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UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRESUNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES

PROGRAMA DE ACTUALIZACIÓN PROGRAMA DE ACTUALIZACIÓN EN DERECHO DEL PETROLEO Y GAS EN DERECHO DEL PETROLEO Y GAS

NATURAL NATURAL

RÉGIMEN LEGAL DE LA INDUSTRIA DEL RÉGIMEN LEGAL DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURALGAS NATURAL

PROFESOR: DR. EDUARDO RAMÓN PROFESOR: DR. EDUARDO RAMÓN ZAPATAZAPATA

OCTUBRE 2012OCTUBRE 2012

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Introducción

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33

H

95% +

15/8/5?

90 US$(?)

55% +

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PRIMERAS CONCLUSIONES:

Sector energético nacional año 2012: comentarios sobre

la situación del Sector Hidrocarburífero y Regulado

La República Argentina se destaca por su alta

dependencia de los hidrocarburos que representan más

del 90 por ciento del consumo total de energía..

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- Este índice está señalando que la evolución esperada para la producción de hidrocarburos en nuestro territorio es la clave para prever, no solo el comportamiento del comercio internacional de estos productos y sus derivados, sino también para evaluar las perspectivas de la competitividad de los sectores productivos que utilizan intensamente estos insumos energéticos, indispensables para sostener el nivel de actividad total del país En el mundo el consumo de petróleo y gas satisface mucho menos del consumo total energético (60 por ciento), correspondiendo el resto al carbón, la energía nuclear y las energías renovables (principalmente hidroelectricidad, biocombustibles y eólica).

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- Un caso excepcional es Brasil donde la matriz de consumo energético se divide por partes iguales entre el petróleo más el gas por un lado, y la hidroelectricidad, el etanol y la energía nuclear, por el otro.

- Destaquemos especialmente el papel esencial que juega el gas en nuestra matriz energética, ya que satisface nada menos que la mitad de todo nuestro consumo

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- 1.1.: El caso del gas natural: consideraciones generales.

- Mercados: En pocas economías internacionales el gas natural es tan importante como en la República Argentina.

- Este fluido abastece mas de la mitad del consumo energético Argentino (en Brasil, por ejemplo, sólo representa el 10% del consumo energético total).

- A ello debe agregarse que:

- Alrededor del 60% de la generación eléctrica nacional argentina depende del gas natural.

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- Con alrededor de 2 millones de vehículos impulsados por GNC, la República Argentina es una de las principales economías que, en el mundo, puede mostrar la transformación tecnológica que significa la sustitución de combustibles líquidos por Gas Natural.

- Producción y Transporte: La producción de Gas Natural Argentina encuentra dificultades en materia de precios, exploración, reservas y capacidad de transporte.

- Existen dificultades en los días de consumo pico por la falta de suficiente capacidad de producción, aunque el transporte desde los yacimientos a los centros de consumo presenta un panorama de razonable capacidad. El promedio día operativo de Transporte Total es de 150/ 170 MM3 y se ha mantenido con parámetros crecientes desde el inicio del proceso de pesificación de las tarifas y contratos hasta el presente.

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- Cabe hacer notar que se produjo una importante modificación en los volúmenes de capacidad de Transporte ante la reciente incorporación al sistema nacional de la mayor capacidad producto de la finalización de la obra de ampliación del cruce del Estrecho de Magallanes y obras complementarias sobre el Gasoducto General San Martín.

- Ellas permitirán disponer en los mercados de consumo Argentinos de un flujo de 10 millones de metros cúbicos/ día adicionales, una vez que los yacimientos de Tierra del Fuego vinculados al sistema alcancen su máximo nivel de producción.

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- Tarifas y contratos:

- Todavía subsisten los problemas generados al sistema regulado por el proceso de pesificación asimétrica de las tarifas y contratos.

- Por ese proceso los Distribuidores y Comercializadores que adquieren el gas natural para su utilización por los consumidores argentinos, han sufrido un congelamiento dispar del precio del gas y pleno de las tarifas a los usuarios Residenciales, Comerciales y de GNC.

- Para estos sectores de consumidores esos precios se han regulado a valores sociales mínimos, compatibles con la decretada emergencia económica nacional pero sin una estrategia clara respecto a plazos y condiciones razonables para restituir al sistema un esquema ordenado de precios y tarifas y eliminación de subsidios que hoy forman parte importante de su estructura económica.

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- Mientras tanto, estos niveles de precio efectivo que reciben los productores, no resultan suficientes para incentivar y repagar genuinas y constantes inversiones exploratorias para el desarrollo de nuevos yacimientos ni el esfuerzo en expansiones de los sistemas de transporte y distribución necesarios para abastecer una Economía Nacional en constante crecimiento y condicionada por la disponibilidad de energía.

- 1.2.: Conclusiones finales :

- Durante el período considerado el Sector Energético de la Economía Nacional, clave para su sostenibilidad y consolidación, se encuentra en una situación de notable dinamismo, enfrentando cambios constantes en toda su estructura básica lo que, sin un proceso de ajustes normativos que los acompañen, le incorporan elementos generadores de una notable inestabilidad institucional.

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- Los sistemas de provisión de sus principales fuentes de abastecimiento (Petróleo Crudo, Gas Natural y Electricidad), y sus reservas conocidas, se hallan con parámetros operativos muy exigidos al tener que enfrentar con recursos escasos un constante crecimiento en la demanda de estos productos.

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- A ello contribuyó la transitoria reducción de la actividad económica nacional y la consecuente desaceleración de la demanda energética. Además, la creciente recuperación de ciertos niveles de precios y tarifas energéticas para los sectores de grandes consumos como lo son la generación eléctrica y los consumos industriales inexorablemente provocaron una disminución de sus consumos por lo menos en el último trimestre del año.

- PERO ESTO NO ES ASÍ EN LA PROSPECTIVA PARA LOS AÑOS 2012/2013…

- Se puede advertir que a partir del primer semestre del año 2010, el proceso de desarrollo de la economía nacional ha cambiado su signo.

- Su ritmo y su velocidad de recomposición han recuperado su tradicional estructura de crecimiento, claramente desordenado, que se manifestara a partir del año 2006.

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- Puede observarse en vastos sectores que esa tendencia al crecimiento de la producción y consumo de bienes y servicios impactaran severamente sobre la demanda de insumos energéticos provocando un constante incremento en sus consumos con niveles estancados o declinantes de producción.

- En especial vale la pena considerar el caso del gas natural, los consumos eléctricos y los combustibles líquidos sustitutivos del gas natural que todavía carecen de una oferta nacional genuina que lo sostenga en el tiempo.

- Al respecto cabe mencionar, como hecho destacado, que ante una demanda creciente, la producción interna de gas experimenta una preocupantes y constante caída, oscilando en un 4/ 5% menos, si comparamos 2010 contra 2012 y sin señal de cambios con signo contrario en 2012/ 2014.

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- 2.- Desarrollo de las Conclusiones:

- Razonables estimaciones en la Proyección del desarrollo de los mercados nacionales y de sus requerimientos energéticos, tienden a confirmar que habrá una variación significativa en los patrones actuales de consumo con una tendencia uniforme a su crecimiento.

- A un ritmo estimado de crecimiento del país que podría oscilar entre el 4% y el 6% en su PBI, la energía es un insumo estratégico necesario para posibilitar y sustentar en el tiempo esa productividad.

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- Frente a esta realidad, en cambio, los parámetros operativos indican que los sectores Productivos Energéticos Nacionales – en especial en el caso del gas natural - se encuentran en el límite de su capacidad de abastecimiento a las necesidades actuales de la Nación debiendo entonces recurrirse a importaciones de productos con niveles de precio mucho más caros que los internos y/o recurrir a posibles “ventanas de corte” especialmente en el invierno.

- El total de la demanda nacional de gas natural será mayor a los 135/145millones de metros cúbicos diarios en el pico invernal, pero con una producción de los yacimientos nacionales actualmente en operación, no superior a los 105 millones de metros cúbicos diarios.

- 3,- La diferencia entre demanda y producción encuentra varias alternativas de cobertura.

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- La primera de ellas se vincula al abastecimiento de los mercados nacionales con mayores aportes de producción de los yacimientos fueguinos utilizando el disponible del recientemente inaugurado nuevo tramo del gasoducto Transmagallánico que posibilitará un incremento sustancial para el transporte de nuevo gas producido en los Yacimientos on y off shore en Tierra del Fuego. Estimación para 2010/2011: +7,5 MM3/día.

- A ello podrá agregarse nuevos aportes de gas producidos dentro del régimen denominado de Gas Plus aplicable a los yacimientos nacionales en producción, y por incrementos de importaciones de Gas de Bolivia que podrá aumentar sus volúmenes a niveles superiores a los obtenidos en 2009.

- Estimación: Bolivia: +2MM3/día. Gas Plus: + 6MM/día.

- Pero el mayor aporte a la cobertura de los picos de consumo estará constituido por las importaciones marítimas de gas licuado (GNL) que habilitará su consumo por el sistema de regasificación instalado en el Puerto de Bahía Blanca. Estimación: + 8 MM3/día

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- 4.- Prospectiva:

- Estas distintas posibilidades de abastecimiento para los picos de consumo podrán lograr que la oferta de gas invernal en todo el sistema nacional alcance los 128,5 millones de metros cúbicos diarios, con lo que el déficit alcanzaría un nivel superior a los 6,5 millones de metros cúbicos diarios en el período del pico invernal.

- Dependiendo de los niveles de la temperatura en invierno, todavía podría ser necesario utilizar una consecuencia no querida por este sistema, y recurrir a cortes del servicio a los sectores que, al no depender absolutamente de los abastecimientos de gas, pueden desarrollar sus actividades industriales o comerciales con combustibles alternativos. Este es el caso de los consumos Industriales.

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- En vista de todo lo anteriormente expuesto y dada la situación actual del abastecimiento energético nacional, el mayor esfuerzo recuperatorio debería estar orientado

hacia la recuperación de todos los parámetros propios de la Industria del Gas Natural Nacional.

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- 5.- Algunas disposiciones actuales parecen haber iniciado ese proceso de recuperación de razonables parámetros beneficiosos para el Sector.

- Cabe mencionar los programas de gas plus, petróleo plus, energía plus, rediseño tarifario, régimen de fideicomisos con distintos objetivos, programa PURE y contratos de importación de Gas Natural en sus distintas formas y orígenes.

- Sin embargo se debería agregar – para consolidar esta actividad oficial – la necesidad de contar con una estrategia de comunicación formadora de opinión del universo de los usuarios y consumidores.

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- Ella servirá como vehículo para la formación de una “cultura” que explique, justifique y finalmente logre una razonable aceptación social para una estructura de precios, tarifas y cargos, compatible con la condición de recurso no renovable que constituye la naturaleza propia de la Industria de los Hidrocarburos y en especial del Gas Natural evitando y previniendo consumos innecesarios de gas natural tendientes a una economía de derroche incompatible con la condición de nuestros yacimientos y reservas.

- Con este déficit en la instalación cultural de estos nuevos programas se corre el riesgo de desorden en la administración del Sector y el nacimiento de nuevos “bolsones” de resistencia social generadoras de notables retrasos en su desarrollo.

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- POR ELLO EL BIENESTAR DE LAS FUTURAS GENERACIONES ARGENTINAS SE HALLA CONDICIONADO A UNA ADMINISTRACIÓN EQUILIBRADA DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS HOY DISPONIBLES Y A UNA ADECUADA Y OPORTUNA CREACIÓN DE FUENTES ENERGÉTICAS ALTERNATIVAS, QUE RESPETANDO LAS NORMAS DE PROTECCIÓN AMBIENTAL, COMPLEMENTEN Y/O SUSTITUYAN CONSUMOS ENERGÉTICOS PROVENIENTES DE RECURSOS FÓSILES.

- Además, para asegurar la producción de hidrocarburos en el largo plazo, debe procurarse a los Inversores las garantías para inversiones de largo plazo, que permitan planear el rendimiento de sus inversiones en función de la continuidad de las explotaciones con un dilatado horizonte de recuperación.

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- 6.- Temas institucionales adicionales: La cuestión de la Explotacion de Yacimientos No Convencionales Sustentabilidad del Sector energético.

- 6.1.: Legislación de Hidrocarburos.

- La sanción de una nueva ley de hidrocarburos (Ley Corta No. 26.197), como marco jurídico integrador de la realidad del Sector, se ha sumado al contexto normativo energético Nacional actual. Por ello, y teniendo en cuenta los cambios fundamentales generados en el sector argentino de los hidrocarburos la claridad en la aplicación de los principios contenidos en la Ley Corta hoy resulta más valiosa y necesaria que en el pasado.

- No se debe desestimar el potencial rol integrador de la norma jurídica mencionada que se constituirá en el sostén de la actividad.

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- En especial desde que la Constitución Argentina de 1994 ha devuelto a las Provincias la potestad sobre los recursos naturales, incluyendo el dominio del subsuelo y la administración de sus recursos hidrocarburíferas generando nuevas interacciones entre los actores Públicos del sistema – Nación y Provincia - cuya extensión y vigencia real deben ser todavía completada. Aquí existe un déficit de gestión todavía considerable.

- La ley que comentamos establece un nuevo reparto de potestades sobre la disposición final de un recurso que, aunque ubicado geográficamente en territorios de las Provincias, tienen un destino común para el bienestar y progreso de todos los habitantes de la Nación. Este destino universal de los hidrocarburos se refleja en el mandato legal que otorga al Poder Ejecutivo Nacional la facultad de establecer las políticas nacionales en la materia. Y hoy esas políticas se hallan dispersas y fragmentariamente expuestas o incompletas.

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- Es decir no existe un ordenado sistema normativo que las instrumente y las ponga en vigencia en todo el Estado Federal.

- Este déficit provoca entonces una dispersión de esfuerzos, una falta de claridad en los objetivos y un desequilibrio en el establecimiento de los prioridades que conspiran contra el éxito del nuevo sistema.

- Urge entonces procurar una definición en el sentido indicado para evitar que estas inconsistencias afecten el normal desarrollo de las operaciones indispensables para mantener y acrecentar los niveles de exploración y explotación de hidrocarburos del país.

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- 6.2.: Conjunto normativo creado como consecuencia de la Emergencia Pública y Económica vigente:

- Las medidas de emergencia económicas adoptadas por los sucesivos gobiernos para transitar la grave crisis financiera que irrumpió en el País a partir de los años 2001/2002 y cuyos efectos todavía subsisten, fomentaron un clima de inestabilidad  incrementando el riesgo de las inversiones privadas, provocando - en el área energética - su notable reducción.

- Este efecto, sumado a la declinación natural de la productividad de los yacimientos y el establecimiento de retenciones fiscales a los precios que disminuyen el flujo de retorno de la inversión, coadyuva para que los inversores diversificar sus mercados internacionales para nuevas inversiones y de esa manera se quita atractivo a Inversiones de Riesgo en Argentina.

