FOLIO Nº - Auditoría General de la Nación | AGN · gasoductos, sin posibilidades de ......
47
1 FOLIO Nº……. - AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN - Índice del Estudio Especial - Actuación AGN N° 748 /06 - ESTUDIO ESPECIAL........................................................................................................................... 1 1 OBJETO:.......................................................................................................................................... 1 2 ALCANCE DEL EXAMEN: .......................................................................................................... 1 3 ACLARACIONES PREVIAS: ....................................................................................................... 3 3.1 INTRODUCCIÓN. ....................................................................................................................... 3 3.2 MARCO REGULATORIO NACIONAL................................................................................... 5 3.3 RESEÑA HISTÓRICA .............................................................................................................. 10 3.4 MERCADO DEL GN ................................................................................................................. 14 3.4.1 SUJETOS ..................................................................................................................................... 15 3.4.2 SEGMENTO DE EXPLORACIÓN, PRODUCCIÓN, CAPTACIÓN Y TRATAMIENTO (UPSTREAM): .... 15 3.4.2.1. Producción ................................................................................................................................ 17 3.4.2.2. Reservas .................................................................................................................................... 18 3.4.2.3. Impacto de la crisis económica Argentina en el sector del upstream........................................ 20 3.4.3. Segmento de Transporte y Distribución (Downstream)............................................................... 24 3.4.3.1. Transporte. ................................................................................................................................ 24 3.4.3.2 Distribución................................................................................................................................ 27 3.4.3.3 Usuarios finales .......................................................................................................................... 28 3.4.3.4 Comercio Internacional- Importaciones/Exportaciones............................................................. 31 3.4.3.5 Obras de ampliación y/o extensión de infraestructuras de redes de transporte y distribución de GN.......................................................................................................................................................... 33 3.5 BALANCE ENERGÉTICO NACIONAL ................................................................................ 36 4 CONCLUSIONES: ........................................................................................................................ 40 5 LUGAR Y FECHA DE EMISIÓN DEL INFORME: ............................................................... 44 6 FIRMA: .......................................................................................................................................... 44 7 ANEXO I ........................................................................................................................................ 45 8 ANEXO II....................................................................................................................................... 46 Gerencia de Entes Reguladores y Privatizaciones Departamento de Control del Sector Energía y Agua - Año 2007 -
Transcript of FOLIO Nº - Auditoría General de la Nación | AGN · gasoductos, sin posibilidades de ......
1
FOLIO
Nº…….
- AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN -
Índice del Estudio Especial
- Actuación AGN N° 748 /06 -
ESTUDIO ESPECIAL ........................................................................................................................... 11 OBJETO: .......................................................................................................................................... 12 ALCANCE DEL EXAMEN: .......................................................................................................... 13 ACLARACIONES PREVIAS: ....................................................................................................... 33.1 INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................................33.2 MARCO REGULATORIO NACIONAL...................................................................................53.3 RESEÑA HISTÓRICA ..............................................................................................................103.4 MERCADO DEL GN.................................................................................................................143.4.1 SUJETOS .....................................................................................................................................15
3.4.2 SEGMENTO DE EXPLORACIÓN, PRODUCCIÓN, CAPTACIÓN Y TRATAMIENTO (UPSTREAM): ....15
3.4.2.1. Producción ................................................................................................................................17
3.4.2.2. Reservas ....................................................................................................................................18
3.4.2.3. Impacto de la crisis económica Argentina en el sector del upstream........................................20
3.4.3. Segmento de Transporte y Distribución (Downstream)...............................................................24
3.4.3.1. Transporte. ................................................................................................................................24
3.4.3.2 Distribución................................................................................................................................27
3.4.3.3 Usuarios finales..........................................................................................................................28
3.4.3.4 Comercio Internacional- Importaciones/Exportaciones.............................................................31
3.4.3.5 Obras de ampliación y/o extensión de infraestructuras de redes de transporte y distribución de
GN..........................................................................................................................................................33
3.5 BALANCE ENERGÉTICO NACIONAL................................................................................364 CONCLUSIONES: ........................................................................................................................ 405 LUGAR Y FECHA DE EMISIÓN DEL INFORME: ............................................................... 446 FIRMA: .......................................................................................................................................... 447 ANEXO I ........................................................................................................................................ 458 ANEXO II ....................................................................................................................................... 46
Gerencia de Entes Reguladores y Privatizaciones
Departamento de Control del Sector Energía y Agua
- Año 2007 -
1
FOLIO
Nº…….
