PRODUCCION
La gestión durante 1999 se focalizó en los siguientes
objetivos estratégicos:
• Operar en forma eficiente y segura
• Consolidar la presencia en el
mercado regional
• Mejorar la rentabilidad de los
accionistas
• Actuar en recursos humanos para el
mediano y largo plazo
• Responder eficientemente al
contexto regulatorio.
En este marco de objetivos trazados
cabe resaltar los siguientes hechos salientes:
Actividad comercial
Transporte de gas (actividad regulada)
TGN ha concentrado importantes
esfuerzos para incrementar su capacidad de transporte, mejorar la eficiencia y
asegurar un manejo operativo confiable de sus instalaciones de transporte.
La Sociedad ha incrementado en más
ele 26 MMm³/d la capacidad original transferida por Gas del Estado Sociedad del
Estado, lo que significa un aumento del 115 % conseguido en base a la
instalación de cuatro nuevas plantas compresoras, más de 118.600 HP y
El sistema de transporte de gas de
TGN está formado por dos gasoductos troncales de 24" y 30" conectados
a los yacimientos del norte y centro-oeste ele la República Argentina, cuya
capacidad actual de transporte asciende a 48,7 MMm³/d y su longitud total
aproximada asciende a
En este año y sobre la base de un
ambicioso plan de expansiones del sistema de gasoductos, se elevó la capacidad
de transporte en firme de 1998 desde 43,0 MMm³/d a 48,7 MMm³/d a fines de 1999.
|
|
1993 |
1994 |
1995 |
1996 |
1997 |
1998 |
1999 |
|
Gasoductos: Km
agregados |
0 |
97,7 |
257,4 |
246,6 |
187,1 |
54,7 |
843,50 |
|
Compresoras: HP agregados |
21.900 |
68.900 |
0 |
0 |
0 |
27.840 |
118.640 |
|
Aumentos de capacidad en MMm³/d |
5,69 |
6,38 |
4,06 |
3,51 |
1,91 |
4,50 |
26,05 |
Transportadora Gas del Norte en 5
años (MM: Millones)
|
|
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
Variación% |
|
Capacidad de transporte MMm³/día |
48,7 |
43,0 |
36,62 |
32,56 |
29,06 |
67,58 |
|
Gas entregado en MMm³ |
13.229 |
12.136 |
10.234 |
9.126 |
8.465 |
56,28 |
|
Inversiones MM$ |
137,0 |
187,8 |
168,7 |
123,7 |
95,3 |
|
|
En el sistema de Transporte |
130,9 |
187,2 |
168,7 |
115,8 |
89,8 |
|
|
Otras |
6,1 |
0,6 |
15,3 |
7,9 |
5,5 |
|
|
Total de activo en MM$ |
1.214 |
1.101 |
927 |
830 |
682 |
78,1 |
|
Cantidad de clientes |
35 |
31 |
23 |
17 |
14 |
|
En 1999 se puso a disposición
capacidad de transporte para:
• Gasoducto NorAndino Argentina S.A.
y TermoAndes S.A. a través del gasoducto Norte.
• A través del gasoducto
Centro-Oeste, Metrogas S.A. de Chile y GasAndes S.A., Distribuidora de Gas
Cuyana S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A. y Gas NEA S.A. destinadas al
abastecimiento del mercado interno, y Petrouruguay
S.A., subsidiaria local de la empresa estatal uruguaya Ancap,
para abastecer a las industrias ubicadas en la localidad uruguaya de Paysandú
Se efectuaron tres procesos de
"Open Season” (llamado público a interesados en
contratar capacidad de transporte en firme) a través del gasoducto Centro-Oeste
para el periodo 199912003, por los cuales se firmaron nuevos contratos de
transporte con:
• Distribuidora de Gas Cuyana, por
0,3 MMm³/d, parte del cual entró en vigencia en abril de este año;
• Central Termoeléctrica de AES
Paraná S. C.A. por 1,81 MMm³/d, a instalarse en la localidad de San Nicolás, Pcia. de Buenos Aires. Se estima
que la prestación del servicio comenzará en el arlo 2003.
• Distribuidora de Gas Cuyana S.A. y
del Centro S.A., Litoral Gas S.A., Petrouruguay S.A.
y GasAndes S.A. y se renegoció el contrato con Siderca S.A.I.C.. Estos contratos
adicionales significarán un incremento real de la capacidad de transporte firme
por un volumen total de 0,460 MMm³/d para el año 2000.
Clientes directos de TGN en Servicio
|
Año |
STF |
O&M |
|
|
|
1999 |
10 |
21 |
4 |
35 |
|
1998 |
10 |
18 |
3 |
31 |
|
1997 |
9 |
13 |
1 |
23 |
|
1996 |
8 |
9 |
0 |
17 |
|
1995 |
8 |
6 |
0 |
14 |
|
1994 |
8 |
4 |
0 |
12 |
1 Considera la totalidad de clientes
con contratos servicio de transporte en firme
(STF) actualmente en servicio.
2 Contratos de operación y mantenimiento
(O&M) en vigencia.
Se inició la construcción de las
expansionas para el proyecto Uruguayana que incluyen
la construcción de loops en 30" y 24", la
construcción de una nueva planta compresora en General Baldissera de 15.000 HP y
la incorporación de otros 8.900 HP adicionales en La Carlota
b) Operación y mantenimiento de
gaseoductos
Desde julio de 1997, TGN ha
incorporado una nueva actividad consistente en la operación y mantenimiento
de gasoductos de propiedad de terceros.
Actualmente se operan y mantienen
En particular, durante 1999 se ha sumado
un nuevo servicio de operación y mantenimiento de gasoductos con Gasoducto
NorAndino Argentina S.A. para el tramo argentino que va desde Pichanal hasta el
paso de Jama en la frontera con Chile, a través de
Adicionalmente, la Sociedad
comenzará a brindar para mediados del 2000 servicios de operación y
mantenimiento sobre el gasoducto de TGM desde Aldea Brasilera hasta la frontera
argentino-brasilera entre Paso de los Libres y Uruguayana
en Brasil.
El Cono Sur, una reglón gasífera integrada
En el año 2000 comenzaron las exportaciones de gas natural argentino por
gasoducto a la República Federativa del Brasil, marcando un hito fundamental en
el proceso de expansión de la infraestructura regional de transporte de gas,
imprescindible para el fortalecimiento de la integración energética de la
región. Asimismo, continuaron consolidándose el resto de los proyectos de
integración gasífera entre la Argentina y sus vecinos Chile y Uruguay.
Adicionalmente, Bolivia continuó
demostrando, mediante nuevos descubrimientos, su importancia como productor de
gas natural en la región. Por su parte, el desarrollo del mercado en Brasil
continúa a paso firme, habiéndose completado durante el año la segunda fase
(Sao Paulo-Porto Alegre) del gasoducto que lleva gas natural desde Bolivia
hacia los mercados de la región Sud-Sudeste de ese
país.
Los años próximos serán años de
consolidación de los mercados recientemente incorporados y de
crecimiento para los más maduros, pudiendo preverse una sofisticación de los
mecanismos de oferta y demanda y fortaleciéndose así la
competencia entre las distintas cuencas de producción.
Como se vislumbra en el cuadro
anexo, durante el año 2000 la
demanda de gas en el país (datos preliminares) creció un 3,7% impulsada por un
mayor consumo de usinas termoeléctricas, el constante incremento del parque de
vehículos impulsados a GNC y un mayor consumo domiciliario en un año de
invierno con temperaturas más bajas que la media normal de esa estación.
Consumo de Gas Natural - MMMm3 (Miles de millones de m3)
|
|
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
1993 |
|
Residencial |
6,9 |
6,6 |
5,9 |
5,8 |
5,9 |
5,8 |
5,7 |
5,6 |
|
Comercial |
1,1 |
1,0 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,2 |
1,4 |
1,6 |
|
Industrial |
9,8 |
9,8 |
9,9 |
9,8 |
9,4 |
9,1 |
8,7 |
7,6 |
|
Usinas |
11,0 |
10,7 |
8,5 |
8,5 |
8,6 |
5,9 |
5,2 |
5,9 |
|
GNC |
1,7 |
1,5 |
1,2 |
1,2 |
1,1 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
|
Otros |
0,6 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
|
Total |
31,2 |
30,1 |
27,2 |
26,8 |
23,9 |
23,3 |
22,2 |
21,8 |
|
Índice % |
143,0 |
138,3 |
1254,9 |
122,9 |
121,1 |
106,9 |
101,8 |
100 |
Así es que ,
merced al crecimiento promedio de más del 5 % anual en la demanda de gas
natural, la Argentina es uno de los pocos países en los que el gas constituye
la principal fuente energética.
Demanda de energía primaria por
fuente (1999)
|
|
Petróleo |
Gas natural |
Carbón |
Nuclear |
Hidroelectricidad |
|
EE.UU. |
40,0 |
25,2 |
24,6 |
9 |
1 |
|
Canadá |
36,4 |
28,2 |
14,0 |
8 |
13 |
|
México |
65,2 |
25,6 |
4,8 |
2 |
2 |
|
Total América del Norte |
40,9 |
25,5 |
23,0 |
8 |
2 |
|
Argentina |
40,1 |
52,0 |
1,6 |
3,1 |
3,5 |
|
Brasil |
65,3 |
5,0 |
8,9 |
0,8 |
19,9 |
|
Chile |
56,3 |
16,3 |
21,6 |
0 |
5,8 |
|
Colombia |
51,2 |
22,3 |
12,8 |
0 |
13,7 |
|
Venezuela |
39,1 |
51,4 |
0,5 |
0 |
9,1 |
|
Otros Países Centroamé. |
77,3 |
11,8 |
0,9 |
0 |
9,9 |
|
Total S. s. Centro America |
58,9 |
22,6 |
5,5 |
0,8 |
12,2 |
El negocio de la Sociedad
A nueve años de la toma de posesión
del sistema de gasoductos Norte por parte de la Sociedad, resulta importante destacar
la prioridad que TGN le ha conferido a la expansión de su capacidad, liberando
los cuellos de botella existentes hasta 1991 que dificultaban gravemente el
acceso al gas natural para uso residencial e industrial en todos los centros
urbanos del país, permitiendo además el acceso al servicio de gas natural a
vastos sectores de nuestra economía y facilitando el flujo del fluido con
destino a la exportación.