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- La planificación energética y el trabajo regulador del Estado Federal es indispensable para adquirir un perfil destacado y no quedar superado por el cambio de escenario, tanto nacional como internacional. Hoy, los grandes pero aislados esfuerzos de los distintos actores del sector, no alcanzan para resolver los problemas actuales ni para anticipar los decisivos cambios futuros.

- 6.3.: La regulación del transporte y la distribución del gas natural. El futuro de los marcos regulatorios.

- Este Sector Energético Regulado de la Economía Nacional (Transporte y Distribución de Gas Natural y Electricidad), ha sufrido el severo impacto de la Crisis Económica de los años 2000/2001 y de su secuela normativa: la ley del Congreso Nacional - genéricamente denominada de Emergencia Pública y Económica - y el desordenado y profuso conjunto de disposiciones oficiales – de distinto rango y jerarquía - que intentaron regular el Sector mientras durara la Emergencia.

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- Al amparo de estas disposiciones se diseñó un conjunto de normas provisorias que orientaron el accionar oficial en el sector.

- Ello, en medio de la inestabilidad generada por el aumento constante e inesperado del consumo de Gas Natural para generación eléctrica y usos industriales, acompañando el resurgir de la Economía Argentina en el período comprendido.

- Todo ello con altas tasas de crecimiento - desconocidas en períodos recientes - pero con una producción de Hidrocarburos interna declinante y una errática política tarifaria que contenía un implícito pero considerable error en el mensaje a los consumidores. (Gas barato y abundante que impidió un proceso de educación al consumidor, ocultando las dificultades del Sector).

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- Estos hechos y las consecuencias generales de las normas de Emergencia, (pesificación asimétrica, congelamiento tarifario, etc.) provocaron, directa o indirectamente, constantes dificultades para el diseño de las acciones de parte de los Actores del Sector.

- En especial de los Distribuidores y Subdistribuidores que debían soportar el reclamo creciente por la satisfacción de las necesidades de los Consumidores, la escasez del Producto a Distribuir y el reclamo Oficial de no incremento tarifario para grupos marginados de consumidores con graves dificultades económicas. Y ello, sin que nunca se concretaran estructuras tarifarias sociales (Tarifa Social) cuya existencia hubiera morigerado el impacto negativo de altas tarifas.

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- Se prefirió en cambio, y especialmente en el caso de las tarifas residenciales, utilizar un congelamiento o atraso tarifario combinado con un sistema de subsidios indiscriminados para el consumo de GLP (garrafas sociales), que retrasan y dificultan las reales necesidades de los Prestadores del Servicio demorando, sin plazos ciertos, la solución de fondo a las cuestiones planteadas.

- En un tiempo todavía incierto, los efectos de la emergencia económica habrán finalizado. Entonces los actores del Sector – todos ellos, tanto los que diseñan la política como los que las deben aplicar – se enfrentarán con nuevas realidades en procura del crecimiento de las demandas de nuevos consumidores y consolidación de la situación existente.

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- Para ese período será necesario el diseño de un nuevo planeamiento estratégico teniendo en consideración la necesidad de preservar el equilibrio, armonía y crecimiento de los distintos factores que integran la Cadena de Valor de la Industria de los Hidrocarburos (Sector Regulado incluido).

- Ello implica una redefinición de los escenarios, objetivos y metas así como una apreciación de los nuevos desafíos que planteará la adecuada satisfacción de los reclamos de los consumidores, y la correcta ubicación de quienes – distribuidores y subdistribuidores – tiene a su cargo esa satisfacción.

- Mientras ello no ocurra el Sector Gas Natural de la Economía Nacional, seguirá envuelto en este cúmulo de indefiniciones que afectará su consolidación y crecimiento.

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BREVE RESEÑA HISTORICA DEL GAS NATURAL EN BUENOS AIRES

- En la industria de los hidrocarburos, el elemento más importante siempre ha sido el petróleo.

- El gas natural, desde un principio fue considerado mas bien, como un subproducto de aquel.

- Pero el gas, tiene una amplia historia, ya que el mismo era conocido desde la época de los romanos, los griegos y los chinos. Ya en la Edad Media algunos yacimientos de gas metano eran utilizados en forma precaria.

- En el año 1795, un barrio londinense es iluminado por primera vez a gas.

- Es recién en 1816, cuando comienza a ser utilizado en Norteamérica, en la ciudad de Baltimore. Con la invención de la electricidad, el gas comienza a desaparecer como el elemento lumínico por excelencia.

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Continúa

- El 25 de mayo de 1824, con gas producido a partir de procesamiento del carbón (gas de hulla), la Plaza de Mayo de nuestro país, es iluminada a gas por medio de un gasómetro que había construído el ingeniero Santiago Bavans en las cercanías de la Catedral.

- Este proyecto no prosperó por las dificultades en el abastecimiento de carbón, y es recién en 1853 cuando la Sala de Representantes autoriza a contratar el alumbrado público para las calles “empedradas” de la Capital.

- El 11 de septiembre de 1854, es subscripto el contrato para la provisión del alumbrado a gas de los hermanos Jounet. El gasómetro estaba ubicado en la zona de Las Catalinas , donde hoy está la Plaza Fuerza Aérea.

- Desde allí tenía un fácil acceso a los muelles de atraque de los barcos con carbón que llegaban del exterior. Con gasoductos con caños construídos con losa de barro, los conductos se extendieron por las calles San Martín, Florida, Lavalle, 25 de Mayo, Bartolomé Mitre, La Recova y Plaza de Mayo.

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Continúa

- En 1872, se instala en el pueblo de Belgrano, la segunda empresa de gas, que pronto expandiría sus servicios a las zonas de Palermo y Flores. Todas estas prestaciones, siempre estuvieron orientadas en suministrar alumbrado público a las calles.

- Para 1890, esta incipiente industria, contaba ya con cuatro empresas que atendían las necesidades de la población. Ellas eran la Compañía Primitiva de Gas de Buenos Aires, la Argentina de Gas, Compañía de Gas de Belgrano Ltd. y Gas de Buenos Aires.

- Para el año 1900, se fusionan las empresas, Gas de Belgrano Ltd. y la Argentina de Gas.

- En 1910, al firmar la Municipalidad de la ciudad de Buenos Aires, un convenio para el suministro de alumbrado por 20 años, se produce la fusión de las tres empresas con el nombre único de Compañía Primitiva de Gas de Buenos Aires, con aportes de capitales británicos.

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Continúa

- Al producirse la Segunda Guerra Mundial, y al no poder contar con el normal suministro de carbón para la generación de gas, se produce un deterioro en la prestación del servicio, lo cual hace que para 1929, se produzca la cancelación de este contrato original, y se propicie el uso de la electricidad, como generadora de energía para el alumbrado público.

- La empresa a los efectos de no perder su iniciativa y su actividad comercial, impulsa el uso del gas ahora como fuente de calor para el hogar, importando las primeras cocinas y calefactores a gas que se conocieron.

- A partir de ahí, comienza el incremento del tendido urbano de redes de distribución domiciliaria.

- Algo más tarde, en 1930, el aumento del precio del carbón, deteriorará nuevamente la ecuación económica de la empresa, haciéndola prácticamente frenar su crecimiento y calidad de la prestación.

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Continúa

- Al vencer en 1940 la concesión de la Compañía Primitiva de Gas, cuatro años más tarde, se la declara de utilidad pública y expropiable, lo cual se efectiviza el 5 de marzo de 1945, pasando la totalidad de sus bienes y personal a cargo de YPF.

- En Enero de 1946, se transforma en la Dirección Nacional de Gas del Estado. Este era un organismo autárquico que prontamente orientó su accionar a proveer servicios por medio de redes de distribución, tal cual lo era la electricidad y el agua.

- Cabe recordar, que el gas conocido hasta ese momento, era el que provenía de la hulla (recordar esferas de almacenamiento en Boedo, Migueletes, etc).

- Es recién en 1949, cuando se empieza a utilizar el gas extraído de los yacimientos de hidrocarburos. Se construye entonces, el primer gasoducto del país, que se originaba en Comodoro Rivadavia y llegaba a Buenos Aires, con una longitud de 1800 km.

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Continúa

- Es en 1952, cuando Gas del Estado pasa a integrar el grupo de Empresas Nacionales, como Administración General de Gas del Estado, hasta que en el año 1978, cambia su forma jurídica a Empresa del Estado.

- Dentro de los planes de expansión que tuvo Gas del Estado se pueden contabilizar las siguientes fechas, como importantes hitos del crecimiento de la Empresa.

- En 1960, se construye el gasoducto Campo Durán-Buenos Aires, y en 1970, se inaugura el gasoducto Neuquén-Bahía Blanca.

- En 1973 el gasoducto Transmagallánico, que permitía la evacuación del gas de la Isla de Tierra del Fuego.

- En 1974 se completa el gasoducto Bahía Blanca-Buenos Aires.

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Continúa

- En 1981, se inaugura el gasoducto Centro Oeste, que transportaba el gas del descubrimiento reciente de Loma La Lata, de Neuquén hasta Buenos Aires.

- Finalmente en 1987, se completa el gran circuito de ductos, con la construcción del gasoducto Neuba II, que traía el gas de Neuquén a Buenos Aires.

- Desde 1970 hasta 1990, inicio de las gestiones de privatización de la empresa, cada año, la entonces Gas del Estado, produjo algún acontecimiento de expansión y contribución para el mejor servicio del usuario.

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LA REGULACIÓN DEL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL POR REDES

ETAPAS DE SU DESARROLLO

PRIMERA ETAPA

CREACIÓN DE LOS MARCOS REGULATORIOSAÑOS 1989-2000

ASPECTOS RELEVANTES

LEYES 23696 – 23697 – 24076

DECRETOS: 1055 – 1212 – 1589 – AÑO 1989

DESMONOPOLIZACIÓN – PRIVATIZACIÓN Y LIBERALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

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SEGUNDA ETAPA2000 – 2007

- LA EMERGENCIA ECONÓMICA: LEYES 25561 – 25790 – 25820 – 25972 – 26077 –

- ASPECTOS RELEVANTES

- DEVALUACIÓN Y PESIFICACIÓN ASIMETRICA DE LA ECONOMÍA NACIONAL

- CONGELAMIENTO DE PRECIOS Y TARIFAS

- RENEGOCIACIÓN TARIFARIA Y CONTRACTUAL

- REFORMA DE LOS CONTRATOS DE LICENCIA

- GARANTIAS PARA LOS PRESTADORES

- PROSPECTIVA

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TERCERA ETAPA2007 -

- REGULACIÓN DEL SECTOR HIDROCARBUROS DURANTE LA EMERGENCIA ECONOMICA:

- ASPECTOS RELEVANTES

- NORMAS DICTADAS AL AMPARO DE LA LEGISLACIÓN DE EMERGENCIA ECONÓMICA Y DE LA CRISIS DEL SECTOR

- DECRETOS DEL PODER EJECUTIVO NACIONAL: 180 Y 181/04

- RESOLUCIONES DE LA SECRETARIA DE ENERGIA: 293/02; 370/02; 311/03; RESOLUCIÓN CONJUNTA 188/03; 44/03

- LA CUESTIÓN TARIFARIA: CONGELAMIENTO TARIFARIO.

- TARIFAS INDUSTRIALES – COMERCIALES – PEQUEÑOS CONSUMIDORES Y RESIDENCIALES Y GNC (GAS NATURAL COMPRIMIDO) – PRECIOS DEL GLP

- LA CUESTION DE LA TARIFA SOCIAL

- EVALUACIÓN Y PROSPECTIVA

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CUARTA ETAPA

• LA REGULACION POST EMERGENCIA

• ASPECTOS RELEVANTES

• PARTICIPACIÓN DEL GAS NATURAL EN LA MATRIZ ENERGÉTICA NACIONAL: PRIORIDADES Y POLITICAS DE MEDIANO Y LARGO PLAZO – REELABORACIÓN DE LA ESTRATEGIA PARA EL CRECIMIENTO DEL SECTOR - EJERCICIO F.O.D.A.

• NUEVO MARCO REGULATORIO: CUANDO? TOTAL O PARCIAL?

• DETERMINACIÓN DE LAS NORMAS ORIGINALES QUE SUBSISTIRAN

• PRESTADORES: CONFIRMACIÓN O REDEFINICIÓN DE SU PARTICIPACIÓN

• REDEFINICIÓN DE LAS POLÍTICAS DE INVERSIÓN EN EL SECTOR: INVERSIONES OBLIGATORIAS Y DE DESARROLLO – POLÍTICAS PARA EL CRECIMIENTO DEL SECTOR: PARTICIPACIÓN PÚBLICA Y PRIVADA

• CUESTIONES TARIFARIAS: NECESIDAD DE UN FULL RATE CASE GENERALIZADO – DEFINICIONES PARA LAS NUEVAS ESTRUCTURAS TARIFARIAS.

• METODOLOGIA PARA LA FORMACIÓN DE LAS TARIFAS: “COST PLUS O PRICE CAP”

• LA EQUIDAD DISTRIBUTIVA Y LA TARIFA SOCIAL

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SINOPSIS DEL MARCO REGULATORIO RELATIVO AL TRANSPORTE Y LA DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL.

1.ANTECEDENTES. LAS PRIVATIZACIONES DEL SECTOR ENERGETICO

1.TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL – LEY 24.076:

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- INTRODUCCIÓN.

- El proceso de privatización del sector energético Argentino : Gas y electricidad.

- Los procesos de regulación energética involucran - de una manera u otra - a todas las actividades de ese sector en un país dado.

- No sólo a las que se caracterizan por constituir monopolios naturales -como el transporte troncal - o en aquellas donde la mayoría de los usuarios resultan cautivos, como en las actividades de distribución.

- Por ello, las relaciones y vínculos de este segmento del negocio con las actividades de producción (producción, captación, almacenamiento, tratamiento) y el sistema de transporte por grandes ductos, no pueden ser soslayados.

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Continúa

- Dado que el caso argentino es reciente – no más de diez años- aún se halla en proceso de maduración y consolidación, no obstante todos los progresos realizados en esa dirección.

- Es relevante, entonces, el planteo de ciertos problemas y sus posibles soluciones, así como la interpretación del alcance y sentido de ciertas reglas y procedimientos usuales, desde el punto de vista del regulado y del interés público general.

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Reseña de antecedentes:

- Antes de analizar los aspectos regulatorios del transporte y distribución del gas natural en la República Argentina, se efectúa una breve reseña de los antecedentes que determinaron al dictado del Marco Regulatorio y a la privatización total de la empresa Gas del Estado SE, (GdE S.E.) que con diferentes formas jurídicas y empresarias actuaba en la República Argentina desde los años cuarenta.

