas durante el año 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 adjudicación, producto de la tramitación que resulta necesaria realizar en
el marco del compre trabajo argentino.
Se llevaron a cabo y/o se encuentran
en ejecución las siguientes actividades previstas en el programa anual de
inversiones: interconexiones de redes de media y baja presión y de gasoductos
de alta presión; potenciamiento y renovación
de redes; recambio de servicios; ampliación de plantas reguladoras de presión
existentes y construcción de nuevas; adquisición de medidores y unidades
correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias;
instalación de equipos rectificadores y renovación de dispersores para la
protección catódica; digitalización 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 distribución.
Para atender los
requerimientos de la demanda, la Sociedad, en el marco del programa de
Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS N°
185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios
("MPFIPyS"), gestionó ante la Secretaría de Energía ("SE")
y el ENARGAS la inclusión en dicho programa de ciertas obras de infraestructura
necesarias para aumentar la capacidad del sistema. Se trató de las obras
Ampliación Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta
Compresora Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa 1,
que no fueron incluidas en ningún programa de fideicomisos.
Luego de gestiones llevadas
a cabo por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se
firmó un Convenio para la Ampliación de la Capacidad de Transporte y
Distribución del Sistema de Distribución Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la
Provincia de Mendoza y la Provincia San Juan, notificándose de su contenido al
ENARGAS y a la Sociedad. El MPFIPyS asistirá a la Provincia de Mendoza con el
financiamiento hasta un monto de $ 95 millones para la ejecución de las
referidas obras complementarias definidas por la Sociedad. Este acuerdo
compromete a la Nación 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 convocó en los últimos días de diciembre de
Luego del proceso de
licitación realizado, mediante los pertinentes decretos de fecha 07/06111, la
Provincia de Mendoza adjudicó la construcción de las obras correspondientes por
las nueve licitaciones efectuadas. La Sociedad asume la responsabilidad de la
aprobación de los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de
obras aprobado y la inspección de las mismas. Las obras de infraestructura
serán cedidas a la Sociedad en los términos de la normativa vigente, para su
mantenimiento, operación y explotación. Si bien era incierta la culminación de
los trabajos antes del invierno 2012, se definió con las empresas contratistas
un ambicioso y riguroso plan de obras en procura de contar con la habilitación
y puesta en funcionamiento de las obras con ese objetivo para evitar que se
viera afectado el normal abastecimiento del servicio en las áreas de
distribución 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 aún se encuentran en ejecución, estimándose que su
finalización se producirá durante el transcurso del primer trimestre de 2013.
La Sociedad elaboró su
presupuesto 2012 previendo inversiones por valor de $18,6 millones. El total de
inversiones ejecutadas durante el año 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 están sujetas a la oportunidad de la ejecución de obras de los
gobiernos provinciales de San Juan y Mendoza, y la realización de las restantes
inversiones depende, entre otros aspectos, de la resolución de factores
técnicos-administrativos o del cierre de acuerdos con terceros.
Se llevaron a cabo y/o se
encuentran en ejecución las siguientes actividades previstas en el programa
anual de inversiones: interconexiones de redes de media y baja presión y de
gasoductos de alta presión; construcción de ramales de alimentación;
potenciamiento y renovación de redes; recambio de servicios; ampliación de
plantas reguladoras de presión existentes -Mendoza Sur; Mendoza Sur; San Luis;
Pantanillo; Tunuyán-, construcción de nuevas -Ruta N°
143, General Alvear; Calle 5 en San Juan; el Volcán en San Luis- y renovación
-Planta La Mora, Mendoza-; adquisición de medidores y unidades correctoras para
distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias; instalación
de equipos rectificadores y renovación de dispersores para la protección
catódica; digitalización de planos; y otras inversiones menores.
Fuente: Memorias y Balances Distribuidora Gas Cuyana (1993-2012).