PRODUCCION
Una Mirada Hacia el Futuro
El futuro del gas natural como
combustible alternativo para la Argentina y para la región, se consolida cada
vez más. La demanda posee una excelente perspectiva de crecimiento debido al
costo del mismo y a su superioridad desde el punto de vista ambiental con
respecto a otros combustibles alternativos. En TGS nos sentimos bien
posicionados para tomar ventaja de ello y confiamos en que las condiciones económicas, tanto en la Argentina como
en la región, mejorarán para acelerar el desarrollo de proyectos
de crecimiento.
A tal fin, hemos definido objetivos
desafiantes para el próximo quinquenio, principalmente en cuatro temas:
desarrollo de negocios, proceso de revisión tarifaria, excelencia de las
operaciones y óptima estructura de capital.
1)
Desarrollo de negocios: En
el segmento de transporte de gas seguiremos evaluando y generando oportunidades
de largo plazo para expandir nuestro sistema, lo cual contribuirá
principalmente al desarrollo de las importantes reservas de gas del sur de la
Argentina. La concreción de dichas oportunidades requiere la definición previa
de ciertos temas regulatorios para asegurar una tasa de retomo global razonable
en el largo plazo. Asimismo, continuaremos evaluando el desarrollo de mercados
energéticos en la región para aprovechar oportunidades de inversión en nuevos
proyectos de transporte.
En el segmento de producción y
comercialización de GLP, nuestra estrategia estará orientada a la optimización
del uso de nuestra planta de procesamiento, para continuar neutralizando el
impacto de proyectos competitivos, incentivando el aporte de gas rico al
sistema, y al mismo tiempo profundizar y fortalecer nuestro rol de
comercializadores de GLP, contando con la disponibilidad de los mismos. Ello
será posible a través de Los acuerdos concretados con productores, compañías
distribuidoras y clientes de gas licuado y etano.
En lo que respecta a los servicios
"upstream", esperamos alcanzar una participación de mercado del 10%
del volumen total del gas natural tratado e inyectado en los sistemas de transporte
de la Argentina para el año 2002, operando dentro o fuera de nuestra área de
servicio. De esta manera lograremos profundizar la integración de nuestros
negocios de transporte de gas y líquidos. En nuestros negocios de
telecomunicaciones, continuaremos desarrollando nuestra estrategia para la
creación de valor en el segmento de mercado que nos hemos posicionado.
2)
Proceso de misión tarifaria: Durante el año 2000, se ha
iniciado el proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQ1), el cual debe
finalizar a mediados de 2002. La efectiva aplicación de las nuevas tarifas será
a partir del 1° de enero de 2003. Nuestro principal objetivo es que dicho
proceso sea llevado a cabo dentro de los términos fijados en el marco
regulatorio el p so de privatización, logrando de esta manera una tasa de
retomo razonable que nos permita continuar con la expansión de nuestros
sistemas de gasoductos y crecimiento del
valor del negocio para nuestros accionistas.
3)
Excelencias de las operaciones: Operaciones seguras, confiables y eficientes. Tales son
nuestros esfuerzos permanentes, y de
hecho, nuestra base para el crecimiento. Nos concentraremos en el cumplimiento
de nuestra obligación para con el medio ambiente y, así, mantener la Certificación
ISO 14.001. Durante 2001, haremos los cambios necesarios para ajustarnos a los
standards requeridos para estar en condiciones de certificar bajo el Sistema de
Gestión de la Calidad ISO 9000. También nos mantendremos concentrados en
continuar reduciendo aún más la ya baja tasa de incidentes operativos de
nuestros empleados.
4) Optima estructura de capital: Nuestro objetivo es mantener una óptima estructura de
capital en concordancia con las necesidades de inversión de la Compañía.
Nuestra principal meta está orientada a mantener la vida promedio de nuestra
deuda y nuestra calidad crediticia. En términos de dividendos, nos sujetaremos
a la política descripta en la carta del año anterior, manteniendo un nivel de
dividendos que asegure nuestra calidad crediticia y nos permita invertir en proyectos de crecimiento que la
Sociedad pudiera iniciar.
Energía para Crecer
Hemos reformulado nuestra visión con
el propósito de incorporar las nuevas realidades de un mercado competitivo, revigorizando
la empresa con nuevos proyectos. Este nuevo enfoque resume lo que anticipamos
para el futuro: ser líder en el
desarrollo del negocio del transporte de gas natural y servicios asociados,
promoviendo la integración del mercado energético, priorizando la calidad,
satisfacción al cliente y la preservación del medio ambiente.
El escenario competitivo nos muestra
que, tanto los viejos enfoques comerciales como los participantes y la
perspectiva de la actividad energética, han dado lugar a nuevos conceptos. Sin
embargo, la importancia de la energía para el crecimiento económico de la Argentina y de la región se mantiene
inalterable. Gracias a nuestra excelente base de recursos, a nuestro
posicionamiento en el mercado, a nuestra superioridad tecnológica y a la
adhesión de nuestro personal a los objetivos corporativos, TGS está preparada
para adaptarse a este mundo cambiante y superar exitosamente los desafíos
futuros.
Nuevamente, queremos expresar
nuestro agradecimiento
a nuestros accionistas por su permanente con fianza, a nuestros clientes por
brindarnos la oportunidad de crear valor y especialmente a nuestra gente por su
dedicación y compromiso constante.
Principales
Indicadores Económicos y Financieros
|
|
2000 |
1999 |
1998 |
|
|
(en millones
de pesos, excepto información por acción o donde se indique en forma expresa) |
||
|
Ingresos por ventas netas |
479,7 |
430,3 |
395,1 |
|
Utilidad
operativa |
300,3 |
300,5 |
282,8 |
|
Utilidad
antes de impuesto a las ganancias |
196,3 |
212,5 |
230,3 |
|
Utilidad
Neta |
126,3 |
145,7 |
156,5 |
|
Utilidad
antes de intereses, impuesto a las ganancias, depreciación
y amortización |
366,9 |
343,6 |
317,7 |
|
Información por acción: |
|
|
|
|
Utilidad neta por acción |
0,159 |
0,183 |
0,197 |
|
Dividendos
por acción |
1,111, |
0,166 |
0,200 |
|
Generación
operativa de fondos |
170,2 |
193,8 |
194,4 |
|
Activos
totales |
2.112,2 |
2.135,3 |
1.993,5 |
|
Inversiones en bienes de uso |
61,1 |
147,1 |
183,5 |
|
Patrimonio
Neto |
1.088,6 |
1.57,1 |
1.070,6 |
|
Deuda financiera
a largo plazo |
745,6 |
599,7 |
616,6 |
|
Retomo
sobre el patrimonio |
12% |
14% |
15% |
|
Deuda
financiera sobre capitalización total |
46% |
49% |
44% |
El Gas, una Industria en Crecimiento
La industria del gas en la Argentina
ha experimentado un importante desarrollo durante los últimos años. La demanda
de gas se ha elevado de 9,3 billones de metros cúbicos ("Bm'") en el año
contaminante.
Concretamente, el gas natural es el
combustible fósil que emite menos dióxido de carbono ("CO2"), dada la
alta proporción de hidrógeno que contiene. Por tratarse de un gas, su mezcla
con aire y posterior combustión es más simple que otros combustibles de
igual origen, produciendo un 25% menos de emisiones de CO2 que el petróleo y
casi un 50% menos comparado con el carbón; además la ausencia de partículas
y compuestos corrosivos de azufre facilitan la recuperación del calor
residual y por lo tanto, las eficacias de su utilización.
Todo esto contribuye a hacer del gas
natural el combustible con menor impacto medioambiental comparado con el resto
de los combustibles fósiles, cuya utilización ayuda a reducir la emisión de
gases de efecto invernadero. Por otra parte, dado que el transporte y la
distribución de gas se realizan a través de tuberías bajo suelo, que el impacto
sobre el paisaje y los cultivos es mínimo. Por su rendimiento y baja
emisión de contaminantes, el gas natural es especialmente apropiado para la
generación eléctrica y cogeneración, hornos industriales y otros
usos comerciales y domésticos.
En términos de oferta de gas
natural, la Argentina posee gran disponibilidad con reservas probadas y desarrolladas,
que alcanzan los 729.215 MMm³, equivalente a más de 17 años de suministro,
considerando la producción de 1999, lo cual duplica el horizonte de reservas de
países como Estados Unidos. Además, considerando el potencial de dichas
reservas puede estimarse que la relación entre reservas y producción se
mantendrá por encima del promedio mundial.
Todos estos elementos, es decir el
precio relativamente bajo del gas, su menor impacto en el medio ambiente y la
gran disponibilidad, hacen del gas el combustible preferido en Argentina. Ello
queda reflejado en la elevada participación del gas en el total de la oferta
energética interna, situada alrededor del 41% para el año 1999, superando
largamente al promedio mundial ubicado en 23%. Es indudable que el aumento de
la capacidad de transporte de gas, a través de gasoductos troncales, ocurrida
fundamentalmente luego de la
privatización de Gas del Estado, contribuyó al desarrollo de la industria.
Para el futuro, se espera que la
demanda doméstica de gas se incremente en aproximadamente un 4% anual. El
principal factor de este crecimiento estará dado por la creciente necesidad de
generación eléctrica adicional. Por su parte, la demanda de los sectores
industriales y residenciales evolucionará acompañando el crecimiento general de
la economía. La demanda adicional de electricidad no solamente se dirigirá a
abastecer el mercado local, sino que también estará asociada a proyectos de
exportación, fundamentalmente a Brasil.
El plan en ejecución del Gobierno
Argentino, tendiente a la construcción de nuevas líneas de transmisión
eléctrica, fomentará aún más el desarrollo de la mencionada generación
eléctrica. El gas, por sus ventajas comparativas con respecto a otros tipos de
suministro, jugará un rol importante en el crecimiento de la generación
eléctrica, sobre todo considerando el alto impacto ambiental y costo de capital
en la construcción de centrales hidroeléctricas.
Adicionalmente, la demanda de gas
argentino se verá potenciada por las crecientes necesidades energéticas de la
región. Considerando dicho crecimiento en la demanda externa y las importantes
reservas de gas con que cuenta Argentina, se estima que nuestro país se
convertirá en un importante exportador hacia Chile, Brasil y Uruguay. En la
actualidad se encuentran operativos cinco gasoductos a Chile, conectados
directamente con reservas de gas argentinas, con una capacidad total aproximada
de 35 MMm³/d y uno a Brasil, con una capacidad de 2,8 MMm³/d, el cual actualmente
abastece sólo a una central eléctrica en Uruguayana y
se proyecta su extensión hacia Porto Alegre.
En función de la creciente demanda
eléctrica en Brasil y la necesidad de balancear sus fuentes generadoras,
principalmente hídricas, el Gobierno Brasileño estableció el denominado Plan
Prioritario Termoeléctrico, el cual consiste en la construcción de 49 centrales
térmicas en los próximos años, para la instalación de potencia adicional por
15.000 Mega Watts. Con el objetivo de satisfacer dicha demanda, existen en la
actualidad una serie de gasoductos proyectados que prevén conectar reservas
argentinas a los principales polos de consumo en Brasil. No obstante, el pleno
desarrollo de las oportunidades que presenta el mercado brasileño, se
encuentran demorados no solamente por problemas de financiamiento generados por
el contexto internacional sino también por la falta de definición de ciertos
temas regulatorios en Brasil.
Frente a una industria en
crecimiento, no solamente en la Argentina sino también en la región, todo
indica que TGS ha convertirse esperamos convertirnos en protagonista de dicho
proceso, contribuyendo a vincular efectivamente la oferta y demanda de gas de
la región.
Segmento Regulado
Transporte de Gas
El transporte de gas continúa siendo
nuestro “core business",
con una participación del 800/o en los ingresos totales de la Compañía durante
el año 2000. Los ingresos asociados
a este segmento se generan aproximadamente en un 98% por contratos de
transporte en firme, celebrados, principalmente con nuestros cuatro clientes
distribuidores de gas. Los contratos de transporte en firme son aquellos en
virtud de los cuales se reserva y se paga por la
capacidad independientemente del uso real de la misma que haga el cliente.
Nuestra principal zona de servicio
es el área del Gran Buenos Aires, que incluye la Ciudad de Buenos Aires,
ubicada en la zona este de la Argentina, y también proporcionamos servicios en
las provincias más rurales del oeste y sur del país. Nuestra área de servicio comprende aproximadamente 4,4 millones de
usuarios finales, incluyendo aproximadamente 3,1 millones en el área del Gran
Buenos Aires. El servicio directo a los usuarios residenciales, comerciales,
industriales y centrales eléctricas es prestado principalmente por cuatro
compañías distribuidoras de gas en dichas áreas, las cuales se hallan
conectadas al sistema de TGS: MetroGas S.A. ('MetroGas"), Gas Natural Ban S.A. ("BAN"),
Camuzzi Gas Pampeana S.A. ("Pampeana") y Camuzzi Gas del Sur S.A.
("Sur").
También en nuestra área de operación
se ubican importantes industrias a las que les brindamos servicio de
transporte. La capacidad de transporte contratada en firme por los clientes
industriales representa aproximadamente nuestra capacidad total.
Durante
el año 2000, logramos
incrementar nuestra capacidad contratada en firme, la cual aumentó de MMm³/d a
fines de
A fines de noviembre de 2000,
concluimos un nuevo concurso abierto, cuyos resultados superaron incluso
nuestras expectativas iniciales. Los acuerdos derivados del concurso prevén la
contratación a largo plazo de capacidad de transporte firme adicional en los
gasoductos General San Martín y Neuba 11 por 3,2 MMm³/d, representando un
crecimiento de 4,1% respecto a la capacidad actualmente
contratada.
Parte de dicha capacidad se
destinará a abastecer el crecimiento de la demanda doméstica de las
distribuidoras BAN, Pampeana y Sur. El resto será destinado a satisfacer
demanda del sector industrial. Estos acuerdos, comenzarán parcialmente durante
2001, lo cual permitirá cubrir la demanda del próximo periodo invernal, y
tendrán vigencia total en el año 2002. Se estima que los mismos generarán
ingresos anuales adicionales por aproximadamente US$ 17 millones, una vez que
se encuentren en operación completa. Esta expansión requerirá inversiones por
aproximadamente US$
Otro logro relacionado con los
nuevos acuerdos, consiste en la renuncia, por parte de algunas compañías
distribuidoras de gas, de más del 50% del total de los derechos de reducción futura
de capacidad contratada a la que estaba expuesta la Sociedad. Además, a través
de esta nueva expansión del sistema, TGS incrementa su participación de mercado
en el área del Gran Buenos Aires, y prepara al Gasoducto General San Martín
para importantes futuras ampliaciones.
Por otra parte, se logra potenciar
el negocio de líquidos a través de una mayor disponibilidad de gas a procesar
en nuestro Complejo Cerri.
Segmento No Regulado
El segmento no regulado incluye
tanto a las actividades de producción y comercialización de GLP, como a los
servicios denominados "upstream “ y también a los
de construcción, operación y mantenimiento de gasoductos. Los ingresos
derivados del segmento no regulado durante 2000, representaron aproximadamente
el 20% de los ingresos totales obtenidos, demostrando una creciente
participación de este tipo de servicios con respecto al año anterior, en el que
alcanzó el18%.
Producción y Comercialización de GLP
Las actividades de producción y
comercialización de GLP se desarrollan en el Complejo Cerri, ubicado en las
cercanías de Bahía Blanca y conectado a todos nuestros gasoductos troncales.
Allí se recupera etano, propano, butano y gasolina natural y además, se
almacena y se despacha el GLP extraído. Como parte del Complejo Cerri, TGS
también posee en Puerto Galván instalaciones de almacenamiento y carga por
camión y barco para los líquidos de gas natural extraídos de dicho Complejo.
Los ingresos derivados del segmento
producción y comercialización de GLP se beneficiaron significativamente con el
incremento en los precios internacionales de GLP, que además de las bajas
experimentadas en años anteriores, han logrado récords, superando incluso
Nuestras expectativas. La producción de GLP, disminuyó aproximadamente un 6%,
como resultado básicamente de temperaturas invernales más bajas que las
registradas en años anteriores, lo que generó el by-bass
al Complejo Cerri durante algunos días del mes de julio de 2000, disminuyendo
las cantidades arribadas a éste para la producción de GLP.
Adicionalmente, durante 2000, TGS
concentró sus esfuerzos en mitigar los efectos competitivos de una planta de
procesamiento de gas, con una capacidad aproximadamente 36 MMm³/d, ubicada en
la provincia del Neuquén.
Dicha planta, operada por Compañía
MEGA S.A. (cuyos accionistas son Dow Chemical, Repsol-YPF y Petróleos Brasileiros)
entró en operación bacía fines de 2000. Con dicho propósito, TGS cerró acuerdos
con productores de gas y con clientes distribuidores, a fin de maximizar la
riqueza del gas llegada al Complejo Cerri y también con el propósito de contar
con la disponibilidad de los líquidos asociados. El logro de la disponibilidad
del GLP, sumado a los acuerdos de venta con compradores de GLP, tanto locales
como del exterior, así como con compradores de etano, renegociados
exitosamente, contribuirán a integramos en la cadena de valor del negocio en
general y fortalecer nuestro rol de comercializadores de dichos productos.
Por otra parte, durante 2000, TGS
cerró acuerdos con clientes que prevén el almacenamiento de líquidos durante los períodos de bajo consumo,
los cuales con mínima inversión aseguran la utilización de la capacidad
de almacenaje instalada e ingresos en base "take-or-pay". Los acuerdos
entrarán en vigencia durante el primer semestre de 2001. Indicadores
Financieros y Operativos del Segmento de Producción y Comercialización de GLP
Upstream y Otros Servicios
Los
servicios "upstream", prestados en locaciones cercanas a los
yacimientos de gas, consisten principalmente en el tratamiento, separación de impurezas y compresión
del gas para su inyección en nuestro sistema de gasoductos. En este segmento,
también, se incluyen las actividades relacionadas con la construcción,
operación y mantenimiento de gasoductos.
Durante el año 2000 hemos celebrado
acuerdos tendientes a concretar de nuestra estrategia de generar nuevas
oportunidades y así convertimos en uno de los principales prestadores en
Argentina en este segmento. Concretamente, hemos prestado servicios de
construcción de un sistema de captación para vincular yacimientos de gas
ubicados en la provincia de Santa Cruz, propiedad de un consorcio integrado por
Repsol-YPF, Astra y Pecom Energía, y el sistema troncal de TGS. Dichos
servicios de construcción representaron ingresos por aproximadamente Ps. 15
millones. Además, prestamos servicios de .operación y mantenimiento de dicho
sistema de captación, así como de la planta de tratamiento de gas asociada.
Asimismo, durante el año 2000, concretamos un acuerdo con Pan American Energy ("PAE") para la construcción y posterior
operación y mantenimiento de un gasoducto de vinculación entre el yacimiento
Cerro Dragón, en la provincia del Chubut, con nuestro sistema de transporte.
Dicho gasoducto tiene una extensión
de
Otro logro importante en este segmento
es el acuerdo celebrado con Pluspetrol Exploración y Producción S.A. para la
construcción de una planta de extracción de anhídrido carbónico en uno de sus
yacimientos ubicados en la provincia de Salta. El inicio de operaciones de esta
planta está previsto para mediados del 2001 y representa la primera operación
de TGS fuera de su área geográfica de servicios.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Upstream y Otros
Servicios
|
|
En millones de pesos, excepto donde se indique en forma expresa |
||
|
INFORMACION FINANCIERA SELECCIONADA |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
27,3 |
14,1 |
4,1 |
|
Utilidad operativa |
4,5 |
8,5 |
2,1 |
|
Depreciación de bienes de uso |
3,6 |
3,2 |
0,8 |
|
Inversiones en bienes de uso |
7,6 |
11,4 |
36,4 |
|
Activos Identificables |
56,8 |
60,8 |
43,8 |
|
ESTADISTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de Tratamiento y
Comprensión en MMm³/d |
6,45 |
3,2 |
3,2 |
A través de esta sociedad, 99,98% controlada,
hemos incorporado una nueva área de servicios: las telecomunicaciones. TELCOSUR
fue creada en septiembre de 1998 con el objetivo de prestar servicios de
transmisión de datos y valor agregado, buscando optimizar la utilización de la
infraestructura de telecomunicaciones instalada existente. Aprovechando las
crecientes oportunidades del mercado de las telecomunicaciones, principalmente
derivadas de la desregulación del sector, durante el segundo trimestre de 2000,
TGS suscribió un acuerdo con NEC Argentina, para expandir su sistema de
telecomunicaciones. Dicha expansión demandará aproximadamente US$ 29 millones y
estará concluida a mediados de 2001. TELCOSUR prestará servicios
como carrier de Carriers independiente y también proveerá servicios a clientes
corporativos dentro de su área de influencia. TELCOSUR ha logrado comercializar
gran parte de su capacidad expandida, a través de acuerdos de largo plazo con
importantes operadores locales de telecomunicaciones.
Durante el último trimestre de 2000,
TELCOSUR ha iniciado una nueva fase en su estrategia de telecomunicaciones,
consistente en la instalación de una red de fibra óptica de alta capacidad que
unirá Buenos Aires, Babia Blanca y Neuquén, las rutas más activas en su área de
servicio.
Este nuevo emprendimiento permitirá
a TELCOSUR consolidar su posición como carrier de carriers
líder en la zona sur de Argentina dentro del Corredor del Mercosur,
y al mismo tiempo complementar las redes de telecomunicaciones locales e
internacionales ya construidas y en proceso de construcción. Actualmente,
TELCOSUR encuentra negociando los derechos de paso asociados al tendido de la
mencionada red.