- Durante más de cincuenta años, esta empresa estatal había monopolizado las actividades arriba mencionadas y con gran influencia en el dictado de políticas, la planificación y el desarrollo de la industria del gas natural, además de intervenir en la regulación técnica, legal y económica de la industria.

- Cabe recordar que la producción de hidrocarburos estaba en manos de la Empresa Estatal y monopólica, Yacimientos Petrolíferos Fiscales (Y.P.F.), y su actividad se regía por diferentes normas nacionales siendo necesario destacar como la mas completa y ordenada la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319, hoy parcialmente vigente.

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Continúa

- Esta separación histórica y de intereses entre la producción del gas natural, a cargo de YPF, y su transporte y distribución por Gas del Estado, no debe perderse de vista ya que influyó en la concepción del proceso regulatorio actual de la industria del gas natural.

- A partir del gobierno surgido en 1989, la situación del sector energético argentino, incluyendo los hidrocarburos, fue motivo de un intenso proceso de debate ante declaraciones políticas y proyectos que procuraban un cambio estructural, en el marco de las políticas fijadas por las normas jurídicas emanadas del Congreso Nacional y los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional.

- Este conjunto normativo tenía como objetivo alcanzar la desregulación jurídica y desmonopolización económica en la industria de los hidrocarburos a fin de aumentar el grado de competencia en los mercados, mediante la libre disposición de los productos, su libre exportación e importación, promover la incorporación del capital privado nacional y extranjero en las distintas etapas del negocio del petróleo y el gas natural, reordenando y racionalizando a las grandes empresas estatales.

- La Ley de Emergencia Económica y Reforma del Estado Nº 23.696/89, otorgó al Gobierno Nacional las herramientas necesarias para llevar adelante esta notable tarea de cambio estructural.

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Continúa

- El Anexo I del mencionado instrumento legal, ordenaba la privatización de las redes de distribución y comercialización de gas natural, bajo la forma de concesión de obras y servicios públicos, criterio que se ratificó por Decreto Nº 2074/90.

- La privatización de los servicios de transporte y distribución de gas natural exigía la reestructuración de GDE SE, de acuerdo a los lineamientos de los decretos mencionados de desregulación de la industria de los hidrocarburos. Este proceso procuraba la transformación de un sistema cerrado, de empresas públicas y monopólicas, a un sistema abierto que privilegiaba la participación privada y una mayor competencia basada en la eficiencia y eficacia de la prestación de los servicios.

- El Decreto 48 del 7 de enero de 1991, aprobó los lineamientos del Plan Estratégico para la reestructuración de Gas del Estado S. E. basado en el informe final de la consultora Mc Kinsey Co ( 29/ XI/ 90 ).

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Continúa

- Coincidiendo con las conclusiones de la Consultora se decidió separar las funciones de transporte, distribución y comercialización del gas natural, que por las particularidades propias de la industria constituían un monopolio natural, y regular los segmentos del Transporte y Distribución.

- De allí entonces, que se estableció la perentoriedad de avanzar en la definición del marco regulatorio, incluyendo la formación de un Ente Regulador Federal (art. 4º y 7º del Decreto 48/91).

- Por otra parte, el marco regulatorio requería ser aprobado por el Ministerio de Economía, a través de la Subsecretaría de Energía, antes de ser elevado al Poder Legislativo, para ser sancionado como ley de la Nación.

- Como en el plan estratégico diseñado para Gas del Estado S.E., se recomendaba la privatización total de los servicios de distribución así como del sistema de gasoductos troncales y ambas actividades -como se dijo - debían regularse, el art. 4º señalaba que el marco regulatorio debía ser aprobado previo llamado a licitación o concurso de proyectos integrales. Pero para ello era necesario elaborar y concluir los pliegos entre cuyas condiciones estaba explicitar los contenidos del marco regulatorio.

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Continúa

- Otra condición previa al proceso licitatorio era dar cumplimiento a la tasación del valor de los bienes y activos netos a transferir al que se le asignaba el rol de estimación oficial (art. 19 de la Ley 23.696/89). La misma fue efectuada por el Banco de la Nación Argentina.

- Por el artículo 9º del Decreto 48/91 se establecían una serie de pautas a las que se ajustaría el proceso de privatización de los sistemas de distribución y transporte, algunas de las cuales se recogen después en el marco regulatorio final (Ley Nº 24076, mayo 20, 1992 ).

- Aunque el modelo de concesión no estaba claramente definido este tenía el carácter de oneroso, debiendo determinarse los cánones en función de los márgenes de explotación de cada uno de los sistemas regionales de distribución, comercialización y transporte.

- Los pliegos de bases y condiciones debían definir las inversiones mínimas de mantenimiento y desarrollo para garantizar la efectiva y eficiente prestación del servicio público. El plazo de duración de las concesiones se fijaba en 45 años.

- La consultora recomendaba también una revisión significativa de los precios del gas al consumidor - que estaban fijados políticamente- y de su estructura, a fin de hacer más atractivo el llamado y elevar los montos de los cánones a cotizar por los oferentes.

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- Llamaba la atención sobre la existencia de problemas en la oferta de gas, por falta de incentivos a la exploración y la existencia de precios regulados.

- La preocupación por una estructura poco proclive a la competencia y la posible influencia de unos pocos productores en la formación de los precios en boca de pozo, cuando la actividad se desregula quedaba manifiestamente expuesta

- Para facilitar una mejor elección en el transporte la consultora analizó tres sistemas alternativos de configuración de dominio y operación de los gasoductos troncales. Uno con solo dos sistemas (Norte y Centro-Oeste; Sur y Neuba) que facilitaría la coordinación de las actividades de despacho y asegurarían un mayor valor (del negocio) facilitando el proceso de atracción de inversores Internacionales. Esta posibilidad fue la que en definitiva se adoptó para el caso Argentino.

- En todos los casos se introducía la exigencia de implementación del acceso abierto a terceros y la adopción de criterios económicos racionales en la fijación de la tarifas.

- En cuanto a las compañías de distribución se recomendaba subdividir las Áreas más grandes para obtener un mayor grado de competencia regional por superficie de mercado. Así la competencia por comparación podría ser introducida más fácilmente.

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- En cuanto al tiempo y etapas para iniciar el sistema, se optó por definir un período de transición (por un año a partir del 1 de enero de 1991, extensible por uno más, como máximo) en que los precios en ambos extremos del sistema (boca de pozo y consumidor) serían regulados por el Ministerio de Economía, al igual que las tarifas de transporte y distribución. Por el artículo 8º del Decreto 48/91, se establecía “que al finalizar el período de transición se desregularán los precios del gas natural a los usuarios finales, quedando sujeta la desregulación de precios de los productores a la existencia de múltiples oferentes en condiciones de oferta más competitiva que las actuales”.

- El supuesto era que los cambios producidos en el sector, como la privatización de YPF, a esa fecha ya iniciada, y la venta de áreas marginales (y después de algunas centrales) y la liberalización de los precios al usuario final, serían suficientes para atenuar la posición de la empresa dominante, o un cambio en el comportamiento de las otras empresas petroleras no vinculados a YPF o entre sí.

- La figura de la concesión no era bien vista en Argentina y a ello se unía el riesgo de que algún gobierno posterior intentara anularlos (poco probable) o la recreación de empresas con intervención de capitales públicos, especialmente en ciertas provincias.

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- De allí que el nuevo estudio técnico-económico encargado a Stone & Webster/ Pistrelli, Díaz y Asociados , recomendó el cambio del modelo de la concesión por el de licencia, donde la titularidad de la propiedad de los activos (a transferir) y la exclusividad del servicio (con algunas restricciones) constituían los elementos esenciales de la nueva organización. Esta solución fue anteriormente aplicada a las privatizaciones del Sector Eléctrico, por lo que no constituía una novedad.

- En cuanto a la constitución de empresas Distribuidoras, recomendaron la formación de solo ocho distribuidoras y por lo menos dos transportadoras, con las implicancias que en términos de competitividad ya se han manifestado.

- La separación de actividades (desintegración vertical y horizontal), el acceso abierto a terceros, la no discriminación, el evitar subsidios cruzados entre usuarios, la obtención de un permanente y delicado equilibrio entre la necesidad de obtener tarifas “justas y razonables” para todos los servicios y usuarios (un ejercicio nada fácil) con precios que aseguraran cierta rentabilidad a las empresas compatibles con su exposición al riesgo al mismo tiempo que protegieran los intereses de los consumidores, son aspectos que se discutieron y analizaron largamente.

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- La separación de actividades (desintegración vertical y horizontal), el acceso abierto a terceros, la no discriminación, el evitar subsidios cruzados entre usuarios, la obtención de un permanente y delicado equilibrio entre la necesidad de obtener tarifas “justas y razonables” para todos los servicios y usuarios (un ejercicio nada fácil) con precios que aseguraran cierta rentabilidad a las empresas compatibles con su exposición al riesgo al mismo tiempo que protegieran los intereses de los consumidores, son aspectos que se discutieron y analizaron largamente.

- En este nuevo esquema el Estado desaparece como empresario y planificador, para pasar a desempeñar el rol Regulador en todos aquellos casos en que se hace necesaria la defensa de los usuarios cautivos, la promoción y simulación de la competencia y la solución de conflictos entre los sujetos activos de la industria.

- Ello, sin olvidar que la “rentabilidad razonable”, que siempre aparece en los textos regulatorios, es una condición indispensable para la continuidad de la actividad y un mayor desarrollo futuro con la incorporación del capital de riesgo.

- Cuatro meses después del Decreto Nº 48/91, se dan a conocer los Decretos Nº 633 y 634 del 12 de abril de 1991, por los que el Poder Ejecutivo Nacional, ordena la reestructuración de la industria del gas natural y la reconversión del sector eléctrico, respectivamente.

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LA LEY DEL GAS NO. 24.076 Y LOS CONTRATOS DE LICENCIA:

- DESCRIPCION DE LA ORGANIZACIÓN DEL SECTOR. OBJETIVOS DE LA LEY DEL GAS. DISPOSICIONES DEL MARCO REGULATORIO DEL GAS QUE CONFIGURAN UN PLAN DE ACCION PERMANENTE PARA EL SECTOR. DEFENSA DE LOS DERECHOS DEL CONSUMIDOR COMO PRINCIPAL OBJETIVO DE LA LEY.

- Atendiendo a la premura en cumplir con el programa de privatización y concesión de un numeroso grupo de empresas estatales, el Poder Ejecutivo Nacional, fijó como plazo máximo para la adjudicación y firma de los contratos con las empresas privadas, el 31 de diciembre de 1992. Para ello concedió a la Autoridad de Aplicación (MEOSP) amplios poderes y discrecionalidad para aprobar los reglamentos, pliegos de bases y condiciones generales y particulares, definir las unidades de negocio, revisar tarifas, llamar a licitación internacional, aprobar los estatutos de las sociedades prestadoras (Licenciatarias) y las inversoras, recibir y evaluar, con la participación del Comité de Privatizaciones, las ofertas y decidir sobre las mismas

- Considerando que la Ley Nº 24076, que establece el Marco Regulatorio de la industria del gas natural y el régimen de privatización de GdE.SE (que le es indisolublemente vinculado) recién pudo ser sancionada el 20 de mayo de 1992 y promulgada parcialmente (por Res. Nº 885/ 92 MEOSP el 9 de junio del mismo año), la ímproba y delicada tarea que faltaba tuvo que llevarse a cabo en seis meses para satisfacer la meta final establecida.

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- El rompecabezas se fue armando por piezas. De allí que se tuvo que adelantar la reglamentación de los artículos 76 y 77 (de la Ley 24076) a fin de definir las unidades de negocios en que se dividirían los bienes de la GdE.SE afectados al transporte y distribución del gas natural y disponer la constitución y aprobación de los modelos de estatutos de las sociedades a las cuales se les otorgaría las habilitaciones (licencia o concesión) para la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural. A estas sociedades se les transferirían los bienes correspondientes a cada unidad de negocio (Decreto Nº 1189, 10 de julio de 1992). Este mismo cuerpo legal reglamenta las pautas bajo las cuales GdE.SE finalmente se privatiza en forma total.

- Contrariando las sugerencias de las consultoras, pero utilizando parecidos argumentos de mayor competitividad y calidad de las prestaciones, se decide que los servicios de transporte de gas natural se llevaran a cabo sobre la base de adjudicación de dos sistemas de gasoductos troncales integrados, en tanto que las plantas de líquido y GLP se transfieren a sociedades controladas por las mismas transportadoras (Art. 2 Decreto 1189/ 92).

- De manera similar la Capital Federal y el Gran Buenos Aires se separan en dos áreas (descriptas en el Anexo II del Decreto ) a los fines de conformar las unidades de distribución de gas natural y es asignada a otras tantas sociedades, que al igual que las anteriores se constituye por disposición del art 4º (Decreto 1189/ 92).

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- En cuanto a las privatizaciones de bienes de GdE SE. afectados a los servicios de distribución de gas natural, en el resto del país, se resuelve en seis áreas de adjudicación, varias de las cuáles no solo abarcan provincias enteras, sino partidos o departamentos de otras jurisdicciones mayores (art. 3º y Anexo III). En el caso de las distribuidoras lo que primó no fueron los límites políticos y/o los derivados de la negociación con las provincias para definir las áreas, sino la formación de unidades de negocios técnica y económicamente más viables, pero de muy diferentes magnitud y potencial de ventas.

- Para las dos Transportadoras (Gas del Sur SA y Gas del Norte SA) y tres Distribuidoras (Metropolitana SA (actual Metrogas S.A.), Buenos Aires Norte SA y Pampeana SA) la participación ofrecida es del 70%.

- En el caso de las Distribuidoras de Gas del Noroeste S A, Centro SA y Gas del Sur SA, llega al 90%, en tanto que en Cuyo SA es del 60%. Como es conocido, todas estas privatizaciones dan lugar a la afectación de un porcentaje variable del paquete accionario de las sociedades para ser destinadas a cumplir con el Programa de Propiedad Participada (PPP) y el resto queda en posesión del Estado Nacional (MEOSP).

- Una vez cumplidas las etapas descriptas, por el Decreto Nº 1738 del 18 de septiembre de 1992, se reglamentó la Ley Nº 24076 creando el marco regulatorio que allí se acompaña -como Anexo I

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- Además, determina que todos los subsidios referentes al precio del gas natural otorgadas con anterioridad, cesaban a partir de inicios de 1993. En los “considerandos” del aludido decreto señala “que los subsidios o privilegios que el Estado decida otorgar a determinadas personas o regiones por razones de interés general deberán ser explícitos, estar limitados en el tiempo y contar con los recursos correspondientes en la Ley de Presupuesto de la Nación, sin que su costo afecte al buen funcionamiento de la industria del gas natural”.