ESTUDIO ESPECIAL
En el marco de lo establecido en el artículo 85 de la Constitución Nacional y el
artículo 118 de la Ley N° 24.156, la AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN procedió a
efectuar un examen especial en el ámbito del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
– ENARGAS, con el objeto que se detalla en el apartado 1.
1 OBJETO:
“Ente Nacional Regulador del Gas – ENARGAS – Estudio Especial – Gestión”.
2 ALCANCE DEL EXAMEN:
El presente estudio especial tiene por objetivo abordar el mercado del Gas Natural (en
adelante GN), la relación existente entre la producción y las reservas, la oferta y la demanda,
la capacidad de transporte y distribución y su relación con la demanda. Identificar la
población servida discriminada geográficamente y la evolución de las tarifas por tipo de
usuario en el país. Finalmente determinar la incidencia del GN como variable en el sistema de
generación eléctrica y su relación respecto del resto de los componentes que conforman la
matriz energética.
El período examinado comprende desde el año 1993 hasta el año 2006.
El examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa de la
Auditoría General de la Nación, aprobadas por la Resolución N° 145/93 –en cuanto resultan
de aplicables al presente examen- dictadas en virtud de las facultades conferidas por el
artículo 119, inciso b) de la Ley N° 24.156, habiéndose practicado los siguientes
procedimientos:
2
FOLIO
Nº…….
2.1. Identificación del marco normativo y de los organismos competentes (ENARGAS,
SECRETARIA DE ENERGÍA –en adelante SE-), a efectos de determinar las funciones
específicas en materia de producción, transporte y distribución de GN.
2.2. Recopilación y análisis de documentos vinculados a la materia bajo examen, en particular
los siguientes:
World Energy Investment Outlook – Internacional Energy Agency 2003.
Argentina Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies 2004.
World Energy Council 2nd Energy Forum Comité Argentino Consejo Mundial de Energía
Ing. Carlos Pierro –Julio 2006.
La crisis del Gas, Alberto Pontoni, abril de 2004 en http://www.econlink.com.ar/articulos/gas.
Datos estadísticos publicados por el ENARGAS y la SE.
2.3. Entrevistas con los responsables de las áreas involucradas.
2.4. Análisis de la producción de gas, su distribución por cuencas y el consumo por tipo de
usuario.
2.5. Análisis comparativo de la información relacionada con la evolución de la producción
respecto de las reservas registradas en cada periodo.
2.6. Análisis comparativo de la relación del GN respecto del resto de los componentes dentro
de la matriz energética nacional.
Las tareas de campo se desarrollaron desde el 12 de diciembre de 2006 hasta el 30 de
marzo de 2007.
3
FOLIO
Nº…….
3 ACLARACIONES PREVIAS:
3.1 INTRODUCCIÓN.
A diferencia del resto de los combustibles fósiles (carbón mineral, petróleo crudo y
sus derivados1) el GN por sus condiciones físico-químicas se transporta únicamente por
gasoductos, sin posibilidades de almacenaje, por ello el mercado se ve limitado a nivel local o
regional y esta misma diferencia se refleja en los mercados y en los precios. En efecto, el
valor del GN depende necesariamente del costo de su transporte, el cual demanda un costo de
capital.
En nuestro país se ha generado un mercado integrado parcialmente con Bolivia,
Chile, Brasil y Uruguay.
En la actualidad la infraestructura de carga, transporte y descarga para los
hidrocarburos líquidos se encuentra altamente desarrollada; esta situación favorece la
determinación de sus precios a nivel mundial.
El valor económico de los commodities energéticos tiene, además del componente
político, justificación en el rendimiento en los subproductos que de él pueden obtenerse en el
proceso de refinación y el costo de transporte desde los sitios de producción hasta los centros
de consumo.
En el caso del petróleo crudo y el GN, los grandes yacimientos no se encuentran
distribuidos homogéneamente en el planeta y se localizan distantes de los centros de
consumo.
Las mejoras tecnológicas incorporadas en los últimos años, tornan económica la
licuefacción2 del GN a costo razonable, con tendencia a lograr una mayor disponibilidad de
1 El petróleo se transporta mediante oleoductos y sus derivados por poliductos.2 Operación que permite pasar al estado líquido el gas natural mediante etapas de compresión y refrigeración.
4
FOLIO
Nº…….
estructura de licuefacción, gasificación, despacho, recepción en puerto y flota para transporte
de GN licuado. La oferta y demanda mundial permitirán la internacionalización del comercio
del GN y, por lo tanto de los precios.
La equiparación de los costos de operación de licuefacción, recepción en puerto, y
regasificación al de los costos del transporte por gasoducto, permitirá un mercado del GN
mucho más globalizado, semejante al resto de los combustibles fósiles.