Esta nueva iniciativa demuestra el
permanente esfuerzo de TGS en maximizar el valor a sus accionistas, aprovechando
las favorables condiciones en el mercado de las telecomunicaciones y la
disponibilidad de tecnologías flexibles y modernas.
Nuestros Tres Pilares: Calidad, Seguridad y Medio Ambiente
Somos conscientes que la calidad en
el servicio a nuestros clientes es vital para el crecimiento de nuestro
negocio. Por eso ya hemos comenzado a trabajar alineando nuestra Compañía para
poder cumplir con los estrictos estándares requeridos para certificar según la
norma ISO 9000.
Por su parte, la calidad en la
prestación de nuestros servicios se basa necesariamente en la seguridad y
confiabilidad y eficiencia del sistema. Mantener altos estándares de seguridad
ha sido la constante política de TGS desde el inicio de las operaciones. Para
ello hemos invertido más de US$ 380 millones durante los 8 años de operación en
la mejora del sistema de transporte, demostrando nuestra intención de
posicionar a TGS a la vanguardia en el empleo de mejores prácticas de la
industria.
La misma ha estado evolucionando en los
últimos años como resultado de la profunda revolución tecnológica operada.
Hemos reconocido los beneficios que la nueva tecnología aporta a cada sector de
la economía y de la sociedad y trabajamos activamente para incorporar los
avances de la misma para mejora nuestros
activos y el desarrollo de nuestros negocios. Durante el año 2000 comenzamos a migrar aplicaciones relacionadas
con la atención a nuestros clientes al entorno Web, lo que sin duda, representará para ellos, un mejor
aprovechamiento de sus recursos.
Otro hito destacable del año 2000 es
haber alcanzado el récord histórico en las entregas de gas (medido en función
al promedio de entregas de gas durante los tres días pico del año), el cual
alcanzó los 64,3 MMm³/d, derivado de una temporada invernal excepcionalmente fría. Este logro, el cual reafirma nuevamente nuestro constante
esfuerzo, no sólo con nuestros clientes sino también con la comunidad,
ha sido posible gracias a las excelentes condiciones operativas en las que se
encuentra nuestro sistema de gasoductos.
Una constante preocupación de
nuestra empresa es la preservación del medio ambiente. En el año 2000,
superamos exitosamente los dos auditorios de seguimiento que se realizaron a
nuestro sistema de Gestión Ambiental, las cuales son obligatorias para mantener
la certificación según normas ISO 14001. Hemos reducido exitosamente la
cantidad de observaciones recibidas, lo que demuestra que estamos
definitivamente encaminados hacia la mejora continua.
En resumen, el constante esfuerzo y
dedicación puestos de manifiesto en la conducción de nuestras operaciones, nos
ha posicionado como líderes en la industria del gas. Ello nos obliga a seguir
trabajando para superarnos, basados en tres pilares fundamentales: CALIDAD EN
LA PRESTACIÓN DE SERVICIOS A LOS CLIENTES, SEGURIDAD EN NUESTRAS OPERACIONES Y
EL MEDIO AMBIENTE. Sabemos que ellos son fundamentales para lograr el
crecimiento de nuestros negocios.
Nuestra Responsabilidad con la Gente
El éxito de nuestro negocio en los
ocho años de operación, es, en gran medida, mérito de nuestro talentoso
personal. Nuestra gente es quien, con su dedicación, habilidades y
conocimientos, llevará adelante la tarea de concretar nuestra visión.
Reconociendo el rol fundamental de nuestra gente, nos hemos concentrado en su
capacitación continua, con el objetivo de facilitar la incorporación de nuevas
habilidades y conocimientos para responder mejor a las realidades competitivas
del negocio. Nuestra intención es hacerlos parte del negocio. Para ello, hemos
fijado políticas de remuneración variable directamente vinculadas al
cumplimiento de objetivos individuales, sectoriales y de la Empresa.
Nuestra responsabilidad hacia
nuestros empleados, su salud y la mejora en su calidad de vida ha sido un tema
prioritario durante el año 2000. Para ello, se consolidó el Sistema de Medicina
Empresaria Laboral ("SMEL"), creado para preservar la salud y
promover el bienestar de nuestra gente, a través de una importante red de asistencia,
prevención y contención que incluye médicos altamente profesionalizados en cada
una de las zonas de operación. El plan incluye cobertura integral para los
empleados y su grupo familiar primario.
Sin embargo, nuestra actividad, no
se limita a nuestros empleados, clientes y accionistas. También nos sentimos
parte integrante de la sociedad en la que trabajamos. Tenemos una clara
conciencia de nuestras responsabilidades sociales, no solo respecto del
bienestar material de nuestros empleados y de la sociedad, sino a través de una
contribución positiva a la elevación personal y social de la comunidad que nos
rodea.
Para ello concentramos nuestros
esfuerzos para establecer una relación abierta y fructífera con las comunidades
vecinas de las regiones donde se desarrollan nuestras operaciones. En 2000
colaboramos con organizaciones sin fines de lucro, entre ellas, instituciones
de investigación científica, hospitales, fundaciones de ayuda a discapacitados,
de lucha contra el Sida, como así también con bibliotecas y distintas
instituciones educativas. Además gran parte de nuestros esfuerzos fueron
destinados a instituciones representativas de ayuda al Tercer Sector en la
Argentina y asociaciones civiles abocadas al desarrollo de programas de
educación vial.
TGS eligió encauzar sus inquietudes
sociales a través de la gran vía de la comunicación, fundamentalmente la
gráfica, donde las acciones están siempre a la vista y pueden servir de
referencia y eventualmente, ejemplo. Es así como a través de la campaña de
comunicaciones gráficas que se realiza desde 1997 y de la edición de los libros
"Historias del gas en la Argentina" (re-impreso en el año 2000), y el
Bien Público estimamos haber hecho un aporte a la sociedad y a la industria
argentina.
La campaña y los libros son
consecuencia de nuestra convicción de que una empresa como TGS, prestadora de
un servicio público esencial, debe contribuir al mejoramiento del ser humano a
través de las oportunidades y
herramientas a su alcance, combinando sus aspiraciones comunicacionales con el tratamiento
le de algunas prioridades públicas.
Reseña Informativa
El siguiente análisis de los
resultados de las operadores y de la situación financiera de la Sociedad se
debe leer en forma conjunta con los estados contables de la Sociedad al 31 de
diciembre de 2000, 1999 y 1998 los cuales han sido preparados de conformidad
con las normas contables profesionales vigentes en Argentina ("PCGA
Argentinos"). Dichos estados contables reconocen los efectos de la
inflación hasta el31 de agosto de 1995 tal como se describe en la Nota 2.a) a
los estados no consolidados de TGS.
1. Análisis de los Resultados Consolidados de las Operaciones
El siguiente cuadro resume los
resultados consolidados obtenidos durante los ejercicios terminados el 31 de
diciembre de 2000, 1999 y 1998,
|
|
2000 |
1999 |
1998 |
|
|
(en millones de pesos) |
||
|
Ingresos por ventas neas |
479,7 |
430,3 |
395,1 |
|
Transporte de gas |
384,1 |
353,5 |
346,3 |
|
Producción y comercialización de
GLP |
95,6 |
76,8 |
48,8 |
|
Costo de explotación |
157,9 |
110,8 |
93,6 |
|
Costo laboral |
20,5 |
18,3 |
19,0 |
|
Depreciación |
69,1 |
42,3 |
34,5 |
|
Otros costos operativos |
68,3 |
50,2 |
40,1 |
|
Utilidad bruta |
321,8 |
319,5 |
301,5 |
|
Gastos de administración y comercialización |
21,5 |
19,0 |
18,7 |
|
Utilidad operativa |
300,3 |
300,5 |
282,8 |
|
Otros egresos netos |
7,1 |
3,0 |
3,7 |
|
Resultados financieros y por
tenencia |
96,9 |
85,0 |
48,8 |
|
Impuesto a las ganancias |
70,0 |
66,8 |
73,8 |
|
Utilidad neta |
126,3 |
145,7 |
156,5 |
La utilidad neta consolidada
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000, disminuyó
aproximadamente un 13% con respecto a la obtenida en el ejercicio anterior
debido principalmente a: (i) mayores costos operativos generados principalmente
por la aplicación de las nuevas normas contables emitidas por el ENARGAS,
resultantes en una mayor depreciación de bienes de uso y gastos de
mantenimiento de gasoductos y (ii) un aumento de los
resultados financieros y por tenencia, generado principalmente por una menor
capitalización de intereses en activo fijo derivado de un menor nivel de obras
en curso y un mayor endeudamiento promedio de la Sociedad. Ambos efectos fueron
parcialmente compensados por mayores ingresos por ventas en los tres segmentos
de negocios.
La utilidad neta correspondiente al
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1999, disminuyó aproximadamente un 7%
con respecto a la obtenida en el ejercicio anterior debido principalmente a:
(i) mayores costos operativos, reflejando fundamentalmente un incremento en la
depreciación del activo fijo, y (ii) un aumento
sustancial de los resultados financieros y por tenencia, como consecuencia de
un incremento en el endeudamiento promedio de la Sociedad, de mayores tasas de
interés y de la creación de un nuevo impuesto que grava a ciertos costos
financieros. Ambos efectos fueron parcialmente compensados por mayores ingresos
por ventas, y por un menor cargo por impuesto a las ganancias generado
principalmente por una disminución en la utilidad imponible.
Ingresos por ventas netas
Transporte de Gas (Actividad regulada)
El transporte de gas es la principal
actividad de la Sociedad, y su incidencia en los ingresos por ventas netas
representó aproximadamente el 80%, 82% y 88% de los ingresos por ventas netas
correspondiente a los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2000, 1999 y
1998, respectivamente.
Los ingresos derivados de este
segmento provienen principalmente de contratos en firme, en virtud de los
cuales se reserva y se paga por la capacidad del
gasoducto sin tener en cuenta el uso real de la misma. Durante 2000, los
ingresos por ventas de transporte en firme representaron el 98% del total de
las ventas del segmento regulado. Además, TGS presta un servicio de transporte
interrumpible el cual prevé el transporte de gas sujeto a la capacidad
disponible del gasoducto.
Los ingresos por ventas derivados del
segmento de transporte de gas obtenidos durante el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2000 aumentaron aproximadamente un 9% debido principalmente a: (i)
un incremento en el PPI (aumentos del 0,24%, 3,78% y 2,32% a partir del 1 de
julio de 1999, 1 de enero de 2000 y 1 de julio de 2000, respectivamente), y (ii) una mayor capacidad de transporte contratada en firme
promedio, la cual aumentó de 56,2 MMm3/d a 57,9 MMm3/d, reflejando la
suscripción de nuevos acuerdos de transporte que comenzaron en los meses de
junio y diciembre de 1999 y junio de 2000.
La mayor capacidad de transporte
contratada en firme es consecuencia, principalmente, de un concurso abierto
concluido en mayo de 1999, en el cual TGS recibió una demanda neta de
transporte adicional de
2,4 MMm³/d. Adicionalmente, en 1999, la Sociedad concluyó dos concursos
abiertos que consistieron en un aumento de 0,7 MMm³/d en la capacidad
contratada y extensiones en la ruta de transporte vigente, solicitadas por
clientes distribuidores.
Estos acuerdos, que tuvieron
comienzo parcial en 1999 y tendrán vigencia total en el primer semestre del año
2001, requirieron inversiones de aproximadamente US$ 13 millones y se estima
que generarán ingresos anuales adicionales por aproximadamente Ps. 6 millones a
las tarifas vigentes. Dicha expansión se efectuó sin requerir al ENARGAS
aumento de tarifas. Por último, en 1999, la
Sociedad formalizó una expansión sobre el gasoducto Neuba 11, la cual
aumentó la capacidad de transporte en 1 ,4 MMm³ /d. La inversión total en este
proyecto ascendió a aproximadamente US$ 32 millones. La totalidad de la
capacidad adicional fue contratada a través de acuerdos de transporte en firme
a largo plazo, comenzando parcialmente en 1998 y alcanzando la totalidad en el
año 2001.
A fines de noviembre de 2000, TGS
concluyó un nuevo concurso abierto en el cual se recibieron pedidos de
transporte en firme a largo plazo por un total de 3,2 MMm³/d representando un
crecimiento de 4,1% respecto a la actual capacidad contratada de transporte en
firme. Parte de dicha capacidad se destinará a abastecer el crecimiento de la
demanda doméstica de algunos clientes distribuidores de gas, mientras que el
resto será destinado a satisfacer demanda del sector industrial.
Estos acuerdos comenzarán parcialmente
durante 2001, lo cual permitirá cubrir la demanda del próximo período invernal,
y tendrán vigencia total en el año 2002. Se estima que los mismos generarán
ingresos anuales adicionales por aproximadamente US$ 17 millones a las tarifas
vigentes, una vez que se encuentren en operación completa. Esta expansión
requerirá inversiones por aproximadamente US$
TGS, junto con el consorcio ganador
de la licitación para la construcción del gasoducto Cruz del Sur que unirá
Buenos Aires con Uruguay, con posibilidad de extenderse a Brasil, están
trabajando para participar en la construcción, operación y mantenimiento del
gasoducto de vinculación entre el sistema de TGS y el mencionado gasoducto.
Dicho gasoducto de vinculación, con
una longitud aproximada de
Los ingresos por ventas obtenidos
durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1999 aumentaron
aproximadamente un 2,1% debido principalmente a una mayor capacidad de
transporte contratada en firme promedio, la cual aumentó de 55,4 MMm³/d a 56,2
MMm³/d, reflejando la suscripción de nuevos acuerdos de transporte que
comenzaron a partir de mayo y diciembre de 1998, y junio de 1999.
Con respecto a las variaciones
tarifarías, la reducción neta derivada del ajuste semestral automático por
variaciones en el PPI, fue totalmente mitigada por incrementos tarifarios
derivados de la aplicación del Factor de Inversión aprobado por el ENARGAS. Las
variaciones en el PPI consistieron en disminuciones del 2,42% y 0,64% a partir
del 1° de julio de 1998 y 1° de enero de 1999, respectivamente, y un aumento
del 0,24% a partir del 1° de julio de 1999, en tanto, que los incrementos
tarifarios derivados de la aplicación del Factor de Inversión consistieron en
tres aumentos promedios semestrales del 0,24%, 1,36% y 0,54%, a partir del 1°
de julio de 1998, 1° de enero de 1999 y 1° de julio de 1999, respectivamente.
Producción y comercialización de GLP y otros servicios (Actividades no reguladas)
A diferencia de la actividad de
transporte de gas, las actividades de producción y comercialización de GLP y
otros servicios no están sujetas a regulación por parte del ENARGAS.
Las actividades de producción y
comercialización de GLP y otros servicios representaron aproximadamente
el20"/o, 18% y 12% de los ingresos por ventas netas correspondiente a los
ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2000, 1999 y 1998, respectivamente.
Los ingresos derivados del segmento
no regulado aumentaron Ps. 18,8 millones durante el ejercicio terminado el 31
de diciembre de 2000 con respecto al ejercicio anterior fundamentalmente como
resultado de: (i) incrementos de los precios internacionales de GLP y (ii) construcción y venta de un gasoducto a terceros por
aproximadamente Ps. 15,3 millones. Ambos efectos fueron mitigados por menores
volúmenes de GLP vendidos como consecuencia de una temporada invernal
inusualmente rigurosa, la cual afectó el gas procesado en el Complejo Cerri.
Los ingresos derivados del segmento
no regulado obtenidos durante 1999 aumentaron aproximadamente un 57% con
respecto a 1998 como consecuencia de: (i) un incremento de aproximadamente 26%
en los volúmenes de gas procesados, debido fundamentalmente a la conclusión de
la expansión del Complejo Cerri, y a la parada de planta programada en dicho
Complejo durante 1998, (ii) el comienzo de
operaciones de la planta de tratamiento y compresión de gas ubicada en el
yacimiento Río Neuquén, adquirida a Pecom Energía a fines de
Al 31 de diciembre de 2000, la
Sociedad mantiene acuerdos con Repsol-YPF, con algunas compañías distribuidoras
y con productores de gas que aseguran una capacidad de procesamiento en firme
de aproximadamente 42 MMm³/d. Hacia fines de 2000, TGS renegoció el contrato de
procesamiento con Repsol-YPF por 16 MMm3/d, logrando así eliminar el derecho a
reducir que poseía la Repsol-YPF al inicio de 2001 por el 5O% del caudal
contratado y extendiendo el plazo del contrato hasta el 31 de diciembre de
2005.
Compañía MEGA S.A. (cuyos accionistas
son Dow Chemical,
Repsol-YPF y Petróleos Brasileiros) finalizó la
construcción de una planta de procesamiento de gas con una capacidad de
aproximadamente 36 MMm³/d, la cual inició las operaciones hacia fines de 2000.
Teniendo en consideración el proyecto de Compañía MEGA S.A. o cualquier otro
que se desarrolle aguas arriba del
Complejo Cerri, los ingresos por ventas derivados del segmento de
producción y comercialización de GLP y otros servicios podrían verse
adversamente afectados. Sin embargo TGS se encuentra negociando con productores
de gas natural con el objeto de lograr que ingrese gas rico en el Complejo
Cerri y así mitigar el efecto adverso mencionado.
Costos de explotación y gastos de administración y comercialización
Los costos de explotación y los
gastos de administración y comercialización correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 2000 aumentaron aproximadamente Ps. 49,6
millones con respecto al ejercicio anterior, principalmente, como consecuencia
de la aplicación de las resoluciones emitidas por el ENARGAS, que se detallan
posteriormente, resultantes en una mayor depreciación de bienes de uso y gastos
de mantenimiento de gasoductos. Adicionalmente, el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2000 incluye el costo de la construcción de un gasoducto vendido a
terceros, mencionado anteriormente. Asimismo, la capitalización del costo
laboral se redujo por Ps. 2,0 millones debido reflejando un menor nivel de
inversiones en activo fijo durante 2000.
A fines de abril de 2000, el ENARGAS
emitió la Resolución N° 1.660 ("la Resolución") en la cual se
detalla el plan de cuentas y ciertos criterios de valuación y exposición que
deben ser considerados por las compañías de transporte y distribución de gas a
los fines regulatorios.
En tal sentido la Resolución
requiere que a partir del 1° de enero de 2000 se apliquen los criterios
definidos para bienes de uso, difiriendo al 1° de enero de 2001 la vigencia de
los restantes criterios. Respecto a los bienes de uso, la Resolución estableció
vidas útiles máximas para cada tipo de bien que conforman los activos afectados
al servicio de transporte de gas, las cuales resultan menores a las vidas
útiles consideradas por la Sociedad hasta el 31 de diciembre de 1999. Asimismo,
la Resolución incluye lineamientos específicos para la registración de bajas y
retiros de bienes de uso y definiciones acerca de costos considerados como
mejoras o gastos de mantenimiento.
Adicionalmente, el 18 de septiembre
de 2000, el EN ARGAS emitió la Resolución N° 1.903 con el objeto de ampliar las
definiciones y pautas previstas en la Resolución para una correcta
interpretación y aplicación de la misma. La registración de la mayor
depreciación, que surge por la aplicación de las vidas útiles determinadas por
el ENARGAS, sobre la utilidad operativa correspondiente al ejercicio terminado
el 31 de diciembre de 2000 asciende a aproximadamente Ps. 23,2 millones.
Asimismo, por la aplicación de las resoluciones mencionadas, los costos
operativos del ejercicio 2000 reflejan aproximadamente Ps. 3,8 millones de
mayores gastos de mantenimiento en comparación con el ejercicio 1999.
La Sociedad utilizó hasta el
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1999 el método de la línea recta, con
una alícuota de depreciación compuesta para el conjunto de activos afectados a
los servicios de transporte de gas. Hasta el 31 de diciembre de 1997, se
utilizó una vida útil promedio de cuarenta y cinco años para dicho conjunto de
activos. Habiendo finalizado el programa quinquenal de inversiones mandatarias
requeridas por el ENARGAS para el periodo 1993-1997 y otras inversiones
realizadas con el objetivo de adecuar la seguridad y confiabilidad del sistema
a estándares internacionales, la Sociedad efectuó la revisión de las vidas
útiles promedio al inicio de 1998.
A dichos fines, TGS contrató los
servicios de peritos técnicos independientes, quienes evaluaron la condición de
los activos afectados al servicio de transporte de gas y producción y
comercialización de GLP. Como resultado de dicha evaluación técnica
determinaron una vida útil promedio remanente de sesenta y siete años para los
activos afectados al servicio de transporte aplicable a partir de
El efecto de la extensión de la vida
útil de los activos afectados al servicio de transporte de gas sobre la
utilidad neta correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre
de 1999 y 1998, asciende a aproximadamente Ps. 11 millones para cada ejercicio.
Con fecha 24 de enero de 2000, la Sociedad recibió una comunicación del ENARGAS
en la cual dicho ente reiteró a TGS su requerimiento de no considerar la
reestimación de vida útil mencionada anteriormente, sin perjuicio de la
prosecución de las actuaciones administrativas y bajo apercibimiento de iniciar
el correspondiente procedimiento sancionatorio.
En base a la razonabilidad y
sustento de los criterios aplicados para la reestimación de vida útil
mencionada y a las interpretaciones de la Resolución referidas a los criterios de
registración del activo fijo, la Dirección de la Sociedad estima que no se
generarán efectos retroactivos significativos al 1 de enero de 2000 derivados
de las cuestiones antes mencionadas.
Adicionalmente, durante el ejercicio
2000, la Sociedad, siguiendo los lineamientos determinados por el ENARGAS a
través de dichas resoluciones y dentro del método de la línea recta, ha
cambiado la alícuota de depreciación compuesta mencionada anteriormente, por
alícuotas de depreciación individuales
para cada tipo de bien que conforman los activos afectados al servicio de
transporte de gas, sobre los resultados acumulados al 31 de diciembre de
2000
El impacto del cambio del criterio
de depreciación para los activos afectados al servicio de transporte de gas
sobre los resultados acumulados al 31 de diciembre de 1999 y sobre la
utilidad neta
correspondiente al ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000 no es
significativo.