- El Decreto Nº 2255/92 también se aprueba el modelo de licencia de transporte y el de distribución de gas como Anexos “A” y “B” respectivamente, incluyendo los correspondientes sub-anexos I (Reglas Básicas), II (Reglamento del Servicio) y III ( Tarifas).

- Cabe hacer notar que la licencia, las reglas básicas y el reglamento del servicio son específicos a cada tipo de servicio (transporte o distribución) y por ello de extrema importancia operativa, administrativa y regulatoria.

- Junto con la Ley Nº 24076 y los Decretos 1738/92 y 2255/92, el Pliego de Bases y Condiciones y el Contrato de Adjudicación, constituyen las normativas a las que deben atenerse las empresas adjudicatarias.

- A ello se agregará la acción reglamentaria y permanente del ENTE REGULADOR (ENARGAS), en cuanto las modifica, interpreta y resuelve los conflictos entre los distintos sujetos de la industria, sentando jurisprudencia al respecto.

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- El Decreto fijaba igualmente el rol de los productores, los transportistas y los distribuidores (arts. 6,7 y 8). Respecto del primero, el Ministerio de Economía se comprometía a acelerar los planes y programas de exploración , producción y transformación de la industria del gas natural con vistas a que en este nivel del proceso productivo” se den condiciones de numerosos oferentes, que faciliten la competencia y garanticen precios libres, de eficiencia en el mercado mayorista”.

- Los transportistas “cumplirán el servicio de transporte público en condiciones de “acceso abierto” desde los yacimientos o salida de plantas de tratamiento de los productores hasta los city gates o punto de entrega a usuarios. Este segmento estará regulado por el Ente Regulador con el criterio legal de que “ las tarifas de transporte cubrirán estrictamente costos y una razonable ganancia”.

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- A los distribuidores se les asignaba franjas de mercado. “Las tarifas deberán adecuarse a las metodologías de costos y asignaciones entre modalidades de consumo que se establezcan... y obligatoriamente trasladarán a los usuarios la participación en las economías originados en la mayor productividad, que deberán comprometerse a realizar bajo control del Ente Regulador”. Aquí se observa claramente un principio de regulación por incentivos y el antecedente del factor de eficiencia X que regirá para las revisiones tarifarias de cada cinco años.

- Finalmente establecía por el artículo 10º un período de transición ( en condiciones económicas y precios) “hasta que garanticen la competencia en el mercado mayorista”.

- La operación del despacho centralizado del sistema estaría bajo la responsabilidad de las Transportistas bajo el estricto control del Ente Regulador.

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REFLEXION FINAL DE ESTE CAPITULO:

- Sólo una reflexión final acerca de lo expuesto en este Capítulo.

- La organización de la Industria del Gas Natural en la Argentina introdujo una novedad de naturaleza legal y regulatoria.

- El Estado Nacional quiso proclamar enfáticamente cuáles eran los objetivos – o término óptimo de su accionar – y políticas establecidas para este Sector cuya estructura y desarrollo es de naturaleza vital para la economía del país y el bienestar de sus habitantes.

- Para ello adoptó como técnica legislativa innovadora, la incorporación al texto legal de una proclamación enfática de dichos objetivos. Y entre ellos cabe destacar como de una naturaleza superlativa, el mencionado en el primer término, cuya definición expresa que es objetivo de esta ley “proteger adecuadamente los derechos de los consumidores”.

- Es decir, que la defensa de los consumidores reviste una especial relevancia entre los fines buscados, en todo momento, por la nueva estructura organizativa de la Industria del Gas Natural en la República Argentina.

- Si tenemos en cuenta que, por definición, un objetivo se caracteriza por su atemporalidad, aparece entonces claro la decisión gubernamental de estructurar una Industria y un Servicio Público para que siempre privilegie la defensa de quienes aparecen como los débiles eslabones de la cadena de valor del Gas Natural

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Las principales normas federales involucradas en el Proceso de Regulación de la Industria del Gas Natural, en sus etapas de Transporte y Distribución son

- 1.- Ley 24.076: Gas natural. Transporte y distribución.

- Marco Regulatorio (B.O. 12/06/92).

- 2.- Decreto 1738/92: Gas Natural. Reglamentación de la ley 24.076 (B.O. 28/09/92).

- 3.- Decreto 1189/92, de fecha 10/07/92: Privatización de Gas del Estado Sociedad del Estado.

- 4.- Resolución MEYOSP 287/92, de fecha 20/07/92:

- Aprobación del Pliego de Bases y Condiciones de la Licitación Pública Internacional.

- 5.- Decreto 2255/92, de fecha 02/12/92: Aprobación del modelo de licencia de distribución

RESUMEN NORMATIVO (ver Anexo Respectivo)

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LA PRIVATIZACION DE GAS DEL ESTADO S.E.

- La actividad de transporte y distribución de gas natural, hasta la implementación del nuevo esquema de la industria, ha sido llevada a cabo por Gas del Estado Sociedad del Estado.

- A partir de la sanción de la ley nacional 24.076, el Gobierno Federal ha establecido que la industria del gas natural, en sus aspectos de transporte y distribución, se divida en dos compañías de prestación del servicio relativo al primer aspecto y nueve empresas dedicadas a la distribución. Así se constituyeron, a efectos de su posterior privatización, las siguientes empresas:

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- 1.- TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.

- 2.- TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.

- 3.- DISTRIBUIDORA DE GAS METROPOLITANA S.A. (hoy Metrogás S.A.)

- 4.- DISTRIBUIDORA DE GAS BUENOS AIRES NORTE S.A.

- 5.- DISTRIBUIDORA DE GAS NOROESTE S.A.

- 6/7.- DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO/ CUYO S.A.

- 8.- DISTRIBUIDORA DE GAS DEL LITORAL S.A.

- 9.- DISTRIBUIDORA CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.

- 10.- DISTRIBUIDORA CAMUZZI GAS DEL SUR S.A.

- 11.- DISTRIBUIDORA DE GAS DEL NORESTE ARGENTINO S.A.

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- La mencionada ley No. 24.076 constituye actualmente el Marco Regulatorio de la Industria del Gas Natural, cuyas disposiciones conducirían posteriormente al proceso de privatización de aquellas actividades especificadas que se encontraban atribuidas, en cuanto aquí interesa, a Gas del Estado S.E.

- De acuerdo con lo dispuesto por el decreto 1189/92, se dispuso la privatización de Gas del Estado S.E. y la constitución de las nuevas sociedades a las que se les transferirían los activos de la empresa estatal para la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural.

- De tal modo, la ley 24.076 constituye el Marco Regulatorio de la industria del gas natural en sus aspectos de transporte y distribución, habiendo previsto la privatización de GAS DEL ESTADO SOCIEDAD DEL ESTADO en tanto empresa pública nacional.

- El carácter federal de las normas comentadas resulta indiscutible, toda vez que, además de ser normas emanadas del Gobierno Federal, en sí mismas traslucen y establecen su propio carácter, especialmente en cuanto se refiere a la ley 24.076, particularmente en sus artículos 1º, 16, 22, 32, 41, 65, 66 y concordantes, sin perjuicio de recordar que dicha norma establece la creación del Ente Nacional Regulador del Gas, que tiene por función velar por el cumplimiento de lo dispuesto en la ley y en sus normas reglamentarias y complementarias, atribuyéndole potestad suficiente para ejercer el poder de policía federal.

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- Ahora bien, el artículo 1º de la ley 24.076 establece: "La presente ley regula el transporte y distribución de gas natural que constituyen un servicio público nacional, siendo regidos por la ley 17.319 la producción, captación y tratamiento". (El subrayado es nuestro)

- El carácter federal de las normas comentadas resulta indiscutible, toda vez que, además de ser normas emanadas del Gobierno Federal, en sí mismas traslucen y establecen su propio carácter, especialmente en cuanto se refiere a la ley 24.076, particularmente en sus artículos 1º, 16, 22, 32, 41, 65, 66 y concordantes, sin perjuicio de recordar que dicha norma establece la creación del Ente Nacional Regulador del Gas, que tiene por función velar por el cumplimiento de lo dispuesto en la ley y en sus normas reglamentarias y complementarias, atribuyéndole potestad suficiente para ejercer el poder de policía federal.

- Como puede apreciarse, la actividad de Transporte y Distribución de gas natural, se encuentra caracterizada como servicio público nacional, lo cual permite afirmar que existe un evidente interés de la Nación comprometido en estas actividades que autorizan a sostener la procedencia del fuero federal en aquellas causas en que tal interés se encuentra involucrado. Al respecto, cabe tener particularmente presente los objetivos establecidos por el legislador nacional en la ley 24.076 (Marco regulatorio del gas natural) que en su art. 2 estipuló:“Fíjanse los siguientes objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural. Los mismos serán ejecutados y controlados por el Ente Nacional Regulador del Gas que se crea por el art. 50 de la presente ley.

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Continúa

- “a) Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores.

- “b) Promover la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo.

- “c) Propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalaciones de transporte y distribución de gas natural.

- “d) Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural, asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la presente ley.

- “e) Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural.

- “f) Incentivar el uso racional de gas natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente.

- “g) Propender a que el precio de suministro de gas natural a la industria sea equivalente a los que rigen internacionalmente en países con similar dotación de recursos y condiciones”.

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Continúa

- Por otra parte, es necesario asimismo tener en cuenta que tal postura es congruente con las disposiciones del artículo 52 de la ley 24.076, particularmente en cuanto es materia de las normas incluidas en los siguientes incisos en relación a las funciones y facultades del Ente Nacional Regulador del Gas:

- “El Ente tendrá las siguientes funciones y facultades:

- “e) Establecer las bases para el cálculo de las tarifas de las habilitaciones a transportistas y distribuidores y controlar que las tarifas sean aplicadas de conformidad con las correspondientes habilitaciones y con las disposiciones de esta ley.

- “f) Aprobar las tarifas que aplicarán los prestadores disponiendo la publicación de aquéllas a cargo de éstos.

- Así, puede advertirse que el Congreso Nacional, en uso de sus atribuciones constitucionales, ha establecido un marco regulatorio específico del servicio público de transporte y distribución de gas natural, puntualizando las condiciones en que ha de ser prestado y la estructura tarifaria de las prestaciones.

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Continúa

- Por otra parte, las leyes 23.696 y 23.697 de Reforma del Estado y de Emergencia Económica, respectivamente, marcaron una serie de objetivos que implicaban la intensa transformación de la estructura del Estado, de la administración pública y de las relaciones económicas, globalmente consideradas.

- En dicha legislación se preveía la reformulación total de la estructura de las empresas públicas, a través de su transformación en entidades segmentadas de dominio privado para la mejor producción y atención de servicios públicos, sin perjuicio de otras disposiciones de carácter económico y financiero, tanto del ámbito privado cuanto del sector público,

- El nuevo sistema de ideas procuraba un mejoramiento generalizado y a una progresiva, aunque no menos importante, retirada del Estado Gestor de las actividades económicas, lo cual implicaba una mayor libertad económica y una racionalización de las funciones consideradas esenciales en cabeza de los poderes públicos.

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Continúa

- Ahora bien, ya hemos visto cómo el Marco Regulatorio de la industria del gas dispuso que las tarifas se calcularan y ajustaran en dólares, y sabemos también que las licencias de transporte y distribución se otorgaron por plazos de 35 años con posibles prórrogas por 10 años adicionales. ¿Cómo suponer de buena fe que el valor del dólar habría de mantenerse constante por un período tan prolongado de tiempo?

- En realidad, la dolarización de las tarifas y su ajuste por inflación de los Estados Unidos en contratos de largo plazo, fue el medio de asegurar el valor constante de aquéllas sustrayéndolas del efecto negativo provocado por la depreciación monetaria.

- Se deberá retener este concepto ya que su permanencia futura será la clave de la primera, severa y profunda crisis financiera del sistema regulado, a partir del año 2.000.

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Actividad Regulatoria

Sistema (A) versus (B)Sistema A: Empresa Estatal = Autoridad Regulatoria = Gobierno Sistema (B): genera una demanda de la sociedad al Gobierno y

a las compañías privadas Sistema (B) permite a los usuarios reclamar más eficientemente

por un mejor servicioLa transparencia es un resultado necesario en (B)

Antes de la Privatización(A)

Gobierno Usuarios

Después de la Privatización(B)

Usuarios

Licenciatarias

AutoridadRegulatoria Mercado

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Protección de los derechos del consumidor.

Promoción de la eficiencia.

Minimización de la carga burocrática de la

regulación.

Promoción de la competencia.

Principios del sistema regulatorio de la Industria del Gas

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¤ Regular las actividades de transporte y distribución, asegurando tarifas justas y razonables

¤ Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso racional del gas

¤ Velar por la adecuada protección del medio ambiente

Objetivos del Organismo Regulador

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Principales Regulaciones

Ajuste de tarifas y revisión de la metodología tarifaria. Reglas técnicas y de seguridad sobre:

Transporte. Distribución.

GNC (Estaciones de Servicio, PEC, etc.)Artefactos, accesorios.

Expansión de las redes de distribución y transporte. Aprobación de modelos de contratos. Condiciones a cumplir por los Subdistribuidores. Intervención en aspectos técnicos de Exportación de gas.

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Principales controles del servicio

Tarifas.

Normas Técnicas

Calidad de gas - Calidad de Materiales y Equipos

Inversiones Obligatorias.

Mantenimiento y Seguridad.

Despacho de Gas / Restricciones a usuarios.

Facturación.

Reclamos.

Seguros.

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- Marco Regulatorio Argentino: Transporte y Distribución de Gas Natural

1. Ley 24076: Marco Regulatorio de la Actividad ( 29 V 1992). Servi Pub Nac.

2. Decreto 1738/92 (18 IX de 1992). Aprueba la reglamentación de la Ley 24076.

- 3. Decreto 2255/92 (2 XII/92). Modifica reglamento.

Anexo A: Modelo de Licencia de Transporte de Gas – Sub Anexo I: Reglas Básicas. Sub Anexo II: Reglamento de Servivio.

Anexo B: Modelo de Licencia de Distribución de Gas – Sub Anexo I: Reglas Básicas. Sub Anexo II: Reglamento de Servicio.

4. Decreto 2731/93 (29 XII del 93). Aprueba la Reglamentación del Artículo 83 de la Ley 24076.

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- Ley 24076:

- Artículo I Servicio Público Nacional

Transportte y Distribución: Ley 24076

Producción – Captación y tratamiento: Ley 17319

- Objetivos:

• Consumidores. Libre Acceso No Discriminación. Mercados Competitivos. Eficiencia Precios Internacionales.

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Segmento del Transporte y la Distribución

Concesión, Licencia o Permiso.

Plazos: 35 años + 10.

Sujetos: Activos - Sujetos de la Ley.

Transportistas: Artículo 11

Distribuidores: Artículo 12.

Comercializadores: Articulo 14.

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- Cuestiones Jurídicas Relevantes:

Producción: Artículo 10.

