TITULO: AUTORES: -DA COSTA, ROBERTO -PALACIOS, ALEJANDRO AÑO: Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 1 de 29

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1 TITULO: ANALISIS DEL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL SISTEMA DE GASODUCTOS EN LA ARGENTINA, METODOLOGIA DE EXPANSIÓN Y PROBLEMÁTICA CUYANA AUTORES: -DA COSTA, ROBERTO -PALACIOS, ALEJANDRO AÑO: Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 1 de 29

2 INDICE 1. Objetivo Pág. Nº 3 2. Introducción Pág. Nº 3 2.a.Características del gas natural 2.b.Cadena del gas natural 2.c.Evolución de la demanda (Matriz Energética Argentina) 3. Desarrollo Pág. Nº 11 3.a.Gasoducto Centro Oeste (Análisis Técnico) 3.b.Metodología de financiamiento de obras de expansión (Fideicomiso) 4. Perspectivas Pág. Nº Anexos Pág. Nº Bibliografía Pág. Nº 28 Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 2 de 29

3 1. OBJETIVO Analizar el sistema de transporte de Gas natural para la región Cuyo, mediante el análisis de la situación actual y futura de abastecimiento, contemplando la metodología de financiamiento prevista para la expansión del sistema de transporte. Para ello se considerarán los cambios ocurridos en el país a partir de la ley de emergencia económica sancionada en febrero del 2002 y los cambios introducidos en el marco regulatorio. 2. INTRODUCCIÓN En este punto emitiremos una serie de conceptos básicos que permitirán comprender con mejor criterio el contenido del presente trabajo: 2.a. Características del Gas Natural El gas natural es una mezcla de gases (hidrocarburos gaseosos y gases no hidrocarbonados) que se han formado naturalmente, y que se encuentran en formaciones rocosas formando los llamados yacimientos. Puede encontrarse solo (yacimiento gasífero) ó asociado con Petróleo (yacimiento petrolífero). En condiciones de yacimiento puede encontrarse en forma gaseosa ó líquida, pero en condiciones atmosféricas siempre es un gas. A nivel de yacimiento tiene las siguientes particularidades: -es incoloro, insípido, inodoro, tóxico (dependiendo de su composición), asfixiante simple y depresor del sistema nervioso central. El principal componente es el hidrocarburo METANO. Los hidrocarburos son sustancias que se han formado naturalmente por la asociación de carbono e hidrógeno. Su origen, según la teoría más aceptada, es el resultado de la acumulación de enormes cantidades de sustancias orgánicas (restos fósiles y plantas), atrapadas en cuencas sedimentarias por efectos tectónicos (plegamientos) que sufrió la corteza terrestre. Estas se encontraban sometidas a elevadas presiones y altas temperaturas, y por la acción del tiempo, dichas sustancias orgánicas pasaron a constituir los hidrocarburos. La principal utilización del gas natural es como combustible para producir energía. También es utilizado como materia prima en la industria petroquímica, pero en menor proporción. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 3 de 29

4 2.b. Cadena del gas natural Producción Transporte Distribución Consumidores OFERTA DEMANDA Con formato: Fuente: (Predeterminado) Arial, 11 pt 2.b.1. Producción del Gas Natural (ANEXO I) Con formato: Fuente: (Predeterminado) Arial, 11 pt Producción Transporte Distribución Consumidores Principales actividades y características de ésta etapa: -Exploración / Perforación / Extracción -Tratamiento del gas (Acondicionamiento) -Almacenamiento del gas -Mercado desregulado -Empresas productoras: 31 (A Dic 05) Generalmente por medio de estudios geológicos y geofísicos se descubren los yacimientos que contienen a los hidrocarburos. Al perforar el terreno y extraer su contenido, se produce la separación de los productos en boca de pozo, más específicamente en las llamadas baterías de producción. La separación se lleva a cabo en recipientes cilíndricos denominados separadores, saliendo por cabeza el gas húmedo o crudo, por una toma lateral inferior el petróleo, y por el fondo el agua de la formación (Separación primaria). En general, el gas natural húmedo (hidrocarburos gaseosos y gases no hidrocarbonados) está compuesto por las siguientes sustancias: Hidrocarburos gaseosos: Metano, Etano, Propano, Butano, Pentano y superiores No hidrocarburos (impurezas y contaminantes): -Vapor de agua -Inertes (CO2 y N2) -Sulfuro de hidrógeno ó ácido sulfhídrico (SH2) -Compuestos de azufre (RSH llamados Mercaptanos) -Partículas sólidas y líquidas. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 4 de 29