Las nuevas vidas útiles aplicadas
por la Sociedad no superan las vidas útiles máximas establecidas en las
resoluciones mencionadas.
Los costos de explotación y los
gastos de administración y comercialización correspondientes al ejercicio
terminado el 31 de diciembre de 1999 aumentaron aproximadamente Ps. 17,5
millones, reflejando un aumento en los gastos de mantenimiento relacionados a
la actividad de transporte de gas y una mayor depreciación de bienes de uso
fundamentalmente como resultado de la adquisición de la planta de Río Neuquén y
la puesta en marcha de la expansión del Complejo Cerri, ambos a fines del año
1998.
El ENARGAS, a través de las
resoluciones antes mencionadas, estableció que no se considerarán activos
intangibles, entre otros, a los gastos de organización y preoperativos, y de
reorganización.
Consecuentemente, el ENARGAS requiere
que el valor residual al 31 de diciembre de 2000 de dichos conceptos deben amortizarse íntegramente durante el ejercicio que se
inicia el 1 de enero de 2001. Al 31 de diciembre de 2000, la Sociedad mantiene
registrado en el rubro "Activos intangibles" un valor residual de Ps.
24,1 millones por estos conceptos. En diciembre de 2000, TGS solicitó a la CNV
interceder ante el ENARGAS para continuar registrando sus activos intangibles
de acuerdo a las normas contables profesionales vigentes.
La aplicación del criterio adoptado
por el ENARGAS implicaría afectar el principio de comparabilidad de información
dado que la valuación del rubro conforme a lo dispuesto por el ENARGAS
resultaría distinta de la efectuada por otras sociedades dentro del ámbito de oferta
pública que desarrollan otro tipo de actividades. A la fecha de emisión de la presente Memoria, la
Sociedad no ha recibido respuesta a dicha solicitud. Por las servidumbres que
TGS debe abonar a partir del 1 de enero de 1998, la Sociedad está tramitando
ante el ENARGAS su recupero a través de un traslado a las tarifas de
transporte. La Sociedad estima recuperar los montos registrados, en virtud de
los derechos que la asisten.
TGS es parte en ciertos
procedimientos administrativos relacionados con impuesto de sellos sobre
contratos y ofertas para la prestación de servicios de transporte recibidas de
sus cargadores. Adicionalmente GdE interpuso una
demanda judicial contra TGS tendiente al reembolso de US$ 23 millones abonados
en relación a órdenes de compra por dos plantas compresoras. A fines de febrero
de 2000, recayó sentencia de primera instancia haciendo lugar al reclamo de GdE. Posteriormente, TGS procedió a apelar la sentencia de
primera instancia (ver Nota
Otros egresos, netos
Los otros egresos, netos del
ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000 aumentaron Ps. 4,1 millones,
comparado con el ejercicio 1999, debido principalmente, a cargos por única vez
por diferencias en el pago de impuestos provinciales.
Resultados financieros y por tenencia
Los resultados financieros y por
tenencia por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000 aumentaron
aproximadamente un 14% con respecto al ejercicio 1999, como resultado,
principalmente, de un aumento en el endeudamiento promedio de la Sociedad del
5%, incurrido fundamentalmente para financiar las inversiones en activo fijo y
de una menor capitalización de intereses derivado de un menor nivel de obras en
curso. El costo total promedio neto de endeudamiento aumentó levemente de
10,11% en el ejercicio terminado el31 de diciembre de
Los resultados financieros y por
tenencia por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1999 aumentaron Ps.
36,2 millones con respecto al ejercicio 1998, reflejando: (i) un aumento en el
endeudamiento promedio de la Sociedad del 19%, incurrido fundamentalmente para
financiar las inversiones en activo fijo efectuadas durante el ejercicio 1999,
(ii) un incremento en las tasas de interés, como
consecuencia de las turbulencias sufridas en el mercado financiero
internacional, el cual, junto con la liquidación de los acuerdos de cobertura
que se detallan en nota
TGS se encuentra tramitando en el
ámbito judicial, el recupero del cargo por el impuesto sobre los intereses
pagados y el costo financiero del endeudamiento empresario establecido en la
ley N°
Los montos devengados por dicho
concepto durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2000 y 1999
ascienden a 6.847 y 7.864, respectivamente, los cuales se han registrado en el
rubro "Resultados financieros y por tenencia". Si bien no es posible
afirmarlo con certeza, la Sociedad estima que una devaluación del tipo de
cambio no tendría un impacto material adverso en la utilidad operativa de la
Sociedad debido a que sus tarifas de transporte fueron fijadas en dólares, y a
que aproximadamente el 75% de sus costos están expresados en pesos. Sin
embargo, una importante devaluación del tipo de cambio, podría tener numerosos
efectos negativos sobre la posición monetaria pasiva neta en dólares de la
Sociedad, que asciende aproximadamente a US$ 914 millones al 3l de diciembre de
2000.
Impuesto a las ganancias
La alícuota del impuesto a las
ganancias se aplica sobre la utilidad impositiva, calculada de acuerdo con las
normas impositivas argentinas, las cuales difieren en ciertos aspectos de las
normas contables profesionales.
El cargo a resultados por impuesto a
las ganancias del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000 aumentó Ps.
3,2 millones respecto del ejercicio anterior, debido principalmente a una mayor
tasa efectiva, compensado parcialmente por una menor utilidad imponible. El
cargo a resultados por impuesto a las ganancias disminuyó de Ps. 73,8 millones
para
TELCOSUR
TELCOSUR, subsidiaria de TGS, inició
sus operaciones el 1° de julio de 2000 y se dedica a la prestación de servicios
de telecomunicaciones. TELCOSUR posee una licencia para la prestación de
servicios de transmisión de datos y servicios de telecomunicaciones con valor
agregado.
Por el ejercicio terminado el 31 de
diciembre de 2000, TELCOSUR registró una pérdida neta de Ps. 1,3 millones.
Durante 2000, TGS inició un proyecto
de expansión de capacidad de su sistema de telecomunicaciones, con una inversión
asociada de US$ 29 millones. TELCOSUR ha comercializado gran parte de la
capacidad sujeta a expansión, a través de acuerdos de largo plazo.
Adicionalmente, TELCOSUR ha iniciado
una nueva fase en su estrategia de telecomunicaciones, consistente en la
instalación de una red de fibra óptica de alta capacidad que unirá Buenos
Aires, Bahía Blanca y Neuquén.
2. Liquidez y Recursos de Capital
Las fuentes de financiamiento de la
Sociedad y sus aplicaciones durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre
de 2000, 1999 y 1998 fueron las siguientes:
|
|
2000 |
1999 |
1998 |
|
|
( en millones de pesos) |
||
|
Fondos
generados por las operaciones |
178,2 |
193,8 |
194,4 |
|
Fondos aplicados a las actividades
de inversión |
(66,0) |
(151,3) |
(167,1) |
|
Fondos aplicados a las actividades
de inversión |
(51,3) |
125,4 |
106,4 |
|
Dividendos pagados |
(95,1) |
158,9 |
(158,9) |
|
Fondos
netos aplicados a las actividades de financiación |
(146,4) |
(33,5) |
(52,5) |
|
Variación
neta de fondos |
(42,2) |
9,0 |
(25,2) |
Fondos generados por las operaciones
Los fondos generados por las
operaciones durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2000
disminuyeron Ps. 23,6 millones respecto del ejercicio de 1999 fundamentalmente como
resultado de: (i) tln mayor pago de intereses,
anticipos por el impuesto a las ganancias y costos operativos, y (ii) un menor pago del Impuesto al Valor Agregado durante el
primer trimestre de 1999, en virtud de un mayor crédito fiscal generado principalmente
por la adquisición a Pecom Energía de la planta de tratamiento y compresión de
gas ubicada en el yacimiento Río Neuquén en
diciembre de 1998. Dichos efectos fueron compensados parcialmente por un
mayor ingreso, generado por ventas.
1. Análisis de los Resultados Consolidados de las Operaciones 2001
|
|
2001 |
2000 |
1999 |
|
|
(en millones de pesos) |
||
|
Ingresos por ventas netas |
541,7 |
479,7 |
430,3 |
|
Utilidad operativa |
317,9 |
295,4 |
296,3 |
|
Utilidad antes de impuesto
a las ganancias |
170,2 |
196,3 |
212,5 |
|
Utilidad neta |
108,4 |
126,3 |
145,7 |
|
Utilidad
antes
de intereses, impuesto a
las
ganancias, depreciación y amortización |
341,7 |
366,9 |
343,6 |
|
Información por acción: |
|
|
|
|
Utilidad neta por acción |
0,136 |
0,159 |
0,183 |
|
Dividendos por acción |
0,061
(2) |
0,111 |
0,166 |
|
Generación operativa de fondos |
210,3 |
170,2 |
193,8 |
|
Activos totales |
2.262,2 |
2.122.0 |
2.142,0 |
|
Inversiones en bienes de uso |
192,4 |
61,1 |
147,1 |
|
Patrimonio neto |
1.102,8 |
1.088,6 |
1.057,5 |
|
Deuda financiera a largo plazo |
842,8 |
755,2 |
605,4 |
|
Retomo sobre el patrimonio |
10% |
12% |
14% |
|
Deuda financiera sobre
capitalización total |
50% |
47% |
49% |
( 1) Información correspondiente a
estados contables consolidados.
(2) Incluye la propuesta que el
Directorio eleva a la próxima Asamblea de Accionistas_
(3) Capitalización total incluye la
deuda financiera más el patrimonio neto.
Situación de la Industria del Gas en
Argentina
La industria del gas en la Argentina
se ha caracterizado por ser uno de los sectores más pujantes de la economía
argentina durante los años noventa y comienzo de la presente década, lo que se
refleja en el significativo incremento del consumo de gas natural para el
mercado local, el cual aumentó de 17.800 MMm3 en el año
2001).
El aumento al doble en nivel de
demanda de gas, que incluye los proyectos de exportación de gas natural a
países limítrofes- Jo que representa aproximadamente unos 5.000 MMm³ - pudo ser
concretado gracias a las significativas inversiones efectuadas por empresas del
sector que comenzaron a operar luego de la privatización de YPF y GdE, las cuales ascendieron a aproximadamente US$ 13.000
millones.
Las inversiones estuvieron
orientadas al desarrollo de reservas y al incremento de la capacidad de
transporte y distribución, eliminando cuellos de botella y faltas de suministro
en períodos invernales. Como resultado del proceso de inversión, la red de
gasoductos troncales argentina cuenta con más de
El desarrollo significativo de
reservas de gas natural en el país, las cuales alcanzan los 777.609 MMm³,
permiten mantener un horizonte de reservas equivalente a aproximadamente 17
años de suministro (en función de los niveles actuales de producción) nivel que
supera largamente las estimaciones de países como Estados Unidos e incluso el
promedio mundial. Además de la extensa oferta de gas, su superioridad en
términos ecológicos y su precio relativamente más bajo en comparación con otros
combustibles alternativos hacen del gas el combustible preferido de la
Argentina, lo cual queda evidenciado al ocupar el primer lugar en la matriz
energética del país.
En Argentina, el gas natural resulta
el combustible más barato tanto para su uso doméstico como para su uso
industrial. A niveles de relación energética equivalente y en el segmento
doméstico, la nafta común resulta casi un 600% superior en precio con respecto
al gas natural, y tanto la electricidad como los líquidos de gas natural un
180% más caro. En el segmento industrial el fuel oil es casi un 50% más caro
que el gas natural.
Las Áreas de Servicios de TGS
Segmento Regulado
Transporte de Gas
El transporte de gas representó el
78% en los ingresos totales de la Compañía durante el año 2001. Los ingresos asociados a este segmento se generan casi en su
totalidad por contratos de transporte en firme, celebrados, principalmente con
las empresas distribuidoras de gas y en menor medida con importantes clientes
industriales. Los contratos de transporte en firme son aquellos en virtud de
los cuales se reserva y se paga por la capacidad
independientemente del uso real de la misma que haga el cliente.
La principal zona de servicio es el
área del Gran Buenos Aires, que incluye la Ciudad de Buenos ' Aires, ubicada en
la zona este de la Argentina. TOS también proporciona servicios en las
provincias más rurales del oeste y sur del país. El área total de servicio
comprende aproximadamente 4,4 millones de usuarios finales, incluyendo
aproximadamente 3,1 millones en el área del Gran Buenos Aires. El servicio
directo a los usuarios residenciales, comerciales, industriales y centrales
eléctricas es prestado principalmente por cuatro compañías distribuidoras de
gas en dichas áreas, las cuales se hallan conectadas al sistema de TOS: MetroGas S.A, Gas Natural Ban S.A., Camuzzi Gas Pampeana
S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A. También, en el área de operación de TGS, se
ubican importantes industrias a las cuales se les brinda servicio de
transporte. La capacidad de transporte contratada en firme por los clientes
industriales representa aproximadamente un 20% de nuestra capacidad total.
Durante 2001, y a pesar de la fuerte
crisis económica por la cual atraviesa el país, TOS ha logrado concluir y poner
en operación la mayor expansión de su sistema de transporte. La misma consistió
en el incremento de capacidad en los gasoductos General San Martín y Neuba II y
tramos finales por 3,2 MMm³/d, y significó la incorporación de aproximadamente
Los contratos asociados a esta
expansión comenzaron en junio de 2001 y los ingresos adicionales anuales
derivados de dichos acuerdos se estiman en aproximadamente a Ps. 17 millones en
base anual y en función de las tarifas vigentes. Como resultado de esta
importante expansión de su sistema de transporte de gas, TGS logró obtener la
renuncia por parte de algunas compañías distribuidoras de gas de más del 50%
del total de los derechos de reducción futura de capacidad contratada a la que
se encontraba expuesta. Además, TGS incrementó su participación de mercado en
el área del Gran Buenos Aires y potenció el negocio de producción y
comercialización de LGN a través de una mayor disponibilidad de gas a procesar
en nuestro Complejo Cerri. La inversión destinada a completar esta expansión
ascendió a aproximadamente US$ 125 millones.
En total, desde fines de 1992,
cuando inició sus operaciones, TGS expandió su capacidad de transporte de gas
en aproximadamente 46%, incorporando
Para evaluar el futuro
desenvolvimiento del negocio de transporte de gas resultará fundamental la
evolución de los aspectos regulatorios. A comienzos de 2002, como resultado de
la profunda crisis económica que vive el país, se sancionó la Ley N° 25.561, en
virtud de la cual se introdujeron cambios sustanciales a las reglas acordadas en
la privatización. Dichos cambios fundamentales
incluyen la "pesificación" de las tarifas de servicios
públicos, la potestad del Poder Ejecutivo de renegociar los contratos de
servicios públicos y la prohibición de aplicar mecanismos indexatorios.
Por otra parte, también se
sancionaron otros decretos que impactan
significativamente en las definiciones regulatorias. El Decreto 214/02
establece la forma de desdolarizar los créditos y
deudas expresados en dólares estadounidenses y el
Decreto N° 293/02 que determina prolongados plazos para el mencionado proceso
de renegociación.
El pleno desarrollo de oportunidades
y proyectos existentes tanto en el ámbito local como regional dependerá de la
favorable definición de los aspectos regulatorios, del acceso al crédito
internacional y del mejoramiento de las condiciones económicas en general para
la Argentina.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
|
2001 |
2000 |
1999 |
|
|
(en millones de pesos, excepto donde
se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
422,4 |
384,1 |
353,5 |
|
Utilidad operativa |
305,2 |
275,1 |
277,8 |
|
Depreciación de bienes de uso |
56,6 |
52,2 |
25,7 |
|
Inversiones en bienes de uso |
153,1 |
47,9 |
125,3 |
|
Activos identificables |
1.899,6_ |
1:811,3 |
1.783,6 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Capacidad disponible a fin de año
(en MMm³/d) |
62,5 |
58,9 |
58,0 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
60,7 |
57,9 |
56,2 |
|
Entregas promedio durante tres
días pico (en MMm³/d) |
46,7 |
49,6 |
47,8 |
|
Factor de carga anual (2) |
66,7 |
64,3 |
63,0 |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
77% |
86% |
85% |
|
|
84% |
98% |
99% |
( 1) lnformación
correspondiente a estados contables consolidados.
(2) Surge del cociente entre las
entrega,; promedio del periodo correspondiente y la
capacidad en firme contratada promedio para dicho periodo
Segmento No Regulado
El segmento no regulado incluye
tanto a las actividades
de producción y comercialización .de LGN como a los servicios de tratamiento y
compresión de gas natural denominados
"upstream" y también a los de construcción, operación y mantenimiento
de gasoductos. Los ingresos derivados del segmento no regulado durante 2001,
representaron aproximadamente el 22% de los ingresos totales obtenidos,
demostrando una creciente participación de este segmento en la composición de
ventas de TGS.
Producción y Comercialización de LGN
Las actividades de producción y
comercialización de LGN se desarrollan en el Complejo Cerri, ubicado en las
cercanías de Bahía Blanca y conectado a todos los gasoductos troncales de TGS.
Allí se recupera etano, propano, butano y gasolina natural y además, se
almacena y se despacha el LGN extraído. Como parte del Complejo Cerri, TGS
también posee en Puerto Galván instalaciones de almacenamiento y carga por
camión y barco para los líquidos de gas natural extraídos de dicho Complejo.
Durante 2001, TGS logró efectuar una
exitosa reconversión de este segmento. Para tal fin, a través de acuerdos con
distribuidores y productores de gas, la Sociedad obtuvo la titularidad de parte
de la producción para ser comercializada por su cuenta y orden. La
reestructuración del negocio, permitió más que compensar la caída en los
ingresos asociada a la entrada en operación de proyectos competitivos,
principalmente el de propiedad de MEGA, ubicado en la cuenca neuquina y con una
capacidad de procesamiento de aproximadamente 36 MMm³/d. Con el inicio de
operación de dicho complejo de procesamiento, ocurrida a comienzos de 2001, el
gas proveniente de dicha cuenca llega al Complejo Cerri con bajo contenido de
líquidos lo que representó una disminución de los volúmenes producidos en dicho
Complejo de aproximadamente 20% durante 2001.
TGS estima que podrá neutralizar los
impactos de la competencia incentivando el aporte de gas rico al sistema, a través
de acuerdos suscriptos con productores de gas en la cuenca neuquina, los cuales
comenzaron a tener efecto a partir de los primeros meses de 2002. TGS considera
que durante dicho año, podrá reestablecer los niveles de producción de LGN en
el Complejo Cerri, previos a la entrada en operación de MEGA.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de LGN
|
|
2001 |
2000 |
1999 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
102,9 |
68,3 |
62,7 |
|
Utilidad operativa |
39,7 |
40,7 |
33,4 |
|
Depreciación de bienes de uso |
10,8 |
10,6 |
10,9 |
|
Inversiones en bienes de uso |
4,5 |
3,2 |
6,3 |
|
Activos identificables |
179,8 |
198,6 |
195,1 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
822,3 |
1.004,9 |
1.067,8 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
43,0 |
43,0 |
43,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
Información correspondiente a
estados contables consolidados
Upstream y Otros Servicios
Los servicios "upstream", prestados
en locaciones cercanas a los yac1m1entos de gas, consisten principalmente en el
tratamiento, separación de impurezas y compresión del gas para su inyección en
el sistema de gasoductos de TGS.
Este segmento incluye también las
actividades relacionadas con la construcción, operación y mantenimiento de
gasoductos.
Durante 2001, TGS continuó con su
estrategia de generación de nuevas oportunidades para este segmento. El logro
más importante estuvo dado por el comienzo de operaciones de la primera planta
de tratamiento de gas fuera del área geográfica de operaciones de la Sociedad.
Concretamente, TGS cerró un acuerdo con Pluspetrol Exploración y Producción
S.A. para la construcción, operación y mantenimiento de una planta de
extracción de anhídrido carbónico en uno de sus yacimientos ubicados en la
provincia de Salta, con una capacidad de 3 MMm³/d. La inversión asociada al
proyecto, que comenzó en mayo de 2001, ascendió a aproximadamente US$ 5,6
millones y los ingresos estimados anuales son de Ps. 2,1 millones.
Asimismo, durante 200 J, TGS
concretó un nuevo acuerdo en virtud del cual, a través de una ampliación de una
planta de tratamiento de gas, propiedad de TGS ubicada Plaza Huincul, se incrementó el servicio de compresión y
acondicionamiento de gas brindado a Repsol-YPF a 500.000 MMm³/d en base "take-or-pay".
La inversión requerida por este proyecto ascendió a US$ 2 millones y los
ingresos anuales asociados se estiman en Ps. 1,7 millones.
Como logro del año 2001, también
resulta válido destacar la ampliación de capacidad de transporte de 1,7 MMm³ /d
requerida por Pan American Energy S.A., la cual se
concretó a través de un loop a un gasoducto de
vinculación ya existente. La mencionada expansión se inició en mayo de 2001 y
requirió una inversión de aproximadamente US$ 3,5 millones.