- Transporte: Categoría Jurídica de la Actividad.

- Transporte de Gas Natural. Ciclo del Transporte: Cabecera al City Gate.

- Objeto: Traslación Física de moléculas de Gas – sustancia fungible.

- Calidad: artículo 30.

- Obligación de Receptum. – Locación de Obra: Distinción de Demogue: medio y resultado.

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(Cont.)

Temas de calidad del producto. Libre Acceso al Gasoducto troncal (Articulo 26).

- Derecho de Servidumbre (Articulo 22 de la Ley 24076) Articulo 66 y 67 de la Ley 17319.

- Consumos para unidades de presurización.

Mantenimiento del Gasoducto (Smart pig) – Unidades de Scraper.

Distribución

- Artículo 12: Responsable de recibir el Gas del transportista y abastecer a los consumidores a traves de la red de distribución.

Límites geográficos: City Gate a medidor de consumos.

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Continua

- Responsabilidad Jurídica y regulatoria del Distribuidor o Transpor

- : Cosa riesgosa – pérdidas o escapes- accidentes – monóxido de carbono

- .El dueño o guardián de la cosa riesgosa se eximirá de responsabilidad si acredita la culpa de la víctima o de un tercero por quien no debe responder. (C. Civil Argentino art. 1113)

- Ubicación del medidor e ingreso a la propiedad. Seguridad.

Encuadre Jurídico Final – Ley 24076

- Artículo 95: . Ley de Orden Público: Nadie puede alegar derechos irrevocablemente adquiridos.

- Artículo 96: En caso de conflicto normativo con otras leyes prevalece esta Ley.

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ASPECTOS ECONÓMICOS DEL TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS

NATURAL

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Mecanismo Tarifario Anterior a la Privatización

Tarifas políticas: objetivos antiinflacionarios y de redistribución del ingreso.

No siempre seguían criterios económicos (tarifación en base a costos marginales). En ocasiones daban lugar a una demanda mayor a la óptima.

En muchos casos no cubrían los costos (subsidios a los consumidores).

No se distinguía entre los consumos realizados en el pico y los efectuados en el valle.

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Técnicas Usuales de Regulación de Servicios Públicos

Regulación por tasa de retorno o beneficio, también conocida por “Cost of Service” (EE.UU.).

Regulación por “Price Cap” o regulación de la tarifa (UK).

Regulación por comparación o “Yardstick Competition”.

Regulación por métodos combinados (“Sliding scale, etc,).

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Price Cap

Problemas Inducidos:

Calidad y Seguridad.

Expansiones.

Soluciones del Marco Regulatorio:

Normas técnicas.

Inversiones obligatorias.

Operador calificado.

Régimen de expansiones combustibles con el negocio regulado (Art. 16 y 39).

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Regulación por Price Cap

Es el sistema de regulación más utilizado a partir de la década del 80. Comenzó su utilización en la regulación del servicio de telecomunicaciones en UK. Es el sistema utilizado en el transporte y distribución de gas natural por redes.

En esta técnica, el el regulador fija un “techo” o “precio máximo” a una o varias canastas de bienes o servicios prestados por la compañía, debajo del cual la compañía tiene cierta libertad de variar los precios.

Ventajas: Genera incrementos en la eficiencia operativa de la empresa al estimularla a adoptar técnicas minimizadoras de costos y a operar utilizando el mix óptimo de capital y mano de obra.

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Métodos híbridos que tratan de amalgamar las ventajas de cada uno de los métodos descriptos anteriormente.

“Sliding scale”: se regula la tasa de retorno, pero si la empresa gana más, se la obliga a compartir la mayor rentabilidad con los usuarios a través de tarifas bajas. Revisión anual.

“Yardstick Competition”: se regula a diferentes compañías dentro de la industria comparándolas entre ellas. Las variables que se tienen en cuenta son: productividad, calidad de servicio y costos de prestación.

Regulación por Métodos Combinados

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Regulación por Tasa de Retorno

Técnica utilizada fundamentalmente hasta finales de la década del 80 con amplia difusión en el esquema regulatorio de EE.UU. En los últimos años está perdiendo terreno frente al Price Cap.

En esta técnica, se compensa a la compañía totalmente sus costos de producción e inversión, por lo que ésta no tiene ningún incentivo para reducirlos, producir eficientemente (mínimo costo) o adoptar tecnologías reductoras de costos, ya que siempre obtendrá la misma rentabilidad sobre el capital invertido.

Genera un uso ineficiente de los recursos, y presenta un claro desincentivo a la reducción de costos y a la producción eficiente. En el largo plazo puede favorecer la competencia dado el alto nivel de sobreinversión subyacente (p.e. EE.UU. Con su sistema de gasoductos de transporte).

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Metodología Tarifaria Post-privatización

Tarifas máximas (Price Cap).

Costo marginal de largo plazo (incluye costos de capital).

Se consideró que las Distribuidoras deberían realizar descuentos en función del riesgo by-pass y precios de combustibles alternativos.

Contribuciones adicionales de los usuarios deben ser justificadas.

Tarifa a usuario final compuesta por:

Precio del gas.

Tarifa de Transporte.

Tarifa de Distribución.

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Metodología Tarifaria Post-privatización (cont.)

Tarifas varían de acuerdo a patrones de distancia de yacimientos y centros de consumo.

Tarifas varían de acuerdo a la disponibilidad:

Firme.

Interrumpible.

Ajuste automático cada 6 meses de los servicios de Distribución y Transmisión de acuerdo al índice de precios de productores industriales de los EE.UU. (PPI).

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5. Tarifas

- La Ley del Gas y sus Normas Reglamentarias, que aprueban las Licencias otorgadas a las Empresas adjudicatarias de los respectivos Concursos Internacionales, regulan los principios que rigen el sistema tarifario de los servicios a prestar por las empresas Licenciatarias.

- Asimismo, esas normas establecen lo relativo a su sistema de cálculo, condiciones de su aplicación, criterios para la fijación de los niveles y garantías para los prestadores.

- En el Marco Regulatorio Argentino conviven dos principios rectores del régimen tarifario: el del PRICE CAP, para la fijación – por la Autoridad Regulatoria – de la tarifa a los usuarios finales; y el del PASS THROUGH para el precio del gas comprado al mercado desregulado de producción del gas natural. Ambos principios conviven armonicamente en el texto del Marco Regulatorio, sometidos a la supervisión del Ente Regulador.

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El régimen tarifario

- El Capítulo IX -Tarifas- de la Ley del Gas 24.076 contiene los principios básicos referidos a la remuneración de los servicios regulados de transporte y distribución.

- El artículo 37 de la normativa establece que la tarifa de gas a los consumidores será el resultado de la suma de el precio del gas, en el punto de ingreso al sistema de transporte, la tarifa de transporte y la tarifa de distribución.

- Las tarifas deben ser justas y razonables, esto es, proveer a las licenciatarias que operen con eficiencia un nivel de ingresos que les permita cubrir todos sus costos operativos razonables, pagar impuestos, amortizar activos y generar una utilidad similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable y que guarde relación con el grado de eficiencia en la prestación del servicio. Conforme artículos 38 y 39, Ley 24.076. Estas normas se nutren en el artículo 57 de la Ley de Reforma del Estado 23.696 que estableció que las concesiones a otorgar bajo el régimen de obra pública deben asegurar que la rentabilidad del concesionario no exceda una relación razonable entre las inversiones y la utilidad neta, precisando que al valorar la relación entre inversión y rentabilidad debe expresarse la tasa de retorno de la inversión a realizar.

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Continúa

- Toda vez que las licencias son otorgadas por el término de treinta y cinco años (con opción a diez años de prórroga en caso de cumplirse ciertas condiciones), la Ley del Gas establece asimismo que en el curso de las licencias "las tarifas se ajustarán de acuerdo con una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional, que reflejen las cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores" La norma establece, además, que dichos indicadores han de ser ajustados, en más o en menos, por sendos factores destinados a estimular la eficiencia (X) y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones (K). Asimismo que la metodología reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas. (Conforme artículo 41, Ley 24.076).

- Por su parte el artículo 42 dispone que cada cinco años el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS REVISARÁ EL SISTEMA DEAJUSTE DE TARIFAS. También se establece que con sujeción a la reglamentación que dicte el ENTE, los transportistas y distribuidores deberán registrar ante este último los cuadros tarifarios que se proponen aplicar, indicando las tarifas, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus consumidores y las condiciones generales del servicio. Dichos cuadros tarifarios, una vez registrados deberán ser ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los consumidores.

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Continúa

- Vale entonces decir que el ajuste de las tarifas de transporte y distribución por un indicador de mercado internacional constituye un principio legal establecido por una ley formal del Congreso Nacional. En adición a ello, tanto los cuadros tarifarios como la metodología de ajuste basada en los aludidos indicadores internacionales formaron parte como anexos (B y F) del Pliego de Bases y Condiciones para la Privatización de Gas del Estado.

- Asimismo, el Information Memorandum elaborado por el Gobierno Nacional (septiembre de 1992) para la privatización de los sistemas de transporte y distribución refiere asimismo a esta mecánica de ajuste tarifario.

- Por su parte el Decreto 1738/92 (reglamentario de la Ley 24.076) dispone que las tarifas se calculan en dólares estadounidenses, y que los cuadros tarifarios resultantes se reexpresan en pesos convertibles a la paridad establecida en el Decreto 2128/91 reglamentario de la Ley de Convertibilidad 23.928 de $ 1 = U$S 1. (Artículo 41 (1), Decreto 1 738/92)

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Continúa

- Tanto la selección del indicador internacional aplicable como la determinación de la metodología de ajuste tarifario fueron materias que la Ley del Gas reservó a la reglamentación del Poder Ejecutivo quien, a través del Decreto 2255 del 2 de diciembre de 1992, formalizó las Reglas Básicas de las Licencias ("RBL"). Como se verá éste precepto tiene su contrapartida en las RBL, sección 9.2., que aclara que la reexpresión en pesos convertibles es a efectos de la facturación, y que los ajustes tarifarios -incluyendo a los ajustes por variación del PPI- también deben ser calculados en dólares estadounidenses.

- Se advierte entonces que el concepto de "indicador de mercado internacional" se encuentra íntimamente asociado a la moneda de cálculo de las tarifas, que es el dólar de los estados Unidos.

- Por su parte las reglas básicas de la licencia tipifican en el Capítulo IX las normas relativa al Reglamento del Servicio y Tarifas estableciendo las siguientes clases de ajustes tarifarios:

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Continúa

- A) Periódicos y de tratamiento preestablecido

• Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional (artículo 41 de la ley).

• Ajuste por variaciones en el precio del gas comprado.

• Ajuste por variaciones en el costo del transporte

- B) Periódicos y de tratamiento a preestablecer por la Autoridad Regulatoria

• Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas (artículo 42 de la ley)

- C) No recurrentes

• Ajuste basado en circunstancias objetivas y justificadas (artículo 46 de la ley)

• Ajuste basado en circunstancias objetivas y justificadas (artículo 46 de la ley)

• Ajuste por cambios en los impuestos (artículo 41 de la ley.

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Continúa

- En el ítem -Ajuste por variación en los indicadores de mercado internacional-, se dispone el ajuste semestral de tarifas por PPI a partir del 1 de julio de 1993. Como puede apreciarse, el PPI resultó entonces de la selección practicada por el Ejecutivo en 1992, que en esa época lo consideró el índice representativo que cumplía con los requisitos del artículo 41 de la Ley del Gas.

- Especial referencia merece, en este contexto, la disposición de la sección 9.8.de las RBL: "No se aplicará al régimen de tarifas de la Licenciataria congelamientos, administraciones los controles de precios. Sí a pesar de estas estipulaciones se obligara a la Licenciataria a adecuarse a un régimen de control de precios que estableciera un nivel menor al que resulte de la Tarifa, la Licenciataria tendrá derecho a una compensación equivalente pagadera por el Otorgante.”

- Finalmente cabe señalar que desde el 1 de julio de 1993 y hasta diciembre de 1999 el ENARGAS aplicó en forma pacifica e interrumpida el procedimiento de Ajuste por Indicadores de Mercado Internacional mencionado.

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Tarifas: Clases de Ajustes

A. Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido (RBL, Art. 9.4.)

Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional.

“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en constitución, operación y mantenimiento de instalaciones.” (LGN, Art. 41)

- Price Producers Index (RBL, Art. 9.4.1.1.)

Periodicidad: enero y Julio c/año. Objeto: reflejar el valor de bienes y servicios.

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Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado (RBL, Art. 9.4.2.)

“En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes independientes se presumirán justos y razonables. Frente a tal presunción el impugnante soportará la carga de la prueba del exceso injustificado.” (DR 1738/92, Art. 38)

Principio de indiferencia:

“5) Las variaciones del precio de adquisición del Gas, serán trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al distribuidor ni al transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitación.” (DR 1738/92, Art. 37)

“c) El precio de ventas del gas por parte de los consumidores, incluirá costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes;” (LGN, Art. 38)

DR 1411/94: 1. Instruye ENARGAS certificar compras transparentes, abiertas y competitivas;2. Si verificare lo contrario, trasladará el menor costo del mercado para

condiciones y volúmenes similares;3. Instruye S.E. informe ENARGAS conductas anticompetitivas, monopólicas,

indebidamente discriminatorias o que impliquen abuso de posición dominante en los mercados de gas natural.

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Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la autoridad regulatoria (RBL, Art. 9.5.)

Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas:

“Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisión deberá ser efectuada de conformidad con lo establecido por los artículos 38 y 39 y fijará nuevas tarifas máximas de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 39 de la presente ley.” (LGN, Art. 42)

Periodicidad: c/5 años

Objeto: otorgar a Licenciatarias una rentabilidad razonable, similar a otras de riesgo equiparable o comparable, que guarde relación con grado de eficiencia y prestación.

No retroactiva ni compensatoria.

Afectan factores X y K.

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Factor de Eficiencia (RBL, Art. 9.4.1.2.)

Factor X

Periodicidad: c/5 años.

Objeto: inducir mayor eficiencia

Actualmente = 0

Autoridad Regulatoria propone programa de inversiones requeridas y ahorros de costos. Periodicidad: c/5 años

Factor de Inversión (RBL, Art. 9.4.1.3.)

Factor K

Periodicidad: c/5 años (o excepcionalmente cuando se basa en circunstancias objetivas y justificadas)

Objeto: compensar inversiones adicionales

Licenciataria propone Plan de Inversiones y Relevamientos y Autoridad regulatoria propone Factor de Inversión.

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Ajustes no recurrentes (RBL, Art. 9.6.)

Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas

“Los transportistas, distribuidores y consumidores podrán solicitar al Ente Nacional Regulador del Gas las modificaciones de tarifas, cargos, precios máximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los términos de la habilitación que consideren necesarias si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.