Desde el año 1992, TGN expandió la
capacidad de transporte en más de un 130 %(30 MMm³/d). Esta política requirió
inversiones totales equivalentes a US$ 1.024 millones ,
las cuales fueron principalmente destinadas a la construcción de más
de
Cabe señalar que durante el presente
ejercicio la Fundación Invertir -una entidad de derecho privado, integrada por
empresarios y autoridades gubernamentales, que promueve inversiones en nuestro
país- otorgó a TGN el Premio Invertir 2001 por la concreción del proyecto que
hizo viable la primera exportación de gas a Brasil en el segundo semestre de
2000.
TGN ha incursionado en otras
actividades relacionadas con su negocio central, principalmente brindando
servicios de operación y mantenimiento de instalaciones de transporte
pertenecientes a terceros. De esta manera, en forma directa o a través de
empresas relacionadas, actualmente opera gasoductos en nuestro país, Chile y
Brasil.
|
|
2001 |
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
Totales |
|
Gasoductos Km agregados |
47,5 |
332,4 |
20 |
97,7 |
257,4 |
246,6 |
187,1 |
54,7 |
1.243,4 |
|
Compresoras HP agregados |
- |
23.900 |
6.900 |
83.900 |
- |
- |
- |
27.840 |
142.540 |
|
Aumento de capacidad |
0,2 |
4,1 |
5,7 |
6,4 |
4,1 |
3,5 |
1,9 |
4,5 |
30,4 |
Hechos salientes del ejercicio 2001
Transporte de Gas
El año finalizado el 31 de diciembre
de 2001, estuvo fuertemente marcado por la crisis económica del país. La sensación
de deterioro progresivo de la situación socioeconómica, acompañada por la
imposibilidad de acceso a los mercados de capitales, más importante aún, la
Incertidumbre reinante sobre los tiempos y formas que asumiría un proceso de
recuperación, determinaron la postergación de decisiones de inversión en casi
todas las actividades productivas del país.
Para TGN en particular, luego de
tantos ejercicios con altas tasas de reinversión en la actividad, sobre todo
con destino a la expansión, el ejercicio 2001 trajo consigo la estabilización
de su sistema, habiendo incrementado en sólo 0,2 MMm³/d, lo que representa
menos del 0.4 % de su capacidad de transporte en firme sobre los Gasoductos
Norte y Centro Oeste.
Operación y Mantenimiento de Gasoductos de Terceros (O&M)
La Sociedad ha continuado
incorporando actividades de operación y mantenimiento de gasoductos. El
24 de octubre de 2001 se firmó el contrato de Operación y Mantenimiento con Gasoducto del Pacifico SA, en virtud del
cual, a partir del 30 de enero de 2002 y por un periodo de cinco años,
TGN se hace cargo de la O&M de su gasoducto, el cual tiene una extensión de
Este nuevo contrato se suma a otros
vigentes, acordados en ejercicios anteriores, como los gasoductos Norandino,
Entrerriano, Petrouruguay, los gasoductos a Paso de
los Libres (propiedad de TGM}, y Paso de los Ubres-Uruguayana
(propiedad de TSB).
De la misma manera en que Comgas
presta los servicios de O&M en territorio chileno (para Gas Pacífico y Norandino),
COPERG, sociedad en la cual TGN participa accionarla y operativamente,
presta servicios en territorio brasileño, actualmente para el tramo de
En lo que respecta al gasoducto Gas
Andes, el plazo de vigencia del contrato de operación y mantenimiento vigente
desde 1997 finalizó en octubre de 2001 y sólo fue prorrogado provisoriamente
hasta febrero del
Estrategia comercial futura
La continuidad de la dinámica de
crecimiento de la Compañía está condicionada a la forma en que se reestructure
la actividad regulada del transporte y distribución de gas natural en el
marco de la normativa vigente a partir de la sanción de la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y el Decreto N° 293/02.
No obstante, TGN continuará
apostando al crecimiento de la demanda en el país y la región intentando
estructurar, activar y viabilizar las iniciativas y proyectos
propios y de terceros en los que la participación de la Sociedad permita
el acceso al gas natural de nuevos consumidores.
En particular y en el corto plazo,
TGN está intentando desarrollar nuevos proyectos para ampliar su capacidad de
transporte en firme para abastecer el crecimiento eléctrico e industrial en la
zona central de Chile a través del gasoducto Gas Andes y en el Litoral uruguayo
para la distribuidora de gas de Paysandú a través del gasoducto Entrerriano
hasta la localidad de Colón.
También Brasil es una prioridad para
TGN, al acompañar el incremento en la penetración del gas natural en la zona
sur de dicho país. Para ello, participa activamente en el desarrollo del
proyecto TSB que uniendo las localidades de Uruguayana,
hoy ya conectada al sistema de transporte argentino a través de los gasoductos
de TGM y TGN, con Porto Alegre, permitirá, una vez concretado, exportar
gas de Neuquén hacia esa reglón.
La Operación del Sistema de Gasoductos de TGN
Transporte
Durante el año 2001 TGN transportó y
entregó a sus clientes 14.426 MMm³ de gas, registrándose el récord de
entregas el 27 de julio con 53,2 MMm³.
• Se consolidó el transporte de gas
asociado a exportaciones a países limítrofes. Al respecto cabe destacar que del
total transportado, 3.300 MMm³ fueron exportados a Chile, Brasil y Uruguay
(23%).
Se inauguraron obras de
confiabilidad en el sistema de gasoductos de TGN, que incluyeron la mejora de
los sistemas auxiliares de Plantas Compresoras y la construcción de
Luego de dos años consecutivos de
caída en el consumo de gas natural, 2003 experimentó una importante
recuperación que alcanzó una tasa del 10,1% respecto del año precedente.
El incremento más significativo, en
términos absolutos, se produjo en el segmento industrial, superando aún su
máximo valor histórico registrado durante el año 2000. En términos porcentuales
el consumo de GNC fue el que tuvo mayor crecimiento, con un 30,0% respecto de
2002. Para el caso del GNC la explicación está directamente relacionada con el
precio relativo del gas natural, cada vez más barato respecto de otros
combustibles alternativos, en particular debido a la pesificación y al
congelamiento de las tarifas.
La reactivación experimentada en el
sector industrial, potenciada a su vez por el bajo precio relativo del insumo,
fue el motor para la recuperación del consumo de gas en industrias y centrales
térmicas. En el segundo caso también influyó el bajo nivel de despacho de las
centrales hidroeléctricas.
Desde la privatización de los
servicios públicos de gas natural; se evidencia un crecimiento acumulado del
41% en el consumo interno del fluido, destacándose un crecimiento del 225% en
la demanda de gas originada en uso de GNC y un 41% correspondiente al consumo
industrial, el de mayor crecimiento en valor absoluto. El otro segmento cuyo
consumo tuvo gran desarrollo en este período es el de usinas, con un 49%.
El mismo se ha visto motorizado por
el incremento del consumo de energía eléctrica registrado en el mismo período y
por las ventajas competitivas de las nuevas tecnologías de ciclos a gas y
combinados que indujo a los inversores privados, durante la década del
Consumo de Gas Natural - MMm³ (Miles de millones de m3)
|
|
2003 |
2002 |
2001 |
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
1993 |
|
Residencial |
6,9 |
6,7 |
6,7 |
6,9 |
6,6 |
5,9 |
5,8 |
5,9 |
5,8 |
5,7 |
5,6 |
|
Comercial |
|
1,0 |
1,0 |
1,01,1 |
1,0 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,2 |
1,4 |
1,6 |
|
Industrial |
10,7 |
9,8 |
9,6 |
9,8 |
9,8 |
9,9 |
9,8 |
9,4 |
9,1 |
8,7 |
7,6 |
|
Usinas |
8,8 |
7,8 |
8,9 |
11,0 |
10,7 |
8,5 |
8,5 |
8,6 |
5,9 |
5,2 |
5,9 |
|
GNC |
2,6 |
2,0 |
1,9 |
1,7 |
1,5 |
1,2 |
1,2 |
1,1 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
|
Otros |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
0,6 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
|
Total |
30,8 |
28,0 |
28,8 |
31,2 |
30,1 |
27,2 |
26,8 |
23,9 |
23,3 |
22,2 |
21,8 |
|
Índice % |
141,3 |
128,3 |
132,1 |
143,0 |
138,3 |
1254,9 |
122,9 |
121,1 |
106,9 |
101,8 |
100 |
Demanda de energía primaria por
fuente (2002)%
|
|
Petróleo |
Gas natural |
Carbón |
Nuclear |
Hidroelectricidad |
|
EE.UU. |
39,0 |
26,2 |
24,2 |
8,1 |
2,5 |
|
Canadá |
31,1 |
25,1 |
10,6 |
5,9 |
27,2 |
|
México |
60,5 |
28,3 |
5,2 |
1,6 |
4,2 |
|
Total América del Norte |
39,2 |
26,2 |
21,8 |
7,5 |
5,2 |
|
Argentina |
31,4 |
50,8 |
1,1 |
2,4 |
14,2 |
|
Brasil |
48,1 |
6,9 |
6,8 |
1,9 |
36,3 |
|
Chile |
45,2 |
24,7 |
8,4 |
0,0 |
21,8 |
|
Colombia |
39,7 |
21,8 |
7,9 |
0,0 |
30,2 |
|
Venezuela |
37,2 |
40,0 |
0,0 |
0,0 |
22,8 |
|
Otros Países s Centroamé. |
64,6 |
11,9 |
1,1 |
0,0 |
22,4 |
|
Total S. s Centro America |
47,9 |
19,7 |
4,0 |
1,0 |
27,4 |
Oferta de gas
En 2003 la producción anual de gas natural ascendió a 50.138 millones
de metros cúbicos, provenientes un 55,8% de la cuenca neuquina y un 17:2% de la
cuenca noroeste. Esto marcó un nuevo récord para el país, con un incremento del
9,5% con respecto al año 2002. Este incremento de la producción tuvo como
destino tanto a los mercados de exportación (Chile, Brasil y Uruguay) como a la
recuperación del consumo en el mercado interno.