Sin duda, otro logro significativo
del 2001 fue el inicio de las obras ejecutadas por TGS tendientes a la
construcción del gasoducto de vinculación entre su sistema y el gasoducto Cruz
del Sur. Dicho gasoducto de vinculación es propiedad de Gas Link S.A., sociedad
en la cual TGS participa en un 49%, y tendrá una capacidad inicial de 1 MMm³/d,
estimándose el inicio de sus operaciones para el primer semestre 2002. La
utilidad obtenida por la Sociedad durante 2001 por la construcción del
mencionado gasoducto ascendió a aproximadamente Ps. 0,9 millones. Este proyecto
además de permitir a TGS participar como constructor y operador del gasoducto
de vinculación le posibilita tener acceso al mercado regional al establecer la
conexión con el gasoducto Cruz del Sur, el cual está actualmente destinado a
abastecer al mercado uruguayo con posibilidades de llegar hasta Brasil,
importante centro de consumo de la región.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Upstream y Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2001 |
2000 |
1999 |
|
Ingresos por ventas netas |
16,4 |
27,3 |
14,1 |
|
Utilidad operativa |
2,5 |
4,3 |
8,5 |
|
Depreciación de bienes de uso |
3,7 |
3,6 |
3,2 |
|
Inversiones en bienes de uso |
33,4 |
7,6 |
11,4 |
|
Activos identificables |
88,1 |
56,8 |
60,8 |
|
Estadísticas operativas |
|
|
|
|
Capacidad de tratamiento y
comprensión |
6,45 |
6,45 |
3,2 |
(1)
Información correspondiente a Estados Contables Consolidados
Servicios de Telecomunicaciones
A través de TELCOSUR, una sociedad
99,98% controlada por TGS, se logró incorporar una nueva área de servicios: las
telecomunicaciones. TELCOSUR fue creada en septiembre de 1998 con el objetivo
de prestar servicios de transmisión de datos y valor agregado, buscando
optimizar la utilización de la infraestructura de telecomunicaciones existente.
TELCOSUR presta servicios como carrier de carriers
independiente y también provee servicios a clientes corporativos dentro de su
área de influencia.
Durante el año 2001, TGS finalizó
una inversión de aproximadamente US$ 26 millones para la ampliación de la
capacidad de su sistema original, poniendo en funcionamiento, en el segundo
semestre de 2001, un moderno sistema de radio enlace terrestre digital con
tecnología SDH. Una vez, concluida la expansión del sistema de
telecomunicaciones, TELCOSUR pudo dar inicio a los acuerdos cerrados en
relación a la comercialización de la capacidad expandida.
Sin embargo, en virtud de la grave
crisis económica en general y de la situación de la industria de las
telecomunicaciones en particular, TELCOSUR debió renegociar los acuerdos
fundacionales celebrados durante 2000 con sus clientes, adaptándolos a las
condiciones de la industria pero manteniendo el valor económico de los mismos.
En relación a la nueva fase en la
estrategia de telecomunicaciones iniciada por TELCOSUR, que consiste en el
tendido de una red de fibra óptica de alta capacidad entre Buenos Aires, Bahía
Blanca y Neuquén, durante el año 2001 se han obtenido los derechos de paso y se
ha desarrollado la ingeniería de detalle correspondientes a dichos corredores,
incluyéndose también la costa atlántica. No obstante, la conclusión de este
proyecto puede demorarse en el tiempo, debido fundamentalmente a las medidas
económicas recientemente implementadas, a la situación de la industria y a la
evolución de la demanda.
Situación Actual de la Industria del Gas Natural
En 2006, una vez más, la industria del gas volvió a jugar un papel central
en la matriz energética nacional, en un contexto complejo en que la demanda
creció durante los últimos años a tasas altas debido al espectacular
crecimiento económico del país, mientras que la oferta energética se mantuvo
invariable. La restricción en la oferta estuvo altamente influenciada por las
condiciones inciertas para la inversión, donde los precios y las tarifas del
sector energético se han mantenido retrasados como consecuencia de la falta de
renegociación de las tarifas entre el gobierno y las empresas licenciatarias
por un lado, y la regulación de precios y regímenes de retenciones a las
exportaciones, por el otro, no permitiendo un adecuado retorno del capital
invertido.
|
Matrices energéticas mundiales (2005) · |
|||||
|
|
Petróleo |
Gas natural |
Carbón |
Energía nuclear |
Hidroelectricidad40,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
América de Norte |
40,4% |
24,9% |
21,9% |
7,5% |
5,3% |
|
América del Sur y Centroamérica
(excepto Argentina) |
46,7% |
17,4% |
4,7% |
0,5% |
30,8% |
|
Europa |
32,3% |
33,8% |
18,0% |
9,6% |
6,3% |
Actualmente, la industria del gas
está atravesando una situación crítica, cuya oferta no posee un horizonte
promisorio (marcado por la caída de las reservas y las escasas inversiones en exploración),
en la cual la producción y el transporte operan al máximo de sus posibilidades
frente a una demanda creciente e insatisfecha. En tanto, en el sector
eléctrico, donde el gas es utilizado para la generación de más del 50% de la
energía eléctrica total, el sistema se encuentra operando al límite de su
capacidad técnica.
Ante la ausencia de relevantes
inversiones privadas y tomando nota del cuello de botella que el sector
energético actualmente atraviesa, el Gobierno Nacional, mediante distintas iniciativas,
está queriendo revertir la tendencia actual que de mantenerse desembocaría en
una crisis energética de grandes proporciones en el corto plazo, causando una
importante desaceleración de la actividad económica del país.
Las iniciativas propiciadas desde el
Gobierno Nacional son de las más variadas, algunas de las cuales se remontan al
año 2004, cuando se empezaban a vislumbrar los primeros indicios de un déficit
energético. Las principales iniciativas apuntaban a brindar soluciones a
mediano y largo plazo a través del descubrimiento de nuevas reservas de
petróleo y gas (creación de una nueva empresa estatal de energía, ENARSA, y una
recomposición parcial del precio del gas natural en boca de pozo para el
mercado local); la ampliación de la oferta del mercado eléctrico (terminación
de las obras de expansión de la central hidroeléctrica Yacyretá
y finalización del proyecto de la central nuclear Atucha 11), y la expansión de
los sistemas de transporte y distribución de gas (financiación de las inversiones
a través de fideicomisos financieros). Sin embargo, algunas medidas buscaban
atemperar la situación en forma inmediata disponiendo de una mayor cantidad de
gas para el mercado local, mediante el recorte de exportaciones a Chile y el
reinicio de las importaciones desde Bolivia; los programas de racionalización
de energía; y las importaciones de electricidad de Brasil y el fuel-oil de
Venezuela.
En 2006, se sumaron más anuncios del
Gobierno Nacional en materia energética, a fin de alivianar entre el 2008 y 201
O la delicada situación. En este sentido, los gobiernos de Argentina y Bolivia
llegaron a un acuerdo para la importación de 20 MMm³/d de gas natural durante
20 años, para lo cual está previsto la construcción de
un nuevo gasoducto que llevará dicho gas al noreste argentino y a Buenos Aires.
Asimismo, se llevarán a cabo expansiones de los sistemas de TGS y TGN para
alcanzar una capacidad adicional de transporte de 20 MMm³/d, a ser financiados
por nuevos fideicomisos financieros creados por el Gobierno Nacional
("fideicomisos financieros de gas").
En el área de la generación
eléctrica, además de la ampliación de la central hidroeléctrica Yacyretá y la terminación de la central nuclear Atucha II,
con fondos adeudados por el Estado a empresas generadoras y la financiación de
las Administradoras de Fondos de
Jubilaciones y Pensiones ("AFJP") y otros inversores, se
construirán dos usinas térmicas de gas que podrán funcionar alternativamente a
fuel-oil, que tendrán una capacidad instalada de 1.600 megavatios.
Respecto de la financiación de las
obras de expansión de los sistemas de transporte de gas mediante los
fideicomisos financieros de gas, la misma surge como una alternativa a los ojos
del Gobierno Nacional ante las sucesivas postergaciones desde 2002 de una
adecuada recomposición tarifaría que permita a las empresas transportadoras de
gas, por sus propios medios, llevar a cabo las inversiones necesarias para
satisfacer la creciente demanda.
Sin embargo, la utilización de los
fideicomisos financieros de gas no resultaría ser la metodología más adecuada
para viabilizar la inversión en infraestructura en el largo plazo, debido a que
el período de repago de la inversión es más corto, por lo que representa un
mayor costo para el cliente que contrata el servicio de transporte.
Es importante remarcar que las
inversiones efectuadas por las licenciatarias hasta 2001 permitieron, además de
un aumento significativo de la capacidad de transporte y distribución, una
operación óptima de los servicios hasta el día de hoy. Es por eso, que resulta
primordial que prontamente se pueda acordar con el Gobierno Nacional una
recomposición tarifaria y la adecuación del marco regulatorio que permitan
recomponer la ecuación económica del negocio de transporte y un retorno de las
condiciones para la inversión privada.
Nuestros negocios en 2006
Segmento Regulado
Transporte de Gas
TGS presta el servicio regulado de
transporte de gas, con una capacidad contratada actual en firme de 71,6 MMm³/d,
a través de una red de gasoductos que posee una extensión de
El sistema de transporte de TGS
conecta las reservas de gas del sur y oeste del país con los principales
centros de consumo de aquellas áreas, incluyendo al Gran Buenos Aires, que a su
vez comprende a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el principal centro de
consumo de gas natural de Argentina. El área total de servicio comprende
aproximadamente 4,9 millones de usuarios finales, incluyendo aproximadamente
3,4 millones en el área del Gran Buenos Aires.
El servicio directo a los usuarios
residenciales, comerciales, industriales y centrales eléctricas es prestado
principalmente por cuatro compañías distribuidoras de gas, en dichas áreas, las
cuales se hallan conectadas al sistema de TGS: MetroGAS S.A., Gas Natural BAN
S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A. También, en el área
de operación de TGS, se ubican importantes industrias y usinas eléctricas a las
cuales TGS les brinda servicio de transporte en forma directa.
Los ingresos asociados a este
servicio provienen principalmente de contratos para el transporte en firme, en
virtud de los cuales se reserva y se paga por la
capacidad independientemente del uso real que el cliente haga de la misma.
Además, TGS presta servicios de transporte interrumpible en virtud de los
cuales el transporte de gas se efectúa sujeto a la capacidad disponible del
sistema de transporte.
Durante 2006, los ingresos generados
por este segmento de negocios ascendieron a Ps. 492,0 millones, reflejando un
aumento de Ps. 32,0 millones comparado con los Ps. 460,0 millones obtenidos en
2005. El aumento se debe principalmente a una mayor prestación de servicios de
transporte en firme, básicamente originados por la entrada en vigencia de los
nuevos contratos de transporte en el segundo semestre de 2005 en relación a la
expansión del gasoducto San Martín, que aumentó su capacidad de transporte por
2,9 MMm³/d, y que consistió en la construcción de aproximadamente
Si bien la inversión total ascendió
a US$ 351 millones, TGS invirtió US$ 40 millones, mientras que el fideicomiso
financiero de gas aportó el remanente. El fideicomiso financiero de gas es el
propietario de los activos de la expansión que financió y TGS es el responsable
de su operación y mantenimiento. Adicionalmente, es de destacar en este
segmento de negocio, el incremento de los ingresos generados por el servicio de
transporte interrumpible, los cuales se incrementaron de Ps. 24,9 millones en
TGS está actualmente llevando a cabo
obras de expansión de su sistema de gasoductos por aproximadamente US$ 42
millones, a fin de satisfacer los nuevos requerimientos de transporte en firme
de gas por una capacidad adicional de 1,6 MMm³Id, suscriptos por Aluar
Aluminio Argentino S.A.C.I. ("Aluar") y productores de gas. Las obras
consisten en la construcción de
Respecto del proceso de
renegociación tarifaría, el año 2006 no resultó ser un año de grandes avances,
en el cual la UNIREN, ente estatal constituido por el Poder Ejecutivo Nacional
con el sólo propósito de renegociar los contratos celebrados entre el Estado
Nacional y las empresas licenciatarias de servicios públicos, formuló dos
propuestas con idénticos lineamientos a los establecidos en 2005. De esta
manera, ante la falta de recomposición de las tarifas y el continuo aumento de
los costos de operación y mantenimiento, la rentabilidad del negocio de
transporte sigue deteriorándose. Sin embargo, la Compañía es optimista a que en
el corto plazo hayan definiciones concretas por parte
del Gobierno Nacional para alcanzar un acuerdo conveniente para TGS.
En cuanto a las expansiones futuras
del sistema de transporte de gas en el corto y mediano plazo, prevemos que las
mismas se desarrollarán dentro del marco del sistema de fideicomisos
financieros de gas para la financiación de tales obras, mientras que TGS
buscará posicionarse en un nuevo rol de gerenciador líder de dichas
expansiones. Concretamente, TGS será el gerenciador de la expansión que se
iniciará en 2007 en su sistema de gasoductos, cuya capacidad incremental
ascenderá a 7 MMm³/d. Según el contrato de gerenciamiento suscripto en
diciembre de 2006, TGS cobrará por sus servicios Ps. 50 millones más el
impuesto al valor agregado, mediante títulos a ser emitidos por un fideicomiso
específico de la obra.
Los títulos fiduciarios serán
emitidos a un plazo de 8 años, cuyos intereses a devengarse a una tasa anual
CER más un margen serán pagados trimestralmente al
igual que la amortización del capital. La obra será financiada totalmente por
los clientes que suscribieron la capacidad incremental mediante tres nuevos
fideicomisos financieros de gas y será repagada con un nuevo cargo tarifario
equivalente al 380% de las tarifas de transporte vigentes, a ser pagado por las
industrias, usinas eléctricas y grandes y medianos comercios. La obra
consistirá en la instalación de
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2006 |
2005 |
2004 |
|
Ingresos por ventas netas |
492,0 |
460,0 |
434,3 |
|
Utilidad operativa |
211,4 |
202,8 |
199,4 |
|
Depreciación de bienes de uso |
144,4 |
141,2 |
135,3 |
|
Inversiones en bienes de uso |
119,9 |
140,4 |
86,6 |
|
Activos identificables |
3.836,4 |
3.882,9 |
4.004,4 |
|
Estadísticas operativas |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada
promedio (en MMm³/d) |
71,6 |
68,3 |
63,6 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
61,2 |
,57,6 |
55,6 |
|
Entregas promedio durante tres
días pico (en MMm³/d) |
74,6 |
74,4 |
69,8 |
|
Factor de carga anual (1) |
86% |
84% |
87% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
94% |
92% |
95% |
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de LGN
El segmento de producción y comercialización
de LGN comprende la separación de etano, propano, butano y gasolina natural del
flujo de gas que llega al Complejo Cerri, ubicado en las cercanías de Bahía
Blanca, y conectado a todos los gasoductos troncales de TGS. Una vez obtenidos
los mencionados productos, TGS los comercializa, bajo distintas metodologías
contractuales, tanto en el mercado interno corno externo. Asimismo, esta
actividad incluye el almacenamiento y carga por camión y barco del LGN extraído
en el Complejo Cerri, en instalaciones localizadas en Puerto Galván. A
diferencia del segmento de transporte de gas, esta actividad no se encuentra
regulada por el ENARGAS.
En 2006, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 55% de los ingresos totales de la Sociedad, afianzándose
como el segmento de negocios más importante en cuanto a generación de ingresos.
Asimismo, sus ingresos crecieron fuertemente en
El nivel de producción alcanzado se
logró corno resultado de los acuerdos de compra de gas en firme y otras
acciones que mitigaron los efectos de los redireccionamientos
de gas y los cortes a industrias que afectaron al Complejo Cerri. Este nivel de
producción permitió cumplir con los compromisos resultantes de la normativa
vigente en lo que respecta al abastecimiento del mercado interno de propano y
butano estipulados en los acuerdos logrados con la Secretaría de Energía, así
como también destinar importantes saldos para la exportación.
En el transcurso del año 2006, se
renovaron los contratos de venta de gasolina natural y propano y butano con
Petrobras Internacional Finance Company
("PIFC"), por un plazo de tres años. Adicionalmente, se continuó con
la firma de acuerdos de largo plazo para el procesamiento de gas a productores
en el Complejo Cerri, así como también, se realizaron acuerdos operativos, que
mitigan los riesgos de reducción de la riqueza y su consecuente impacto sobre
la producción de líquidos.
Indicadores Financieros y Operativos
del Segmento de Producción y Comercialización de LGN
|
|
2006 |
2005 |
2004 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
726,4 |
546,3 |
506,3 |
|
Utilidad operativa |
370,8 |
258,3 |
276,0 |
|
Depreciación de bienes de uso |
31,0 |
29,2 |
27,5 |
|
Inversiones en bienes de uso |
17,7 |
23,0 |
12,6 |
|
Activos identificables |
449,9 |
473,8 |
452,3 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
1.306,4 |
882,5 |
969,0 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
43,0 |
43,0 |
43,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(1)
Información correspondiente a Estados Contables Consolidados
Otros servicios
Este segmento, que representa el 7%
de los ingresos totales de TGS, incluye servicios de midstream
y telecomunicaciones.
Midstream
A través de los servicios
"Midstream", TGS brinda soluciones integrales en materia de gas
natural desde boca de pozo hasta los sistemas de transporte. Consisten en la
captación, compresión y acondicionamiento de gas natural, servicios prestados
generalmente a productores de gas
natural y petróleo. Adicionalmente, comprenden servicios relacionados con la
construcción, operación y mantenimiento de gasoductos, plantas de tratamiento y
plantas compresoras de gas natural, por sí y a través de las sociedades
vinculadas Gas Link S.A. ("Link"), Transporte y Servicios de Gas en
Uruguay S.A. ("TGU") y Emprendimientos de Gas del Sur S.A.
("EGS").
En 2006, TGS desarrolló interesantes
proyectos que le permitieron hacer crecer sus ingresos en más de un 50%,
respecto del año anterior, y aprovechar sinergias con sus otros segmentos de
negocios. En este sentido, TOS inició la construcción de un gasoducto de
conexión de
En marzo de 2006, TGS terminó la
construcción de una planta de tratamiento y compresión para Sipetrol
Argentina S.A, en la Base de Recepción Tierra del Fuego (BRTF) que recibe el
gas del área off shore CAM2NSUR de la plataforma
Poseidón. Asimismo, TGS inició la prestación del servicio de tratamiento y
compresión por el término de cinco años.
Por otro lado, TGS completó la
construcción de un gasoducto de conexión de
TGS continuará en la búsqueda de
oportunidades para el desarrollo de proyectos, tanto en el ámbito local como en
el regional, a efectos de agregar valor a los potenciales clientes a partir de
su "know-how" y experiencia en el negocio de gas natural y sus
productos derivados.
Telecomunicaciones
Los servicios de telecomunicaciones
son prestados a través de Telcosur, quien brinda servicios como "carrier
de carriers" independiente y también provee
servicios a clientes corporativos dentro de su área de influencia. Para ello,
opera un moderno sistema de radio enlace terrestre digital con tecnología SDH.
En 2006, como consecuencia del
incremento de la demanda de los servicios de telefonía celular y enlaces de
banda ancha de internet y de la expansión de su red
entre Bahía Blanca y Río Grande, Telcosur incrementó el volumen de negocios con
operadores y clientes corporativos, mediante la incorporación de nuevos
clientes y las renegociaciones de acuerdos comerciales, en las cuales se
acordaron mayores prestaciones de servicios, incrementos tarifarios y
extensiones de los plazos de vigencia de dichos convenios.
Por otra parte, en lo que respecta
al compromiso de Telcosur con la seguridad y el medio ambiente, resulta de
importancia destacar que en diciembre de 2006 obtuvo de Moody
International la certificación del sistema de Gestión de Calidad según ISO 9001
y de Gestión Ambiental ISO 14001.
Indicadores Financieros y Operativos
del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2006 |
2005 |
2004 |
|
Ingresos por ventas netas |
91,1 |
58,4 |
53,5 |
|
Utilidad operativa |
33,9 |
16,0 |
10,8 |
|
Depreciación de bienes de uso |
13,3 |
13,7 |
13,9 |
|
Inversiones en bienes de uso |
15,3 |
4,0 |
2,6 |
|
Activos identificables |
166,5 |
183,5 |
194,9 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
34.560 |
34.560 |
34.560 |
|
Capacidad de tratamiento y
comprensión |
18,3 |
19,3 |
19,3 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
TGS en 2007: Un año de capacidades puestas a
prueba
Durante el año 2007 se registraron
severas exigencias operativas en el sistema energético argentino en general y
en el sistema de transporte de gas en particular, que requirieron del esfuerzo,
dedicación, compromiso, temple y convicción de cada uno de los integrantes de
nuestro equipo de trabajo.
Tales exigencias derivaron de la
comunión entre una creciente demanda energética y temperaturas invernales
inusualmente bajas (las mas frías desde hace 35 años). Frente a este escenario,
el Gobierno Nacional intervino en la industria energética estableciendo ciertas
restricciones al consumo para optimizar la utilización de los recursos
energéticos del país priorizando el abastecimiento de aquellos sectores
considerados esenciales.
Esta situación provocó exigencias
extremas a todos los actores de la industria y en particular a TGS, la
necesidad de redoblar los esfuerzos operativos, en vistas a cooperar con las
autoridades a fin de asegurar un adecuado manejo de la misma. Estamos
convencidos de haber superado exitosamente este apremio operativo
extraordinario, logrando, al mismo tiempo, minimizar los impactos económicos
sobre el negocio de TOS.
Mención especial merece la idoneidad
en el manejo de la extraordinaria situación energética anteriormente
mencionada, ante una demanda inusual. Durante este período despachamos la mayor
cantidad de gas desde el inicio de nuestras operaciones, logrando un promedio
de entregas pico en tres días de 75,8 MMm³/d, alcanzando al mismo tiempo el
98,5% de disponibilidad en el sistema de transporte.
Este resultado es, sin duda, el
reflejo de la voluntad y el esfuerzo de nuestra gente para superar los desafíos
impuestos por la situación. El año
Tales desafíos continuarán en el
futuro en la medida que no se produzca la normalización de la producción de gas
y la ampliación de los sistemas de transporte para satisfacer la creciente
demanda, lo cual requerirá mayores esfuerzos de la Compañía para superar las
situaciones extraordinarias que se presenten.