5 Se le llama gas húmedo precisamente porque contiene hidrocarburos más pesados que el metano, en cantidades que pueden extraerse para hacer que el mismo sea apropiado para consumo como combustible. Por ello, este gas se lo envía a otro separador o a una torre absorbedora, obteniendo por cabeza gas natural seco (producto libre de componentes pesados, siendo gas apto para consumo como combustible), y por el fondo una fase líquida llamada gasolina natural cruda (sin estabilizar). La gasolina natural cruda se envía a una Planta de Fraccionamiento para obtener: Propano, Butano y Gasolina estabilizada. Al gas natural seco se lo debe acondicionar mediante las Plantas de deshidratación y desulfuración, ya que las impurezas y contaminantes presentes en el mismo pueden originar riesgos en las instalaciones, dificultar la combustión y además pueden ser nocivas para el ser humano. Por ello, debe someterse a estos procesos de acondicionamiento antes de ser inyectado en los gasoductos, para que sea un producto apto para su utilización por parte de la mayoría de los consumidores. Estas plantas de tratamiento se ubican en el propio yacimiento, en la cabecera del gasoducto, y es responsabilidad del productor acondicionar el gas natural para poder ser transportado. Los contratos de venta se hacen para gas acondicionado, es decir, dejando al gas en especificación. Actualmente en Argentina existen cinco (5) Cuencas productoras de hidrocarburos: -Noroeste -Cuyana -Neuquina -Golfo de San Jorge -Austral Producción de Gas por Cuenca [Mm3] - Año Cuenca Cuyana Cuenca 1% Austral 18% Cuenca Noroeste 14% Cuenca Golfo San Jorge 8% Cuenca Neuquina 59% Cuenca Austral Cuenca Cuyana Cuenca Golfo San Jorge Cuenca Neuquina Cuenca Noroeste El gas natural que llega a los consumidores de las Provincias de Mendoza, San Juan y San Luis proviene de la Cuenca Neuquina, principalmente del yacimiento Loma de la Lata: *70% del gas: Yacimiento Loma la Lata Repsol YPF *30% del gas: Yacimientos Aguada San Roque y Aguada Pichana TOTAL AUSTRAL/PANAMERICAN / WINTERSHALL Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 5 de 29

6 2.b.2. Transporte del Gas Natural (ANEXO II) Producción Transporte Distribución Consumidores Principales actividades y características de ésta etapa: -Compresión -Transporte por gasoductos -Exportación -Mercado regulado (Monopolio natural) -Empresas transportadoras: 2 (TGN y TGS) El sistema de transporte argentino cuenta con dos cabeceras: TGN (Transportadora de Gas del Norte) y TGS (Transportadora de Gas del Sur). Conforman un monopolio natural, regulado y controlado por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), quien debe garantizar la seguridad jurídica de las inversiones y la calidad de servicio de los usuarios. El gas natural seco transportado por los gasoductos de la Argentina debe cumplir con las especificaciones contenidas en la normativa que rige a las etapas de Transporte y Distribución del gas natural: NAG 100 (Normas Argentinas Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y Otros Gases por cañerías): Sustancia Valores máximos admisibles Sistema Cuyo (Sep 06) Dióxido de Carbono 2% molar 0,5% molar Agua 65 mg/sm3 14,5 mg/sm3 Total Inertes 4% molar 2% molar Sulfuro de Hidrógeno 3 mg/sm3 0 mg/sm3 Azufre entero 15 mg/sm3 0 mg/sm3 Oxígeno 0,2% molar 0% molar Partículas sólidas 22,5 Kg/MM sm3 (< 5 micrones) S/D Partículas líquidas 100 l / MM sm3 S/D Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 6 de 29

7 Poder Calorífico Superior Mín = Kcal/sm Kcal/sm3 Máx = Kcal/sm3 El gas que se transporta y distribuye tiene como principal componente al METANO (96%), con una proporción muy pequeña de ETANO (2%). El resto lo conforman algunas de las sustancias comentadas en el cuadro anterior, donde los porcentajes se encuentran por debajo de los valores máximos admisibles. Una vez que el gas se encuentra en especificación se lo inyecta a los gasoductos, siempre que contenga una presión propia suficiente, caso contrario debe disponerse de una planta compresora de cabecera, la cual se coloca en donde se capta el gas, para elevarle la presión hasta unos Kg/cm2 aproximadamente. Para que el gas pueda llegar a los lugares de destino, se deben intercalar en el recorrido del gasoducto las plantas compresoras intermedias, a fin de reponer la pérdida de presión producida por las perdidas de carga (frotamiento, cambios de dirección, etc.). 2.b.3. Distribución del Gas Natural (ANEXO III) Producción Transporte Distribución Consumidores Principales actividades y características de ésta etapa: -Distribución del gas natural por gasoductos y redes -Almacenamiento de Gas Natural -Mercado regulado (Monopolio natural) -Empresas distribuidoras: 9 GasNor S.A.: Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero. Gas del Centro (Ecogas): Catamarca, Córdoba, La Rioja. Gas Cuyana (Ecogas): Mendoza, San Juan, San Luis. Litoral Gas S.A.: Santa Fe, Partidos del Norte de Bs As. Gas Natural BAN S.A.: Partidos de Bs As. Metrogas S.A.: Capital Federal, Partidos de Bs As. Gas Pampeana S.A.(Camuzzi): La Pampa, Partidos de Bs As. Gas del Sur (Camuzzi): Sur de Bs As, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Gas Nea: Entre Ríos, Corrientes, Misiones, Chaco y Formosa. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 7 de 29