Actualmente la Argentina se
encuentra entre los países con mayores reservas de gas natural de Sudamérica
(664 MMMm3 a diciembre de 2002) que,
combinadas con el alto grado de desarrollo de su estructura gasífera ya sea
para el mercado local o para exportación, han posibilitado que el país se
posicione como eje energético regional. No obstante ello, se observa una
disminución importante respecto del año anterior, en el que las reservas
comprobadas alcanzaban un monto de 764 MMMm3.
• Como resultado de esta reducción,
el horizonte de reservas cayó de
A pesar de lo expuesto, es de
esperar que esta coyuntura negativa sea superada en el corto o mediano plazo,
en caso de reencauzarse los marcos normativos en fundamentos de razonabilidad
que viabilicen la inversión necesaria
por parte del sector privado. A ello contribuirán las obras de integración
encaradas en los últimos años, así como los proyectos que se estiman concretar
en el futuro a partir de la superación de la crisis argentina y regional. Esto
se potencia por el crecimiento de los mercados del fluido en los países vecinos
que, registrando aún una baja tasa de penetración del gas natural en su matriz
energética, presentan expectativas de mantener altas tasas de crecimiento de la
demanda energética en general y del gas natural en particular.
El negocio de la Sociedad 2003
En el marco de las serias
dificultades presentes resulta necesario volver a remarcar el rol cumplido por
la Sociedad en la modernización y expansión de uno de los activos de la
infraestructura energética del país más críticos: los gasoductos de alta
presión que conforman la red troncal de la transmisión de gas natural.
La prioridad dada a la reinversión y
al crecimiento permitieron (i) que se superaran las restricciones invernales al
acceso al gas natural para uso residencial e industrial en los centros urbanos
del país, facilitando la calidad y confiabilidad del servicio de gas natural a
vastos sectores de nuestra economía e (ii)
inaugurando y extendiendo el flujo del fluido con destino a la exportación, una
actividad inexistente al momento de la privatización.
Desde el año 1993, TGN expandió la
capacidad de transporte en más de un 135% (30,9 MMm³/d). Esta política requirió
inversiones por US$ 1.051,7 millones, las cuales fueron principalmente destinadas
a la construcción de más de
Durante este ejercicio TGN ha
continuado desarrollando exitosamente, además del transporte con destino a la exportación,
otras actividades relacionadas, brindando servicios de operación y
mantenimiento de instalaciones de transporte pertenecientes a terceros.
De esta manera, en forma directa o a
través de empresas relacionadas, opera actualmente gasoductos en Argentina,
Chile y Brasil.
|
|
2003 |
2002 |
2001 |
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
Totales |
|
Gasoductos Km agregados |
0 |
0 |
47,5 |
332,4 |
20 |
97,7 |
257,4 |
246,6 |
187,1 |
54,7 |
1.243,4 |
|
Compresoras HP agregados |
0 |
0 |
0 |
23.900 |
6.900 |
83.900 |
- |
- |
- |
27.840 |
142.540 |
|
Aumento de capacidad |
0,2 |
0,3 |
0,2 |
4,1 |
5,7 |
6,4 |
4,1 |
3,5 |
1,9 |
4,5 |
30,9 |
|
|
Gasoducto Norte |
Gasoducto CO |
O&M |
Total |
|
Km. |
3.328,5 |
2.078,0 |
2.598,8 |
8.005,3 |
|
Diámetro |
|
|
- |
- |
|
Estaciones Compresoras |
9 |
8 |
2 |
19 |
|
Miles HP |
130,77 |
169,40 |
12,2 |
312,37 |
|
Contratos Firme MMm³/día |
22,17 |
31,32 |
NA |
53,49 |
|
Año de construcción |
1960 |
1981 |
1996/2000 |
- |
Gas Natural • Reservas y producción a fines de 2004
|
|
Reservas comprobadas MMm³ |
Producción 20002 MMm³ |
Horizonte Años |
Reservas Probables MMm³ |
|
Noroeste |
129.481 |
7.877 |
16,4 |
44.524 |
|
Neuquina |
344.567 |
25.551 |
13,5 |
97.180 |
|
Otros |
189.475 |
12.342 |
15,4 |
164.414 |
|
Total Argentina |
663.523 |
45.770 |
14,5 |
306.117 |
El consumo de gas durante el 2005 continuó con la tendencia de
fuerte crecimiento de los últimos cuatro años pero con una tasa menor a la del 2004.
El aumento del consumo doméstico respecto al 2004 fue del 4,3%.
El incremento más significativo se
produjo en el segmento de centrales térmicas con un crecimiento del 5,2%. Este
aumento se debió principalmente al crecimiento de la demanda eléctrica del 5.8%
y a una política de uso del recurso hídrico que priorizó a la generación
térmica con gas natural durante el periodo estival.
El consumo de GNC continuó creciendo
a una tasa del 4%, inferior al crecimiento sustancial de los años anteriores e
inclusive menor que el crecimiento promedio de la década del noventa.
Por su parte el sector residencial
aumentó su consumo en un 6,3% respecto al año pasado. El invierno 2005 fue
levemente más frío que el del año 2004.
Desde la privatización de los
servicios públicos de gas natural a fines de 1992 se evidencia un crecimiento
acumulado del 59 % en el consumo interno del fluido, destacándose un
crecimiento del 316% en la demanda de gas originada en uso de GNC y un 46 %
correspondiente al consumo industrial.
El otro segmento cuyo consumo tuvo
gran desarrollo en este periodo es el de usinas, con un 82 %. El mismo se ha
visto motorizado por el incremento del consumo de energía eléctrica registrado
en dicho periodo.
Consumo de Gas Natural - MMm³ (Miles de millones de m3)
|
|
2005 |
2003 |
2002 |
2001 |
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
1993 |
|
Residencial |
7,4 |
6,9 |
6,7 |
6,7 |
6,9 |
6,6 |
5,9 |
5,8 |
5,9 |
5,8 |
5,7 |
5,6 |
|
Comercial |
1,1 |
|
1,0 |
1,0 |
1,01,1 |
1,0 |
0,9 |
1,0 |
1,2 |
1,2 |
1,4 |
1,6 |
|
Industrial |
11,3 |
10,7 |
9,8 |
9,6 |
9,8 |
9,8 |
9,9 |
9,8 |
9,4 |
9,1 |
8,7 |
7,6 |
|
Usinas |
10,7 |
8,8 |
7,8 |
8,9 |
11,0 |
10,7 |
8,5 |
8,5 |
8,6 |
5,9 |
5,2 |
5,9 |
|
GNC |
3,2 |
2,6 |
2,0 |
1,9 |
1,7 |
1,5 |
1,2 |
1,2 |
1,1 |
1,0 |
0,9 |
0,8 |
|
Otros |
0,9 |
0,8 |
0,7 |
0,7 |
0,6 |
0,6 |
0,5 |
0,5 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
0,3 |
|
Total |
34,6 |
30,8 |
28,0 |
28,8 |
31,2 |
30,1 |
27,2 |
26,8 |
23,9 |
23,3 |
22,2 |
21,8 |
|
Índice % |
158,7 |
141,3 |
128,3 |
132,1 |
143,0 |
138,3 |
1254,9 |
122,9 |
121,1 |
106,9 |
101,8 |
100 |
Demanda de energía primaria por
fuente (2005)%
|
|
Petróleo |
Gas natural |
Carbón |
Nuclear |
Hidroelectricidad |
|
EE.UU. |
40,2 |
25,0 |
24,2 |
8,1 |
2,6 |
|
Canadá |
32,4 |
26,0 |
9,9 |
6,7 |
24,8 |
|
México |
58,6 |
29,8 |
6,2 |
1,4 |
3,9 |
|
Total América del Norte |
40,3 |
25,4 |
21,7 |
7,6 |
5,1 |
|
Argentina |
30,1 |
54,9 |
1,1 |
2,9 |
11,0 |
|
Brasil |
44,9 |
9,1 |
6,1 |
1,4 |
38,6 |
|
Chile |
42,0 |
29,0 |
9,8 |
0,0 |
19,2 |
|
Colombia |
37,3 |
21,0 |
10,0 |
0,0 |
31,7 |
|
Venezuela |
38,8 |
37,4 |
0,1 |
0,0 |
23,6 |
|
Otros Países y Centroamé. |
63,3 |
14,7 |
1,2 |
0,0 |
20,7 |
|
Total S. & Centro America |
45,9 |
22,0 |
3,9 |
0,9 |
27,3 |
En 2005 la producción anual de gas natural ascendió a 51 ,3 millones
de metros cúbicos, provenientes un 59% de la cuenca Neuquina, 14% de la cuenca
Noroeste, 8% de la cuenca del Golfo San Jorge y 19 % de la cuenca Austral.