El avance tecnológico en la licuefacción de GN ha reducido los costos de forma
significativa pasando de 550 u$s/ton, en los primeros años de la década del 90 hasta 240
u$s/ton en el año 2002, se proyecta que caerán a 200 u$s/ton en el 2010 y a 150 u$s/ton en el
2030.3
Si bien el precio del GN, que por los argumentos tenidos en cuenta referidos al
mercado no permiten integrar un mercado internacional como el del petróleo, igualmente se
relaciona con el del resto de los commodities energéticos (crudo y derivados), y en la
actualidad se observa una tendencia alcista en todos los componentes de la energía.
Esto se debe, entre otros factores, a la mayor demanda de energía del mundo en
general y de los países asiáticos en particular; mayores costos que deben afrontarse para
solventar restricciones y daños ambientales colaterales. Por otra parte, se requiere de mayores
inversiones en exploración y explotación, que en un mercado de capitales competitivo, resulta
en aumentos de los costos de inversión.
Estos factores tornan previsible un escenario de costos de energía crecientes para las
próximas décadas. Se observa en el siguiente cuadro de precios de GN en EEUU, que para el
período 1985-2005, el mismo muestra hasta el año 2000 una marcada estabilidad y
3 World Energy Investment Outlook – Internacional Energy Agency 2003.
5
FOLIO
Nº…….
posteriormente contrasta con una clara tendencia alcista. Este hecho, ahonda en los estudios
que proyectan niveles de precios altos para los próximos años.
PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO EN U.S.APromedio Anualu$s/miles de pies cúbicos4
Internacionales de Energía – Ing. Carlos PIERRO.
Fuente: WORLD ENERGY COUNCIL - 2da. EDICION ENERGY FORUM- Precios.
3.2 MARCO REGULATORIO NACIONAL
La actividad de producción es considerada de interés general (artículo 1 de la Ley Nº
24.076), el transporte y la distribución de gas constituyen un servicio público.
Las importaciones de gas no están sujetas a aprobación previa, las exportaciones
requieren autorización del Poder Ejecutivo Nacional –en adelante PEN- (delegado en la SE
por el artículo 3 del Decreto Nº 1738/92) y se condicionan a la no afectación del
abastecimiento interno. Las actividades de transporte y distribución de gas pueden realizarse
previa habilitación mediante licencias, concesiones o permisos.5
4 Donde 1 u$s/mil pies cúbicos equivalen a 0,764 u$s/millón de BTU, (1.018 u$s/millón de BTU es equivalentea 0,037 u$s/m3).5 Artículo 4 de la Ley Nº 24.076.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Natural Gas Wellhead Price
6
FOLIO
Nº…….
Las licencias de transporte y distribución tienen una duración de 35 años6 más una
única prórroga de 10 años, según los respectivos contratos de concesión.
El PEN es la autoridad otorgante7, en el caso de las licencias de transporte y
distribución, salvo en el caso de los subdistribuidores, que son autorizados por el ENARGAS.
Los instrumentos básicos del marco regulatorio del GN son los siguientes:
NORMA DESCRIPCIÓN
Ley Nº 17.319 Marco regulatorio de la actividad de producción, captacióny tratamiento del GN.
Ley Nº 24.076 Marco regulatorio de la actividad de distribución ytransporte de GN.
Ley Nº 24.348 Adopta medidas en relación a la defensa de los derechosde los titulares de los emprendimientos de distribución degas ejecutados con anterioridad a la vigencia de la Ley Nº24.076.
Ley Nº 25.019 Declara de interés nacional la generación de energíaeléctrica de origen eólico y solar en todo el territorionacional.
Ley Nº 25.561 De emergencia pública y reforma del régimen cambiario.
Ley Nº 25.790 Extiende hasta el 31 de diciembre de 2004 el plazo parallevar a cabo la renegociación de los contratos de obras yservicios públicos dispuesto por el articulo 9° de la Ley n°25.561.
Ley N° 26.093 Régimen de regulación y promoción para la producción yuso sustentable de biocombustibles.
Ley Nº 26.123 Declara de interés nacional el desarrollo de la tecnología,la producción, el uso y aplicaciones del hidrógeno comocombustible y vector de energía.
6 Artículo 5 de la Ley Nº 24.076.7 Decreto Nº 2255/92 Anexo “A” Subanexo I – Reglas básicas, punto 1.1.
7
FOLIO
Nº…….
Ley Nº 26.154 Crea en el marco de la ley nº 17.319 regímenespromocionales para la exploración y explotación dehidrocarburos que serán de aplicación en todas lasprovincias, que adhieran al mismo, y en la plataformacontinental argentina. Régimen de excepción para áreas deexploración en concesiones otorgadas por la ley nº 17.319y sus normas complementarias.