8 -Clientes: Residenciales. Comercios. Usinas eléctricas. Estaciones de GNC. Industrias Subdistribuidores % DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL (A Dic 05) Metrogas 24% Gas NEA 1% Camuzzi Gas del Sur 14% Gas Nor 9,75% Camuzzi Gas Pampeana 19% Ecogas Centro 5% Ecogas Cuyo 6,23% Litoral Gas 10% Gas BAN 11% Los sistemas de distribución están compuestos principalmente por: -Redes -Gasoductos -Plantas de regulación y medición El diseño de estos sistemas se orienta básicamente a satisfacer 2 aspectos: -Renovación de sistemas existentes. Para mantener el valor de los activos de la compañía, y para garantizar una operación segura y confiable del sistema de distribución. -Tendidos de nuevos sistemas para extender y/o reforzar el sistema de distribución existente. Para abastecer zonas sin gas, y garantizar un suministro adecuado en zonas donde se ha incrementado la demanda. El límite entre los Sistemas de Transporte y de Distribución son las Plantas de Regulación y Medición. Estas son instalaciones que permiten regular, odorizar y medir el gas natural a distribuir. Esto es necesario, ya que el gas natural transportado a los centros de consumo por los gasoductos a una presión de 70-60Kg/cm2, debe ser descomprimido debido a que la presión en las instalaciones domésticas es de tan sólo 20 gramos/cm2. Además existen industrias que consumen el gas natural a presiones intermedias (19 y 25 Kg/cm2). Por lo tanto, se requiere la existencia de las Plantas de Regulación para lograr en forma escalonada esa disminución de presión. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 8 de 29

9 2.b.4. Consumidores Producción Transporte Distribución Consumidores La regulación permite que un mercado naturalmente monopólico adquiera algunas características de un mercado competitivo, ya que existen distintas opciones de contratos para ciertos clientes, los cuales pueden elegir distintas clases de servicio. Pero cabe aclarar que las categorías tarifarias hacen referencia al tipo de servicio y no al tipo de consumidor. Los clientes se clasifican en base al uso que le dan los mismos al gas natural: -Industriales Estos se clasifican en pequeñas, medianas y grandes industrias. Son usuarios que tienen como actividad el proceso de elaboración de productos, transformación de materias primas, reparación de maquinarias y equipos, y fabricaciones varias. -Residenciales Son usuarios que utilizan el gas para usos típicos de vivienda única, departamentos, pisos o sus partes comunes para cubrir las siguientes necesidades: a)servicios centrales con calderas para agua caliente y/o calefacción en edificios de propiedad horizontal para vivienda. b)necesidades domésticas tales como cocción de alimentos, calefacción y agua caliente, a partir de la utilización de cocinas, calentadores de ambiente, hornos, calentadores de agua, refrigeradores, secarropas, etc. -Estaciones de GNC (Gas Natural Comprimido). Son usuarios excluyentes las estaciones de servicio, las cuales luego de comprimir el gas natural adquirido lo expenden para utilización como combustible en vehículos. -Comerciales Son usuarios que usan el fluido para actos de comercio (con actividad principal de compra, venta y permutas) y de prestación de servicios. Son usuarios habituales los establecimientos gastronómicos (bares, restaurantes y confiterías), hoteles y hosterías. También se consideran Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 9 de 29

10 los establecimientos de salud y educación privada, la banca pública y privada, y el abastecimiento de alimentos (mercados, grandes almacenes, etc.). -Usinas (Generación de Energía Eléctrica). Son usuarios que emplean el gas para generación de energía eléctrica. La autogeneración de energía eléctrica para establecimientos fabriles se excluye de esta clasificación. -Subdistribuidores Son Entes / Sociedades de derecho privado que operan cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una Distribuidora con un grupo de usuarios. Es importante aclarar, que existen distintos tipos de servicios ofrecidos a los clientes, los cuales básicamente son: -Firme (ó no interrumpible) Es una característica del servicio brindado a los clientes que no prevé interrupción, salvo en situaciones de emergencia o fuerza mayor. -Interrumpible Es una característica del servicio que prevé y permite interrupciones mediante el correspondiente aviso de la Distribuidora al cliente. La distinción tarifaria entre demanda de servicio firme e interrumpible, y la liberación de precios del servicio, incentivan la estandarización de los flujos de demanda durante el año (achatamiento de los picos invernales) y el desarrollo del almacenaje. 2.c. Evolución de la demanda Desde el punto de vista de la DEMANDA del gas natural, vemos que: Producción Transporte Distribución Consumidores Argentina cuenta con un mercado de gas natural bien desarrollado, en el cual el gas natural constituye aproximadamente el 50% del total de la energía primaria consumida. En estos últimos años, el mercado se inclinó por el consumo de éste recurso, lo que puede apreciarse en los cambios de composición que sufrió la matriz energética argentina, en donde el gas natural pasó a ocupar del 38,7% en el año al 49% en el año 2.006: Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 10 de 29