Recibida la solicitud de modificación, el Ente deberá resolver en el plazo de sesenta (60) días previa convocatoria a audiencia pública que deberá celebrarse dentro de los primeros quince (15) días de la recepción de la citada solicitud.” (LGN, Art. 46)

Periodicidad: excepcional.

Objeto: contemplar circunstancias específicas no previstas con anterioridad.

No recurrentes.

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Periodicidad: 1º de mayo / 30 de septiembre – 1º de octubre / 30 de abril.

Objeto: traslado de los costos (estacionales) de adquisición del gas.

Precio Promedio Ponderado: los precios se estiman por adelantado y se compensan (+/-) a través de la contabilidad diaria (compras reales).

Ajuste por variaciones en el costo del transporte (RBL, Art. 9.4.3.)

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Ajustes por cambios en los impuestos

“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una metodología que reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas.” (LGN, Art. 41) (RBL, Art. 9.6.2. y 12)

Variación de la tarifa en la exacta incidencia de la modificación de la carga fiscal sobre:

i. Tarifas

ii. Actividad de prestación del Servicio (excepto tasas que respondan estrictamente al costo del Servicio Licenciado)

No hay exención ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o gravámenes nacionales, provinciales o municipales.

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Expansiones al Sistema de Distribución

Resol. ENARGAS 44/94: caso particular de la Resol. 10/93. Se aplica a obras menores.

Es aplicable cuando:

La inversión total por usuario residencial no supere los $530.

Si el costo por usuario es superior al valor de referencia, el número de usuarios a conectar no deberá superar los 20 y la adhesión de los usuarios deberá ser del 100%.

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Expansiones al Sistema de Distribución (cont.)

En Distribución

Prioridad geográfica.

Obligación de expandirse.

Control de la evasión del Precio Máximo.

By-pass y energías alternativas.

Acción de los productores y comercializadores.

Fuentes de Competencia

Los usuarios pueden elegir la clase de servicio.

Precios máximos de los servicios y posibilidad de efectuar descuentos.

Las categorías tarifarias hacen referencia a la clase de servicio y no al tipo de consumidor.

Tarifas y calidad del servicio se relacionan a través de un reglamento.

(Continuación)

Las tarifas no tienen en cuenta los costos históricos.

Restricciones a la integración vertical en la cadena del negocio.

Prioridad por encima de la exclusividad en la expansión del servicio.

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Restricciones a la Integración Vertical para Distcos, Transcos, Productores, etc.

Competencia entre comercializadores de gas

Mecanismos que incentiven la compra de gas más barato por las Distcos

Mercado de reventa de capacidad

ContinuaciónContinuación

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Decretos PEN 180 y 181: Segmentación de mercados de gas - Cambios en la estructura tarifaria

1 solo rango tarifario

3 rangos tarifariosTarifa decreciente según consumo

3 rangos tarifarios, según volumen consumido

(R1 / R2 / R3)Posible introducción de tarifa

social (rango R1)

2 primeros rangos, con tratamiento similar a Residencial (para precio del gas)

3er rango (+ de 9000 m3), con tratamiento similar a Grandes Usuarios (para precio del gas)

Tarifa creciente según consumo

SEGMENTO(TARIFA)

RESIDENCIAL(R)

PYMES /COMERCIOS /ENTIDADESOFICIALES

(SGP)

SITUACIÓN PREVIA CAMBIOS PRODUCIDOS

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Decretos PEN 180 y 181: Segmentación de mercados de gas – Cambios en la estructura tarifaria

Servicio 100% firme e ininterrumpible (No paga cargo de reserva de capacidad de transporte)

Servicio Interrumpible Distribución (ID): Incluye cargo de transporte

Servicio Interrumpible Transporte (IT): Usufructuado por distribuidora

Servicio dual (a opción del cliente):

* Firme (con pago de reserva de ...capacidad de transporte)

* Interrumpible

ID: Excluirá cargo de transporte (“sinceramiento” renta ID)

IT: Desaparece como negocio directo distribuidoras.

SEGMENTO(TARIFA)

TRANSPORTEVEHICULAR

(GNC)

GRANDES INDUSTRIAS

Y CENTRALES ELÉCTRICAS

(GU)

SITUACIÓN PREVIA CAMBIOS PRODUCIDOS

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Decretos PEN 180 y 181: Segmentación de mercados de gas - Cambios en la estructura tarifaria

1 solo precio de gas natural en cabecera

Relación directa entre productores, transportistas y distribuidoras

Transportadoras y distribuidoras financian inversiones con su flujo de caja

Durante el período de transición, todos los clientes, excepto Residencial y SGP, deben obtener el gas desde productores / comercializadores. Coexistirán 2 o más precios de gas natural en cabecera (gran complejidad operativa / regulatoria)

Creación del Mercado Electrónico de Gas (MEG), que intervendría en transacciones de gas y transporte spot

Creación de un Fondo Fiduciario, a partir de cargos tarifarios y/o financiamiento internacional, para destinar a “inversiones críticas”, definidas por el Gobierno.

TEMAS SITUACIÓNPREVIA

AS

PE

CT

OS

GE

NE

RA

LES

Régimen de pass through del costo del gas

Funcionamiento del Mercado Mayorista

Fondo Fiduciario para inversiones de expansión

CAMBIOS PRODUCIDOS

Comercializador controlado por Distribuidora

No admitido por el ENARGAS

Admitido, pero con restricciones sobre topes de mercado por vía reglamentaria

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MARCO REGULATORIO VIGENTE(1993 / 2005)

LEY 24.076

REGLAS BASICAS DE LICENCIA DE

DISTRIBUCION

REGLAMENTO DE SERVICIO

RESOLUCIONES ENARGAS

Afectaciones del Marco Regulatorio

DECRETOPEN 180/2004

DECRETOPEN 181/2004

LEY 25.5612002

NORMASYA EMITIDAS

PROYECTO DE LEYDE TARIFA SOCIAL

PROYECTO DE LEYDE SERVICIOS

PUBLICOS

NORMASEN ESTUDIO

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Decreto PEN 180/04

COMERCIALIZADORESAmbito de aplicación

MEG(Mercado Eléctrico del Gas)Reglamentación y Alcance

Sin reglamentar

Decreto PEN 180/04(B.O. 16/02/04)

Resolución SE 415/04 PROGRAMA DE USO

RACIONAL DE LA ENERGIA

Resolución185/04 Ministerio de Planificación Federal MPFIPYS (B.O.

20/04/04) FIDEICOMISOS DE GAS – FONDO

FIDUCIARIO

Ya reglamentado

Resolución ENARGASN°3035 (B.O. 30/06/04)

Modelos de Contratos GNCFirme e Interrumpible.

Resolución SE 657/04(B.O. 15/06/04) Mecanismo derestricciones a interrumpible y

programa para firmes.

Reglamentación acargo de ENARGAS

Resolución SE 606/04 (B.O. 02/06/04) Reglamentación del art. 27 de la Ley 24.076.

Reventa de gas y/o transporte.

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Decreto PEN 181/04

Art. 4° Decreto 181/04 Expulsión de la compra

de gas de clientesa las Distribuidoras.

Sendero de preciosR1 R2 R3

Sin reglamentar

Decreto PEN 181/04(B.O. 16/02/04)

Resolución SE 265/04 Abastecimiento Interno (BO.

26/03/04)

Resolución MPFIPYS 208/04 Aprueba el Acuerdo entre

Productores y SE. – precios de gas natural en PIST. (BO.

22/04/04)

Ya reglamentado

Disposición 27/04 SubSecretaría de Combustibles SSC. (Boletín Oficial 31/03/04) Programa de Restricciones de Exportación

Resolución SE 503/04 (B.O. 21/05/2004) Mecanismo de uso prioritario de transporte para la

demanda no interrumpible

Nota ENARGAS 2666 y 2667 (11/06/04) Redireccionamiento de

gas y/o transporte

Resolución SE 659/04 (B.O. 17/06/04 Programa complementario de

abastecimiento al mercado interno de gas natural.

Somero análisis de las últimas normas y disposiciones dictadas para regular los aspectos operativos y comerciales

relacionados con los Servicios Públicos de Gas Natural y Electricidad.

Al mes de junio de 2006 es posible identificar las principales Normas que, al amparo de las disposiciones de la Ley de Emergencia No. 25.561, han modificado

los Marcos Regulatorios, al menos mientras dure la vigencia de la citada disposición de Emergencia, pero, claramente, proponiendo ciertos objetivos que parecen ser diseñados para estructurar la continuidad de nuevos políticas para

este Sector.Las Leyes N° 25.561, N° 25.790, y N° 25.972, generaron el marco normativo de

los Decretos N° 180 y 181 de fecha 16 de febrero de 2004.

A su vez, la Resolución N° 265 de la SECRETARIA DE ENERGIA de fecha 24 de marzo de 2004, la Disposición N° 27 de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES

de fecha 29 de marzo de 2003, la Resolución 208 del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS del 22 de abril de

2004, la Resolución S.E. N° 503/2004 del 21 de mayo de 2004, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 659/2004 del 17 de junio de 2004 en conjunto con

el punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, contribuyeron a este nuevo ordenamiento Regulatorio, hoy vigente

Por el Artículo 1° de la Ley N° 25.561 el Congreso Nacional delegó facultades de excepción al PODER EJECUTIVO NACIONAL para enfrentar la grave situación que afectaba la economía Nacional, como consecuencia de la crisis económica en la que el país se hallaba sumido a esa fecha. Así, el PODER EJECUTIVO NACIONAL actuando dentro del marco de la emergencia pública declarada por esa Ley , dictó diversas normas por las que se establecieron determinadas acciones con la finalidad de reestructurar las relaciones de intercambio de la economía, reactivar su funcionamiento y sustentabilidad en el largo plazo. A través del artículo 1 de la Ley N° 25.790 (B.O. 22/10/2003), se dispuso la extensión hasta el 31 de diciembre de 2004 del plazo para llevar a cabo la renegociación de los contratos de obras y servicios públicos. Dicha negociación podrá abarcar a determinados sectores de servicios públicos o a determinadas contrataciones en particular, correspondiendo aclarar sobre esta materia que la renegociación de los contratos de las respectivas licencias, alcanzarán las actividades de distribución y transporte de gas, Sin que dicha renegociación alcance al tratamiento del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte y sus ajustes.

Por otra parte, la Ley N° 25.790 ratifica anteriores disposiciones al determinar en su artículo 2° segundo párrafo, que reza textualmente ... Las facultades de los entes reguladores en materia de revisiones contractuales, ajustes y adecuaciones tarifarias previstas en los marcos regulatorios respectivos, podrán ejercerse en tanto resulten compatibles con el desarrollo del proceso de renegociación que lleve a cabo el Poder Ejecutivo Nacional en virtud de lo dispuesto por el artículo 9° de la Ley N° 25.561. Con idéntico propósito, la Ley N° 25.972 de fecha 18/12/2004 también en su artículo 1° prorroga la emergencia pública hasta el 31 de diciembre de 2005. El sistema nacido al amparo de las disposiciones de emergencia comentados ratifica algunos principios básicos del sistema tarifario Regulado por la ley 24.076, a saber:a) la tarifa de gas se encuentra formada por tres componentes conforme surge del artículo 37 de la Ley N° 24.076 : precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, tarifa de transporte y tarifa de distribución. b) la reglamentación del Artículo N° 37 de la Ley N° 24.076 en su inciso 5) establece que las variaciones en el precio de adquisición del gas serán trasladadas a la tarifa final al usuario. (Dec. 1738/92)

C) La Autoridad Regulatoria se encuentra facultada para realizar los ajustes estacionales de tarifas en los términos del artículo 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Transporte y Distribución de Gas al amparo de la mencionada legislación de Emergencia.

En ese contexto interpretativo, las Empresas DISTRIBUIDORAS DE GAS se han presentado acompañando los Cuadros Tarifarios correspondientes a los diferentes períodos estacionales que incluyen los cálculos que prevén los ajustes solicitados. Al respecto debe considerarse que el punto 9.4.2.3. determina que los ajustes serán estacionales, abarcando los períodos del 1° de mayo al 30 de septiembre de cada año, y del 1° de octubre al 30 de abril del año siguiente..

A su vez el punto 9.4.2.5. expresa que La Licenciataria deberá llevar contabilidad diaria separada del precio y del valor del Gas comprado e incluido en sus ventas reales, y de la diferencia entre este último valor y el del Gas incluido en la facturación de tales ventas reales, al precio estimado determinado en 9.4.2.4.

Las diferencias diarias se acumularán mensualmente y hasta el último día hábil de cada mes del período estacional. Tales diferencias diarias acumuladas, devengarán la tasa efectiva del Banco de la Nación Argentina para depósitos en moneda argentina a 30 días de plazo, vigente el último día hábil de cada mes, desde este día y hasta el último día hábil del período estacional. En términos generales corresponde aclarar que en tanto los Cuadros Tarifarios presentados por algunas distribuidoras deben elaborarse sobre un cálculo del Precio del Gas Natural en el Ingreso al Sistema de Transporte, que tiene como sustento el Decreto N° 181/2004 y la Resolución MPFIPyS N° 208/2004, y no los contratos de  compra de gas natural efectivamente vigentes.

Ante esa realidad, necesariamente, el ENTE REGULADOR en su carácter de Autoridad de Aplicación que interpreta los alcances de las normas regulatorias vinculadas al traslado a tarifas finales de las variaciones del precio del gas comprado, es quien aprueba tales precios de incorporación del Gas comprado a las Tarifas de los Consumidores.

También, en orden a exponer los antecedentes que sustentan el dictado de las disposiciones aprobatorias del mencionado traslado del precio del gas comprado, la AUTORIDAD REGULATORIA convocó, mediante la providencia de fecha 6 de abril de 2004, a la Audiencia Pública N° 81 que se celebró el día 6 de mayo del citado año, con el objeto de tratar el ACUERDO celebrado entre la SECRETARIA DE ENERGIA en representación del ESTADO NACIONAL con los productores de gas referenciados en el mismo, para LA IMPLEMENTACION DEL ESQUEMA DE NORMALIZACION DE LOS PRECIOS DEL GAS NATURAL en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, dispuesto por el Decreto N° 181/2004. Debe señalarse que en línea con las negociaciones encaradas oportunamente por el PODER EJECUTIVO NACIONAL con los productores de gas, se dictó el Decreto N° 181/04 que instruyó a la SECRETARIA DE ENERGIA para que en atención a sus competencias y funciones, elabore un ESQUEMA DE NORMALIZACION DE LOS PRECIOS DEL GAS NATURAL en punto de ingreso al sistema de transporte que no podrá extenderse más allá del 31 de diciembre de 2006, con destino a las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes y a los usuarios de dichas prestadoras que comiencen a adquirir el gas natural directamente de productores y comercializadores.