Los esfuerzos realizados para
aumentar el volumen de negocios de transporte de gas en un 4%, por efecto de la
entrada en servicios de nuevos acuerdos de transporte en firme a partir del
primer semestre 2007, permitieron mitigar el impacto que sobre el negocio no
regulado produjeron las dificultades que se presentaron durante el año, las que
provocaron una reducción de los ingresos de este segmento, resultando una
disminución en las ventas totales de un 4% con respecto al ejercicio anterior.
Otro hito a destacar en el segmento
regulado para 2007 es el logro en la extensión de plazos de los contratos de
transporte en firme que vencían entre 2008 y 2011. Como resultado de esta
gestión, el nuevo plazo promedio de dichos contratos de transporte en
firme asciende a 27 años.
En cuanto a la ampliación del
sistema de transporte de gas, el Gobierno Nacional propuso una nueva expansión
sobre el sistema de transporte de TGS, utilizando el mecanismo de fideicomiso
financiero de gas. El proyecto de expansión prevé aumentar la capacidad
disponible en 9,4 MMm³/día, a ser llevado a cabo en distintas etapas,
estimándose para la etapa inicial 2,2 MMm³/d en el invierno 2008. En este
proyecto, TGS está cumpliendo el rol de gerenciador de las obras, según el
contrato suscripto en diciembre 2006.
En el segmento de "Otros
Servicios" ("midstream", servicios de
construcción de gasoductos y plantas y telecomunicaciones), hemos incorporado
nuevos acuerdos para la operación y mantenimiento de instalaciones, además de
la renovación de otros vigentes, lo cual asegura la continuidad del negocio en
el mediano plazo.
Como resultado del proceso de
saneamiento financiero de la compañía, se ha logrado en forma exitosa
refinanciar la deuda, la cual se redujo en US$ 130 millones y se refinanció el
remanente de US$ 500 millones a tasa fija en un plazo de 10 años. El nuevo
nivel de endeudamiento nos permite contar con una estructura de capital acorde
con el volumen de nuestros negocios. Las condiciones de la deuda refinanciada
claramente muestran un progreso significativo en comparación con las
anteriores, confirmando la acertada conducta financiera que TGS ha seguido, respetando
sus compromisos aún en tiempos de severas crisis.
Entre otras iniciativas, podemos
destacar el empeño con el cual continuamos desarrollando el vínculo con las
comunidades que rodean nuestra área de operaciones, tales como los programas de
voluntariado corporativo y el programa de formación profesional
destinados a jóvenes y adultos de Bahía Blanca. En materia de Recursos
Humanos, podemos destacar el reconocimiento de parte de la consultora en RRHH
Meta4 en "Innovación en RRHH" por el Programa SOS Joven, que incluye
programa de becas, orientación vocacional e inserción laboral para hijos de
empleados de la Compañía. Además, comenzamos de una forma sistematizada a
sentar las bases para el logro del Premio Nacional de Calidad en el año 2009.
Por último, logramos cerrar durante el año la implementación de los
procedimientos exigidos por la ley Sarbanes Oxley
para compañías extranjeras cotizantes en el mercado americano.
Perspectivas hacia el futuro
El futuro se presenta con desafíos y
oportunidades para TGS. En este sentido, continuaremos trabajando para lograr
la normalización del ambiente de negocios, con recomposición tarifaria y
fortalecimiento del marco jurídico adecuado que nos permita contribuir en la
expansión del sistema.
Como empresa debemos orientar
nuestro esfuerzo para alcanzar un sistema de transporte adecuado para hacer
frente a la creciente demanda, buscando asimismo alternativas de negocios a
largo plazo. Para ello, creemos fundamental la recomposición económica del negocio
y el desarrollo de mecanismos alternativos de expansión, a través de esquemas
de prepagos con clientes.
Para el negocio de producción y
comercialización de LGN nuestra estrategia estará orientada a buscar
alternativas frente a la disponibilidad de gas natural y avanzar en la cadena
de valor, desarrollando soluciones innovadoras en cuanto a servicios de
logística. En lo referido a Otros Servicios, nos concentraremos en definir el
foco y los recursos requeridos para el desarrollo de nuevas oportunidades tanto
en el mercado local como en el regional, apalancándonos en nuestro vasto
conocimiento de negocio y de la industria.
Asimismo, continuaremos priorizando
la eficiencia operativa, soporte imprescindible para el desarrollo de nuestros
negocios, aplicando nuevas tecnologías a nuestros procesos, manteniendo
presencia activa en el mercado de bienes y servicios con la intención de
maximizar el nivel de competitividad en la satisfacción de la demanda de gas.
Nuestros negocios en 2007
Segmento Regulado
Transporte de Gas
TGS presta el servicio regulado de
transporte de gas, con una capacidad contratada actual en firme de 72,9 MMm³/d,
a través de una red de gasoductos que posee una extensión de
El área total de servicio comprende
aproximadamente 5,0 millones de usuarios finales, incluyendo aproximadamente
3,4 millones en el área del Gran Buenos Aires. El servicio directo a los
usuarios residenciales, comerciales, industriales y centrales eléctricas es
prestado principalmente por cuatro compañías distribuidoras de gas, en dichas
áreas, las cuales se hallan conectadas al sistema de TGS: MetroGAS S.A., Gas
Natural BAN S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A. También,
en el área de operación de TGS, se ubican importantes industrias y usinas
eléctricas a las cuales TGS les brinda servicio de transporte en forma directa.
Los ingresos asociados a este
servicio provienen principalmente de contratos para el transporte en firme, en
virtud de los cuales se reserva y se paga por la
capacidad independientemente del uso real que el cliente haga de la misma.
Además, TGS presta servicios de transporte interrumpible en virtud de los
cuales el transporte de gas se efectúa sujeto a la capacidad disponible del
sistema de transporte.
Durante 2007, los ingresos generados
por este segmento de negocios ascendieron a Ps. 509,5 millones, reflejando un
aumento de Ps. 17,5 millones comparado con los Ps. 492,0 millones obtenidos en
2006. Este incremento se debe principalmente a una mayor prestación de
servicios de transporte en firme, básicamente originados por la entrada en
vigencia de los nuevos acuerdos de transporte en el primer semestre de 2007
suscriptos por Aluar Aluminio Argentino S.A.C.I. ("Aluar") y
productores de gas natural por una capacidad total adicional de transporte de
1,6 MMm³/d.
Estos nuevos acuerdos generaron
ingresos por Ps. 19,8 millones en el ejercicio 2007, y requirieron llevar a
cabo expansiones del sistema de gasoductos que consistieron en el tendido de
Es de destacar que durante 2007, TGS
logró extender los plazos de los contratos de transporte en firme que vencían
entre 2008 y 2011, por un total de capacidad de transporte de 7,4 MMm³/d
resultando el nuevo plazo promedio de los contratos renegociados en 27 años.
Durante el invierno de 2007, la
demanda de gas natural por parte de los usuarios residenciales siguió creciendo
y la demanda de las usinas eléctricas resultó superior a la registrada en años
anteriores, como consecuencia del crecimiento económico, la menor generación
hidroeléctrica y los intensos fríos registrados durante el invierno.
La producción de gas natural no pudo
responder a esta mayor demanda y la capacidad de transporte en ningún momento
se constituyó en un cuello de botella para el suministro del gas natural
disponible a los distintos usuarios.
Durante la emergencia que afectó el
sistema de transporte, TGS recibió instrucciones expresas por parte del Gobierno Nacional de
redireccionar servicios de transporte contratados en firme, priorizando la provisión a usinas eléctricas,
usuarios residenciales y estaciones de GNC. Estas medidas gubernamentales no
tuvieron mayor impacto en los resultados del ejercicio de la Sociedad.
Respecto de la renegociación de la
licencia de TGS, si bien durante el año se llevaron a cabo varias reuniones con
la UNIREN, no fue posible arribar a un acuerdo de recomposición tarifaría, por
lo que la ya castigada rentabilidad del negocio de transporte de gas que se
venía arrastrando de los años anteriores se vio aún más deteriorada por el
lento pero constante aumento de los costos de operación y mantenimiento. La
Sociedad continúa negociando, con miras a iniciar la recomposición de la
rentabilidad de su negocio regulado.
Respecto de las expansiones futuras
al sistema de transporte de gas, está en sus inicios un proyecto de expansión
por 9,4 MMm³ /d a ser llevada a cabo en distintas etapas a fin de ir
incrementando gradualmente la capacidad de transporte, previéndose una
expansión inicial de 2,2 MMm³/d para el invierno de 2008. Esta expansión se
desarrollará dentro del marco del sistema de fideicomisos financieros de gas,
mientras que TGS cumplirá el rol de gerenciador de las obras.
Según el contrato de gerenciamiento
suscripto en diciembre de 2006, TGS cobrará por sus servicios respecto de la
expansión por 7 MMm³/d Ps. 50 millones más el impuesto al valor agregado,
mediante títulos a ser emitidos por un fideicomiso específico de la obra,
quedando por definir la remuneración por el gerenciamiento de las obras de
expansión correspondiente a los 2,4 MMm³/d restantes. Los títulos fiduciarios
serán emitidos a un plazo de 8 años, cuyos intereses serán pagados
trimestralmente al igual que la amortización del capital. La obra será
financiada totalmente por los clientes que suscribieron la capacidad
incremental mediante tres nuevos fideicomisos financieros de gas y será
repagada con un nuevo cargo tarifario, que es pagado por las industrias, usinas
eléctricas y grandes y medianos comercios desde principios de 2007. La
propiedad de los nuevos activos pertenecerán a un fideicomiso
financiero de obra.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2006 |
2005 |
2005 |
|
Ingresos por ventas netas |
509,5 |
492,0 |
460,0 |
|
Utilidad operativa |
218,4 |
211,4 |
202,8 |
|
Depreciación de bienes de uso |
149,1 |
144,4 |
141,2 |
|
Inversiones en bienes de uso |
114,6 |
119,9 |
140,4 |
|
Activos identificables |
3.737,5 |
3.836,4 |
3.882,9 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada
promedio (en MMm³/d) |
72,7 |
71,6 |
68,3 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
63,0 |
61,2 |
57,6 |
|
Entregas promedio durante tres
días pico (en MMm³/d) |
75,8 |
74,6 |
74,4 |
|
Factor de carga anual (1) |
87% |
86% |
84% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
93% |
94% |
92% |
(1) Información correspondiente a
Estados Contables Consolidados
(2) Corresponde al cociente entre
las entregas promedio del ejercicio y la capacidad en firme contratada
promedio.
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de LGN
El segmento de producción y
comercialización de LGN comprende la separación de etano, propano, butano y
gasolina natural del flujo de gas que llega al Complejo Cerri, ubicado en las
cercanías de Bahía Blanca, y conectado a todos los gasoductos troncales de TGS.
En 2007, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 53% de los ingresos totales de la Sociedad,
consolidando la importancia de este negocio para TOS. Sin embargo, los ingresos
de este segmento de negocio cayeron Ps. 59,0 millones, de Ps. 726,4 millones
reportados en el ejercicio
Al registrarse altas demandas de los
usuarios ininterrumpibles como resultado del
crecimiento económico, la baja generación hidroeléctrica y las bajas
temperaturas que se presentaron durante el invierno, los usuarios industriales,
entre ellos el Complejo Cerri, fueron restringidos en la disponibilidad de gas.
Durante el invierno de 2007, el procesamiento del Complejo Cerri estuvo
interrumpido durante 27 días completos, sin contar los días de cortes
parciales, obtenidos dichos productos, TGS los comercializa, bajo distintas
metodologías contractuales, tanto en el mercado interno como externo. Una vez
extraídos los LGN, se almacenan en las instalaciones localizadas en Puerto
Galván, para su posterior despacho por vía terrestre o marítima.
En 2007, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 53% de los ingresos totales de la Sociedad,
consolidando la importancia de este negocio para TOS. Sin embargo, los ingresos
de este segmento de negocio cayeron Ps. 59,0 millones, de Ps. 726,4 millones
reportados en el ejercicio
Al registrarse altas demandas de los
usuarios ininterrumpibles como resultado del
crecimiento económico, la baja generación hidroeléctrica y las bajas
temperaturas que se presentaron durante el invierno, los usuarios industriales,
entre ellos el Complejo Cerri, fueron restringidos en la disponibilidad de gas.
Durante el invierno de 2007, el procesamiento del Complejo Cerri estuvo
interrumpido durante 27 días completos, sin contar los días de cortes
parciales.
Por otra parte, el escenario
favorable de precios internacionales permitió mitigar parcialmente el impacto
del menor nivel de producción generado por la situación de emergencia
mencionada anteriormente. Asimismo, en la búsqueda permanente de oportunidades,
TOS en 2007 logró potenciar sus servicios logísticos asociados a la recepción,
almacenaje y despacho de productos de terceros en sus instalaciones, que
permitieron asegurar el abastecimiento de propano y butano al mercado interno,
además de acceder a nuevos mercados dentro del país, mediante operaciones de swap con otras compañías productoras de LGN, logrando de
esta manera un incremento del valor del negocio.
Adicionalmente, se continuó con la
firma de acuerdos de largo plazo para el procesamiento de gas de productores en
el Complejo Cerri con el objetivo de mitigar los riesgos de la instalación de
plantas de procesamiento en los yacimientos que implicarían una disminución de
la producción del Complejo Cerri.
Durante 2007, se completaron las
obras de expansión de una de las plantas del Complejo Cerri, que permitirán
aumentar su capacidad de producción anual en 30.000 toneladas de propano,
butano y gasolina natural, mediante el procesamiento de un mayor caudal de gas
natural equivalente a 3MMm³ /d.
Indicadores Financieros y Operativos
del Segmento de Producción y Comercialización de LGN
|
|
2007 |
2006 |
2005 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
667,4 |
726,4 |
546,3 |
|
Utilidad operativa |
297,2 |
370,8 |
258,3 |
|
Depreciación de bienes de uso |
32,8 |
31,0 |
29,2 |
|
Inversiones en bienes de uso |
57,0 |
17,7 |
23,0 |
|
Activos identificables |
474,6 |
449,9 |
473,8 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en miles
de toneladas métricas-Tn) |
828,6 |
1.306,4 |
882,5 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46m0 |
43,0 |
43,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(1) Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Este segmento, que representa el 6%
de los ingresos totales de TGS, incluye servicios de midstream
y telecomunicaciones.
Mídstream
A través de los servicios
"Midstream", TGS brinda soluciones integrales en materia de gas
natural desde boca de pozo hasta los sistemas de transporte. Dichos servicios
consisten en la captación, compresión y acondicionamiento de gas natural, así
como también actividades de construcción, operación y mantenimiento de gasoductos,
servicios prestados generalmente a productores de gas natural y petróleo,
aunque también conforman la cartera de clientes licenciatarias de distribución,
grandes usuarios industriales, centrales de generación eléctrica y refinadores.
Estos servicios se estructuran de manera tal de ajustarse a las necesidades
particulares de cada cliente tanto en los aspectos técnicos y económicos como
financieros y son brindados por sí y a través de las sociedades vinculadas Gas
Link S.A. ("Link"), Transporte y Servicios de Gas en Uruguay S.A.
("TGU") y Emprendimientos de Gas del Sur S.A. ("EGS").
Durante el año 2007 TOS culminó la
construcción del gasoducto de conexión de
TOS continuará en la búsqueda de
oportunidades de nuevos negocios para el desarrollo de proyectos, tanto en el
ámbito local como en el regional, a efectos de agregar valor a los potenciales
clientes a partir de su "know-how" y experiencia en el negocio de gas
natural y sus productos derivados. Telecomunicaciones
Los servicios de telecomunicaciones
son prestados a través de Telcosur, quien brinda servicios como "carrier
de carriers" independiente y también provee
servicios a clientes corporativos dentro de su área de influencia. Para ello,
opera un moderno sistema de radio enlace terrestre digital con tecnología SDH.
Durante el año 2007, Telcosur S.A.,
si bien acusó el impacto de la caída de la demanda por parte de uno de sus
principales clientes, logró mantener el nivel de ingresos del ejercicio
anterior, mediante la renegociación de acuerdos de largo plazo con sus principales
clientes que permitieron alargar los plazos y aumentar la prestación de
servicios de telecomunicaciones. Adicionalmente, se logró incrementar la
capacidad del sistema de telecomunicaciones operado por Telcosur mediante una
ampliación del sistema de radio enlace de la red.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2007 |
2006 |
2005 |
|
(en
millones de pesos constantes al 28 de febrero de 2003, excepto donde se indique
en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
80,4 |
91,1 |
58,4 |
|
Utilidad operativa |
25,6 |
33,9 |
16,0 |
|
Depreciación de bienes de uso |
14,2 |
13,3 |
13,7 |
|
Inversiones en bienes de uso |
7,9 |
15,4 |
4,0 |
|
Activos identificables |
174,2 |
166,5 |
183,5 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
42.000 |
42.000 |
38.600 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
11,2 |
11,2 |
11,2 |
(1) Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Industria del Gas Natural en
Argentina
Argentina enfrentó nuevamente
durante 2008 una difícil situación energética, como consecuencia del gran
aumento que la demanda de energía ha experimentado en los
últimos años provocado por el crecimiento sostenido de la economía
argentina.
Si bien el sistema logró una mayor
capacidad de generación eléctrica, el país sufre la caída sostenida en la
última década de la producción de sus yacimientos de gas y petróleo, que
alimentan más del 85% de la matriz energética. La alta dependencia de estos dos
insumes cuya reducción resulta improbable en el corto y mediano plazo, obliga a
buscar en forma inmediata mecanismos que permitan aumentar el horizonte de
producción.
Las generadoras hidroeléctricas
pudieron efectuar un mayor aporte al sistema energético en este año dada la
favorable hidrología y que las temperaturas no fueron tan extremas. A su vez el
sistema energético contó con el aporte adicional de nuevas inversiones.
Transitoriamente en 2008 para afrontar el pico de demanda invernal, el gobierno
nacional estableció con ciertos criterios restricciones al consumo de gas.
Los cortes de suministro alcanzaron
al sector industrial, con el objetivo de atender la mayor demanda de las usinas
eléctricas, los usuarios residenciales y las estaciones de GNC. Además se
continuó con el suministro de gas natural a Chile en un nivel que no pusiera en
riesgo el consumo interno del país, importación de fuel-oil para las generadoras
termoeléctricas y, a través de ENARSA, se contrató una barcaza regasificadora de gas natural licuado ("GNL") que
permitió en gran medida mitigar el efecto del menor suministro de gas natural
proveniente de Bolivia.
Las importaciones de gas natural
desde este país se han visto disminuidas en relación a la capacidad de
transporte de 7,7 MMm3/d actualmente contratados, y respecto a los 20 MMm3/d
adicionales futuros que serían transportados a través del Gasoducto de Noreste
Argentino, estando el proyecto de construcción sujeto a posibles modificaciones
para transportar un menor caudal. A fin de incrementar el nivel de producción
del principal insumo de la matriz energética nacional, el gobierno nacional
lanzó el plan Gas Plus que apunta a incentivar a los productores a realizar
mayores inversiones permitiéndoles vender el gas natural resultante a precios
más altos que el autorizado para el resto de la producción de gas natural. Por
otro lado, se lanzó el plan Petróleo Plus que prevé incentivos fiscales a las
inversiones privadas destinadas a la exploración y la producción adicional de
petróleo. Por su parte, los proyectos de exploración off-shore
en el Mar Argentino siguen su curso con la firme esperanza de encontrar
reservas comercializables en los próximos años.
Durante los últimos años, el
gobierno nacional subsidió a EN ARSA para la importación de gas natural desde
Bolivia y GNL a precios sustancialmente mayores a los del mercado local. A
fines de 2008, con el fin de reasignar partidas presupuestarias, el gobierno
nacional decidió poner fin al régimen de subsidios al gas natural. Para tal
fin, se creó un cargo tarifario a ser pagado por las industrias y usuarios
residenciales de alto consumo.
Por otro lado, la Secretaría de
Energía de la Nación y los productores de gas licuado de petróleo
("GLP"), entre otros, firmaron un acuerdo de estabilización de los
precios de la garrafa de GLP, por el cual los distintos participantes de la
industria se comprometieron a bajar los precios a partir del cuarto trimestre
de
Nuestros
negocios en 2008
Segmento Regulado
Transporte de Gas
Los ingresos generados en el año 2008 por este segmento de negocio
ascendieron a Ps. 506,3 millones, reflejando una disminución de Ps. 3,2
millones comparado con los Ps. 509,5 millones obtenidos en el año 2007. La leve
disminución de los ingresos, a pesar del aumento de los ingresos originados por
los contratos de transporte en firme, se debe a la caída de los ingresos por
Ps. 13,0 millones, asociados a una menor demanda del servicio de transporte
interrumpible explicado por una menor disponibilidad de gas.
Como mencionamos en el párrafo anterior,
los ingresos generados por el transporte en firme aumentaron aproximadamente
Ps. 9,7 millones. Este incremento se originó por el efecto "año
completo" de los servicios de transporte firme habilitados en el año 2007
-por un total de 1 ,6 MMm³/d contratados por Aluar Aluminio Argentino S.A.C.L ("Aluar") y productores de gas- y, por
otra parte, por la entrada en vigencia de los siguientes servicios durante el
segundo semestre del año
(i) Aluar por una capacidad
adicional de transporte de 0,3 MMm3/d. Las obras de ampliación del sistema
asociadas a esta prestación incremental, sumado a otros 0,7 MMm3/d que entró en
operaciones a partir de enero 2009, implicaron una inversión de aproximadamente
US$ 37 millones cuya financiación será completada durante 2009 por el cliente
mediante el pago anticipado del servicio, y que consistió principalmente en el
tendido de loops de cañería en el Gasoducto San Martín.