11 MATRIZ ENERGÉTICA ARGENTINA Nuclear 3% Otros 2% Hidroelectrici dad 4% MATRIZ ENERGÉTICA ARGENTINA Otros 4% Nuclear 2% Hidroelectricid ad 6% Gas Natural 38,70% Petroleo 37% Gas Natural 49% Petroleo 49,00% Carbón y Leña 3% Carbón y Leña 2% Este incremento en el consumo del gas natural registrado en nuestro país, fue influido entre otros factores por: su competitividad ecológica. el diferencial de precios existentes entre los distintos tipos de combustibles. Este diferencial se vio favorecido principalmente por la pesificación y el congelamiento de las tarifas públicas, lo que incrementó la competitividad económica del gas, aumentando el uso tanto en el sector industrial como en el combustible para vehículos (GNC). 3. DESARROLLO 3.a. Gasoducto Centro Oeste (Análisis Técnico) Datos técnicos. El gasoducto Centro Oeste tiene las siguientes condiciones de diseño (al año 2.005): GASODUCTO DESCRIPCIÓN CENTRO- OESTE TRONCAL LOMA DE LA LATA (NEUQUÉN) SAN JERÓNIMO (STA FE) GTOS ÁREA CUYO LONGITUD [Km] DIÁMETRO [Pulg] CAPACIDAD [MMm3/día] HP ,8 PARALELOS PLANTAS 9 COMPRESORAS 171,24 Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 11 de 29

12 Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 12 de 29

13 Conceptos de ampliación. En términos generales, puede decirse que el desarrollo de un proyecto de construcción de un gasoducto, como así también de su capacidad de transporte, requieren del conocimiento ajustado de dos variables fundamentales a saber; -las características del mercado a satisfacer (demanda insatisfecha) en cuanto a su localización, curvas de demanda, estacionalidad y tipo de cliente. -desde el punto de vista de disponibilidad del gas natural, se hace necesario definir las reservas (probadas y probables) y la capacidad de producción asociada para abastecer tal demanda. Esto es necesario para poder conciliar las necesidades del mercado con la factibilidad de producción, para así poder definir racionalmente el gasoducto que los habrá de vincular. Se considera en general que los plazos de ejecución de proyectos de construcción de gasoductos, varía según el volumen de gas a transportar; -para caudales incrementales superiores a 6MMm3/día se corresponden con plazos de ejecución de obra de hasta 24 ó 36 meses. -mientras que caudales incrementales inferiores a 6MMm3/día corresponden plazos de ejecución de obra desde 12 a 24 meses. Cabe agregar que existe una relación funcional directa entre el valor de la capacidad de transporte incremental que se quiera realizar y la complejidad que conlleva la obra correspondiente, no solo desde un punto de vista económico sino también desde la óptica de los plazos de ejecución de obra, incluyendo la fabricación de los elementos constitutivos esenciales de la obra; cañerías y máquinas turbocompresoras. En la medida que se incrementa el caudal a transportar, las inversiones asociadas acompañan esa tendencia, sin embargo los costos unitarios medidos en términos de costo de capacidad de transporte [U$S/(m3/día)] disminuyen hasta alcanzar su mínimo para un determinado caudal en cada uno de los gasoductos considerados. En general, en los proyectos de ampliación de capacidad, debe considerarse que su ejecución demandará, según el caudal a considerar, obras como las mencionadas a continuación; Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 13 de 29

14 -Construcción de loops con las correspondientes válvulas de línea y conexiones a instalaciones en servicio (hot taps). -Construcción de refuerzos sobre ramales principales de derivación. -Construcción de alguna planta compresora nueva. -Modificación de varias de ellas, ya sea por la modificación de compresores existentes ó el cambio de puentes de medición. -Construcción y montaje de nuevos separadores de entrada a planta según sea la capacidad a adicionar. -Construcción y montaje de nuevos aeroenfiradores en función de los nuevos volúmenes pasantes por la Planta. Análisis Técnico. En primera instancia analizaremos las condiciones de operación del gasoducto Centro Oeste considerando el total de gas transportado, y luego veremos su comportamiento a nivel Cuyo, es decir, analizando cuanto influye Cuyo en la capacidad de diseño del ducto. Entonces, veamos la evolución del volumen TOTAL de gas cargado [Mm3/día a 9.300Kcal] en el gasoducto Centro-Oeste, sin considerar las exportaciones, durante el período ; Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Mayor % Capacidad Nominal 64% 61% 63% 68% 63% 63% 68% En forma gráfica podremos apreciar mejor las variaciones de caudal transportado; Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 14 de 29

15 % Uso de Capacidad NOMINAL (CO sin exportaciones) 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 64% 61% 63% 68% 63% 63% 68% % Capacidad Nominal Capacidad NOMINAL Vemos que el máximo valor de uso de la capacidad nominal ha llegado al 68%, producido en los años y 2.006, durante los meses de Julio y Junio respectivamente. Estos porcentajes varían en forma notable al considerar las exportaciones hacia los países vecinos, lo que podemos apreciar gráficamente; Flujo Promedio Entregado en CO vs Capacidad de Transporte 120,0% 100,0% 80,0% 60,0% 40,0% 81,5% 82,7% 82,6% 88,1% 92,6% 96,7% % Uso Capacidad NOMINAL 20,0% 0,0% El ducto aporta un caudal que va incrementándose en forma anual, registrando durante los últimos tres años una tasa de incremento promedio del 5,7%. En el año se tiene un porcentaje del 96,7% de la capacidad nominal del caño, lo que permite apreciar, que teniendo en cuenta la tasa mencionada, en un corto plazo se llegaría a la saturación del gasoducto. Por ello, la empresa transportadora está planificando inversiones de ampliación de su capacidad de transporte de gas natural. Ahora, focalizando nuestro estudio para la ZONA CUYO, veremos cuanto incide el volumen de gas transportado hacia ésta región respecto a la capacidad de transporte diseñada para el gasoducto Centro Oeste; Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 15 de 29