La Argentina, en diciembre de 2004
se posicionaba como el tercer país con mayores reservas de gas natural de
Sudamérica luego de Venezuela y Bolivia, con reservas comprobadas por 534,2
MMMm3
• Sin embargo en el último año se
observó una disminución importante: las reservas comprobadas a diciembre de
2003 alcanzaban los 612,5 MMMm3 cayendo 78,3 MMMm3 en un año, siendo ahora el
horizonte de reservas comprobadas de 10,2 años.
La caída de reservas comprobadas, en
particular, tiene directa vinculación con dos aspectos: el crecimiento de la
demanda que se vio potenciado por el control de precios de la cadena gasífera
(que incluye el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución) con
la consiguiente creciente dispersión con el precio de los combustibles
alternativos y la baja inversión, necesaria para la reposición de las mismas.
En los últimos dos años el Gobierno
Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que
representaron en el 2004 un 2% del volumen total inyectado al sistema de
trasporte y en el 2005 un 4%. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a
contener la declinación de la oferta interna.
El negocio de la Sociedad
En el contexto de las dificultades
presentes resulta necesario volver a remarcar el rol cumplido por la Sociedad en
la modernización y expansión de uno de los activos de la infraestructura
energética más críticos del país: los gasoductos de alta presión que conforman
la red troncal de transmisión de gas natural La prioridad dada a la reinversión
y al crecimiento permitieron: (i) que se superaran las restricciones invernales
al acceso al gas natural para uso residencial e industrial en los centros
urbanos del país, facilitando la calidad y confiabilidad del servicio de gas
natural a vastos sectores de nuestra economía y (ii)
que se extendiera el flujo del fluido con destino a la exportación, una
actividad inexistente al momento de la privatización.
Desde 1993, TGN expandió la
capacidad de transporte en más de un 158% (33,30 MMm³/día). Esta política
requirió inversiones por un importe aproximado de US$ 1.100 millones, las
cuales fueron principalmente destinadas a la construcción de más de
Durante este ejercicio TGN ha
continuado desarrollando exitosamente otras actividades relacionadas al
transporte con destino a la exportación, brindando servidos de operación y
mantenimiento de instalaciones de transporte pertenecientes a terceros. Lo hace
en forma directa en la Argentina y, a través de empresas relacionadas, en Chile
y Brasil.
Durante 2007 el consumo de gas en el país tuvo un incremento de 4,6%
respecto de 2006. El consumo residencial y comercial de gas natural creció
fuertemente, 19% con respecto al valor de 2006, impulsado por un invierno muy
fría que fue el más riguroso de la última década.
El segmento industrial, mostró una
caída respecto a 2006 de 2,1 %, explicado principalmente por el crecimiento
estacional de invierno de la demanda residencial.
El consumo de GNC, que el año pasado
había mostrado por primera vez una caída del consumo, mantuvo su tendencia
negativa cayendo este año 3,6% con respecto a 2006, acumulando así en los
últimos dos años un descenso del 8,0%.
La demanda global de energía
eléctrica aumentó un 2,9% en 2007 respecto a 2006. Como consecuencia de la
menor generación hidroeléctrica el aumento del consumo de combustibles líquidos,
gas y la importación de
energía fueron superiores al aumento medio de la demanda. El consumo de gas
natural para generación de energía eléctrica aumentó un 8,8% en 2007 respecto a
2006.
En 2007 la producción anual de gas natural fue de 51,3 MMMm³, 59%
proveniente de la cuenca Neuquina, 13% de la cuenca Noroeste, 9% de la cuenca
del Golfo San Jorge y 19% de la cuenca Austral.
Las reservas comprobadas de gas
natural en Argentina al fin del año 2006 fueron de 406 MMMm³/d y el actual
horizonte de reservas de 7,9 años.
La caída de reservas comprobadas, a
la par de estar asociada a la madurez de alguna de sus cuencas tiene directa
vinculación con otros dos aspectos: el crecimiento de la demanda, potenciado
por el control de precios de la cadena gasífera (que incluye el congelamiento
de las tarifas de transporte y distribución) con la consiguiente dispersión
creciente del precio de los combustibles alternativos, y los incentivos a la
inversión necesaria para su reposición.
Gas natural - Reservas y Producción a Diciembre de 2006 (Millones de
metros cúbicos)
|
Cuenca |
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Comprobadas +50% Probables |
Producción |
Horizonte Reservas Probadas/Producción Años |
|
Austral |
116.712 |
78.132 |
155.778 |
10.215 |
11,4 |
|
Golfo San Jorge |
36.655 |
10.063 |
41.687 |
4.605 |
8,0 |
|
Neuquina |
184.258 |
78.178 |
223.347 |
29.798 |
6,2 |
|
Noroeste |
68.6621 |
26.684 |
82.003 |
7.048 |
9,7 |
|
Total Argentina |
406.286 |
193.057 |
502.815 |
51.666 |
7,9 |
En los últimos tres años el Gobierno
Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que
representaron en 2005 4% del volumen total inyectado al sistema de trasporte,
en 2006 4,5% y en 2007 4,4%. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a
cubrir la declinación de la oferta interna.
ASPECTOS REGULATORIOS
En su calidad de prestadora de un
servicio público nacional, TGN se encuentra sujeta a una significativa
regulación estatal basada en la Ley del Gas W 24.076, que es ejercida
por el Ente Nacional Regulador del Gas ("ENARGAS").
En enero de 2002 la Ley de
Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiaría N°
25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el monto de las
contraprestaciones de los Contratos de Licencia celebrados en 1992 entre el
Estado Nacional y las Licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte
y distribución de gas natural dentro del marco de la Ley N 24.076.
Seguidamente, el Poder Ejecutivo
Nacional ("PEN") emitió el Decreto N°
293/02 por el cual se le encomendó al Ministerio de Economía llevar a cabo la
renegociación de los contratos. La fecha original prevista para concluir el
proceso, para el cual se establecieron normas y planes de trabajo, era junio de
2002. La misma fue prorrogada sucesivamente por el Congreso Nacional hasta diciembre
de 2008.
Por otra parte, los intentos
realizados por el PEN en 2002 con el fin de implementar ajustes limitados y de
carácter transitorio para morigerar el impacto de la evolución del tipo de
cambio y los indicadores macroeconómicos sobre la actividad de las prestadoras
de servicios públicos, objeto del proceso de renegociación, fueron sucesivamente
bloqueados por decisión judicial.
En julio de 2003, por decisión de la
Administración del Presidente Kirchner, la Comisión de Renegociación creada por
Decreto W 293/02 fue reemplazada por la Unidad de Análisis de Contratos
de Servicios Públicos ("UNIREN") creada por el Decreto N° 311/03 en el ámbito de los Ministerios de
Economía y Producción y de Planificación Federal, Inversión Pública y
Servicios.
Entre las misiones de la Unidad
aparecen las de llevar a cabo el proceso de renegociación de los contratos
dispuestos por la Ley N° 25.561, suscribir
acuerdos ad-referendo del PEN, elevar proyectos normativos concernientes a
posibles adecuaciones tarifarías y elaborar un Proyecto de Marco Regulatorio
General.
En julio de 2004 la UNIREN remitió a
TGN una propuesta del Estado Nacional, que en lo sustancial preveía un aumento
tarifaría de 7% a partir de enero de 2005 y hasta que entrara en vigencia una revisión
integral prevista para enero de 2007. En su respuesta de rechazo fundado, TGN
solicitó retomar el cronograma de trabajo establecido a fin de negociar un
acuerdo equitativo de partes.
En mayo de 2005 tuvo lugar una audiencia pública convocada por la UNIREN a fin
de considerar la propuesta unilateral de adecuación de la licencia de TGN
elaborada por la UNIREN en julio de 2004. En noviembre de 2005 UNIREN envió a
TGN un nuevo proyecto de acta acuerdo de renegociación contractual haciéndole
saber que dicho proyecto "representa el límite de posibilidades que
puede ofrecer el Estado Nacional con el fin de lograr un acuerdo".
Si bien dicho proyecto incorporaba algunos conceptos
discutidos entre partes, mereció una serie de observaciones por parte de la Sociedad,
tal como el hecho de omitir una propuesta de ajuste transitorio y una
metodología para encarar una revisión tarifaria integral, y de requerir a TGN
una indemnidad en beneficio del Estado Nacional por eventuales condenas que
experimentase en el marco de procesos judiciales o arbitrales entablados por
terceros a causa de los efectos de la LEP sobre la Licencia.
Durante el ejercicio 2006 la UNIREN
envió a TGN dos nuevos proyectos de acta acuerdo que incorporaban como novedad
un aumento tarifaría de transición de 1 0% con un tope de 15% sobre la tarifa
de gas promedio a usuarios finales. TGN hizo notar que si bien dichas
propuestas representaban un avance en el proceso, subsistían cuestiones
relevantes planteadas por la Sociedad con anterioridad.
Una nueva propuesta de acta acuerdo
enviada por UNIREN en abril de 2007, junto con una citación para suscribirla en
un plazo perentorio, fue igualmente rechazada por la Sociedad habida cuenta de
que la UNIREN omitía considerar diversas propuestas y contrapropuestas
formuladas por TGN entre 2004 y 2006.
A la fecha de emisión de los Estados
Contables de TGN al 31 de diciembre de 2007 no se han producido avances
sustanciales que permitan asegurar que se cumplirá con el objetivo de firmar un
acuerdo en el corto plazo. Asimismo, nada asegura que el eventual resultado de
la renegociación restablezca de manera efectiva el equilibrio de la Licencia y
procure a TGN una reparación justa por los perjuicios sufridos como
consecuencia de la LEP.