(ii)
capacidad adicional de transporte de 1,7 MMm³/d correspondiente a las obras de
ampliación del sistema que integran el primer hito de habilitación ("Hito
AP") de las obras de Ampliación 2006/2009, ejecutadas y financiadas bajo
el Programa de Fideicomisos de Gas. Durante el invierno 2008, la demanda de gas
natural correspondiente al segmento residencial presentó niveles inferiores al
consumo del año 2007 como consecuencia directa de la mayor temperatura
ambiental registrada en el período; observándose asimismo un mayor
abastecimiento al sector industrial y de generación eléctrica.
Si bien la infraestructura de
transporte no constituyó un cuello de botella ante la escasez de oferta de gas
en los yacimientos para atender el abastecimiento global del sistema, hubo
restricciones del consumo de ciertos clientes que mantienen contratos de
servicios de transporte firme con TGS, con el objeto de redireccionar y
destinar el fluido a la demanda considerada prioritaria, principalmente
usuarios residenciales, estaciones de GNC e industrias conectadas a las redes
de distribución.
Esta situación fue parcialmente
mitigada por el ingreso al sistema de transporte de TGS del gas de ENARSA -en
el marco del Programa de Energía Total-, proveniente de la barcaza regasificadora de GNL emplazada en el Puerto de Bahía
Blanca. La inyección total de gas natural regasificado ascendió a 440 millones
de metros cúbicos en el período junio - septiembre, representando una
contribución promedio al suministro del mercado interno de 4,1 MMm³/d.
Con relación a las expansiones
futuras del sistema de gasoductos, se avanza en el desarrollo de las obras de
ampliación 2006/2009 que posibilitarán el transporte de un volumen incremental
de 10,7 MMm³/d, el cual incluye la capacidad habilitada mencionada
anteriormente como Hito AP.
Las obras de ampliación 2006/2009
-planificadas en etapas graduales de habilitación- se desarrollan en el marco
del programa de fideicomisos financieros, con los aportes de fondos de
productores de gas y cargadores adjudicatarios de la capacidad de transporte
incremental, con una estructura que contempla el recupero a través de los
ingresos provenientes de los cargos fiduciarios específicos, abonados por todos
los usuarios firmes del sistema, excepto el segmento residencial.
Durante el desarrollo de la
ampliación 2006/2009, TGS asume el rol de gerenciador técnico de las obras a
ejecutarse sobre su sistema de gasoductos, que según el contrato suscripto a
fines de 2006. TGS obtendrá ingresos por Ps. 50 millones respecto de la
ampliación por 7 MMm³Id, quedando aún por acordar la remuneración por el
gerenciamiento de las obras de ampliación por los restantes 3, 7 MMm³/d. Una
vez habilitadas las obras, TGS asume a su cargo la operación y
mantenimiento de tales obras, así también la
prestación de los servicios de transporte firme, por los cuales TGS percibirá
ingresos por aproximadamente el 58% de la tarifa de transporte actualmente
vigente.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2008 |
2007 |
2006 |
|
Ingresos por ventas netas |
506,3 |
509,5 |
492,0 |
|
Utilidad operativa |
187,6 |
218,4 |
211,4 |
|
Depreciación de bienes de uso |
151,3 |
149,1 |
144,4 |
|
Inversiones en bienes de uso |
185,8 |
114,6 |
119,9 |
|
Activos identificables |
3.775,3 |
3.737,5 |
3.836,4 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada
promedio (en MMm³/d) |
73,3 |
72,7 |
71,6 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
63,0 |
63,0 |
61,2 |
|
Entregas promedio durante tres
días pico (en MMm³/d) |
80,5 |
75,8 |
74,6 |
|
Factor de carga anual (1) |
86% |
87% |
86% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
85% |
93% |
94% |
(1) Información correspondiente a
Estados Contables Consolidados
(2) Corresponde al cociente entre las
entregas promedio del ejercicio y la capacidad en firme contratada promedio.
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de LGN
En 2008, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 57% de los ingresos totales de la Sociedad,
siendo una vez más el negocio que generó mayores ingresos en TGS. En 2008, los
ingresos de este segmento de negocio aumentaron Ps. 139,9 millones, de Ps.
667,4 millones reportados en el ejercicio
La producción de 2008 fue mayor a la
obtenida durante el 2007, en parte debido a la disponibilidad del GNL
regasificado que se inyectó en Bahía Blanca y que fue provisto por ENARSA. Este
aporte adicional de gas natural actuó como un paliativo para la situación de
corte de suministro que cada invierno afecta al Complejo Cerri y que se pudiera agudizar año a año dependiendo
de las condiciones invernales.
Como contraparte, la crisis económica
mundial afectó al mercado petroquímico lo cual resultó en una venta de etano
menor a la media histórica. Otro factor negativo resultó ser la considerable
reducción del precio de butano al mercado doméstico que opera desde inicios del
último trimestre, resultante del acuerdo de estabilización de los precios de la
garrafa de GLP firmado por la Secretaría de Energía y los productores de GLP
mencionado anteriormente.
Asimismo, la mencionada operatoria
relacionada con el GNL sumada a los complejos movimientos de propano y butano
entre productores y clientes, permitió consolidar el crecimiento del negocio de
servicios logísticos a través de los cuales se le brinda a dichas partes
soluciones integrales de recepción, almacenaje y despacho de productos a la
medida de cada necesidad.
Adicionalmente, se continuó con la
firma de acuerdos de largo plazo para el procesamiento de gas de productores en
el Complejo Cerri los cuales tienen como objetivo, mitigar los riesgos de la
instalación de plantas de procesamiento en los yacimientos que implicarían una
disminución de la producción del Complejo Cerri.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de LGN
|
|
2008 |
2007 |
2006 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
807,3 |
667,4 |
726,4 |
|
Utilidad operativa |
276,6 |
297,2 |
370,8 |
|
Depreciación de bienes de uso |
36,8 |
32,8 |
31,0 |
|
Inversiones en bienes de uso |
26,1 |
57,0 |
17,7 |
|
Activos identificables |
413,5 |
474,6 |
449,9 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
891,4 |
828,6 |
1.306,4 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46,0 |
46,0 |
43,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Midstream
A través de los servicios
"Midstream", TGS brinda soluciones integrales en materia de gas
natural desde boca de pozo hasta los sistemas de transporte. Dichos servicios
consisten en la captación, compresión y acondicionamiento de gas natural, así
como también actividades de construcción, operación y mantenimiento de
gasoductos, servicios prestados generalmente a productores de gas natural y
petróleo, aunque también conforman la cartera de clientes licenciatarias de
distribución, grandes usuarios industriales, centrales de generación eléctrica
y refinadores. Estos servicios se estructuran de manera tal de ajustarse a las
necesidades particulares de cada cliente tanto en los aspectos técnicos y
económicos corno financieros y son brindados por sí y a través de las
sociedades vinculadas Gas Link S.A. ("Link"), Transporte y Servicios
de Gas en Uruguay S.A. ("TGU") y Emprendimientos de Gas del Sur S.A.
(''EGS").
Durante 2008 se brindaron a
diferentes clientes una serie de prestaciones de servicios técnicos asociados a
la realización de conexiones al sistema de transporte, revisión de ingeniería,
gerenciamiento de proyectos y asesoramiento técnico profesional.
Adicionalmente, se logró la renovación de diferentes acuerdos de prestación de
servicios que aseguran la continuidad del negocio en el mediano plazo.
TGS continuará en la búsqueda de
oportunidades de nuevos negocios para el desarrollo de proyectos, tanto en el
ámbito local corno en el regional, a efectos de agregar valor a los potenciales
clientes a partir de su "know-how'' y experiencia en el negocio de gas
natural y sus productos derivados. En este sentido, durante 2008, como una
manera de replantear la estrategia de la Compañía, se ha creado la Dirección de
Planeamiento y Desarrollo de Negocios, que reúne a recursos humanos
provenientes de distintas áreas de la empresa, y cuyo rol esencial es
identificar, desarrollar y concretar oportunidades de negocio para lograr un
crecimiento distinto y por fuera de su actividad principal.
Telecomunicaciones
Los servicios de telecomunicaciones
son prestados a través de Telcosur, quien brinda servicios como "carrier
de carriers" independiente y también provee
servicios a clientes corporativos dentro de su área de influencia. Para ello,
opera un moderno sistema de radio enlace terrestre digital con tecnología SDH.
Aprovechando la creciente demanda
derivada fundamentalmente del crecimiento de intemet
y de la telefonía celular, se renegociaron importantes convenios logrando
alargar los plazos y aumentar los volúmenes de los mismos. De esta manera se
han consolidado los ingresos para el mediano plazo.
Por otra parte, Telcosur llevó
adelante la ampliación de la capacidad de la red de telecomunicaciones de TGS a
través de expansiones en los tramos Dolavon~Pico
Truncado-El Cóndor
(provincias de Chubut y Santa Cruz). Asimismo, Telcosur celebró acuerdos para
el uso de infraestructura de fibra óptica de terceros en el tramo Dolavon-Pico Truncado, previéndose para el próximo año las
obras de su enlace con la red de TGS.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2008 |
2007 |
2006 |
|
(en
millones de pesos constantes al 28 de febrero de 2003, excepto donde se
indique en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
105,6 |
80,4 |
91,1 |
|
Utilidad operativa |
30,9 |
25,6 |
33,9 |
|
Depreciación de bienes de uso |
14,0 |
14,2 |
13,3 |
|
Inversiones en bienes de uso |
5,3 |
7,9 |
15,4 |
|
Activos identificables |
191,3 |
174,2 |
166,5 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
42.000 |
42.000 |
42.000 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
11,2 |
11,2 |
11,2 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
TGS en
2009
Terminamos el año 2009, convencidos
de haber logrado alcanzar metas que constituyeron verdaderos desafíos,
principalmente en el negocio de transporte de gas. Es de destacar la firma por
parte del Poder Ejecutivo de la Nación ("PEN") del decreto No.
1.918/2009 en el mes de diciembre, que ratifica el Acuerdo Transitorio firmado
entre la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos
("UNIREN") y TGS hacia fines de 2008, por el cual autoriza un aumento
de tarifas del 20% retroactivo al 1 de septiembre de 2008, que implicó la
registración de mayores ingresos por ventas por Ps. 122,1 millones en el
ejercicio 2009.
Con satisfacción destacamos que en
el marco de las obras de Ampliación 2006/2009 conducidas bajo el Programa de
Fideicomisos de Gas, hemos avanzado en la habilitación de nuevas capacidades
adicionales de transporte por 2,9 millones de metros cúbicos por día
("MMm³/d"), y que por la operación y mantenimiento de dichas
ampliaciones hemos aumentado nuestros ingresos por ventas en aproximadamente
Ps. 14 millones anuales. Asimismo destacamos la visita en junio de 2009, por
segundo año consecutivo, de nuestra Presidenta de la Nación Cristina Fernández
de Kirchner a nuestras instalaciones en oportunidad de la inauguración de las
obras de ampliaciones mencionadas.
Como destacamos anteriormente, nos
llena de orgullo haber sido partícipes como gerenciadores
del proyecto de tendido de un nuevo gasoducto en el Estrecho de Magallanes,
financiado bajo el Programa de Fideicomisos de Gas por Nación Fideicomisos en
su carácter de Fiduciario, e impulsado por el Gobierno Nacional a fin de
promover la búsqueda y el desarrollo de alternativas que garanticen el
abastecimiento de gas natural a nivel nacional. Esta obra es clave para continuar con las expansiones de nuestro
sistema de gasoductos ya que permitirá transportar al continente un caudal
adicional de hasta 17 MMm³/d desde los yacimientos ubicados en la Isla de
Tierra del Fuego y zonas marítimas cercanas.
TGS en su rol de gerenciador de
obra, según lo acordado en el Contrato de Gerenciamiento firmado en diciembre
de 2006, brindó asesoramiento técnico para la ingeniería y ejecución de la
obra, y asesoramiento financiero para la selección de los proveedores, a fin de
asegurar el estricto cumplimiento del cronograma y de las especificaciones
técnicas de la obra.
En lo que respecta al negocio de
procesamiento y comercialización de líquidos de gas natural ("LGN"),
teniendo en cuenta un contexto internacional de precios muy inferiores a los
del año anterior, negociamos mejores precios en los nuevos acuerdos de
exportación de gas licuado del petróleo ("GLP") y gasolina natural,
los cuales entraron en vigencia a partir del 1 de septiembre de 2009 y 1 de
enero de 2010, respectivamente. Es para destacar el nivel de producción de
líquidos alcanzado este año que fue levemente superior al registrado el año
anterior, a pesar de la incidencia negativa de la paralización de la actividad
petrolera durante varios días por conflictos gremiales, entre otros factores
que afectaron la producción.
En el segmento de "Otros
servicios", además del gerenciamiento que hemos brindado para las obras de
ampliación de los gasoductos, participamos de aquellos negocios que nos
permitieron captar sinergias para nuestros negocios de transporte y
procesamiento de gas natural. En este sentido, podemos destacar la obra
contratada por YPF en Bahía Blanca para optimizar la operación de inyección del
gas natural desde el buque regasificador a nuestro sistema de gasoductos.
Respecto del negocio de las
telecomunicaciones que operamos a través de nuestra sociedad controlada
Telcosur S.A. ("Telcosur"), hemos renegociado acuerdos, logrando
alargar los plazos y aumentar la prestación de servicios. Para poder cumplir
con esta mayor demanda, hemos cerrado acuerdos con proveedores de
infraestructura de telecomunicaciones y encarado varias obras de expansión.
Industria del Gas Natural en
Argentina
El 2009 resultó ser un año con mayor disponibilidad de gas natural en
comparación a los anteriores, repitiendo una vez más su condición de principal
insumo energético que contribuye a generar más del 50% de la energía nacional.
Desde la oferta y la
demanda, varios factores contribuyeron a generar esta situación de mayor
disponibilidad.
Matriz energética argentina
|
Gas Natural |
53% |
|
Petróleo |
32% |
|
Hidroelectricidad |
12% |
|
Energía Nuclear |
2% |
|
Carbón |
1% |
La oferta de gas estuvo potenciada por
la mayor importación de gas natural desde Bolivia y la mayor provisión desde el buque regasificador. En el primer
caso, la menor demanda de Brasil, principal país importador del gas boliviano,
permitió aumentar el flujo hacia nuestro país en casi 3 MMm³/d respecto del año
anterior.
El gas natural que se volcó al
mercado local a través del buque regasificador en 2009 fue sustancialmente
mayor respecto de 2008 que se tradujo en un mayor promedio de entregas diarias.
La intención del Gobierno Nacional es continuar reforzando la oferta de gas
natural a través de este mecanismo, principalmente en el periodo invernal
cuando la demanda alcanza su pico en el año.
La menor demanda industrial como
consecuencia de la crisis económica mundial, las mejores condiciones hídricas
que permitió una mayor generación hidroeléctrica y el registro de temperaturas
no tan extremas contribuyeron a que la demanda total no excediera
significativamente a la oferta, reduciéndose los cortes de suministro a las
industrias respecto del año anterior.
Asimismo, como ya aconteció en los años previos, el suministro de gas natural a
Chile se mantuvo en un nivel mínimo con el fin de asegurar el abastecimiento
interno. La inminente habilitación del nuevo gasoducto que atraviesa el
Estrecho de Magallanes permitirá canalizar un mayor caudal del gas natural
proveniente de la cuenca Austral, cuyo potencial de producción por las reservas
probadas y probables es alto.
Actualmente, los gobiernos de
Argentina y Bolivia están negociando una adenda al acuerdo firmado por ambas
naciones en 2006, que tiene por propósito aumentar la importación de gas
natural por 20 MMm³/d en forma gradual a partir de 2011 y por un plazo de 20
años. Para tal fin, el Gobierno Nacional prevé iniciar en 2010 las obras para la
construcción del Gasoducto de Noreste Argentino que llevará gas natural a las
provincias de esta región.
Con respecto al Plan Gas Plus,
lanzado por el Gobierno Nacional en 2008, varios proyectos fueron presentados
por productores de hidrocarburos durante 2009 ante la Secretaría de Energía de
la Nación. El plan consiste en remunerar con precios más altos la producción de
gas natural cuyo origen provenga de nuevas concesiones, nuevos yacimientos o
existentes de costosa extracción.
Nuestros negocios en 2009
Segmento Regulado
Transporte de Gas
Los ingresos generados en el año
2009 por este segmento de negocio ascendieron a Ps. 669,4 millones, reflejando
un aumento de Ps. 163,1 millones comparado con los Ps. 506,3 millones obtenidos
en el año 2008.
Este aumento se justifica por el
incremento del 20% retroactivo al 1° de septiembre de 2008 en las tarifas
reguladas otorgado por el Gobierno Nacional que quedó reflejado en mayores
ingresos por Ps.
Respecto a la contribución de los
ingresos de los servicios de transporte en firme, además del efecto "año
completo" de las capacidades habilitadas en el año 2008, durante el año
2009 entraron en vigencia las siguientes prestaciones: (i) Aluar por una
capacidad de 0,7 MMm³/d, adicional a los 0,3 MMm³/d que entraron en operaciones
en el año 2008. Esta prestación se estructuró bajo el mecanismo de pago
anticipado del servicio por parte del cliente, permitiendo a TGS afrontar las
inversiones de las obras de ampliación
asociadas.
(ii)
Capacidad adicional de transporte de 2,9 MMm³/d correspondiente a la primera
etapa de habilitación ("Hito AP") de las obras de la Ampliación
2006/2009, ejecutadas y financiadas bajo el Programa de Fideicomisos de Gas,
que conjuntamente con las capacidades habilitadas en el año 2008 totalizan 3,9
MMm³/d para este Hito AP.
(iii)
Inicio de la disponibilidad del servicio de transporte para una capacidad de
1,2 MMm³/d en la ruta de transporte Tierra del Fuego - Santa Cruz Sur,
contratado por los productores que integran el Consorcio Total.
Durante el invierno 2009, el sistema
de gasoductos de TGS respondió adecuadamente a las exigencias de la demanda.
Sin embargo, hubo restricciones de suministro a ciertos clientes que mantienen
contratos de servicios de transporte en firme con TGS, con el objeto de
redireccionar y destinar el fluido a la demanda considerada prioritaria,
principalmente usuarios residenciales, estaciones de GNC e industrias
conectadas a las redes de distribución.
No obstante, tales restricciones
fueron inferiores al invierno 2008 por el mayor ingreso al sistema de
transporte de TGS del gas de ENARSA -en el marco del Programa de Energía
Total-, proveniente del Buque Regasificador de gas natural licuado
("GNL") emplazado en el Puerto de Bahía Blanca. La inyección total de
gas natural regasificado ascendió a 782,7 millones de metros cúbicos desde el 4
de mayo hasta el 12 de septiembre, representando un aporte promedio al
suministro del mercado interno de 5,9 MMm³/d en ese período.
Con relación a las expansiones
futuras del sistema de gasoductos, se avanzó en el desarrollo de las obras de
Ampliación 2006/2009 que posibilitarán el transporte de un volumen incremental
de 10, 7 MMm³/d, el cual incluye la capacidad habilitada mencionada
anteriormente como Hito AP de 3,9 MMm³/d.
Las obras de Ampliación 2006/2009
-planificadas en etapas graduales de habilitación- se desarrollan en el marco
del programa de fideicomisos financieros, con los aportes de fondos de
productores de gas y cargadores adjudicatarios de la capacidad de transporte
incremental, con una estructura que contempla el recupero a través de los
ingresos provenientes de los cargos fiduciarios específicos, abonados por todos
los usuarios firmes del sistema, excepto el segmento residencial.
Por otra parte, por la prestación de
los servicios de transporte habilitados, TGS percibe mensualmente el Cargo de
Acceso y Uso ("CAU").
Durante el desarrollo de la
Ampliación 2006/2009, TGS asume el rol de gerenciador técnico de las obras a
ejecutarse sobre su sistema de gasoductos. En virtud del contrato suscripto a
fines del año 2006, TGS obtendrá ingresos por Ps. 50 millones por el servicio
de gerenciamiento de las obras de ampliación asociadas a 7 MMm³/d; quedando aún
por acordar la remuneración de las obras de ampliación que posibilitarán la
capacidad restante de 3, 7 MMm³/d.
La Ampliación incluye la instalación
de más de
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2009 |
2008 |
2007 |
|
Ingresos por ventas netas |
669,4 |
506,3 |
509,5 |
|
Utilidad operativa |
329,8 |
187,6 |
218,4 |
|
Depreciación de bienes de uso |
153,0 |
151,3 |
149,1 |
|
Inversiones en bienes de uso |
95,6 |
185,8 |
114,6 |
|
Activos identificables |
3.858,6 |
3.775,3 |
3.737,5 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada
promedio (en MMm³/d) |
78,3 |
73,3 |
72,7 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
62,2 |
63,0 |
63,0 |
|
Entregas promedio durante tres
días pico (en MMm³/d) |
79,6 |
80,5 |
75,8 |
|
Factor de carga anual (1) |
79% |
86% |
87% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
86% |
85% |
93% |
(1) Información correspondiente a
Estados Contables Consolidados
(2) Corresponde al cociente entre
las entregas promedio del ejercicio y la capacidad en firme contratada promedio
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de LGN
En 2009, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 50% de los ingresos totales de la Sociedad,
siendo una vez más el negocio que generó mayores ingresos en TGS. Durante este
año, los ingresos de este segmento de negocio disminuyeron Ps. 6,8 millones, de
Ps. 807,3 millones reportados en el ejercicio
La producción de 2009 fue muy
similar a la obtenida durante el 2008. Los factores positivos que sustentaron
la producción fueron como ya mencionamos la disponibilidad de GNL regasificado
que se inyectó en Bahía Blanca, las temperaturas moderadas y la alta hidraulicidad que favorecieron la disponibilidad de gas
natural para un mayor procesamiento.