16 Flujo Promedio Entregado en CO vs Capacidad de Transporte 120,0% 100,0% 81,5% 82,7% 82,6%88,1% 92,6% 96,7% 80,0% 60,0% 40,0% % Uso Capacidad NOMINAL % Uso para CUYO 20,0% 0,0% Vemos que el transporte de gas hacia las Provincias de Mendoza, San Juan y San Luis, incide sólo en un 20% aproximadamente de la capacidad de diseño del ducto. Si bien la incidencia puede considerarse de menor importancia respecto al total de la capacidad, es necesario resaltar que la demanda de gas natural en la zona de Cuyo ha tenido los siguientes incrementos [Mm3/día a 9.300Kcal]; CUYO Total Variac -8% 16% 12% 6% GAS ENTREGADO EN CUYO [Mm3 a 9.300Kcal] VARIACIÓN ANUAL GAS ENTREGADO EN CUYO [Mm3 a 9.300Kcal] %- 6% 12% 16% Estos incrementos registrados, están influidos en mayor medida por el aumento residencial de la zona. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 16 de 29

17 3.b. Metodología de financiamiento de obras de expansión (Fideicomiso) Antecedentes. Mediante la ley sancionada el 20 de mayo de 1992, se regularon las actividades de transporte y distribución de gas natural, dando a ambas actividades el rango de servicio Público y dejando las actividades de producción, captación y tratamiento de hidrocarburos (actividades no están reguladas) bajo el imperio de la ley La ley en su titulo IV- Transporte y Distribución- artículo 4º, define que los servicios de distribución y Transporte de Gas Natural deberán ser prestados por personas jurídicas de derecho privado tomando estas personas la forma de licenciatarios, permisionarios o concesionarios según lo dispusiera el PEN, en el artículo 5º del mencionado titulo se fijó plazo de habilitación por el término de 35 años. Finalmente el PEN licitó los servicios, adjudicando 2 licencias de Transporte (TGS y TGN) y 8 de Distribución y les dio rango a los ganadores de las licitaciones de Licenciatarios de Transporte y Distribución. La ley en le título X ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS- artículo 50 creó el mencionado organismo autárquico y le confirió las atribuciones necesarias para llevar adelante loa acciones consagradas en el artículo 2º de la ley esto es: La Regulación del transporte y distribución de Gas Natural. En el Titulo IX TARIFAS- Articulo 41 la ley prevé que las tarifas se ajustarán de acuerdo con 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 en menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones. En el artículo 42 estipula que cada cinco (5) años el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS, revisará el ajuste de tarifas.. Mediante el decreto 2255/92 Anexo A, subanexo I se dictaron las reglas básicas de la Licencia de Transporte de Gas Natural y se dieron las siguientes definiciones e interpretaciones (entre otras): Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 17 de 29

18 Activos: Significan todos aquellos activos tangibles transferidos o a ser transferidos a la Licenciataria por parte de Gas del estado de acuerdo al contrato de transferencia. Activos Esenciales: significa (i) aquella parte de los Activos y (ii) todas las ampliaciones, agregados, mejoras, reemplazos, renovaciones y sustituciones hechas a los activos durante el término de la Licencia, en ambos casos en la medida que sean indispensables para prestar el servicio Licenciado. Inversiones Obligatorias: Son las inversiones incluidas en el subanexo A. Inversiones Obligatorias Adicionales: Son las inversiones adicionales requeridas a la Licenciataria en virtud del último párrafo del inciso (2) del artículo 41 del decreto reglamentario y que no están incluidas en el subanexo A. Sistema de Gasoductos: Significa la parte de los Activos Esenciales que constituye el sistema de gasoductos troncales y estaciones de compresión, descrito en términos generales en el Anexo I del decreto 1189/92. El título VIII- REGIMEN DE AMPLIACIONES Y MEJORAS- establece que la Licenciataria deberá cumplir con las inversiones obligatorias, la Autoridad podrá establecer nuevas inversiones obligatorias para el período posterior al que se refiere el subanexo A y ante la ausencia de inversiones obligatorias la Licenciataria no estará obligada a llevar a cabo extensiones de gasoductos. Con respecto a otras ampliaciones y mejoras, dice que: sin perjuicio a lo establecido respecto de las inversiones obligatorias, antes del 30 de septiembre de cada año la Licenciataria someterá a aprobación de la Autoridad Regulatoria su plan de ampliaciones y mejoras del sistema de Gasoductos a ejecutar el año calendario siguiente y que excedan el umbral de magnitud fijado por la Autoridad Regulatoria. Si la Autoridad Regulatoria no observara dichos planes dentro de los sesenta (60) días de haberlos recibido, se considerarán automáticamente aprobados. Por otra parte la Licenciataria deberá comunicar a la Autoridad Regulatoria, con anterioridad no menor de sesenta (60) días al comienzo de la ejecución, toda obra del mismo genero que las antes dichas que fuera a ejecutar sin estar prevista en el plan anual respectivo, y cuya magnitud supere el referido umbral, considerándose las mismas aprobadas si no se dedujera observación por parte de la Autoridad Regulatoria dentro de los sesenta (60) días de su presentación. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 18 de 29