En el curso de 2005 el Poder
Ejecutivo avanzó en la implementación del Mercado Electrónico de Gas
("MEG") que había sido creado mediante Decreto N°
180/04. La Resolución N° 752/05 dictada
por la Secretaría de Energía estableció el inicio de las operaciones de
compra-venta de gas natural en boca de pozo para ciertos usuarios (excluidos
los residenciales) por intermedio del MEG, a partir del la de setiembre de
2005. Desde mayo de 2005 el MEG comenzó a administrar la reventa de capacidad y
de servicios prestados por las distribuidoras de gas.
Hasta el 31 de diciembre de 2007 no
se han producido efectos sobre los ingresos por venta de la Sociedad. TGN
considera incierto el impacto que la futura comercialización en dicho mercado
de los servicios de transporte interrumpible de gas
pudiera tener en sus resultados.
LA INDUSTRIA DEL GAS EN LA ARGENTINA
El gas natural es en la Argentina la
principal fuente de energía. Incluso, es aproximadamente 30% mayor que el
promedio de uso en la región.
Abastecimiento de energía primaría por
fuente (2007) (%)
|
|
Petróleo |
Gas natural |
Carbón |
Nuclear |
Hidroelectricidad |
|
EE.UU. |
39,9 |
25,2 |
24,3 |
8,1 |
2,4 |
|
Canadá |
31,8 |
26,3 |
9,5 |
6,6 |
25,9 |
|
México |
57,4 |
31,3 |
5,9 |
1,5 |
3,9 |
|
Total América del Norte |
40,0 |
25,7 |
21,6 |
7,6 |
5,2 |
|
Argentina |
31,9 |
53,8 |
0,5 |
2,2 |
11,6 |
|
Brasil |
44,5 |
9,1 |
6,3 |
1,3 |
38,8 |
|
Chile |
55,8 |
13,9 |
11,6 |
- |
18,7 |
|
Colombia |
34,4 |
23,1 |
8,8 |
- |
33,6 |
|
Ecuador |
76,6 |
2,2 |
- |
- |
21,1 |
|
Perú |
47,9 |
17,4 |
2,8 |
- |
31,9 |
|
Venezuela |
37,5 |
35,9 |
0,1 |
- |
26,6 |
|
Otros Países y Centroamé. |
59,4 |
20,8 |
1,8 |
- |
18,0 |
|
Total S. y Centro America |
45,6 |
21,9 |
4,0 |
0,8 |
27,7 |
Desde la privatización del servicio público
de gas natural a fines de 1992 y hasta 2008 se evidencia un crecimiento
acumulado de 94% en el consumo interno del fluido, destacándose un crecimiento
de 262% en la demanda de GNC y 74% en el consumo industrial. Asimismo el
segmento para la generación eléctrica registró un importante incremento de
113%, debido a la intensificación del consumo de energía eléctrica registrado
en este periodo y al crecimiento del parque termoeléctrico.
Consumo local de Gas (1)- Millones de m3/día
|
|
2008 |
2007 |
2006 |
2005 |
2004 |
2003 |
2002 |
2001 |
2000 |
1999 |
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
1993 |
|
Residencial (2) |
24,6 |
26,5 |
21,7 |
21,8 |
20,1 |
20,1 |
19,3 |
19,3 |
20,0 |
18,8 |
16,9 |
16,6 |
16,6 |
16,5 |
16,3 |
16,2 |
|
Comercial |
3,2 |
3,4 |
3,0 |
3,1 |
3,1 |
2,8 |
2,7 |
2,8 |
2,9 |
2,8 |
2,6 |
2,7 |
2,5 |
2,6 |
2,4 |
2,4 |
|
Industrial (3) |
31,2 |
29,7 |
29,9 |
27,2 |
26,5 |
25,3 |
22,9 |
22,7 |
23,2 |
22,5 |
23,6 |
22,9 |
21,5 |
21,0 |
20,9 |
18,0 |
|
Generadores Eléctricos |
34,7 |
33,4 |
31,2 |
29,3 |
28,3 |
24,0 |
21,3 |
24,4 |
29,8 |
29,3 |
23,4 |
23,6 |
23,8 |
19,6 |
15,7 |
16,3 |
|
GNC |
7,6 |
7,8 |
8,3 |
8,7 |
8,3 |
7,2 |
5,6 |
5,1 |
4,6 |
4,1 |
3,9 |
3,5 |
3,0 |
2,8 |
2,6 |
2,1 |
|
Otros (4) |
19,8 |
18,6 |
19,7 |
21,4 |
21,0 |
19,5 |
16,6 |
14,3 |
10,4 |
6,6 |
10,7 |
9,2 |
9,8 |
10,5 |
8,6 |
9,2 |
|
Total uso Comercial |
121,1 |
119,4 |
113,9 |
111,5 |
107,2 |
98,9 |
87,8 |
88,5 |
90,8 |
84,2 |
81,1 |
78,5 |
77,3 |
73,0 |
66,4 |
64,1 |
|
Consumo yacimientos y retenido en gasoductos |
16,4 |
17,5 |
15,5 |
15,5 |
15,3 |
14,7 |
14,0 |
13,6 |
13,9 |
13,0 |
11,9 |
10,8 |
9,4 |
7,7 |
7,0 |
6,9 |
|
Total |
137,5 |
136,9 |
129,4 |
127,0 |
122,5 |
113,7 |
101,9 |
102,1 |
104,6 |
97,1 |
93,0 |
89,3 |
86,7 |
80,7 |
73,4 |
71,0 |
|
Índice % |
194 |
193 |
182 |
179 |
173 |
160 |
144 |
144 |
147 |
137 |
131 |
12,6 |
122 |
114 |
103 |
100 |
(1) Incluye Off System
by pass comercial y físico.
(2) Incluye SDB
(3) No incluye RTP CERRI incluido en
Otros
(4) Considera consumos de RTP (MEGA,
REFINOR, CERRI, TDF), Entes Oficiales y gasoductos patagónicos
Fuentes: ENARGAS y Secretaria de Energía.
A pesar de que el invierno de 2008
fue marcadamente n1enos riguroso que el de 2007, el consumo de gas en el país
tuvo un incremento de 0,5% con respecto a 2007 y de 6.3% respecto de
2006.
En coincidencia con un invierno
menos riguroso el consumo residencial y comercial de gas natural de 2008
mostró tasas negativas de 7% respecto de 2007.
Un menor consumo residencial amplió la
disponibilidad de gas para el segmento industrial durante 2008 cuya tasa de
crecimiento fue de 5,1% respecto de 2007.
El consumo de GNC en 2006 y 2007
mostró por primera vez tasas de crecimiento anual negativas de 4% y 6%
respectivamente. En 2008 continuó con la tendencia negativa pero con valores
más atenuados del orden de 3%.
El sector de la generación de
energía eléctrica mostró en 2008 una tasa de crecimiento de 3,9% versus 7% de
crecimiento de 2007. Una menor tasa de crecimiento obedece a una desaceleración
del crecimiento de la demanda de energía eléctrica que pasó de tener tasas de
crecimiento de 5% anual a 2,9% en 2008.
En 2008 la producción anual de gas
natural fue de 50,4 MMMm³, 58,8% corresponden a la cuenca Neuquina, 13,9% a la
cuenca Noroeste, 9,7% a la cuenca del Golfo San Jorge y 17,6% a la cuenca
Austral.
A fines de 2007 las reservas
comprobadas de gas natural fueron de 394 MMMm3 y el actual horizonte de
reservas es de 7,7 años.
La caída de reservas comprobadas, a
la par de estar asociada a la madurez de alguna de sus cuencas tiene directa
vinculación con otros dos aspectos: el crecimiento de la demanda, potenciado
por el control de precios de la cadena gasífera (que incluye el retraso de las
tarifas de transporte y distribución) con la consiguiente dispersión creciente
del precio de los combustibles alternativos, y la baja inversión para
reposición de reservas.
GAS NATURAL- Reservas y Producción a diciembre de 2007 (Millones de
metros cúbicos)
|
Cuenca |
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Comprobadas +50% Probables |
Producción |
Horizonte Reservas Probadas/Producción Años |
|
Austral |
116.712 |
78.132 |
155.778 |
10.215 |
11,4 |
|
Golfo San Jorge |
36.655 |
10.063 |
41.687 |
4.605 |
8,0 |
|
Neuquina |
184.258 |
78.178 |
223.3478 |
29.798 |
6,2 |
|
Noroeste |
68.661 |
26.684 |
82.003 |
7.048 |
9,7 |
|
Total Argentina |
406.286 |
193.057 |
502.815 |
51.666 |
7,9 |
El Gobierno Argentino firmó acuerdos
para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron en 2005 4%
del volumen total inyectado al sistema de transporte, en 2006, 4,5%, en 2007,
4,1% y en 2008, 2%. Adicionalmente, un barco regasificador de gas natural
licuado, conectado entre mayo y agosto de 2008 en el nodo de Bahía Blanca,
aportó inyecciones por 1% del suministro anual del sistema. Estos volúmenes
contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.
LA ACTIVIDAD DE TGN
A lo largo de sus
A través de sus dos gasoductos troncales, el Norte y el Centro Oeste,
TGN abastece a 8 de las 9 distribuidoras y a numerosas generadoras eléctricas e
industrias del mercado doméstico ubicadas en 14 provincias argentinas.
Asimismo, el sistema de TGN transporta gas al centro y norte de Chile a
través de los Gasoductos Gas Andes y NorAndino, a la provincia de Entre Ríos y
al litoral uruguayo por el Gasoducto Entrerriano y al sur de Brasil por medio
del Gasoducto a Uruguayana.