Como factores negativos se deben
mencionar la crisis internacional que afectó la venta de etano en el primer
trimestre del año, la parada programada de planta para efectuar mantenimientos
mayores y, el alto nivel de conflictividad sindical que implicó cortes en la
inyección de gas natural desde los yacimientos ubicados en la provincia de
Santa Cruz, así como impedimentos para la normal operación de despacho de
productos.
Con respecto a los precios de los
productos se debe señalar que a pesar de un escenario internacional de precios
de referencia por debajo de los promedios del año anterior, se obtuvieron
mejores condiciones comerciales en todas las negociaciones asociadas a las
operatorias de ventas de productos. Dado que el precio del etano se ajusta por
la variación del costo de gas natural y que éste continuó su carrera
ascendente, se obtuvo una mejora del 10% promedio con respecto a 2008. En lo
que se refiere a las ventas de GLP en el mercado externo, ante el vencimiento
del contrato de exportación anterior, se realizó una licitación privada de
venta que fue adjudicada nuevamente a Petrobras Internacional Finance Company
("PJFC") obteniendo TGS una mejora sustancial de los precios a partir
del 1 de septiembre. Asimismo, se negoció un nuevo acuerdo de exportación de
gasolina natural con un nuevo cliente con vigencia a partir de 1 de enero de
2010, que permitió mejorar el precio de venta respecto del acuerdo anterior.
Con respecto al principal componente
de costos asociados a la producción de LGN que son las compras de gas natural,
dado que se adoptó una política de compras con mayor participación de
operaciones spot, se lograron capitalizar oportunidades de negocio que
permitieron mitigar parcialmente el aumento de los costos variables.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de LGN
|
|
2009 |
2008 |
2007 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA
(1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
800,5 |
807,3 |
667,4 |
|
Utilidad operativa |
264,6 |
276,6 |
297,2 |
|
Depreciación de bienes de uso |
40,0 |
36,8 |
32,8 |
|
Inversiones en bienes de uso |
26,9 |
26,1 |
57,0 |
|
Activos identificables |
449,0 |
413,5 |
474,6 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
895,0 |
891,4 |
828,6 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46,0 |
46,0 |
46,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(2)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Otros servicios
Este segmento, que representó el 8%
de los ingresos totales de TGS en 2009, incluye principalmente servicios de midstream y telecomunicaciones.
Midstream
A través de los servicios
"Midstream", TGS brinda soluciones integrales en materia de gas
natural desde boca de pozo hasta los sistemas de transporte. Dichos servicios
consisten en la captación, compresión y acondicionamiento de gas natural, así
como también actividades de construcción, operación y mantenimiento de
gasoductos, servicios prestados generalmente a productores de gas natural y petróleo,
aunque también conforman la cartera de los clientes licenciatarios de
distribución, grandes usuarios industriales, centrales de generación eléctrica
y refinadores.
Estos servicios se estructuran de
manera tal de ajustarse a las necesidades particulares de cada cliente tanto en
los aspectos técnicos y económicos como financieros y son brindados por sí y a
través de las sociedades vinculadas Gas Link S.A. ("Link"),
Transporte y Servicios de Gas en Uruguay S.A. ("TGU") y Emprendimientos
de Gas del Sur S.A. ("EGS").
Durante 2009 se brindaron a
diferentes clientes una serie de prestaciones de servicios técnicos asociados a
la realización de conexiones al sistema de transporte, revisión de ingeniería,
gerenciamiento de proyectos y asesoramiento técnico profesional. Entre ellos,
se puede mencionar, las obras efectuadas para YPF a fin de optimizar la
operación de la inyección del gas natural del buque regasificador al sistema de
gasoductos de TGS.
Adicionalmente, se logró la
renovación de diferentes acuerdos de prestación de servicios que aseguran la
continuidad del negocio en el mediano plazo. Sin embargo, la Sociedad ha
decidido discontinuar algunos proyectos que por el incremento de los costos
dejaron de ser rentables para la Compañía. Específicamente, nos referimos a la
finalización de las operaciones en los yacimientos Barda Las Vegas y Faro
Vírgenes, ubicados en la provincia de Santa Cruz. Por otro lado, llegó a su
término la prestación del servicio de midstream en la
localidad de Coronel Cornejo ubicada en Salta, con la posterior venta de los
activos en las condiciones acordadas inicialmente con el cliente.
Telecomunicaciones
Los servicios de telecomunicaciones
son prestados a través de Telcosur, quien brinda servicios como "carrier
de carriers" independiente y también provee
servicios a clientes corporativos dentro de su área de influencia. Para ello,
opera un moderno sistema de radio enlace terrestre digital con tecnología SDH.
Durante el año 2009, Telcosur
continuó con su estrategia de consolidar el negocio para el mediano y largo
plazo. Para llevar adelante dicha estrategia, renegoció plazos y volúmenes de
gran parte de los contratos vigentes, y se encuentra en tratativas comerciales
para cerrar acuerdos con nuevos clientes. Asimismo, consiguió desarrollar una
red híbrida de radio y fibra óptica en casi la totalidad de su área de
influencia, a través de la firma de acuerdos con proveedores de infraestructura
de telecomunicaciones y la ejecución de varias obras de expansión.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2009 |
2008 |
2007 |
|
(en
millones de pesos constantes al 28 de febrero de 2003, excepto donde se
indique en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
130,7 |
105,6 |
80,4 |
|
Utilidad operativa |
49,6 |
30,9 |
25,6 |
|
Depreciación de bienes de uso |
12,2 |
14,0 |
14,2 |
|
Inversiones en bienes de uso |
32,9 |
5,3 |
7,9 |
|
Activos identificables |
235,9 |
191,3 |
174,2 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
42.000 |
42.000 |
42.000 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
11,2 |
11,2 |
11,2 |
(2)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Industria del Gas Natural en Argentina
El gas natural sigue siendo el
principal insumo energético que contribuye a generar más del 50% de la energía
en el país.
Matriz energética argentina 2009
|
Gas Natural |
52% |
|
Petróleo |
31% |
|
Hidroelectricidad |
12% |
|
Energía Nuclear |
3% |
|
Carbón |
2% |
Durante 2010, la demanda de gas natural en Argentina una vez más estuvo
condicionada a la oferta, ya que como ocurrió en los últimos años hubo
restricciones de suministro de gas a las industrias en los meses de invierno.
Esta situación fue más pronunciada
que el año anterior debido al aumento cercano al 1 0% de la demanda
residencial, básicamente porque el último invierno fue más frío. Las
exportaciones a Chile cayeron aún más respecto de 2009, considerando que Chile
tiene en funcionamiento dos nuevas plantas regasificadoras,
a través de las cuales logra abastecerse del gas natural que necesita consumir.
La menor producción de gas natural
fue compensada por una mayor importación de gas natural que ENARSA concreta
mediante la compra de gas natural licuado ("GNL"), el cual es
inyectado al sistema de gasoductos por un buque regasificador alquilado por la
compañía estatal y que opera desde el puerto de Bahía Blanca. En comparación al
año anterior, la importación de gas natural licuado más que se duplicó y el
buque operó durante casi todo el año. La importación de gas desde Bolivia se
mantuvo en los mismos niveles del año anterior.
En 2010, un nuevo gasoducto
submarino que atraviesa el estrecho de Magallanes entró en operaciones, el cual
permite aumentar la oferta de gas en el mercado local a través de un mayor
aporte de la cuenca Austral. Otro hecho importante ocurrido en 20 lO está
relacionado con el descubrimiento de importantes reservas de gas natural no
convencional (shale gas y tight
gas) por parte de la empresa YPF en la cuenca neuquina que tienen el potencial
de aumentar considerablemente las reservas probadas de gas de Argentina.
Este tipo de descubrimiento fue
hecho en el marco del plan Gas Plus que permite comercializar el gas a extraer
a precios más altos (pero inferiores a los precios de importación), ya que la
explotación de estos yacimientos requiere la aplicación de una tecnología más
costosa. Además este hallazgo permite generar expectativas de descubrimientos similares
en el resto de la cuenca neuquina.
Por otro lado, a partir de 2011,
Bolivia se comprometió a aumentar el suministro de gas natural a la Argentina
de los
Actualmente está en ejecución la construcción
de un gasoducto de conexión que cruza la frontera de ambos países y que
permitirá llevar gas al actual sistema de gasoductos y al Gasoducto del Noreste
Argentino (cuyas obras para su construcción se estima que el Gobierno Nacional
licitará en 2011). Este último gasoducto permitirá llevar gas a las provincias
que hoy no cuentan con el servicio de gas por redes, y se estima que estará
terminado y habilitado para 2013.
Para 2011, además del buque re gasificador que opera en el puerto de Bahía Blanca, YPF y
EN ARSA tienen previsto terminar de construir y empezar a operar una segunda
terminal de GNL en la localidad de Escobar, Provincia de Buenos Aires, con
capacidad de regasificación de 14 MMm³/d.
Por último, los gobiernos de
Argentina y Chile firmaron un acuerdo de intercambio energético que permitirá a
la Argentina importar gas natural de Chile, aprovechando el excedente de
capacidad de regasificación que posee actualmente el país vecino.
Nuestros negocios en 2010
Segmento Regulado
Transporte de Gas
En 2010, los ingresos generados por
este segmento de negocio ascendieron a Ps. 551,0 millones, reflejando una
disminución de Ps. 118,4 millones comparado con los Ps. 669,4 millones
obtenidos en el año 2009. Esta reducción se justifica porque los ingresos de
2009 incluyen Ps. 122,1 millones correspondientes al incremento del 20%
retroactivo al 1° de septiembre de 2008 en las tarifas reguladas otorgado por
el Gobierno Nacional y que en 2010, la Dirección de la Sociedad decidió no
continuar su registración en virtud que el ENARGAS aún no autorizó su
facturación y que dicho ente y el Ministerio de Planificación Federal,
Inversión Pública y Servicios apelaron la sentencia de la acción de amparo
interpuesta por TGS.
Respecto a la contribución de los
ingresos por el servicio de transporte, además del efecto "año
completo" de las capacidades
habilitadas en el año 2009, durante el año 2010 entró en vigencia la
prestación de una capacidad firme adicional de 2,0 MMm³/d asociada a la
habilitación de las obras de las ampliaciones iniciadas en 2006, ejecutadas y
financiadas bajo el Programa de Fideicomisos de Gas que, conjuntamente con las
capacidades asignadas en años anteriores, totalizan 5,9 MMm³/d.
Durante el invierno 2010, el sistema
de gasoductos de TGS respondió adecuadamente a las exigencias de la demanda.
Sin embargo, producto de la escasez frente al aumento de la demanda en época
invernal se acentuaron las restricciones de suministro al mercado industrial
por las menores temperaturas registradas, con el objeto de redireccionar y
destinar el fluido a los usuarios considerados prioritarios, principalmente
residenciales, comerciales y estaciones de GNC. Las restricciones dispuestas
por la autoridad interviniente afectaron a cargadores directos que mantienen
contratos de servicios de transporte en firme con TGS, así también como a
industrias conectadas en las diferentes zonas de distribución del país.
Por otra parte, el ingreso de gas
natural importado por ENARSA al sistema de TGS - proveniente del buque
regasificador de GNL emplazado en el Puerto de Bahía Blanca- resultó
significativamente mayor, totalizando un volumen del orden de 1.784,7 MMm³
comparados con 782,7 MMm³ en 2009, contribuyendo a compensar parcialmente la
declinación sostenida que presentan los yacimientos de la cuenca neuquina.
Con relación a las expansiones
futuras del sistema de gasoductos, se avanzó en el desarrollo de las obras de
ampliación iniciadas en 2006 que posibilitarán el transporte de un volumen incremental
de 10,7 MMm³/d, el cual incluye la capacidad habilitada y asignada mencionada
anteriormente de 5,9 MMm³/d.
Las obras de ampliación que se
iniciaron en 2006 -planificadas en etapas graduales de habilitación- se
desarrollan en el marco del programa de fideicomisos financieros, con los
aportes de fondos de productores de gas y cargadores adjudicatarios de la
capacidad de transporte incremental, con una estructura que contempla el
recupero a través de los ingresos provenientes de los cargos fiduciarios
específicos, abonados por todos los cargadores que poseen contratos de
transporte en firme, excepto las distribuidoras de gas. Por otra parte, por la
prestación de los servicios de transporte habilitados, TGS percibe mensualmente
el Cargo de Acceso y Uso ("CAU").
Durante el desarrollo de las
ampliaciones iniciadas en 2006, TGS asume el rol de gerenciador técnico de las
obras a ejecutarse sobre su sistema de gasoductos. En virtud del contrato
suscripto a fines del año 2006, TGS ha facturado Ps. 50 millones por el
servicio de gerenciamiento de las obras de ampliación por una capacidad de
transporte de 7 MMm³/d; restando aún acordar la remuneración de las obras de
ampliación que posibilitarán transportar la capacidad remanente de 3,7 MMm³/d.
Las ampliaciones incluyen la
instalación de más de
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2010 |
2009 |
2008 |
|
Ingresos por ventas netas |
551,0 |
669,4 |
506,3 |
|
Utilidad operativa |
63,5 |
329,8 |
187,6 |
|
Depreciación de bienes de uso |
156,8 |
153,0 |
151,3 |
|
Inversiones en bienes de uso |
75,8 |
95,6 |
185,8 |
|
Activos identificables |
3.707,7 |
3.858,6 |
3.775,3 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada promedio
(en MMm³/d) |
80,0 |
78,3 |
73,3 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
62,8 |
9% |
63,0 |
|
Factor de carga anual (1) |
79% |
79% |
86% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
85% |
86% |
85% |
(1) Información correspondiente a
Estados Contables Consolidados
(2) Corresponde al cociente entre
las entregas promedio del ejercicio y la capacidad en firme contratada promedio
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de líquidos
En 2010, los ingresos asociados a este segmento representaron el 61%
de los ingresos totales de la Sociedad, siendo una vez más el negocio que
generó mayores ingresos en TGS. Durante este año, los ingresos de este segmento
de negocio aumentaron Ps. 209,9 millones, de Ps. 800,5 millones reportados en
el ejercicio
Los precios internacionales del GLP
y la gasolina natural durante el año 2010 presentaron un incremento con
respecto al año 2009, representando para TGS una importante mejora en los ingresos
por exportación. Independientemente de los precios de mercado, TGS obtuvo un
incremento de sus ingresos en 2010 por los nuevos contratos de exportación de
GLP y gasolina natural que entraron en vigencia el 1 de septiembre de 2009 y el
1° de enero de 2010, respectivamente, los cuales permitieron a TGS acceder a
mejores precios de venta respecto de los contratos anteriores.
Asimismo, otro factor que contribuyó
en el incremento de los ingresos resultó ser las exportaciones de GLP por
camión a Paraguay, el cual, por una situación de marcada escasez de suministro,
convalidó precios marcadamente superiores a los precios promedios de la región.
Adicionalmente se obtuvo una
importante mejora de ingresos resultantes de la venta de etano en virtud de los
ajustes de precios acordados con PBB-Polisur S.A.
("Polisur"). Podemos destacar, asimismo, el
incremento de los ingresos que provienen de la prestación de servicios
logísticos desde las instalaciones de TGS en Puerto Galván, destacándose la
carga de buques y camiones para la empresa Compañía Mega S.A.
Los factores que impactaron
negativamente en los ingresos fueron: (i) un mayor volumen de butano que tuvo
que ser destinado al mercado interno para el "Plan Garrafa para
Todos" a requerimiento del Gobierno Nacional, cuyo precio es inferior al
de exportación, y (ii) un menor volumen de venta de
etano, como resultado de la parada de planta de Polisur
durante el mes de marzo.
Por último, podemos destacar el
nuevo contrato de exportación de GLP firmado con un nuevo cliente (ante la
finalización del contrato anterior con Petrobras International Finance Company -
"PIFC"- subsidiaria de Petróleo Brasileiro S.A. -Petrobras), el cual
permitirá obtener mejores precios. La vigencia de este contrato es desde el 1
de enero de 2011 hasta el 30 de abril de 2012.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de líquidos
|
|
2010 |
2009 |
2008 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
1.14,4 |
800,5 |
807,3 |
|
Utilidad operativa |
404,7 |
264,6 |
276,6 |
|
Depreciación de bienes de uso |
38,6 |
40,0 |
36,8 |
|
Inversiones en bienes de uso |
33,9 |
26,9 |
26,1 |
|
Activos identificables |
497,9 |
449,0 |
413,5 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
894,7 |
895,0 |
891,4 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46,0 |
46,0 |
46,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Otros servicios
Este segmento, que representó el 5% de
los ingresos totales de TGS en 2010, incluye principalmente servicios de
rnidstream y telecomunicaciones. Los ingresos generados en 2010 fueron
sustancialmente inferiores a los de 2009, debido principalmente a los menores
ingresos generados por los servicios de construcción (debido en parte a una
menor prestación de servicios de gerenciarniento de construcción en relación a
las obras de ampliación del gasoducto) y rnidstream (por la cancelación de
algunos contratos en 2009).
Durante 2010, además de los servicios
de tratamiento y compresión de gas prestados a distintos productores, se
brindaron una serie de prestaciones de servicios técnicos asociados a la
realización de conexiones al sistema de transporte, revisión de ingeniería,
gerenciarniento de proyectos, auditorías de inspección de obras, administración
del despacho, asesoramiento técnico profesional y tareas de calibración de
instrumentos. Podernos mencionar, entre otros clientes de estas prestaciones, a
Erngasud S.A., ENARSA, YPF S.A., Tecpetrol
S.A., Profertil S.A., Arpetrol
S.A. y Roch S.A.
Adicionalmente, se logró la
renovación de diferentes acuerdos de prestación de servicios que aseguran la
continuidad del negocio en el mediano plazo.
Durante el 2010, Telcosur firmó ampliaciones
de convenios vigentes y cerró nuevos acuerdos con empresas de
telecomunicaciones ("carriers") y clientes
corporativos a fin de consolidar el negocio en el mediano y largo plazo.
Además, avanzó con la implementación de su red híbrida radio-fibra óptica en
toda la extensión de su área de influencia, a través de nuevos acuerdos con
proveedores de infraestructura de telecomunicaciones y la ejecución de varias
obras de
expansión.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2010 |
2009 |
2008 |
|
(en
millones de pesos constantes al 28 de febrero de 2003, excepto donde se
indique en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
91,6 |
130,7 |
105,6 |
|
Utilidad operativa |
14,5 |
49,6 |
30,9 |
|
Depreciación de bienes de uso |
12,6 |
12,2 |
14,0 |
|
Inversiones en bienes de uso |
34,5 |
32,9 |
5,3 |
|
Activos identificables |
250,5 |
235,9 |
191,3 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
42.000 |
42.000 |
42.000 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
3,2 |
11,2 |
11,2 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Industria del Gas Natural en Argentina
La generación de energía en la Argentina
es muy dependiente de los combustibles fósiles y más precisamente del gas
natural, resultando ser el más limpio y el más económico de todos los
combustibles de origen mineral. Asimismo, su costo es el más económico de los
países de la región.
Matriz energética argentina 2010
|
Gas Natural |
50% |
|
Petróleo |
34% |
|
Hidroelectricidad |
12% |
|
Energía Nuclear |
2% |
|
Carbón |
2% |
En 2011, el consumo de gas natural
en la Argentina creció aproximadamente un 4% como consecuencia de una mayor
oferta motorizada por un crecimiento significativo de las importaciones del
fluido, las cuales se duplicaron respecto de 2010, y que permitieron reducir
los cortes de suministro a las industrias principalmente en la época invernal.
El suministro de gas natural de
Bolivia aumentó cerca de 3 MMm³/d, llegando a recibir un promedio diario por
encima de Los 7 millones de metros cúbicos. Además de haberse incrementado en
más de un 30% el gas natural regasificado que se inyecta al sistema en el
puerto de Bahía Blanca a través de un barco regasificador, se agregó a partir
de mayo de 2011 un nuevo punto de regasificación de GNL en el puerto de Escobar
que permitió aportar al sistema un promedio de 7 MMm³/d. El alquiler de los
barcos regasificadores ubicados en ambos puertos y la importación del gas
natural licuado están a cargo de Energía Argentina S.A. ("ENARSA").
Por el lado de la oferta interna, la
producción continuó su tendencia a la baja, como consecuencia principalmente de
la acentuada caída de las reservas de la cuenca neuquina. Sin embargo, se
concretaron hallazgos importantes de reservas de gas natural no convencional en
esta cuenca, que si bien el inicio de su explotación demandará varios años y el
costo de extracción es muy alto, claramente representa una gran oportunidad
para revertir la declinación sostenida de los últimos años de la explotación de
este recurso energético.
Las cuencas Austral y San Jorge,
ubicadas en el sur del país, poseen capacidad para aumentar sus producciones de
gas natural y que se traducirá en un mayor aporte al sistema a medida que se
habiliten las ampliaciones de la capacidad de transporte del gasoducto troncal
General San Martín de TGS, las cuales se llevan a cabo bajo el programa de
fideicomisos de gas impulsados por el Gobierno Nacional.