19 Titulo IX REGLAMENTO DE SERVICIOS Y TARIFAS. El punto 9.2, especifica que la tarifa de transporte se ha calculado en Dólares y los ajustes se calcularán en la misma moneda. El cuadro tarifario resultante o recalculado se expresará en en el momento de su aplicación en pesos ($) a la relación para la convertibilidad establecida en el art. 3 del Dto 2128/91, reglamentario de la ley y sus eventuales modificaciones. Por otra parte, en el punto 9.3 se definen los distintos tipos de ajustes a efectuar a la tarifa inicial fijada al momento de la toma de posesión de la Licencia, a saber. a) Ajustes periódicos y de tratamiento preestablecido: Ajuste por variaciones en los indicadores del mercado internacional. Frecuencia semestral b) Periódicos y de tratamiento a preestablecer por la Autoridad Regulatoria.: Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas. c) No recurrentes: Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas y Ajustes por cambios en los impuestos. Nos concentraremos en el tratamiento de los ajustes quinquenales ya que estos son los relevantes a la hora del objetivo de este trabajo. La formula aplicable para los ajustes de tarifas es. T 1 = T 0 x (W1/W0-X/100+K/100) En donde: T 1 = Tarifa ajustada T 0 = Tarifa vigente anterior al ajuste W 1 = PPI correspondiente al segundo mes anterior al del inicio de cada semestre calendario W 0 = PPI correspondiente al segundo mes anterior a la toma de posesión por parte de la Licenciataria o al último período ajustado, según corresponda. X= factor de eficiencia (igual a 0 para los primeros 5 años de Licencia) K= factor de inversiones (igual a 0 para los primeros 5 años de Licencia, excepto para los casos que mediante estudio previo así lo disponga la autoridad Regulatoria y de acuerdo al tipo de inversión a realizar). PPI: Producer Price Index ( Indice de Precios al Productor) publicado por el Boreal of Labor Statistics, EEUU. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 19 de 29

20 Los factores que analizaremos serán el X de eficiencia y el K de inversiones sobre todo este último tiene la mayor importancia dada la característica de nuestro trabajo. Factor de eficiencia X: Deberá ser propuesto por La Autoridad Regulatoria a la Licenciataria con una anticipación no menor de doce (12) meses a cada revisión quinquenal de tarifas, este factor se sustentará en: a) Se identifiquen claramente cuales son los programas de mejora y cuales son sus objetivos. b) Se cuantifiquen con razonable aproximación las inversiones requeridas y los ahorros esperados. c) Se aporten antecedentes e información suficiente que permitan la aplicación de los programas. La Licenciataria deberá responder a la propuesta de la Autoridad Regulatoria con una anticipación no menor de ocho (8) meses a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal y la Autoridad Regulatoria resolverá la aprobación de dicho factor con una anticipación no menor de seis (6) meses a la fecha de entrada en vigencia de la revisión quinquenal. Una vez entrada en vigencia el factor no existirá derecho a reclamos si no se producen las eficiencias esperadas, sin perjuicio que en la próxima revisión se corrija dicho factor. Factor de inversión K : A partir de la primera revisión quinquenal, la Autoridad Regulatoria podrá establecer nuevos valores porcentuales para el elemento inversión. El factor inversión deberá estar sustentado por un plan de inversiones y relevamientos que deberá presentar la Licenciataria con dieciocho (18) meses de anticipación a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal de tarifas, y preparado con los requisitos que fije la Autoridad Regulatoria. La Licenciataria deberá responder a la propuesta de la Autoridad Regulatoria con una anticipación no menor de ocho (8) meses a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal y la Autoridad Regulatoria resolverá la aprobación de dicho factor con una anticipación no menor de seis (6) meses a la fecha de entrada en vigencia de la revisión quinquenal. Excepcionalmente, la Autoridad Regulatoria podrá ajustar el factor de Inversión si a solicitud de la Licenciataria y cuando la situación de inversión no haya sido contemplada en los cuadros tarifarios iniciales. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 20 de 29