Ley N° 26.204 Prorroga hasta el 31 de diciembre de 2007 la vigencia dela Ley Nº 25.561, sus prórrogas y sus modificatorias.
Decreto Nº 2.255/1992 Aprueba el modelo de licencia de transporte y el dedistribución que incluyen sus respectivas Reglas Básicas,Reglamento del servicio y tarifa.
Decreto Nº 1.738/1993 El Anexo I contiene la Reglamentación de la Ley Nº24.076 y modificatorias.
Decreto Nº 2.731/1993 Aprueba la reglamentación del artículo 83 de la Ley Nº24076, mediante la cual se desregula a partir del 1/1/94 elprecio del gas. Deja sin efecto los Artículos 1 y 2 y AnexoI del Decreto Nº 1186/1993.
Decreto Nº 1.411/1995 Reglamenta la compra competitiva del GN.
Decreto Nº 689/2002 Aclara los alcances de la aplicación del Decreto Nº214/2002 y del artículo 8 de la Ley Nº 25.561 con relacióna los contratos de exportación de GN y de transporte deGN con destino a la exportación, con el objeto dedeslindar paulatinamente aquellas relaciones jurídicas quehan sido alcanzadas por las normas de emergencia, deaquellas que no corresponde extenderle su aplicación.
Decreto Nº 120/2003 Establece que el Poder Ejecutivo podrá, en formatransitoria y hasta que concluya el proceso derenegociación de los contratos de las concesiones ylicencias de servicios públicos previsto en los artículos 8 y9 de la Ley Nº 25.561, disponer revisiones, ajustes oadecuaciones tarifarias para dichos contratos, a fin degarantizar a los usuarios la continuidad, seguridad ycalidad de las prestaciones.
Decreto Nº 146/2003 Adecua en forma transitoria las tarifas de los serviciospúblicos de gas y energía eléctrica, las que quedancomprendidas en el proceso de renegociación dispuesto
8
FOLIO
Nº…….
por la Ley Nº 25.561.
Decreto Nº 180/2004 Crea el Fondo Fiduciario para atender inversiones enTransporte y Distribución de Gas y establece algunosmecanismos para la realización de inversionesconsideradas imprescindibles a través de algunasresoluciones y notas del Ministerio y la Secretaría deEnergía.
Decreto Nº 181/2004 Faculta a la SE para realizar acuerdos con los productoresde GN a fin de establecer un ajuste del precio en el Puntode Ingreso al Sistema de Transporte adquirido por lasprestadoras del servicio de distribución de gas por redes yla implementación de mecanismos de protección enbeneficio de aquellos usuarios de esas prestadoras queinicien la adquisición directa de GN a los productoressignatarios de esos acuerdos. Umbrales de consumo de lascategorías del servicio residencial R1, R2 y R3.
Decreto 267/2007 Declárase de Interés Público Nacional la construcción delGasoducto del Nordeste Argentino (GNEA), cuyo objetivoes promover el abastecimiento de gas natural en lasregiones del Noreste argentino no cubiertas actualmentecon dicho servicio, contribuir a asegurar el abastecimientodoméstico de energía y aumentar la confiabilidad delsistema energético.
Resolución M.P.F.I.P.yS. Nº185/2004
Obras de expansión y/o extensión en transporte ydistribución de gas en el marco de lo dispuesto en elArtículo 2º de la Ley Nº 24.076. Crea un Programa Globalpara la emisión de Valores Representativos de Deuda y/oCertificados de Participación en Fideicomisos Financierosbajo la Ley Nº 24.441, denominado "Fideicomisos de Gas-Fideicomisos Financieros".
Resolución M.P.F.I.P.yS. Nº208/2004
Homologa el "Acuerdo para la Implementación delEsquema de Normalización de los Precios del GN enPunto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto porel Decreto Nº 181/2004", suscripto el 2 de abril de 2004entre la SE y los Productores de Gas.
Resolución S.E. Nº 265/2004 Adopta medidas de prevención a efectos de evitar unacrisis de abastecimiento interno de GN y susconsecuencias sobre el abastecimiento mayorista eléctrico.
9
FOLIO
Nº…….
Suspensión de la exportación de excedentes de GN queresulten útiles para el consumo interno. Programa deRacionalización de Exportaciones de Gas y del Uso de laCapacidad de Transporte.
Resolución S.E. Nº 659/2004;que sustituye a la DisposiciónS.S.C. Nº 27/2004.