Asimismo, dicho Decreto previó un esquema de segmentación tarifaria,  considerando las posibilidades de los distintos tipos de usuarios para hacer frente al ajuste de precios, así como la capacidad de gestión de compra de energía con que cuentan los distintos consumidores.

Por otra parte, el artículo 8° del Decreto PEN N° 181/04 establece que el Precio del Gas Natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte que surja del ACUERDO aprobado por la Res.No. 208/04, deberá ser el que utilice el Ente Regulador en cumplimiento del punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia, sustituyendo la expresión G1 definida en el punto 9.4.2.2. de las citadas Reglas Básicas por las cifras resultantes para cada una de las tarifas máximas afectadas por el presente mecanismo.

A su vez el mencionado ACUERDO estableció un ESQUEMA DE NORMALIZACION DEL PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO con inicio a partir de mayo de 2004, previendo una recomposición progresiva del precio del gas natural, al mismo tiempo que aseguró condiciones básicas de abastecimiento, con más el crecimiento de consumo del servicio residencial y los pequeños usuarios, que se verifiquen hasta la fecha prevista en el ACUERDO aprobado por la Resolución No. 208/04.

-

Previamente, la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 265/2004 dispuso la suspensión de la exportación de excedentes de gas natural que resulten útiles para el abastecimiento interno e instruyó a la Subsecretaría de Combustibles de la Nación a elaborar un Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de Transporte originalmente reservada para esos fines. A su vez, la Disposición SSC N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004 creó dicho Programa de Racionalización que tuvo por objeto asegurar el abastecimiento de los usuarios R, P, G, FT, FD y Firme GNC destinados a satisfacer la demanda interna y el abastecimiento a las centrales de generación térmica. Asimismo esta Disposición fijó los valores a aplicar al gas natural considerando; a) Aquellos productores que no han cumplido sus obligaciones particulares, entendiéndose por tales, no haber mantenido el nivel de ventas al mercado interno asumido al momento de tramitar la respectiva autorización de Exportación, se les reconocerá el precio promedio de cuenca para el mercado interno publicado por el ENARGAS.

b) Aquellos productores que han cumplido sus obligaciones particulares respecto al abastecimiento del mercado interno, pero han incumplido sus obligaciones colectivas, entendiéndose por tales el abastecimiento conjunto al Mercado Interno, se les reconocerá un valor equivalente al efectivamente percibido por el contrato de exportación respectivo.

Con posterioridad y a través de la RESOLUCION S.E. N° 659 de fecha 17/06/04, se aprueba el Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural, que sustituye al establecido por la Disposición de la Subsecretaría de Combustibles N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004.

La citada RESOLUCION S.E. N° 659 explica que las decisiones tomadas en el marco de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, no limitaron ni impidieron que los productores exportadores pudieran cumplir sus compromisos de exportación, toda vez que el Capítulo IV punto 14 del Anexo I de la citada disposición habilitaba al productor a continuar exportando si reemplazaba en el mercado interno un volumen de energía efectiva equivalente. De esta forma, la no utilización por parte de los productores de esta prerrogativa demuestra la falta de inyección necesaria para abastecer a ambos mercados interno y externo de manera simultánea.

También expresa que el conjunto de medidas adoptadas tuvieron por objeto atender el problema de escasez de gas natural, dando prioridad al abastecimiento interno, sin impedir innecesariamente la exportación de volúmenes de gas natural. El Art. 2° establece que el PROGRAMA resultará de aplicación mientras la inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a la demanda de: (i) los usuarios contemplados en el Artículo 31 del Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004; con más (ii) la de los usuarios del Servicio SGP (tercer escalón de consumo) y la de los usuarios firmes (SGG, FT, FD y FIRME GNC), por su capacidad reservada; y con más (iii) la de las centrales de generación térmica, que resulte necesaria para evitar la interrupción del servicio público de electricidad. Todo lo antedicho será de aplicación, en tanto y en cuanto las demandas  mencionadas puedan ser atendidas con la capacidad de transporte existente. También estipula que Las firmas prestadoras del servicio de distribución que soliciten, a través del ENARGAS, el suministro de gas natural en el marco del presente PROGRAMA, deberán asumir los costos, términos y condiciones previstos en el mismo y en las reglamentaciones que al respecto se dispongan, independientemente del tratamiento que el costo de este gas tenga al momento de la aplicación del punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.

En el CAPITULO II punto 7 de la normativa bajo análisis (ACUERDO), se establece que que Para cada cuenca, los volúmenes de inyección adicional de gas natural que se soliciten , serán valuados a los precios denominados Valor de Referencia a Julio del 2005 conforme el Anexo I del Acuerdo. A su vez, debemos señalar que del análisis del ACUERDO, se desprende que los productores se comprometieron a proveer gas natural por los volúmenes contemplados en el Anexo II, durante los plazos y a los precios establecidos en el Anexo I-a y I-b del mismo. Que el presente ajuste estacional de tarifas por variaciones en el precio del gas comprado para el período invernal, dará tratamiento a los precios contenidos en el citado ACUERDO (Resolución N° 208/04 - Anexo I-a, con más los ajustes porcentuales que surgen del Cuadro 3) para el período mayo 2005 - junio 2005, y que su traslado implicará un incremento de las Tarifas de gas natural.

Resulta válido, entonces, recordar que el Decreto PEN N° 181/04 entre sus considerandos menciona que, acorde con lo dispuesto en la Ley 25.561 en lo concerniente a la reactivación de la economía y la mejora en el nivel de empleo y de distribución de ingresos, se debe considerar la necesidad de orientar la política energética y tarifaria con sentido social, protegiendo fundamentalmente a los sectores de menores ingresos.

Vale también recordar que, en relación con la elaboración de los Cuadros Tarifarios, el ENARGAS ha considerado los alcances de dicha Resolución MPFIPyS N° 208/04, y no ha aplicado variaciones de costos del gas en boca de pozo a las tarifas de las categorías de servicio residencial R y servicio general “P” (escalones 1 y 2 de consumo). Por último, y en relación con este tema, el ENARGAS debe analizar en cada caso en particular las compras de gas natural realizadas por las Distribuidoras en los términos del artículo 8° del Decreto N° 181/2004 y también si las mismas se realizan a través de solicitudes bajo la Resolución SE N° 659/ 2004 o en el mercado spot, procurando que las mismas se hayan concretado a través de procesos transparentes, abiertos y competitivos, logrando el menor precio de mercado compatible con la seguridad del abastecimiento del suministro no interrumpible en los términos de la Ley N° 24.076 y los Decretos N° 1738/92 y 1411/94.

También se debe recordar que en oportunidad del dictado de las Resoluciones ENARGAS N° 3007 a 3017 y de las N° 3086 a 3096 que aprobaron los Cuadros Tarifarios correspondientes a los períodos comprendidos entre el 1 de mayo-30 de septiembre de 2004 y entre el 1 de octubre de 2004-30 de abril de 2005 respectivamente, el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS consideró que el tratamiento de lo actuado debía realizarse con carácter provisorio.

Ello así por no encontrarse celebrados la totalidad de los contratos de compra de gas, que debieron cumplimentarse como consecuencia del ACUERDO y a la ausencia de información precisa sobre los precios de ciertos volúmenes de gas entregados o redireccionados.

Que atento a dichas circunstancias, se autorizó el traslado a tarifas considerando el cumplimiento integral del compromiso de suministro asumido en el ACUERDO, por lo cual en aquellos casos en que se registró un cumplimiento de inyección por parte de los Productores inferior a los volúmenes comprometidos en el ACUERDO, simultáneamente a la entrega de gas en los términos de la Disposición SSC N° 27/04 mientras estuvo vigente o de la Resolución SE N° 659/04, el ENARGAS dispuso valorizar a este último caudal en base al precio del gas del Esquema de Normalización establecido en la Resolución MPFIPyS N° 208/04 hasta la concurrencia de los volúmenes comprometidos.

Corresponde reseñar que el ENARGAS implementó los citados ajustes tarifarios, asumiendo criterios de razonabilidad y equidad dentro de un escenario complejo, dominado por la emergencia económica, y contando con el ACUERDO suscripto entre Productores y el Estado Nacional, y por las normas complementarias antes mencionadas que, en conjunto, garantizan el suministro de gas para el mercado interno.

Por otra parte, y en tanto aún continúan las divergencias entre productores y distribuidoras respecto a los precios que deben abonarse como consecuencia de los volúmenes consumidos bajo la normativa dictada durante el pasado año 2004, la Autoridad Regulatoria ha decidido que dichas diferencias no pueden ser solucionadas en este ajuste estacional de invierno, por lo que decidió mantener cuadros tarifarios provisorios. Y a su vez la Autoridad Regulatoria ha declarado que como consecuencia de ello, y a los fines de contar con información precisa que permita evaluar íntegramente los costos del gas adquiridos por las distribuidoras como consecuencia de la serie de normas dictadas en el marco del Decreto N° 180/2004 y 181/2004 y normas complementarias que aprueba las tarifas de gas que están autorizadas a cobrar las Distribuidoras a sus usuarios; y la Secretaría de Energía de la Nación, en su calidad de representante del Estado Nacional a los fines de instrumentar el ACUERDO DE NORMALIZACION de precios, que fuera homologado por la Resolución MPFIPyS N° 208/2004, se encuentran estudiando una solución integral de las cuestiones que han sido objeto de controversia, a los fines de aprobar cuadros tarifarios definitivos, que protejan debidamente los derechos de los consumidores de gas natural.

En relación a los aspectos ligados al abastecimiento de GLP por redes, se informó al ENARGAS que se está tramitando la segunda prórroga del ACUERDO DE ABASTECIMIENTO, ratificado por decreto N° 1801 del 14-12-04.

Que sobre este tema corresponde remarcar entonces que es intención de las autoridades la renovación del denominado ACUERDO DE ABASTECIMIENTO DE GAS PROPANO PARA REDES DE DISTRIBUCION DE GAS PROPANO INDILUIDO, con las Empresas Productoras signatarias del mismo y con otras empresas que puedan proveer gas propano, de común acuerdo entre las partes y por un período no mayor a un (1) año, implementando los actos administrativos necesarios. Que ante tal situación, el precio del gas licuado a granel a considerar en los Cuadros Tarifarios de las localidades abastecidas por dicho producto, se mantendrá, ;en este período invernal de 2005, en 300$ la tonelada para los usuarios residenciales y la categoría SGP (escalones 1 y 2).

-Ente Nacional Regulador del Gas

Autarquía.

Funciones.

Proceso Decisorio.

Controles al Ente Regulador.

- 133 -

Inspección y control Reglamentarias Jurisdiccionales

- Tarifas.

- Calidad de gas.

- Inversiones obligatorias.

- Procedimientos de mantenimiento y seguridad.

- Facturación.

- Reclamos.

Extensiones de redes.

- Subdistribución.

- GNC.

- Ajuste de tarifas/revisión tarifaria.

- Reglas técnicas y de seguridad (aprobación de organismos de certificación y artefactos, odorización, calidad de gas, etc.).

Intervenir en controversias que se susciten entre los sujetos de la Ley 24.076.

- Aplicar sanciones previstas en la ley.

- Organizar y aplicar el régimen de Audiencias Públicas.

Facultades del ENARGAS

- 134 -

Estructura del Ente

PresidentePresidenteSecretaría

delDirectorio

Secretaría del

Directorio Vicepresidente. Vicepresidente. Otros Directores. Otros Directores.

Gte. de Legales.

Gte. de Distribución.

Gte. de Transmisión.

Gte. de Legales.

Gte. de Distribución.

Gte. de Transmisión.

Gte. de Economía y Desarrollo.

Gte. de Administración y Sistemas.

Gte. Regional.

Gte. de Economía y Desarrollo.

Gte. de Administración y Sistemas.

Gte. Regional.

Autarquía

ENTE REGULADOR

Autarquía

ENTE REGULADOR

AdministrativaAdministrativa FinancieraFinanciera

Tasa de

Fiscalización

y Control

Tasa de

Fiscalización

y Control

- 136 -

Actividad Regulatoria propiamente dicha.

Actividad de Fiscalización y Control.

Actividad Sancionatoria.

Funciones del Ente ReguladorFunciones del Ente Regulador

Función RegulatoriaFunción Regulatoria

Función ReglamentariaFunción Reglamentaria

Función JurisdiccionalFunción Jurisdiccional

- 137 -

El ENARGAS y los tres poderes del Estado:

Interrelaciones

Poder Legislativo

Poder Legislativo

Poder EjecutivoPoder

EjecutivoPoder JudicialPoder Judicial

AGNAGN Def. delPueblo

Def. delPueblo

Comis.Art. 55

Comis.Art. 55

ENARGASControl externoControl externo

Tutela derechosindividuales

Tutela derechosindividuales

Designac. y/o Remoción

de Directores

Designac. y/o Remoción

de Directores

CSJNCSJN

Cámara en lo Contencioso

Adm. Federal

Cámara en lo Contencioso

Adm. Federal

Recursos directos Art. 73

Recursos directos Art. 73

Apelaciones Art. 70 y 60

Apelaciones Art. 70 y 60

Juzgado Federal

Juzgado Federal

MEyOySPMEyOySP SIGENSIGEN

Control interno

Control interno

Acción de Amparo

- 138 -

Rec. Aclaratoria

(Art. 102, Decreto 1759/72, LPA).

Rec. Reconsideración

(Art. 84, Decreto 1759/72, LPA).

Rec. Alzada

(Art. 70 LG y Art. 94, Decreto 1759/72, LPA).

Rec. Extraordinaria de Revisión (Art. 22, LPA).

Rec. Queja

(Art. 71, Decreto 1759/72, LPA).

Impugnaciones de

Actos del ENARGAS

Impugnaciones de

Actos del ENARGAS

Instancia AdministrativaInstancia Administrativa Instancia JudicialInstancia Judicial

Rec. Directo

(Art. 73 LG, Sanciones).

Rec. Apelación (Art. 70 LG).

Rec. Apelación C/MJ (Art. 66 LG).

Reclamo c/actos generales (Art. 22 inc. A, LPA).

Revisión Judicial (Art. 25, LPA).

Reclamo de Amparo

(A la Justicia Federal).

- 139 -

Audiencia Pública

Es un acto previo a la toma de una decisión.

Permite la participación del público.

Proviene del derecho norteamericano y se aplica la garantía del debido proceso adjetivo que consiste en el derecho del particular a ser oído antes del dictado de un acto.

Luego de la Audiencia el Ente debe expedirse mediante el dictado de una Resolución.

La omisión a celebrar una Audiencia en aquellos casos en que la ley así lo indique puede resultar en la nulidad de lo resuelto.