21 Situación actual. Decreto 180/2004- sancionado el 13/02/04 contiene tres capítulos: I) Régimen de Inversiones de Infraestructura Básica de Gas durante el Proceso de Normalización del Servicio Público. II) Creación del Mercado Electrónico de Gas. Funcionamiento y obligaciones asociadas a dicho mercado. III) Medidas para mejorar la eficiencia asignativa en la industria del gas. Disposiciones complementarias. VISTO, el Expediente Nº S01: /2003 del Registro del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, las Leyes Nº , Nº , Nº , Nº , Nº , los Decretos Nº 1738 de fecha 18 de septiembre de 1992 y Nº 2255 de fecha 2 de diciembre de 1992, y CONSIDERANDO: Que la Ley Nº y su reglamentación, aprobada por el Anexo I del Decreto Nº 1738 de fecha 18 de septiembre de 1992 y modificada por el Decreto Nº 2255 de fecha 2 de diciembre de 1992, han consagrado el marco legal destinado a regular la prestación del servicio público nacional de Transporte y Distribución de gas natural. Que por el Artículo 1º de la Ley Nº se delegaron facultades al PODER EJECUTIVO NACIONAL hasta el 10 de diciembre de 2003, a los efectos de proceder al reordenamiento del sistema financiero, bancario y del mercado de cambios; de reactivar el funcionamiento de la economía y mejorar el nivel de empleo y de distribución de ingresos con acento en un programa de desarrollo de las economías regionales; de crear condiciones para el crecimiento económico sustentable y compatible con la reestructuración de la deuda pública y de reglar la reestructuración de las obligaciones, en curso de ejecución, afectadas por el nuevo régimen cambiario instituido. Que por el Artículo 8º de la Ley Nº se dispuso que a partir de la sanción de dicha ley, en los contratos celebrados por la Administración Pública bajo normas de derecho público, comprendidos entre ellos los de obras y servicios públicos, quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólar o en otras divisas extranjeras y las cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países y cualquier otro mecanismo indexatorio, como así también que los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas, quedan establecidos en pesos a la relación de cambio UN PESO ($ 1) = UN DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S 1). Que asimismo el Artículo 9º de la Ley Nº autorizó al PODER EJECUTIVO NACIONAL a renegociar los contratos comprendidos en lo dispuesto en el artículo citado en el considerando anterior, aclarando que en el caso de los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, deberán tomarse en consideración los siguientes criterios: 1) el impacto de Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 21 de 29

22 las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los sistemas comprendidos; y 5) la rentabilidad de las empresas. Que posteriormente el PODER EJECUTIVO NACIONAL actuando dentro del marco de la emergencia pública declarada por la Ley Nº , dictó diversos actos por los que se establecieron medidas tendientes a reestructurar un conjunto heterogéneo de relaciones de intercambio de la economía doméstica regidas por el derecho público y por el derecho privado. Nos centraremos en el Titulo I) ya que es este el que cambia el modo de la realización de las inversiones del sistema de Transporte de Gas natural, a tal efecto dicho titulo dice: REGIMEN DE INVERSIONES DE INFRAESTRUCTURA BASICA DE GAS DURANTE EL PROCESO DE NORMALIZACION DEL SERVICIO PÚBLICO. Artículo 1º Créase el Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte y Distribución de gas, el que se constituirá en el ámbito de las Licenciatarias de esos servicios y será un patrimonio de afectación específico del sistema de gas, cuyo objeto exclusivo es la financiación de obras de expansión, en el marco del Artículo 2º de la Ley Nº , y en especial en el inciso b) de ese Artículo. El Fondo Fiduciario estará integrado por los siguientes recursos: (i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución; (ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales; y (iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los beneficiarios directos. Art. 2º El MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS reglamentará la constitución y funcionamiento del Fondo Fiduciario creado en el artículo precedente, el cual en ningún caso estará constituido por fondos y/o bienes del ESTADO NACIONAL. El Fondo Fiduciario podrá ser único o estar dividido en tantos Fondos como se lo considere pertinente. Los compromisos de repago asumidos por los usuarios como contrapartida de la financiación obtenida por intermedio de un Fondo Fiduciario, subsistirán hasta dar por finalizada su obligación, sin importar quien detente la titularidad de la licencia para prestar el servicio respectivo. En el acto de constitución del Fondo Fiduciario o de los Fondos, ese Ministerio podrá suscribir los acuerdos y/o convenios que estime pertinentes con entidades públicas y/o privadas, teniendo en cuenta para ello el objeto de creación del Fondo, tendiendo a lograr procedimientos de operatoria ágiles, simples, transparentes y de máxima eficiencia en el funcionamiento del mismo. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 22 de 29