Aprueba el Programa Complementario de Abastecimientoal Mercado Interno de GN, que sustituye lo establecidopor la Disposición N° 27/2004 de la Subsecretaría deCombustibles “Programa de Racionalización deExportaciones de GN y del Uso de la Capacidad deTransporte”. Prioridades. Inyecciones adicionales yvalorización del gas. Circuito de información. Alternativasy flexibilidad del Programa.
Resolución SE Nº 663/04 Aprueba el Reglamento de Contrataciones para lacontratación de obras incluidas en el Programa Globalpara la emisión de Valores Representativos de Deuda y/oCertificados de Participación en Fideicomisos Financieros,constituido por el Artículo 1º de la Resolución Nº185/2004. Obras de expansión y/o extensión en transportey distribución de gas en el marco de lo dispuesto en elArtículo 2º de la Ley Nº 24.076.
Resolución S.E. Nº 752/2005 Implementa un esquema de normalización de preciosmediante la compra directa de gas a productoresestableciendo un mecanismo de “órdenes irrevocables” asatisfacer por los productores y/o exportadores dentro delMercado Electrónico de Gas.
Resoluciones ENARGAS Nº10/1993 y 44/1993
Reglamentación de Art. 16 de la Ley Nº 24.076 Expansiónde redes.
Resolución ENARGAS Nº35/1993
Reglamento de los Subdistribuidores.
Resolución ENARGAS Nº419/1993
Reglamento de reventa de capacidad de transporte.
Resolución ENARGAS Nº124/1995; modificada por la Nº2.247/2001
Reglamento de reclamo de usuarios.
Resolución ENARGAS Nº421/1997
Reglamenta la actividad de comercialización de gas.
10
FOLIO
Nº…….
Resolución ENARGAS Nº1483/2000
Lineamientos para la asignación de la capacidad detransporte firme.
Resolución ENARGAS Nº1748/2000
Modifica el reglamento de servicio de distribución ytransporte, incorporando nuevas opciones de servicio.
3.3 RESEÑA HISTÓRICA
La situación del sistema de GN de la Argentina ha observado el comportamiento que
en términos generales, han seguido la mayoría de las variables macroeconómicas, y en
particular el sector energético.
Periodo anterior a la década del `90
La Ley Nº 17.319 aprobada con fecha 23 de junio de 1967, constituye el eje central de
la regulación de la actividad hidrocarburífera.
El mercado argentino se encontraba absolutamente regulado y, particularmente el
sector hidrocarburos, con participación estatal predominante, principalmente a través de YPF
y Gas del Estado, así la propiedad de la infraestructura era pública y también recaía en el
Estado la responsabilidad de la inversión.
En la década del ’50 comienza a desarrollarse el uso intensivo del GN, acompañado de
una política de abastecimiento hogareño por red con fines de calefacción y uso culinario, se
inicia el trazado de grandes gasoductos.
En los años `70, el descubrimiento en Neuquén del yacimiento de Loma de la Lata, da
notable impulso al sector y un cambio drástico en la matriz energética nacional.
El aumento en la capacidad de transporte (Neuba II, nuevo gasoducto de Neuquén –
Bahía Blanca – Bs As) volvió a potenciar la oferta y el GN entró a competir con ventajas
económicas importantes con los combustibles líquidos, así gran cantidad de automotores se
reconvirtieron a GNC, fenómeno que, posicionó a la Argentina como uno de los líderes
mundiales en conversiones y desarrollo tecnológico.
A partir de la década del ´90.
La industria del GN formó parte del proceso de transformación llevado a cabo en
Argentina a partir de la década de los noventa. Este proceso implicó la privatización de todas
11
FOLIO
Nº…….
las empresas en poder del Estado y la introducción de nuevas normas regulatorias en las
distintas actividades.
En el caso particular del GN la privatización incluyó la venta de la empresa
transportista y distribuidora de GN, Gas del Estado (quien controlaba el transporte y
distribución en todo el país) y de la petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), única
autorizada para la venta de GN, mediante su transformación en sociedad anónima y la
transferencia de los yacimientos a operadores particulares a través de concesiones de
explotación.
Apoyadas en las voluminosas reservas gasíferas con que contaba Argentina hasta
entonces, deviene una política de uso intensivo del GN. Se promueven las exportaciones a
Chile y Uruguay, así las industrias y el parque térmico de generación eléctrica adoptan al gas
como su combustible de preferencia (sustitución del fueloil, el gasoil y eventualmente el
carbón).
Se instalaron importantes usinas en los propios yacimientos que permiten utilizar el
GN en la generación de energía eléctrica, sustituyéndose por electroductos el transporte que
se realizaba por gasoductos, evitando así los mayores costos y los cuellos de botellas que se
producen en el transporte y distribución del GN.