Evolución del sistema de TGN
|
|
Unidades |
1994/95 |
1996/97 |
1998/99 |
2000/01 |
2002/03 |
2004/05 |
2006/07 |
2008/09 |
Totales |
|
Nuevos Gasoductos Agregados |
Km. |
242 |
455 |
168 |
380 |
- |
309 |
- |
347 |
1.899 |
|
Capacidad de Compresión Agregada |
HP |
27.600 |
- |
90.800 |
21.600 |
- |
33.410 |
- |
10.310 |
183.720 |
|
Aumentos de Capacidad |
MMm³/día |
6,4 |
7,6 |
12,1 |
4,3 |
0,3 |
1,2 |
- |
- |
31,8 |
Al cierre del ejercicio los
contratos de transporte firme de la Sociedad, totalizaban 54,44 MMm³/día,
correspondiendo 22,57 MMm³/día al Sistema Norte y 31,87 MMm³/día al Centro Oeste.
En el contexto de las dificultades presentes vinculadas al proceso de
recomposición de su Licencia y a las exigentes condiciones de operación que
caracterizaron los últimos años, cabe destacar el rol cumplido por la Sociedad
en la modernización y mejora de sus activos, lo que facilitó la calidad y
confiabilidad del servicio de gas natural a vastos sectores de la economía.
El consumo residencial y comercial
de gas natural, que había tenido un ligero incremento del 0,7% entre 2008 y
2009, presentó un mayor crecimiento entre 2009 y 2010 con una tasa estimada del
7,8%.
Los efectos de la crisis económica
mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008
retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 6%. Hacia fines de 2010 se
percibe una recuperación estimada del 1, 7% en el consumo de dicho fluido.
El consumo estimado de GNC en 2010
discontinuó la tendencia negativa luego de cuatro años consecutivos,
incrementándose aproximadamente un 2% con respecto a 2009.
Por otro lado, la utilización de gas
natural para generación eléctrica se contrajo fuertemente en 2010 cayendo un
15,5% respecto de 2009. Sin embargo, la demanda eléctrica creció en 2010 5,9%
respecto de 2009. El menor consumo de gas para generación eléctrica se debe principalmente
al aumento de la generación hidroeléctrica.
En 2010 la producción anual de gas
natural en Argentina fue de 47 mil MMm³ de los cuales el 55% corresponden a la
cuenca Neuquina, 22% a la cuenca Austral, 12% a la cuenca Noroeste y 11% a la cuenca
del Golfo San Jorge. El total producido fue un 3% menor a lo producido en 2009.
Asimismo, el nivel de las reservas continúa en disminución debido a la caída de
la actividad exploratoria A fines de 2009 las reservas comprobadas de gas
natural fueron de 352 mil MMm³ y a esa fecha, el horizonte de reservas,
considerando la producción de 2009, era de 7,3 años.
Gas natural - Reservas y Producción a Diciembre de 2009 (Millones de
metros cúbicos)
|
Cuenca |
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Comprobadas +50% Probables |
Producción |
Horizonte Reservas Probadas/Producción Años |
|
Austral |
100.815 |
60.647 |
131.138 |
9.916 |
10,2 |
|
Golfo San Jorge |
41.308 |
17.415 |
50.016 |
5.190 |
8,0 |
|
Neuquina |
153.847 |
54.532 |
181.133 |
27.030 |
5,7 |
|
Noroeste |
55.710 |
1.994 |
56.707 |
6.280 |
8,9 |
|
Total Argentina |
351.680 |
134.588 |
418.794 |
48.418 |
7,3 |
El Gobierno Argentino firmó acuerdos
para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron cerca del
3,5% del volumen total inyectado al sistema de transporte entre 2005 y 2007.
Ese valor cayó a 1 ,8% en 2008 y
desde 2009 vuelve a representar cerca del 3,5%. Adicionalmente, un barco
regasificador de gas natural licuado ("GNL"), fue conectado en el
invierno de 2008 en el nodo de Bahía Blanca aportando inyecciones del 0,9% del
suministro anual del sistema. La misma operación fue practicada en 2009 y 2010
aportando inyecciones por 1,6% y 3,8%, respectivamente, del suministro anual
del sistema. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la
declinación de la oferta interna.
Para reforzar el abastecimiento a la
demanda pico de invierno en la zona del Gran Buenos Aires y Capital Federal, se
está construyendo una nueva estación regasificadora de GNL en la localidad de
Escobar. Dicha planta es construida y operada por YPF S.A. y se conectará al
gasoducto de TGN:· Las operaciones de regasificación
se estima que iniciarán durante el invierno de 2011.
ASPECTOS REGULATORIOS
La Ley de Emergencia Pública
En su calidad de prestadora de un
servicio público esencial, TGN se encuentra sujeta a una significativa
regulación estatal basada en la Ley N° 24.076
("Ley del Gas"), que es ejercida por el ENARGAS.
En enero de 2002 la Ley de
Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario N°
25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el régimen tarifario
establecido en los Contratos de Licencia celebrados en 1992 entre el Estado
Nacional y las Licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte y
distribución de gas natural dentro del marco de la Ley del Gas, al disponer la
pesificación de las tarifas y el cese de su ajuste semestral por Producer Price
lndex ("PPI").
La LEP autorizó al PEN a renegociar
los contratos de servicios públicos tomando en consideración los siguientes
criterios: 1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y
en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes
de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés
de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los
sistemas comprendidos y 5) la rentabilidad de las empresas. Asimismo, la LEP
dispuso que las empresas prestadoras de servicios públicos no pueden suspender o alterar el cumplimiento de sus
obligaciones.
La vigencia de la LEP fue prorrogada
sucesivamente por el Congreso de la Nación hasta diciembre de 2011.
La renegociación de la Licencia
En 2002 el PEN constituyó una
Comisión ad-hoc y dio inicio al proceso de
renegociación, para lo cual fijó un cronograma de trabajo que debía completarse
en junio de 2002.
En julio de 2003, las nuevas
autoridades nacionales crearon la UNIREN en el ámbito de los Ministerios de
Economía y Producción ("MEP") y de Planificación Federal, Inversión
Pública y Servicios ("MPFIPyS"). Entre las misiones de la UNIREN
aparecen las de llevar a cabo el proceso de renegociación de los contratos
dispuestos por la LEP, suscribir acuerdos ad referendo del PEN, elevar
proyectos normativos concernientes a posibles adecuaciones tarifarías y
elaborar un proyecto de marco regulatorio general.
Adicionalmente, la Ley N°
El 18 de mayo de 2005 tuvo lugar una
audiencia pública convocada por la UNIREN a fin de considerar la propuesta
unilateral de adecuación de la licencia de TGN elaborada por la misma UNIREN en
julio de 2004. El 11 de noviembre de 2005 la UNIREN envió a TGN un nuevo
proyecto de acta acuerdo de renegociación contractual haciéndole saber que
dicho proyecto "representa el límite de posibilidades que puede ofrecer
el Estado Nacional con el fin de lograr un acuerdo".
Si bien dicho proyecto incorporaba algunos conceptos
discutidos entre las partes, mereció una serie de observaciones por parte de la
Sociedad, tal como el hecho de omitir una propuesta específica de ajuste
transitorio y una metodología para encarar una revisión tarifaría
integral, y de requerir a TGN una indemnidad en beneficio del Estado
Nacional por eventuales condenas que experimentase en el marco de procesos
judiciales o arbitrales entablados por terceros a causa de los efectos de la
LEP sobre la Licencia.
Durante el ejercicio 2006, la UNIREN
envió a TGN un nuevo proyecto de acta acuerdo que incorporaba como novedad un
aumento tarifario de transición del 10% con un tope del 15% sobre la tarifa de
gas promedio a usuarios finales. TGN hizo notar que dicha propuesta conservaba
los lineamientos de la anterior remitida en 2005.
Si bien hasta agosto de 2008 no se
advertían avances significativos en el proceso de renegociación de la Licencia,
el 16 de setiembre de 2008 la Sociedad recibió de la UNIREN una propuesta de
acuerdo transitorio ("Acuerdo Transitorio") que no involucraba el
otorgamiento de una indemnidad a favor del Estado Nacional y contemplaba
un régimen tarifario de transición a partir del 1° de setiembre de 2008 por el
cual se aplicaría un aumento del 20% sobre la remuneración de la actividad
regulada de TGN vigente al 31 de agosto de dicho año. La propuesta fue aprobada
por el Directorio de TGN, y el Acuerdo Transitorio fue suscripto por TGN
el 7 de octubre de 2008, ad referéndum de la asamblea extraordinaria de
accionistas de TGN que lo ratificó el 4 de diciembre de 2008.
El Acuerdo Transitorio establece que
TGN cederá los derechos de la recaudación incremental resultante a un fondo específico
que adoptará la forma instrumental de un fideicomiso destinado al pago de las
obras y/o trabajos detallados en un documento anexo al Acuerdo Transitorio.
El Acuerdo Transitorio suponía que
la LEP dejaría de tener vigencia el 31 de diciembre de 2008. No obstante, su
vigencia fue prorrogada hasta diciembre de 2011, razón por la cual, para esa
fecha las partes deberían haber alcanzado un consenso respecto de las
modalidades, plazo y oportunidad de la suscripción de un acta acuerdo de
renegociación contractual integral. En defecto de aquella renegociación, el
PEN, de considerarlo conveniente, resolvería respecto de la vigencia del
Acuerdo Transitorio y a su vez la UNIREN procedería a efectuar al PEN
las recomendaciones que considerara pertinentes de acuerdo con lo dispuesto por
el artículo 1° inciso e) del Decreto N° 311/03 y el
artículo 11 de la Resolución Conjunta N° 188/03 y N° 44/03 de los Ministerios de Economía y de
Planificación.