23 Art. 3º Las obras que, acorde a las disposiciones del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, califiquen para ser realizadas al amparo del presente régimen deberán ser aprobadas, supervisadas y contratadas en los términos y condiciones que determine ese Ministerio. Art. 4º Los recursos que integren el Fondo Fiduciario para atender Inversiones en Transporte y Distribución de gas constituirán un patrimonio de afectación especial del sistema de gas y tendrán como destino único y exclusivo el objeto indicado precedentemente. Los cargos tarifarios creados para integrar el Fondo Fiduciario, en virtud de la finalidad de los mismos, no constituyen base imponible de ningún tributo de origen nacional, provincial o municipal. Art. 5º La vigencia del régimen creado en el presente título estará sujeta al cumplimiento del objeto mencionado en los artículos precedentes. Ahora bien, en este contexto, las Licenciatarias de Transporte de Gas Natural (TGS y TGN), presentaron a la Autoridad Regulatoria para que esta lo eleve a la SECRETARIA DE ENERGIA, y luego de haber realizado los relevamientos de las necesidades de los distintos cargadores, su disposición a participar de las ampliaciones y estudios técnicos necesarios, las propuestas de ampliación de los distintos gasoductos para el periodo 2006/2008. Las ampliaciones propuestas son: Gasoducto Norte: m3/día Gasoducto Centro-Oeste m3/día Gasoducto San Martín m3/día Gasoducto Neuba II m3/día En particular, para el abastecimiento de la región Cuyo la propuesta prevé una ampliación de capacidad de m3/día para el año 2006 y de m3/día para el año En la propuesta además se detallan las cuencas de abastecimiento, los puntos de entrega en ambos extremos y los cargadores participantes con sus respectivos volúmenes y características de servicio requerido. Por otra parte, la Autoridad Regulatoria (ENARGAS) con fecha 09/01/2007 y mediante la resolución N 3698 en la que fija los cargos especí ficos para financiamiento de las expansiones 2006/2008, determina quienes son los sujetos de la industria que deberán abonar dichos cargos, se exceptúan de estos cargos los Usuarios Residenciales, los Comerciales pequeños y las GNC. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 23 de 29

24 Dicho cargo para el repago de los fondos Fiduciarios, varían de acuerdo a los puntos de origen y destino del transporte del fluido, a modo ilustrativo y ejemplo: Caso TGS- para el tramo Tierra del Fuego-Bs.As $ 3,52 por m3/día, para el tramo Tierra del Fuego- Santa Cruz $ 0,58 por m3/día. Concretamente para el tramo Neuquén-Cuyo $ 1,1672 por m3/día Transportadora de Gas del Norte (TGN). Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 24 de 29

25 4. PERSPECTIVAS Luego de haber descripto las condiciones operativas del gasoducto y de haber desarrollado las modalidades (anterior al 2004 y actual) de financiamiento de las expansiones de los sistemas de transporte podemos concluir los siguientes conceptos: 1) La crisis económica del año 2001 y la emergencia económica declarada en el 2002 por el Estado, modificaron las condiciones iniciales previstas en la Licencia de transporte para la concreción de las expansiones. 2) La creación de fondos Fiduciarios libres de imposiciones tributarias constituyen una nueva herramienta financiera que permite el abordaje de obras de expansión. 3) Ha cambiado el rol que la ley da al ENARGAS, asignando a la Secretaría de Energía y por lo tanto al MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PÚBLICA Y SERVICIOS un protagonismo mayor en las decisiones vinculadas a la política Energética del segmento de Gas Natural. 4) Actualmente las expansiones las financian algunos de los usuarios del Sistema, a diferencia del sistema anteriormente en vigencia que preveía que el factor K lo asumieran todos los usuarios del sistema. 5) Atento a que el cambio de reglas de juego demoró en el tiempo la toma de decisiones concretas en la materia, se han producido los siguientes efectos en el sistema; a) Han aparecido nuevas figuras contractuales como los contratos GNC firmes, e interrumpibles y semifirmes para Grandes Usuarios. b) Se han agrandado las ventanas temporales de interrumpibilidad. c) La implementación de programas de Uso Racional de la Energía ha transferido capacidad a la Industria que ha visto incrementado su consumo por reactivación económica pero que a su vez paga el programa. d) Los incrementos en los consumos industriales y en generación eléctrica han sido soportados por la Transportadoras con: 1) Capacidad ociosa pre-crisis (recordar que la caída de la industria comienza en 1998), 2) Con aumento en las presiones de transporte vía pequeños potenciamientos en las plantas de compresión. 6) Las ampliaciones de capacidad de transporte aprobadas en algunos casos y mas concretamente en el caso Cuyo no resultan suficientes para atender un adecuado abastecimiento en el corto plazo, atento que solo se están cubriendo necesidades anteriores postergadas y no contemplan las futuras demandas por crecimiento. Se estima que solo se ha aprobado un 30 % de la real necesidad para el período 2006/2008, con lo que persistirán las restricciones en los futuros períodos invernales. Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 25 de 29

26 5. ANEXOS 5.a. ANEXO I: Cuencas argentinas en producción y Gasoductos de Transporte Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 26 de 29

27 5.b. ANEXO II: Esquema de transporte Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 27 de 29

28 5.c. ANEXO III: Áreas de distribución Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 28 de 29

29 6. BIBLIOGRAFÍA - -Ley Gas Natural Marco Regulatorio de la Actividad -Resolución Secretaría de Energía Nº 208 -Resolución Secretaría de Energía Nº Secretaría de Energía - IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y Gas) -NAG 100 Normas Argentinas Mínimas de Seguridad Para el Transporte y Distribución de Gas Natural y Otros gases por Cañerías -Consejo Mundial de la Energía -Gas Engineering Handobook Ing. Roberto Da Costa Ing. Alejandro Palacios Página 29 de 29