También se incrementó el parque térmico a GN con instalaciones en todo el país con
centrales de ciclo combinado,8 que aumentan la eficiencia de la turbina con aprovechamiento
del gas de combustión.
La tendencia al uso intensivo del GN comienza a poner de manifiesto la necesidad de
inversión en exploración para incorporar nuevas reservas, ya que las existentes decrecen
aceleradamente. (Ver gráfico “Reservas de gas natural”, punto 3.4.2.1.)
8 Las Centrales de ciclo combinado aprovechan los gases de escape de una turbina de gas para producir vapor deagua en calderas de recuperación. El vapor producido por las unidades a gas impulsa una turbina de vapor. Elempleo de la configuración de ciclo combinado permite la optimización del rendimiento de la central ya queincrementa la producción de energía eléctrica sin empleo de combustible adicional. (DESARROLLOSOSTENIBLE EDICION 2003 –Hugo Cabral – CENTRAL AGUA DEL CAJON – NEUQUÉN – CAPEXS.A).
12
FOLIO
Nº…….
No obstante ello, la inversión en actividad exploratoria fue limitada, dado que la
demanda era satisfecha con la producción y la capacidad de transporte existente.9
La crisis del año 2001
Con la situación de emergencia pública declarada10 ante la crisis del año 2001 se inicia
un proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos, se pesifican las tarifas y se
prohíbe la indexación de las tarifas (cuya revisión quinquenal no se efectuó), asimismo se
caracteriza esta etapa por la adopción de distintas medidas orientadas a garantizar el normal
abastecimiento y promover inversiones en exploración y explotación, a saber:
• Se crea la categoría de “nuevos consumidores directos de GN”11, los cuales
pueden comprar en forma directa al productor signatario de los acuerdos con la
SE, a fin de establecer un ajuste en el precio del GN en el PIST.
• Se crea el Mercado Electrónico del Gas (MEG), cuya administración y
operación está a cargo de la sociedad anónima MEG SA, controlada por la
Bolsa de Comercio de Buenos Aires, cuya función es transparentar el
funcionamiento físico y comercial de la industria del GN y coordinar en forma
centralizada y exclusiva todas las transacciones vinculadas a mercados de
9 Argentina Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies 2004.10 Ley Nº 25.561, emergencia actualmente vigente, prorrogada hasta el 31/12/07 en virtud de la Ley Nº 26.204.11 Artículos 4 y 5 Decreto Nº 181/04. El artículo 4 faculta a la SE para determinar, las categorías de usuarios ylas fechas respectivas, a partir de las cuales las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes, nopodrán abastecer a dichas categorías de usuarios con GN adquirido mediante contratos o acuerdos de corto,mediano y largo plazo. La SE determinará, para las distintas categorías de usuarios, cuáles serán sus opciones deabastecimiento de: (i) el GN en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST), y (ii) sutransporte, así como los requisitos a cumplir por las prestadoras del servicio de distribución de gas por redes enla eventual provisión de gas y transporte, para esas categorías de usuarios. El artículo 5 faculta a la SE paraacordar con los productores de GN, mecanismos de protección en beneficio de los Nuevos ConsumidoresDirectos, que inicien la adquisición de GN directamente de productores en sustitución del GN que hasta esemomento recibían de las prestadoras del servicio de distribución de GN por redes, cuya duración se extenderáhasta el 31 de julio de 2005. A estos efectos se entiende por Nuevos Consumidores Directos, a todos los usuariosalcanzados por las disposiciones del artículo 4º del decreto. Los acuerdos a los que arribe la SE serán suscriptos"ad referéndum" del Ministerio.
13
FOLIO
Nº…….
plazo diario o inmediato (mercados "Spot"), de GN y a los mercados
secundarios de transporte y de distribución de GN.12
• Se establece el Programa de Uso Racional de la Energía (PURE)13 con el
propósito de propender a un uso racional de la energía, a fin de incentivar el
ahorro para generar excedentes que puedan ser utilizados para asegurar el
abastecimiento de aquellos usuarios que ven incrementadas sus necesidades de
energía.
• A partir del año 2004 se limita el uso de la técnica del pass-through (traslado
de los costos de adquisición de GN a la tarifa final) a cierta categoría de
usuarios. Situación que luego se modifica parcialmente mediante los acuerdos
que la SE podía celebrar con productores de gas a fin de realizar un ajuste
progresivo en el precio del gas en los contratos con las Distribuidoras y un
esquema de normalización de los precios del gas en boca de pozo (PIST).14
• Se ajustan las alícuotas de derechos de exportación de GN15, (los contratos de
exportación estaban excluidos de la pesificación en virtud del Decreto 689/02)
y se suspenden o limitan, según la disponibilidad del mercado interno, a partir
del año 2004 las exportaciones de excedentes de GN a Chile.16 .