El Acuerdo Transitorio recién fue ratificado
por el PEN en abril de 2010 (Decreto 458/10). No obstante, TGN aún no pudo
facturar el aumento respectivo porque el ENARGAS no aprobó los nuevos cuadros
tarifarios. Ante el silencio de la administración frente a reiterados pedidos,
en octubre de 2010 TGN inició una acción judicial de amparo por mora contra el
ENARGAS y contra la Subsecretaría de Coordinación y Control de
Gestión del MPFIPyS con el objeto de obtener un pronunciamiento expreso que de
cumplimiento al Acuerdo transitorio y al Decreto N°
458/10.
De todos modos, TGN ejecutó las
obras previstas en el Acuerdo Transitorio a su costo. Al 31 de diciembre de
2010 no se han producido efectos económicos relacionados con el Acuerdo
Transitorio.
Adicionalmente, y sin
perjuicio del proceso de renegociación ante la UNIREN, TGN solicitó al ENARGAS
la realización de una revisión tarifaría integral, con fundamento en el
artículo N° 46 de la Ley del Gas y en
consideración que las tarifas de transporte doméstico se encuentran congeladas
desde julio de 1999.
Ante la negativa de la
administración, en noviembre de 2010 TGN inició una acción judicial de amparo
contra el ENARGAS con el objeto de obtener un pronunciamiento judicial que
ordene llevar adelante dicha revisión.
TGN considera que el obstáculo principal
que hasta la fecha impide alcanzar un acuerdo de renegociación integral de la
Licencia es la insistencia del Estado Nacional en incorporar una cláusula de
indemnidad en su beneficio, que transfiere a TGN los efectos de sentencias o
laudos arbitrales que, en relación con su Licencia, condenen a la República
Argentina a pagar indemnizaciones fundadas en el efecto de la LEP.
A la fecha de emisión de los Estados
Contables de TGN correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2010 no se han producido avances sustanciales que permitan asegurar que se
cumplirá con el objetivo de firmar un acuerdo de renegociación integral de la
Licencia en el corto plazo. Asimismo, nada asegura que el eventual resultado de
la renegociación reestablezca de manera efectiva el equilibrio de la Licencia a
través de una tarifa justa y razonable que procure a TGN una reparación por los
perjuicios sufridos como consecuencia de la LEP.
La intervención dispuesta por el
ENARGAS
Por las razones que se indican más
adelante, en relación a su situación financiera, el 22 de diciembre de 2008 el
Directorio de TGN se vio en la necesidad de postergar el pago de las cuotas de
capital e intereses que vencían en diciembre 2008 y los vencimientos
posteriores a dicha fecha.
A pesar de que la decisión fue
adoptada con la finalidad explícita de privilegiar la prestación segura y
confiable del servicio público de transporte de gas natural (tal como exigen la
Ley del Gas y la LEP), preservar el principio de empresa en marcha y asegurar
la igualdad de trato a todos sus acreedores financieros, el 29 de diciembre de
2008 el ENARGAS dispuso mediante Resolución 1/587 la intervención de TGN por
120 días y designó a un interventor con funciones de "coadministración societaria" y "fiscalización
y control de todos los actos de administración habitual y de disposición que
puedan afectar la normal prestación del servicio público de transporte de
gas" a cargo de TGN en virtud de la Licencia.
Por el mismo acto, se dispuso una
auditoría integral en el ámbito de TGN. TGN apeló judicialmente la Resolución
1/587 alegando que el ENARGAS carece de facultades para designar un
interventor-coadministrador en las compañías licenciatarias que se hallan bajo
su regulación y control y, además, porque la Resolución 1/587 carece de
motivación habida cuenta de que la decisión de postergar el pago de
obligaciones financieras no representa ningún riesgo para la prestación del
servicio público a cargo de la Sociedad.
El 26 de marzo de 2009, la Sala 1de la Cámara Nacional en lo
Contencioso-Administrativo Federal dispuso cautelarmente
(i) suspender los efectos de la Resolución ENARGAS 1/587 en cuanto ella dispuso
la intervención de TGN y se designó interventor con funciones de
co-administración societaria; (ii) mantener en cabeza
del funcionario designado por el ENARGAS lo relativo a las tareas de
fiscalización y control de todos los actos que razonablemente puedan afectar la
normal prestación del servicio público prestado por TGN y (iii)
ordenar al ENARGAS restituir a TGN los libros de actas que habían sido
retirados de la sede social por la intervención.
La Resolución 1/587 fue
sucesivamente prorrogada por el ENARGAS hasta el 19 de junio de 2011. TGN
continúa prestando el servicio público a su cargo con total normalidad y sin
afectación de sus clientes.
Transporte de gas
El volumen anual recepcionado por
TGN en los gasoductos Norte y Centro Oeste y en los puntos de vinculación con
Transportadora de Gas del Sur ("TGS") ubicados en Gran Buenos Aires, alcanzó
durante el ejercicio un valor aproximado de 16.449 MMm³, lo que representa un
promedio de 45,1 MMm³/día. Con respecto al año anterior, la cuenca neuquina
incrementó su inyección de 23,4 MMm³/día a 24,0 MMm³/día, debido a la mayor
disponibilidad de gas en la cuenca en razón del aporte de GNL al sistema de
TGS.
La 'inyección en Gasoducto Norte
disminuyó de 19,2 MMm³/día a 18,0 MMm³/día a pesar de un incremento promedio
del gas de Bolivia de 2,1 MMm³/día respecto a 2009. En un escenario de escasez
de gas, el sistema de transporte operado por TGN continuó siendo utilizado por
debajo de su capacidad.
Las exportaciones ligadas a los
aportes neuquinos, incluidas Gas Andes, Gas Pacífico y Colón, se vieron
reducidas de 423 MMm³ en
Actualmente, sólo se transfieren
El consumo residencial y comercial
de gas natural, se incrementó un 7,3% entre 2009 y 2010 y presentó entre 2010 y
2011 una tasa de crecimiento del 3,9%,
Los efectos de la crisis económica
mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008
retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 6%. En 2010 y 2011 el
consumo de dicho fluido se recuperó un 2,1% y un 4,6% respectivamente.
En 2010 el consumo de GNC revirtió su tendencia negativa creciendo un
2% respecto del 2009 y en 2011 creció un 2,4% respecto del 2010,
La utilización de gas natural para
generación eléctrica se contrajo en 2010 un 12% a pesar de que la demanda
eléctrica creció un 5,9% ese año. La menor disponibilidad de gas natural para
el mercado local llevó a una sustitución del gas natural por combustibles
líquidos e importación de energía desde Brasil.
En 2011 el consumo de gas natural
del sector eléctrico creció un 6,5%, en parte explicado por el incremento de
las importaciones de gas natural de Bolivia y gas natural licuado
("GNL"),
En 2011 la producción anual de gas
natural en Argentina fue de 45,5 mil MMm³/d de los cuales el 56% corresponden a
la cuenca Neuquina, el 23% a la cuenca Austral, el 10% a la cuenca Noroeste y
el11% a la cuenca del Golfo de San Jorge. El total producido fue un 3% menor a
lo producido en 2010, Asimismo, el nivel de las reservas continúa en
disminución debido a la caída de la actividad exploratoria,
A fines de 2010 (último dato
publicado a la fecha) las reservas comprobadas de gas natural fueron de 332 mil
MMm³/día y, a esa fecha, el horizonte de reservas considerando la producción de
2010, era de 7 años,
|
Cuenca |
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Comprobadas +50% Probables |
Producción |
Horizonte Reservas Probadas/Producción Años |
|
Austral |
94.756 |
58.004 |
123.758 |
10.435 |
9,1 |
|
Golfo San Jorge |
43.693 |
20.109 |
53.747 |
5.219 |
8,4 |
|
Neuquina |
156.005 |
30.521 |
171.265 |
26.039 |
6,0 |
|
Noroeste |
37.442 |
829 |
37.856 |
5.403 |
6,9 |
|
Total Argentina |
331.896 |
109.463 |
386.626 |
47.096 |
7,0 |
El Estado Nacional firmó acuerdos
para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron cerca del 4%
del volumen total consumido entre 2005 y 2010 con excepción de 2008 donde la
importación cayó a 2%, En 2011 la importación desde Bolivia representó el 6% de
dicho volumen.
Adicionalmente, un barco
regasificador de GNL, fue conectado en el invierno de 2008 en el nodo de 2008
en el nodo de (Bahía Blanca) Provincia de Buenos Aires aportando inyecciones
del 0,9% del volumen total consumido.
La misma operación fue practicada en
2009 y 2010 aportando inyecciones por 1,6% y 3,7%, respectivamente, del suministro
anual del sistema. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la
declinación de la oferta interna.
Para reforzar el abastecimiento a la
demanda pico de invierno en la zona del Gran Buenos Aires y la Ciudad Autónoma
de Buenos Aires, se instaló un segundo barco regasificador en la localidad de
Escobar (Provincia de Buenos Aires), que inyecta gas a una instalación operada
por YPF S.A. que a su vez se conectó al sistema de gasoductos de TGN en mayo de
2011. Ambas operaciones de regasificación (Escobar y Bahía Blanca)
representaron en 2011 el 8% del volumen total de gas consumido en Argentina.
ASPECTOS REGULATORIOS
La Ley de Emergencia Pública
En su calidad de prestadora de un servicio
público esencial, TGN se encuentra sujeta a una significativa regulación
estatal basada en la Ley N° 24.076 ("Ley del
Gas"), que es ejercida por el ENARGAS.