Con respecto al suministro de gas
natural importado, se prevé que Bolivia incremente. La provisión de gas natural
a la Argentina durante
Con miras a aumentar la oferta de
gas natural, YPF S.A. presentó un proyecto que será desarrollado junto a ENARSA
para la construcción de un puerto en las cercanías de Bahía Blanca para
recibir, a partir de
Nuestros negocios en 2011
Segmento Regulado
Transporte de Gas
En el año 2011, los ingresos
generados por este segmento de negocio ascendieron a Ps. 575,6 millones,
reflejando un incremento de Ps. 24,6 millones comparado con los Ps. 551 ,O millones obtenidos en el año 2010. El aumento se
fundamenta en el efecto del año completo de los
ingresos generados por la operación y mantenimiento de las ampliaciones
habilitadas en el año 2010 y los nuevos ingresos correspondientes a las
capacidades firmes incrementales habilitadas en el año 2011, todas ellas
llevadas a cabo bajo el Programa de Fideicomisos de Gas.
En tal sentido, durante el año 2011
entraron en vigencia nuevas ofertas para el servicio de transporte en firme por
un volumen adicional de 2,8 MMm³/d asociados a la habilitación parcial de las
obras de la ampliación ejecutadas bajo el Programa de Fideicomisos de Gas que,
conjuntamente con las capacidades asignadas en años anteriores, totalizan 8, 7
MMm³/d. En octubre de 20 11 TGS, la Secretaría de Energía y el fiduciario de
los fideicomisos de gas, acordaron los términos y condiciones para la
prestación de los servicios de operación y mantenimiento por parte de TGS de
las obras de expansión iniciadas en 2006 bajo el Programa de Fideicomisos de
Gas.
Durante el invierno 2011, el sistema
de gasoductos de TGS respondió adecuadamente a las exigencias de la demanda.
Por otra parte, el mayor nivel de importación de gas natural de Bolivia, la
habilitación de un segundo buque regasificador de GNL en Escobar -conectado al
Sistema de Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN")-,
conjuntamente con la ampliación de las instalaciones de aporte del buque
regasificador emplazado en el Puerto de Bahía Blanca - conectado al Sistema de
TGS-, contribuyeron al suministro del crecimiento del consumo invernal y, por
otra parte, permitieron mitigar las acentuadas declinaciones que presentan los
yacimientos ubicados en la cuenca neuquina y norte del país.
En efecto, la inyección de gas
regasificado por parte de ENARSA a los sistemas de gasoductos troncales de
transporte de gas natural de TGS y TGN resultó significativamente mayor,
totalizando un volumen del orden de 4.000 MMm³, comparados
con 1.785MMm³ en el año 2010.
Aunque en menor grado respecto de
2010, por las razones expuestas, durante el invierno 2011 continuaron las
restricciones de suministro al mercado industrial, con el objeto de
redireccionar y destinar el fluido a los usuarios considerados prioritarios, principalmente residenciales, comerciales y
estaciones de GNC. Las restricciones dispuestas por la autoridad interviniente
afectaron a cargadores directos que mantienen contratos de servicios de
transporte en firme con TGS, así como también a industrias conectadas en las
diferentes zonas de distribución del país.
Con relación a las expansiones del
sistema de gasoductos, se avanzó en el desarrollo de las obras de ampliación
iniciadas en 2006 que posibilitarán el transporte de un volumen incremental
total de 10,7 MMm³/d, el cual incluye la capacidad ya habilitada mencionada
anteriormente de 8,7 MMm³/d respaldada con contratos vigentes.
Estas obras de ampliación
-planificadas en etapas graduales de habilitación- se desarrollan y financian
en el marco del Programa de Fideicomisos de Gas, con los aportes de fondos de
productores de gas y cargadores adjudicatarios de la capacidad de transporte
incremental, con una estructura que contempla el recupero a través de los
ingresos provenientes de los cargos fiduciarios específicos, abonados por todos
los cargadores que poseen contratos de transporte en firme, excepto las
distribuidoras de gas. Por otra parte, por la prestación de los servicios de
transporte habilitados, TGS percibe mensualmente el Cargo de Acceso y Uso
("CAU").
Durante el desarrollo de las obras
de ampliación, TGS asume el rol de gerenciador técnico de las obras a
ejecutarse sobre su sistema de gasoductos. En virtud del contrato suscripto a
fines del año 2006, TGS ha facturado Ps. 58,6 millones por el servicio de
gerenciamiento de las obras de ampliación que posibilitan una capacidad
incremental de transporte de 7 MMm³ /d. Asimismo, en el año 2011 TGS acordó con
el Gobierno Nacional una adenda al contrato citado para establecer una compensación
de aproximadamente Ps. 37 millones en concepto de remuneración por las obras de
ampliación que viabilizarán el transporte de la capacidad restante de
3,7MMm³/d.
Las mencionadas obras de ampliación
comprenden la instalación de más 200.000 HP de potencia adicional en Plantas
Compresoras y la instalación de
Adicionalmente, en el 2011 TGS
adjudicó un volumen de transporte incremental de 0,5 MMm³/d en la ruta Chubut -
Bahía Blanca, que estará operativo en el invierno 2012. La estructura del
negocio contempla el pago anticipado del servicio de transporte por parte del
cliente.
Indicadores Financieros y Operativos
del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2011 |
2010 |
2009 |
|
Ingresos por ventas netas |
575,6 |
551,0 |
669,4 |
|
Utilidad operativa |
150,5 |
63,5 |
329,8 |
|
Depreciación de bienes de uso |
159,4 |
156,8 |
153,0 |
|
Inversiones en bienes de uso |
106,0 |
75,8 |
95,6 |
|
Activos identificables |
3.622,0 |
3.707,7 |
3.858,6 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada promedio
(en MMm³/d) |
80,8 |
80,0 |
78,3 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
65,8 |
62,8 |
9% |
|
Factor de carga anual (1) |
81% |
79% |
79% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
75% |
85% |
86% |
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de Líquidos
En 2011, los ingresos asociados a
este segmento representaron el 64% de los ingresos totales de la Sociedad.
Durante este año, los ingresos de este. segmento de
negocio aumentaron Ps. 168,8 millones, de Ps. 1.010,4 millones reportados en el
ejercicio
Los mayores precios internacionales
de los Líquidos, los cuales fueron superiores entre un 15% y 24% respecto de
los facturados en el año 2010, explican mayormente este aumento de ingresos.
Los precios internacionales del OLP
y la gasolina natural durante el año 2011 presentaron un incremento con
respecto al año 2010, representando para TOS una importante mejora en los
ingresos por exportación. Independientemente de los precios de mercado, TOS
obtuvo un incremento de sus ingresos en 2011 por el nuevo acuerdo de
exportación de OLP que entró en vigencia el 1 de enero de 2011, el cual
permitió a TOS acceder a mejores precios de venta respecto del acuerdo previo.
Adicionalmente se obtuvo una
importante mejora de ingresos resultantes de la venta de etano en virtud de los
ajustes de precios acordados con PBB-Polisur S.A.
("Polisur"). Podemos destacar, asimismo, el
incremento de los ingresos que provienen de la prestación de servicios logísticos desde las
instalaciones de TOS en Puerto Galván, destacándose la carga de buques y
camiones para la empresa
Compañía Mega S.A.
La producción de toneladas en 2011
resultó menor a las de los años anteriores, la cual implicó una disminución en
las toneladas vendidas. El menor nivel de producción tuvo origen en paradas
programadas de planta por mantenimiento por más tiempo y en mayores cortes al
procesamiento de gas natural con el fin de asegurar el abastecimiento de gas
natural al mercado interno en la época invernal.
Con respecto a los costos de
procesamiento, el cargo tarifario creado por el Decreto del Poder Ejecutivo
Nacional ("PEN") N° 2067/08 para la financiación de compra de gas
natural licuado aumentó de $0,049 a $0,405 por metro cúbico consumido para
reposición térmica de planta, con vigencia a partir del 1 de diciembre de 20
11, el cual representa un aumento significativo de los costos variables del
procesamiento de gas natural por cuenta propia y que impactará fuertemente en
los resultados de la Compañía a partir del ejercicio 2012.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de Líquidos
|
|
2011 |
2010 |
2009 |
|
|
(en millones de pesos, excepto
donde se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
1.179,2 |
1.010,4 |
800,5 |
|
Utilidad operativa |
507,8 |
404,7 |
264,6 |
|
Depreciación de bienes de uso |
41,5 |
38,6 |
40,0 |
|
Inversiones en bienes de uso |
33,2 |
33,9 |
26,9 |
|
Activos identificables |
617,8 |
497,9 |
449,0 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
853,8 |
894,7 |
895,0 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46 |
46,0 |
46,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
(2)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Otros servicios
Este segmento, que representó el 5%
de los ingresos totales de TGS en 2011, incluye principalmente servicios de midstream y telecomunicaciones. Los ingresos generados en
2011 fueron mayores a los de 2010, debido principalmente a los ingresos
asociados a los servicios de gerenciamiento de las obras de la ampliación
iniciadas en el 2006 bajo el Programa de Fideicomiso Financieros, actualmente
en curso de ejecución.
Adicionalmente, se prestaron nuevos
servicios de construcción de obras asociados a la ampliación de las
instalaciones de ingreso del GNL regasificado proveniente del barco emplazado
en el Puerto de Ingeniero White, para ampliar el aporte a 12 MMm³/d al sistema
de transporte.
Además de los servicios de tratamiento
y compresión de gas prestados a distintos productores, se brindaron una serie
de prestaciones de servicios técnicos asociados a la realización de conexiones
al sistema de transporte, revisión de ingeniería, gerenciamiento de proyectos,
auditorías de obras y tareas de calibración de instrumentos. Adicionalmente, se
logró la renovación de diferentes acuerdos de prestación de servicios que
aseguran la continuidad del negocio en el mediano plazo.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2011 |
2010 |
2009 |
|
(en
millones de pesos, excepto donde se indique en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
99,1 |
91,6 |
130,7 |
|
Utilidad operativa |
4,4 |
14,5 |
49,6 |
|
Depreciación de bienes de uso |
12,9 |
12,6 |
12,2 |
|
Inversiones en bienes de uso |
26,5 |
34,5 |
32,9 |
|
Activos identificables |
253,2 |
250,5 |
235,9 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
39.760 |
42.000 |
42.000 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
3,2 |
3,2 |
11,2 |
(1)
Información
correspondiente a Estados Contables Consolidados
Industria del Gas Natural en Argentina
El gas natural es la tercera fuente
energética usada en el planeta, tras el petróleo y el carbón, sin embargo en la
Argentina constituye el recurso energético de mayor participación en la matriz
energética nacional.
Matriz energética argentina 2011
|
Gas Natural |
52% |
|
Petróleo |
34% |
|
Hidroelectricidad |
11% |
|
Energía Nuclear |
2% |
|
Carbón |
1% |
En 2012, la oferta de gas natural a nivel nacional aumentó levemente
con respecto al año anterior. Sin embargo, durante el invierno 2012 continuaron
y se acentuaron las restricciones de suministro al mercado industrial, con el
objeto de redireccionar y destinar el fluido a la mayor demanda de los usuarios
considerados prioritarios, principalmente residenciales, comerciales y
estaciones de GNC, registrándose además un mayor suministro al segmento de
generación eléctrica respecto al invierno 2011.
Por el lado de la oferta interna, la
producción continuó su tendencia a la baja, como consecuencia de la acentuada
caída de las reservas de la cuenca neuquina. Sin embargo, las expectativas son
altas sobre la futura explotación de reservas de gas natural no convencional en
dicha cuenca, a partir de los anuncios efectuados por YPF recientemente sobre
inversiones y acuerdos de asociación con otras empresas petroleras que
aportarán tecnología y capital.
Asimismo, con el objetivo de
impulsar nuevas inversiones para incrementar la producción de gas natural, el
Poder Ejecutivo de la Nación firmó acuerdos con importantes productores de gas
natural por el cual estas empresas cobrarán un precio diferencial de US$7,50
por millón de BTU por producción incremental. Esta medida constituye no solo un
incentivo para la explotación
no convencional sino también para la explotación convencional que se realiza en
las distintas cuencas sedimentarias del país, especialmente en las cuencas
Austral y San Jorge que poseen actualmente mayor potencial. Por ello, las obras
de ampliación de gasoductos que se llevan a cabo bajo el programa de fideicomisos
de gas impulsados por el Gobierno Nacional. se
concentran en el gasoducto General San Martín, el cual se alimenta de la
extracción de gas natural de dichas cuencas.
Ante la
caída de la producción y a fin de sostener un nivel de oferta similar al de los
años anteriores, fue necesario incrementar las importaciones por encima de un 3
5%. El suministro de gas natural de Bolivia aumentó de un promedio de entregas
de 7,7 MMm³/d en
Según el
acuerdo firmado enjulio de 2012 entre los gobiernos de Bolivia y Argentina,, en 2013 el flujo de gas natural aumentará de 16,3 MMm³/d
a 19,2 MMm³/d, para lo cual, previamente, se llevarán a cabo obras de
ampliación en el gasoducto troncal que atraviesa el norte del país. Respecto de
la importación de GNL para el 2013, se prevé que estará en los mismos niveles a
los alcanzados en 2012.
Nuestros negocios en 2012
Segmento
Regulado
Transporte
de Gas
En 2012,
los ingresos generados por este segmento de negocio ascendieron a Ps. 603,4
millones, reflejando un incremento de Ps. 27,8 millones comparado con los Ps.
575,6 millones obtenidos en el año 2011. El aumento se fundamenta en: el efecto
del año completo de los ingresos generados por los servicios de transporte
firme iniciados en el mes de noviembre de 2011 (2,4 MMm³/d), asociados a la
habilitación parcial de las obras de la Ampliación 2006/12 ejecutadas bajo el
Programa de Fideicomisos de Gas; los
nuevos ingresos correspondientes a la capacidad firme incremental habilitada en
el año 2012, bajo el esquema de Pago Anticipado del Servicio que le permitió a
TGS afrontar las inversiones de la ampliación necesaria en el sistema (0,5 MMm³
/d), y los mayores ingresos por servicios de transporte interrumpible y de
intercambio y desplazamiento.
Durante el invierno 2012, el sistema
de gasoductos de TGS respondió adecuadamente a las exigencias de la demanda,
aunque continuaron las restricciones de suministro de gas natural al mercado
industrial, con el objeto de redireccionar y destinar el fluido a los usuarios
considerados prioritarios, principalmente residenciales, comerciales y
estaciones de GNC, registrándose además un mayor suministro al segmento de
generación eléctrica respecto al invierno 2011.
Las restricciones dispuestas por la
autoridad interviniente afectaron a cargadores directos que mantienen contratos
de servicios de transporte en firme con TGS, así como también a industrias
conectadas en las diferentes zonas de distribución del país y aquellas cercanas
a los yacimientos.
Con relación a las expansiones del
sistema de gasoductos, se avanzó en el desarrollo de las obras de ampliación
iniciadas en el año 2006 que posibilitarán el transporte de un volumen
incremental total de 10,7 MMm³/d, de los cuales 8,7 MMm³/d se encuentran
habilitados y respaldados con contratos de transporte firme vigentes. Por la
prestación de los servicios de transporte habilitados, TGS percibe mensualmente
el CAU.
Estas obras de ampliación
-planificadas en etapas graduales de habilitación- se desarrollan y financian
en el marco del Programa de Fideicomisos de Gas, con los aportes de fondos de
terceros inversores, productores de gas y cargadores adjudicatarios de la
capacidad de transporte incremental, con una estructura que contempla el
recupero a través de los ingresos provenientes de los cargos fiduciarios
específicos, abonados por todos cargadores de las empresas transportistas y
usuarios de las empresas distribuidoras que poseen contratos de servicios
firmes.
Durante el desarrollo de la
ampliación, TGS asume el rol de gerenciador técnico de las obras a ejecutarse
sobre su sistema de gasoductos.
Las mencionadas obras de ampliación
comprenden la instalación de más 200.000 HP de potencia adicional en Plantas
Compresoras y la instalación de
Indicadores Financieros y Operativos
del Segmento de Transporte de Gas
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2012 |
2011 |
2010 |
|
Ingresos por ventas netas |
603,4 |
575,6 |
551,0 |
|
Utilidad operativa |
109,6 |
150,5 |
63,5 |
|
Depreciación de bienes de uso |
163,3 |
159,4 |
156,8 |
|
Inversiones en bienes de uso |
159,8 |
106,0 |
75,8 |
|
Activos identificables |
3.691,2 |
3.622,0 |
3.707,7 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad en firme contratada
promedio (en MMm³/d) |
82,6 |
80,8 |
80,0 |
|
Entregas promedio (en MMm³/d) |
65,5 |
65,8 |
62,8 |
|
Factor de carga anual (1) |
79% |
81% |
79% |
|
Factor de carga durante el período
invernal (2) |
77% |
75% |
85% |
Segmento No Regulado
Producción y Comercialización de Líquidos
En 2012, los ingresos asociados a este
segmento representaron el 71% de los ingresos totales de la Sociedad. Durante
este año, los ingresos de este segmento de negocio aumentaron Ps. 656,5
millones, de Ps. 1.179,2 millones reportados en el ejercicio
de Líquidos.
Durante el año 2012, en promedio,
los precios internacionales fueron menores a los precios que se registraron en
2011. Igualmente, en lo que respecta a GLP de exportación, se obtuvieron
condiciones comerciales muy competitivas, que permitieron compensar la baja de
precios, lo cual potenció el resultado del segmento.
En lo que respecta al etano, se
obtuvieron mejoras del precio de venta a PBB-Polisur
S.A. ("Polisur") para reflejar los
incrementos del costo de gas natural que viene experimentando TGS como reflejo
de las tendencias que se vienen presentando en el mercado. La producción en
2012 resultó mayor a la del año 2011 en más de 50.000 toneladas. Entre los
factores que determinaron un mayor nivel de producción, se puede destacar la
menor actividad de procesamiento de las plantas que se encuentran aguas arriba
del Complejo Cerri que contribuyó a que el gas natural arribe con un mayor
poder calórico permitiendo así un mayor rendimiento por metro cúbico procesado.
Durante el 20 12 se obtuvieron
importantes mejoras en las tarifas unitarias de los servicios logísticos que se
prestan en la planta de despacho ubicada en Puerto Galvan,
incrementando los ingresos que este segmento de negocios genera.
Con respecto a los costos de
procesamiento, desde el 1 de diciembre de 2011 el cargo creado por el Decreto
del PEN N° 2067/08 para la financiación de compra de gas natural licuado
aumentó de $0,049 a $0,405 por metro cúbico consumido para reposición térmica
de planta (RTP). Este aumento impactó fuertemente en los costos durante el
primer semestre de 2012, pero luego de la obtención por parte de TGS de una
medida cautelar que revirtió el aumento (ver nota
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento de Producción y
Comercialización de
Líquidos
|
|
2012 |
2011 |
2010 |
|
|
(en millones de pesos, excepto donde
se indique en forma expresa ) |
||
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
|
|
|
|
Ingresos por ventas netas |
1.835,7 |
1.179,2 |
1.010,4 |
|
Utilidad operativa |
683,1 |
507,8 |
404,7 |
|
Depreciación de bienes de uso |
44,9 |
41,5 |
38,6 |
|
Inversiones en bienes de uso |
33,9 |
33,2 |
33,9 |
|
Activos identificables |
678,7 |
617,8 |
497,9 |
|
ESTADISTlCAS OPERATIVAS: . |
|
|
|
|
Producción total de líquidos (en
miles de toneladas métricas-Tn) |
905,3 |
853,8 |
894,7 |
|
Capacidad de procesamiento de gas
a fin de año (en MMm³/d) |
46,0 |
46 |
46,0 |
|
Capacidad de almacenamiento a
fin de año (en Tn) |
54.840 |
54.840 |
54.840 |
Información correspondiente a
Estados Contables Consolidados
Otros servicios
Este segmento, que representó el 5%
de los ingresos totales de TGS en el 2012, incluye principalmente la prestación
de servicios midstream y de telecomunicaciones. En
2012, los ingresos generados por el negocio midstream
reflejaron un incremento respecto al año anterior, fundamentado en las
siguientes prestaciones: los servicios de gerenciamiento de las obras de
ampliación iniciadas en el 2006 bajo el Programa de Fideicomiso Financieros,
actualmente en curso de ejecución, la continuidad de los servicios de construcción
de obras asociadas a la ampliación de las instalaciones de ingreso del GNL
regasificado proveniente del barco emplazado en el Puerto
de Ingeniero White, para incrementar
el aporte a 17 MMm³ /d. la puesta en funcionamiento de la unidad de cogeneración
en el Complejo Cerri, a partir de la cual TGS presta el servicio de generación
de vapor y el servicio de operación y mantenimiento de la instalaciones de
generación de electricidad.
Los mayores ingresos permitieron
compensar la disminución de las ventas asociadas a otros acuerdos de servicios
de compresión y acondicionamiento en áreas productoras de gas natural. Por otro
lado, se brindaron adicionalmente una serie de prestaciones de servicios
técnicos asociados a la realización de conexiones al sistema de transporte,
revisión de ingeniería, gerenciamiento de proyectos, auditorías de obras y
tareas de calibración de instrumentos.
Indicadores Financieros y Operativos del Segmento Otros Servicios
|
INFORMACIÓN FINANCIERA
SELECCIONADA (1) |
2012 |
2011 |
2010 |
|
(en
millones de pesos, excepto donde se indique en forma expresa) |
|||
|
Ingresos por ventas netas |
135,9 |
99,1 |
91,6 |
|
Utilidad operativa |
30,8 |
4,4 |
14,5 |
|
Depreciación de bienes de uso |
15,4 |
12,9 |
12,6 |
|
Inversiones en bienes de uso |
13,1 |
26,5 |
34,5 |
|
Activos identificables |
287,5 |
253,2 |
250,5 |
|
ESTADÍSTICAS OPERATIVAS |
|
|
|
|
Capacidad de comprensión (en HP) |
32.560 |
39.760 |
42.000 |
|
Capacidad de tratamiento (en
MMm³/d) |
3,2 |
3,2 |
3,2 |
Fuente Memorias y Balances Transportadora Gas del Sur (1999-2012)