• Se establece un régimen promocional para la exploración y explotación de
hidrocarburos. Ley Nº 26.154.17
12 Artículos. 6 y ss. Decreto Nº 180/04. Resolución Nº 1146/2004 SE: “Acuerdo de Implementación del MercadoElectrónico de Gas suscripto con la Asociación Civil Bolsa de Comercio de Buenos Aires.”13 Resoluciones SE Nº 415/04, 624/05 y 881/05.14 Artículos 1 y 12 Decreto Nº 181/04. Esquema de normalización del precio del GN en el PUNTO DEINGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST), que no podrá extenderse más allá del 31 de diciembre de2006. Resolución Nº 208/04 MPFIPyS que homologa el Acuerdo para la implementación del esquema denormalización de los precios del GN en el PIST.15 Resolución MEyP N° 534/06.16 Resolución Nº 265/04, Disp. Sub.Combustibles N° 27/04.17 B.O. 1/11/2006. El mismo comprende entre otros, beneficios impositivos en el marco de la Ley nº 17.319 en elámbito de las provincias que adhieran y de la plataforma continental argentina.
14
FOLIO
Nº…….
• Se importan combustibles sustitutos para abastecer las turbinas eléctricas en
períodos de escasez de GN -fueloil y gasoil, en invierno-.18
• Se importa GN desde Bolivia.19
3.4 MERCADO DEL GN
Los productores de gas, empresas transportistas, distribuidoras y grandes usuarios
calificados conforman el mercado mayorista de GN y en él se determina el precio del gas en
boca de pozo o punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) que posteriormente se
traslada como parte de la tarifa final abonada por los consumidores (passthrough). Este
mercado estaba desregulado, por lo que el precio es fijado sin intervención directa de la
autoridad20 mediante el acuerdo libre de los distintos agentes.
El mercado minorista está regulado y se integra por las empresas distribuidoras,
consumidores sin posibilidad de elegir suministrador y por lo tanto sujetos a tarifa
(consumidores residenciales y comerciales o industriales con consumos menores a 5000
m3/día) y aquellos grandes consumidores que deciden permanecer bajo tarifa.
Las tarifas finales que pueden cobrar las empresas distribuidoras son reguladas por el
ENARGAS y se componen, por un lado, por el precio o costo del gas en el PIST y por otro
lado, por las tarifas de transporte y distribución. Las tarifas o márgenes de las actividades de
transporte y distribución son precios máximos o price cap. Mientras que el componente
correspondiente al PIST se traslada, en principio, de manera directa y completa a los usuarios
finales mediante un mecanismo de passthrough.
18 Convenio integral de Cooperación entre la Republica Argentina y la Republica Bolivariana de Venezuelasuscripto el 6/04/04 y su addendum nº 4, ampliatoria de fecha 1º de febrero de 2005. -19 Desde el año 2004 rigen convenios con Bolivia –siendo el último celebrado el de fecha 29/06/0620 Decreto Nº 2.731/93.
15
FOLIO
Nº…….
El “price cap” (precio techo) adaptado del modelo británico, incluye componentes de
costo de operación y aumento de capacidad de transporte y distribución, no se aplica a una
canasta de bienes o servicios, sino que se trata de precios topes para cada servicio individual,
por lo que las compañías distribuidoras pueden brindar descuentos para los distintos tipos de
consumidores.
El modelo de regulación descripto ha sido modificado en virtud de la emergencia
económica y de las normas y medidas adoptadas en su consecuencia. Actualmente el precio
del GN en el PIST y por cuenca es convenido como precio máximo en la instrumentación de
la Resolución SE Nº 208/04 y modificatorias.
3.4.1 Sujetos
La ley Nº 24.076 distingue los “Sujetos activos de la industria del gas” que
comprenden a los productores, captadores, procesadores, transportistas, almacenadores,
distribuidores, comercializadores y consumidores directos, y los “Sujetos de la ley”, que
incluyen a los transportistas, distribuidores, comercializadores, almacenadores y
consumidores que contraten directamente con el productor. (Cap.V - arts. 9º a 15º).
3.4.2 Segmento de Exploración, Producción, Captación y Tratamiento (Upstream):
A nivel regional la distribución de reservas probables responde al siguiente esquema
para los años 2001/2004 en miles de toneladas equivalentes de petróleo.21
País Año 2001 Año 2004
Venezuela 3558 3558
21 World Energy Council 2nd Energy Forum Comité Argentino Consejo Mundial de Energía Ing. Carlos Pierro –Julio 2006.
16
FOLIO
Nº…….