En enero de 2002 la Ley de
Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiaría N°
25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el régimen tarifario
establecido en los contratos de licencia celebrados en 1992 entre el Estado
Nacional y las licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte y
distribución de gas natural dentro del marco de la Ley del Gas, al disponer la
pesificación de las tarifas y el cese de su ajuste semestral por Producer Price
lndex ("PPI").
La LEP autorizó al PEN a renegociar
los contratos de servicios públicos tomando en consideración los siguientes
criterios: 1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y
en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes
de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés
de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los
sistemas comprendidos y 5) la rentabilidad de las empresas. Asimismo, la LEP
dispuso que las empresas prestadoras de servicios públicos no pueden suspender o alterar el cumplimiento de sus
obligaciones.
La vigencia de la LEP fue prorrogada
sucesivamente por el Congreso de la Nación hasta diciembre de 2013.
El consumo residencial y comercial
de gas natural se incrementó un promedio anual de un 5,5% en los últimos 3
años.
Los efectos de la crisis económica
mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008
retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 5,3%.
En 2010 y 2011 el consumo de dicho fluido se recuperó un 2,1% y un
5,5% respectivamente, pero volvió a caer en 2012 un 4,6%.
En 2010 el consumo de GNC revirtió
su tendencia negativa creciendo un 1,8% respecto del 2009 y en 2011 creció un
4,1% respecto del 2010. El año 2012 tuvo incrementos menores al 0,8%.
La utilización de gas natural para
generación eléctrica se contrajo en 2010 un 12,2% a pesar de que la demanda
eléctrica creció un 5,9% ese año. La menor disponibilidad de gas natural para
el mercado local llevó a una sustitución del gas natural por combustibles
líquidos e importación de energía desde Brasil. En 2011 y 2012 el consumo de
gas natural del sector eléctrico creció un 12,0% y 11,6% respectivamente, en
parte explicado por el incremento de las importaciones de gas natural de
Bolivia y de gas natural licuado ("GNL").
En 2011 la producción anual de gas natural en Argentina fue de 45,5
mil MMm³ de los cuales el 55% corresponden a la cuenca Neuquina, el 24% a la
cuenca Austral, el11% a la cuenca del Golfo de San Jorge y el 10% a la cuenca
Noroeste. El total producido fue un 3% menor a lo producido en 2010.
A fines de 2011 (último dato
publicado a la fecha} las reservas probadas de gas natural fueron de 331 mil
MMm³ y, a esa fecha, el horizonte de reservas considerando la producción del
mismo año era de 7,3 años.
GAS NATURAL- Reservas y Producción a diciembre de 2011 (millones de m³).
|
Cuenca |
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Comprobadas +50% Probables |
Producción |
Horizonte Reservas Probadas/Producción Años |
|
Austral |
103.953 |
70.420 |
139.963 |
10.818 |
9,6 |
|
Golfo San Jorge |
48.559 |
19.388 |
58.253 |
4.880 |
10,0 |
|
Neuquina |
145.295 |
40.449 |
165.519 |
25.155 |
5,8 |
|
Noroeste |
33.644 |
6.989 |
37.138 |
4.609 |
7,3 |
|
Total Argentina |
331.451 |
137.246 |
400.073 |
45.462 |
7,3 |
El Estado Nacional firmó acuerdos para
la importación de gas natural desde Bolivia que representaron cerca el 4% del
volumen total consumido entre 2005 y 2010, con excepción de 2008 cuando la
importación cayó al 2%. En 2011 la importación se incrementó al 5% y en 2012
representó el 8,5% de dicho volumen.
Adicionalmente, un barco
regasificador de GNL fue conectado en el invierno de 2008 en el nodo de Bahía
Blanca (Provincia de Buenos Aires) aportando inyecciones del 0,9% del volumen
total consumido. La misma operación fue practicada en los siguientes años, que
mediante constantes incrementos, alcanzó un nivel del 4,4% del suministro anual
del sistema en el año 2012. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a
cubrir la declinación de la oferta interna.
Para reforzar el abastecimiento a la
demanda pico de invierno en las zonas del Gran Buenos Aires y de la Ciudad
Autónoma de Buenos Aires, se instaló un segundo barco regasificador en la
localidad de Escobar (Provincia de Buenos Aires}, que inyecta gas a una
instalación operada por YPF S.A. ("YPF") que a su vez se conectó al
sistema de gasoductos de TGN en mayo de 2011. Ambas operaciones de
regasificación (Escobar y Bahía Blanca) representaron el 7,6% y el 8,5% del
volumen total de gas consumido en Argentina en 2011 y 2012, respectivamente.
Con un sistema de
Desde el inicio de sus operaciones
en 1992, TGN expandió la capacidad de transporte desde cabecera de 22,6 MMm³/d
a 56,22 MMm³/d , lo que representa un incremento del
49%. Las expansiones, así como las numerosas obras de mantenimiento y
confiabilidad del sistema, requirieron inversiones por un importe aproximado de
US$ 1.211 millones por parte de TGN.
En términos físicos, las expansiones
a cargo de TGN exigieron la instalación de
La Resolución N°
185/04 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios
("MPFIPyS") dictada al amparo del Decreto N" 180/04 constituyó
un Programa de Fideicomisos de Gas organizados por la Secretaria de Energía de
la Nación para la financiación de obras de infraestructura de transporte y
distribución de gas natural.
Bajo dicho programa, TGN continuó
actuando como Gerente Técnico del proyecto de las obras definidas por la
Secretaría de Energía de la Nación y el ENARGAS. En 2012 se habilitaron obras
bajo este esquema que permitieron alcanzar un incremento total en el gasoducto
Norte de 3,25 MMm³/d desde su cabecera en Campo Durán, de los cuales 2,33
MMm³/d se transportan hasta tramos finales. Se encuentran en ejecución las
obras aprobadas por el ENARGAS, que permitirán en una primera etapa, entregar
la totalidad
incremental mencionada en tramos finales y en
una segunda etapa adicionar a la misma 2,0 MMm³/d en la misma ruta.
El aumento de capacidad de
transporte sobre el gasoducto Centro Oeste realizado en 2011, fue de 1,4 MMm³/d
y se da exclusivamente entre Beazley y La Dormida
(capacidad que se obtuvo por la construcción de un loop de
Evolución del sistema de TGN
|
|
Unidades |
1993/95 |
1996/97 |
1998/99 |
2000/01 |
2002/03 |
2004/05 |
2006/07 |
2008/09 |
2010/11 |
2012 |
Totales |
|
Nuevos Gasoductos Agregados |
Km. |
245 |
455 |
168 |
379 |
-5 |
310 |
0 |
346 |
122 |
128 |
2.148 |
|
Capacidad de Compresión Agregada |
HP |
28 |
0 |
91 |
22 |
0 |
33 |
0 |
21 |
10 |
0 |
204 |
|
Aumentos de Capacidad |
MMm³/día |
6,41 |
7,57 |
12,6 |
4,31 |
0,30 |
1,15 |
0,00 |
0,00 |
-1,47 |
3,25 |
33,57 |
Al cierre del ejercicio MMm³/d los
contratos de transporte firme de la Sociedad desde cabecera de los gasoductos
totalizaban 52,64 MMm³/d, correspondiendo 24,05 MMm³/d al gasoducto Norte y
28,59 MMm³/d al Centro Oeste. Asimismo, la Sociedad cuenta con 2,35 MMm³/d de
contratos firmes sobre rutas parciales.
Debido a las exigentes condiciones
de operación que caracterizaron los últimos años, cabe destacar el rol cumplido
por la Sociedad en la modernización y mejora de sus activos, lo que facilitó la
calidad y confiabilidad del servicio de transporte de gas natural a vastos
sectores de la economía.
ASPECTOS OPERATIVOS SALIENTES
Transporte de gas
El volumen anual recepcionado por
TGN en los gasoductos Norte y Centro Oeste, mediante el barco regasificador
ubicado en Escobar y en los puntos de vinculación con Transportadora de Gas del
Sur SA ubicados en el Gran Buenos Aires, alcanzó durante el ejercicio un valor
aproximado de 18.048 MMm³ lo que representa un promedio de 49,3 MMm³/d.
Por efecto de la disminución en la
cuenca neuquina, la inyección promedio en el gasoducto Centro Oeste disminuyó
de 21,7 MMm³/d a 18,5 MMm³/d. En el caso del gasoducto Norte, la producción
local disminuyó de 10,4 MMm³/d a 8,5 MMm³/d. A nivel país, esta menor inyección
fue compensada mediante el aporte de GNL en el Puerto de Escobar a través de
barcos regasificadores y por un mayor abastecimiento desde Bolivia. El volumen
total regasificado en el Puerto de Escobar durante
2012 alcanzó a 2.215 MMm³.
Las exportaciones ligadas a la
cuenca neuquina (incluidas en los gasoductos "Gas Andes", "Gas
Pacifico" y "Colón-Paysandú") continuaron con un
marcado descenso, ubicándose en 52,29 MMm³ en 2012. Para el caso del gasoducto "Norandino"
se exportaron sólo 0,121 MMm³. Ambas reducciones tienen su origen en la
operación de plantas de regasificación de GNL en Chile, que se encuentran en
pleno funcionamiento y abastecen a los clientes de los gasoductos "Gas Andes"
y "Norandino".
La operatoria del despacho de gas
estuvo caracterizada, al igual que desde el año 2007, por una activa presencia
y participación de funcionarios del ENARGAS y del MPFIPyS en la toma de
decisiones sobre los lineamientos de despacho. Durante el año 2012 continuó la
aplicación del "Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y
Control de Gas" emitido por el ENARGAS mediante la Resolución
I1410/10. Como en años anteriores, la operatoria del despacho demuestra que la
producción local de gas no alcanza para satisfacer la demanda doméstica.
Fuente Memorias y Balances Transportadora Gas del Norte S.A. (1999-2012)