EXPORTACIONES DE GAS

- 141 -

Tasa de Variación: 47%

- 142 -

- 143 -

Tasa de Variación: 22,7%

Tasa de Variación: 66,3%

Tasa de Variación: 74,6%

- 144 -

- 145 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Ley 17.319 - Artículo 6º:

- “El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que esas exportaciones se realicen a precios comerciales razonables y podrá fijar en tal situación, los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno, a fín de posibilitar una racional y equitativa participación en él a todos los productores del país”.

- 146 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Art. 3ro. Ley 24.076

• “Las exportaciones de gas natural deberán, en cada caso, ser autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional, dentro del plazo de noventa (90) días de recibida la solicitud, en la medida que no se afecte el abastecimiento interno.”

- Texto actualizado de Decreto Nº 1738/92 reglamentario de la Ley 24.076.

• (1) Delégase en la Secretaría la facultad de aprobar o rechazar solicitudes de gas natural, y para dictar normas complementarias a ese respecto. (Inciso establecido por el art. 1ro del Decreto Nº 951/1995)

- 147 -

EXPORTACIONES DE GAS MARCO NORMATIVO

Texto actualizado de Decreto Nº 1738/92 reglamentario de la Ley 24.076

- (2) Las autorizaciones de exportación de gas son independientes de las autorizaciones para la construcción de nuevas conexiones. (Inciso establecido por el art. 1ro del Decreto Nº 951/1995)

- (3) Intervención previa del ENARGAS. (Inciso establecido por el art. 1ro del Decreto Nº 951/1995)

- (4) Las autorizaciones de exportación que se emitan podrán prever la exportación de excedentes de gas a las cantidades establecidas en las mismas, siempre que estén sujetos a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno. (Inciso establecido por el art. 1ro del Decreto Nº 951/1995)

- 148 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Dto. 1738/92 (6) Caducidad automática de autorizaciones si las exportaciones no comenzaran a un régimen adecuado dentro de los 180 días de la fecha de autorización, salvo que se prevea un plazo distinto en cada autorización.

- 149 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

CRITERIOS APLICADOS PARA AUTORIZAR EXPORTACIONES

Basados en el stock de reservas

- Hasta el año 1998

- Resolución SE Nº 299/98

- Resolución SE Nº 131/01

Basados en el flujo de producción y demanda interna.

- Disposición SSC Nº 27/04

- 150 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO CRITERIOS EMPLEADOS POR SE

Resolución SE Nº 299/98

Resolución SE Nº 299/98 (aplicación parcialmente suspendida por Resolución SE Nº 131/2001)

Capitulo I - Principios de:

Transparencia

No discriminación

Interés Público

Capitulo II - Procedimiento de 3ro interesado

- 151 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

CRITERIOS EMPLEADOS POR SEResolución SE Nº 131/01

Artículo 1º — Dispone la aprobación automática de las solicitudes de exportación de gas natural siempre que se cumpla, al momento de la presentación de una solicitud, alguna de las condiciones previstas en los incisos a) y b) del presente artículo.

a) El índice de reposición de las reservas de gas natural, sea mayor o igual a CERO (0), calculado conforme a las definiciones que figuran en el ANEXO I de la presente resolución.

b) Horizonte de reservas igual o mayor a DOCE (12) años conforme a metodología de Anexo I

- 152 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

CRITERIOS EMPLEADOS POR SEResolución SE Nº 131/01HORIZONTE DE RESERVAS

Rf / Q 12

Rf: reservas de gas natural incluyendo 100 % de probadas + 50 % de probables.

Q: producción total de gas natural en el país, excluyendo los volúmenes reinyectados en formación, del año inmediato anterior a la fecha en que se presente la solicitud de autorización de exportación, si la misma se realiza a partir del 1º de junio de cada año o del anteúltimo año anterior, si se realiza antes del 1º de junio de cada año.

- 153 -

REPÚBLICA ARGENTINAEVOLUCIÓN DE RESERVAS COMPROBADAS MAS 50%

PROBABLES RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

MM

m3

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

AÑ

OS

RESERVAS PRODUCCIÓN RELACION RES./PROD.

- 154 -

CUENCA NOROESTEEVOLUCIÓN DE RESERVAS COMPROBADAS

MAS 50% PROBABLES RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN

0

50000

100000

150000

200000

250000

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

MM

m3

0,00

15,00

30,00

45,00

60,00

75,00

AÑ

OS

RESERVAS PRODUCCIÓN RELACION RES./PROD.

- 155 -

CUENCA AUSTRALEVOLUCIÓN DE RESERVAS COMPROBADAS

MAS 50% PROBABLES RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

MM

m3

0,00

10,00

20,00

30,00

AÑ

OS

RESERVAS PRODUCCIÓN RELACION RES./PROD.

- 156 -

CUENCA NEUQUINAEVOLUCIÓN DE RESERVAS COMPROBADAS

MAS 50% PROBABLES RELACIÓN RESERVAS/PRODUCCIÓN

0

100000

200000

300000

400000

500000

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

MM

m3

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

AÑ

OS

RESERVAS PRODUCCIÓN RELACION RES./PROD.

- 157 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

CRITERIOS EMPLEADOS POR SEResolución SE Nº 131/01INDICE DE REPOSICIÓN DE RESERVAS

IR = Rf- Ri

Donde:

IR = Indice de reposición de reservas de gas natural vigente al momento de presentación de la autorización.

Rf = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del último año anterior al de la presentación,

Ri = reservas de gas natural totales del país al 31 de diciembre del sexto año anterior al de la presentación,

(2) Para el cómputo de las reservas de gas natural totales se sumarán el CIEN POR CIENTO (100%) de las reservas comprobadas y el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de las reservas probables,

- 158 -

REPÚBLICA ARGENTINA ÍNDICE DE REPOSICIÓN DE RESERVAS DE GAS

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1999 2000 2001 2002

- 159 -

CUENCA NEUQUINA ÍNDICE DE REPOSICIÓN DE RESERVAS DE GAS

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

2000 2001 2002

- 160 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

Decreto Nº 180/04 Art. 31.

- Faculta a la SECRETARIA DE ENERGIA en caso de que el sistema de gas natural pueda entrar en situaciones de crisis de abastecimiento o generar este tipo de situaciones sobre otro servicio público, a disponer todas las medidas que se consideren necesarias para mantener un adecuado nivel de prestaciones.

- Determina usuarios cuyo consumo debe ser protegido.

- Publicidad de criterios a ser utilizados.

- Claridad y objetividad en la asignación de derechos y obligaciones en caso de una potencial emergencia.

- 161 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Resolución SE Nº 265/04

- Artículo 1° —

- - Medidas de prevención a efectos de evitar una crisis de abastecimiento interno de gas natural y sus consecuencias sobre el abastecimiento mayorista de electricidad:

- - Suspención de la exportación de excedentes de gas natural, que resulten útiles para el abastecimiento interno.

- - Suspensión y revisión de la Resolución SE y M N° 131 de fecha 15 de febrero de 2001 y todas las tramitaciones de autorizaciones de exportación.

- 162 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Resolución SE Nº 265/04

- Artículo 1° Continuación

- c) Elaboración por parte de la SSC del PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES DE GAS Y DEL USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE originalmente reservada para esos fines.

- - Esquema de cortes útiles sobre:

- (i) los servicios de transporte ligados a la exportación y;

- (ii) los volúmenes de gas destinados a la exportación y a la generación de electricidad para exportar, en la medida necesaria para completar la inyección de los sistemas de transporte para abastecer el mercado interno.

- 163 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Resolución SE Nº 265/04 - Artículo 1° Continuación

- Asegurar, en la medida que el sistema de transporte o distribución lo permita los siguientes consumos:

- i) los Usuarios del Servicio Residencial - R,

- ii) los Usuarios del Servicio General - P

- iii) los Usuarios del Servicio a Subdistribuidores

- iv) los usuarios firmes (SGG — por su capacidad reservada —, FT, FD y FIRME GNC) destinados a satisfacer la demanda interna.

- (iv) La sustentabilidad del servicio público de electricidad.

- Medidas transitorias

- 164 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Disposición SSC Nº 27/04

- Artículo 1º — Aprueba PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES DE GAS NATURAL Y DEL USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE,

- Art. 2º —Aplicación con carácter transitorio cuando exista insuficiencia de inyección de gas para consumos internos protegidos siempre y cuando el corte sea útil.

- 165 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

Disposición SSC Nº 27/04

Anexo I - Capitulo I.

a) Se mantiene la responsabilidad de las Distribuidoras de gestionar su demanda de gas para asegurar la prestación del servicio.

3.Orden de prioridades

- (i) grado de cumplimiento del compromiso de suministro de gas natural al mercado interno de cada productor individual.

- (ii) evolución posterior de las ventas al mercado interno, discriminando entre las ventas realizadas a prestadores del servicio de distribución, de aquellas ventas realizadas a consumidores directos.

- (iii) utilidad del corte.

- 166 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Disposición SSC Nº 27/04

- Anexo I - Capitulo II

- Volúmenes a Suspender y Valorización del Gas

- a). Limitación a la ejecución de exportaciones por niveles superiores a los registrados durante el año 2003, excluyendo a los excedentes, salvo autorización expresa de la SSC

- b) Ninguna autorización de exportación podrá haberse ejecutado por volúmenes totales superiores a los registrados en los primeros tres trimestres del año 2003, salvo autorización expresa de la SSC

- 167 -

EXPORTACIONES DE GASMARCO NORMATIVO

- Disposición SSC Nº 27/04

- Flexibilidad al presente Programa,

- a) Posibilidad del productor, de reemplazar el gas natural objeto de la suspensión por energía equivalente, en tanto y en cuanto, dicha operación no implique una reducción en la oferta de energía equivalente para el mercado interno y la misma resulte útil, en términos operativos, para el fin específico para el cual se encuentra destinada.

- b) La energía alternativa será valorizada de conformidad a las pautas establecidas en el Capítulo III de la Disposición SSC Nº 27/04, y sustituirá al gas natural detraído de la exportación una vez que la energía equivalente pueda ser entregada físicamente el consumidor.

- 168 -

NOTA S.E. Nº 385/04

- Mecanismo transitorio de asignación de gas dentro del mercado interno a emplearse en forma previa por parte del ENARGAS a efectuar requerimientos de gas en el marco de la Disposición SSC Nº 27/04

- Vigencia del mismo: 10/05/04

- 169 -

ACUERDOS MULTILATERALES

MERCOSUR

Memorandum de entendimiento relativo a los intercambios gasíferos e integración gasífera entre los estados partes del MERCOSUR (aprobado

por decisión del Consejo del Mercado nº 10/99). - Sujeto a internalización.

- 170 -

ACUERDOS BINACIONALES

Argentina - Uruguay

Acuerdo sobre Abastecimiento de Gas Natural Argentino a Uruguay - 8 de julio de 1991 - (Inscripto en ALADI)

Acuerdo Complementario al Acuerdo de Abastecimiento de Gas Argentino a Uruguay - 20 de septiembre de 1996 -

Argentina - Chile

Protocolo Substitutivo del Protocolo Nº 2 sobre “Normas que Regulan la Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural.” 7 de julio de 1995. - (Inscripto en ALADI)

- 171 -

ACUERDOS BINACIONALES

- Argentina - Bolivia

- Convenio Temporario de Venta de Gas Natural entre la República Argentina y la República de Bolivia. 21/04/04.

- Acuerdo de Alcance Parcial sobre Integración Energética /16 de febrero de 1998 -

- Acuerdo de Alcance Parcial para la Liberación del Comercio de Hidrocarburos y sus Derivados - 18 de marzo de 1994 -

- 172 -

- - Acuerdo por seis meses

- - Volumen máximo de importación por particulares 4 MMm3/día.

- - Precio en boca de pozo en Bolivia u$s 0.98 por MMBTU (gas seco).

- - Limitaciones a la reexportación del gas.

- - Compromiso de no incrementar las exportaciones de gas desde la Cuenca Noroeste. (por volumen superior a promedio de 90 días anteriores), salvo acuerdo expreso con la República de Bolivia.

ACUERDOS BINACIONALESIMPORTACIÓN DE GAS DE BOLIVIA

- 173 -

NEGOCIACION ARGENTINA - CHILE

- Comisión Binacional de Integración de los Mercados Energéticos.

- - Ultimas reuniones de trabajo: 13/05/03 Buenos Aires, 10/11/03 Santiago de Chile 23/02/04 Buenos Aires (Subcomisión Hidrocarburos)

- Tareas en curso:

- - a) Instrumentación de artículo 7º Protocolo 15 vo al ACE 16.

- - b) Punto 47 de Declaración Conjunta de Presidentes de Argentina y Chile agosto 2003.

- 174 -

15 VO PROTOCOLO AL ACE 16 ARGENTINA - CHILE ARTÍCULOS 6º Y 7º

- Artículo 6°.- El marco normativo aplicable a la compraventa, exportación, importación y transporte de gas lo constituye la respectiva

legislación de cada Estado y lo convenido en este instrumento.

- Artículo 7°.- Las Partes procederán de acuerdo al principio de no discriminación respecto de los consumidores afectados, cualquiera sea la ubicación geográfica de éstos, en los casos de fuerza mayor o caso fortuito que afecten temporalmente elementos de infraestructura que sean comunes a la exportación de Argentina hacia Chile o de Chile

hacia Argentina y al consumo interno, debiéndose en todos los casos mantener la proporcionalidad existente en condiciones normales

- 175 -

NEGOCIACION ARGENTINA - CHILE INSTRUMENTACIÓN DE ARTÍCULO 7º PROTOCOLO 15 VO AL ACE 16.

- Condiciones de aplicación del artículo 7º:

- 1) el problema de suministro debe tener su origen en “casos de fuerza mayor o caso fortuito”.y

- 2) el problema de suministro debe provenir de situaciones que “afecten temporariamente elementos de infraestructura (transporte) que sean comunes a la exportación de Argentina hacia Chile o de Chile hacia Argentina y al consumo interno”.

- 176 -

NEGOCIACION ARGENTINA - CHILE

PUNTO 47 DE DECLARACIÓN CONJUNTA DE PRESIDENTES DE ARGENTINA Y CHILE AGOSTO 2003.

- “Manual de Procedimientos de Comunicación e Intercambio de Información para Situaciones de Contingencias y Coordinación Técnica en la Prevención de Daños en el Suministro de Gas entre Argentina y Chile.” (*).

• Documento parcialmente consensuado en reunión de Buenos Aires del 23/02/04.

- 177 -

NEGOCIACION ARGENTINA - CHILESITUACIONES COYUNTURALES EN MATERIA DE COMERCIO INTERNACIONAL DE GAS

- Creación por Declaración Conjunta de Cancilleres del 24/04/04 de Grupo de Trabajo Ad - Hoc, para el tratamiento de temas específicos en materia energética bilateral.

- Primera reunión Buenos Aires 28 y 29 de abril.

- - Sistemas de intercambio de información.

- - Análisis conjunto de escenarios en el corriente invierno.