Bolivia22 1320 1320
Argentina 640 570
Brasil 531 531
Perú 220 220
Colombia 165 102
Ecuador 90 90
Chile 84 84
En nuestro país existen tres cuencas principales de GN en producción, ubicadas en
regiones distantes a los principales puntos de consumo urbano que concentran la mayor parte
de la producción de gas del país; durante el año 2006 representaron aproximadamente el 88 %
del total nacional, estas son:
Cuenca Neuquina
Cuenta con el yacimiento en producción más importante: Loma de La Lata-Sierra
Barrosa, y contribuye con el 51,31 % de la producción total del país que, según los datos de
las planillas publicadas por la SE para el año 2006 alcanzaron los 51.819.865 miles de metros
cúbicos.23
Cuenca Noroeste
Constituye la cuenca con mayores costos de explotación y producción, por la
necesidad de perforar a mayores profundidades atravesando capas geológicas dificultosas. La
producción correspondiente al año 2006 alcanza el 13,60 % del total del país.
22 Reservas probables, no comprobadas.23 Datos publicados en la página Web de la SE, Tablas Dinámicas de Upstream-Sistema SESCO 4.0.
17
FOLIO
Nº…….
Cuenca Austral
Ubicada en el sur del país, incluye yacimientos en producción on-shore y off-shore, en
las Provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego y su producción en el año 2006 alcanza el
23,09 % del total del país.
El nivel de precios en cada cuenca es diferente como consecuencia, en parte, de los
costos de transporte hasta el principal centro de consumo: Buenos Aires.
Debido a que las cuencas productoras se encuentran ubicadas a diferentes distancias
relativas de Buenos Aires, las tarifas de transporte desde estos centros de producción son
distintas y proporcionales a la distancia. Así, los costos de transportar el gas desde la cuenca
austral (la más lejana) son mayores que los de transportar el fluido desde la cuenca neuquina
(la más próxima). Por lo tanto, a fin de que el valor del gas en los centros de consumo sea el
mismo y que las distribuidoras se encuentren indiferentes entre comprar de una cuenca u otra,
el precio del gas en cada una de las cuencas debe recoger la diferencia relativa de los costos
de transporte. Con lo que el precio del gas en boca de pozo de la cuenca austral debe ser
necesariamente menor que el de las restantes cuencas.
3.4.2.1. Producción
En el siguiente cuadro se refleja la evolución de la producción de GN (datos
suministrados por la SE):
AñoProducción deGN (Miles de
m3)
%Variaciónrespecto año
anterior
%Variaciónrespecto
1993
2006 51.819.865 0.96 149.392005 51.329.233 (1.68) 147.02
2004 52.205.665 2.35 151.242003 51.008.277 2.24 145.482002 46.519.437 (3.35) 123.88
18
FOLIO
Nº…….
2001 48.130.541 6.50 131.632000 45.194.470 117.51999 ∗ 97.108.742 * *
1998 38.579.106 4.17 85.661997 37.036.090 10.99 78.241996 33.368.063 31.07 60.581995 25.457.756 18.80 22.521994 21.429.400 3.13 3.131993 20.779.049
La producción ha sufrido variaciones que ilustra el cuadro que antecede y que abarcan
el periodo 1993-2006.
Si bien, el número de productores es relativamente importante, una sola empresa
ostenta una cuota de mercado superior al 50% (Repsol-YPF), entre tres y cuatro empresas
cubren aproximadamente otro 20% y el restante es abastecido por el resto de empresas.
3.4.2.2. Reservas
De acuerdo con los datos proporcionados por la SE las reservas comprobadas de GN
durante los últimos años han disminuido en forma sistemática, según se expone en el siguiente
cuadro:
EVOLUCION DE RESERVAS DE GN
AÑO Millones dem3
% Variaciónrespecto año
anterior1993 5166621994 535328 3,611995 619295 15,691996 685586 10,701997 683796 -0,26
∗ El volumen informado por la SE para este período según tabla dinámica SESCO, no guarda relación con elresto de la serie que tiene el mismo origen.
19
FOLIO
Nº…….
1998 686584 0,411999 748133 8,962000 777609 3,942001 763387 -1,832002 623662 -18,302003 612496 -1,792004 534217 -12,782005 428361 -19,82
Los datos de reservas revelan la disminución anual constante a partir del año 2001,
acumulando al 2005 una reducción del 54, 52 % respecto del año 2000.
Esta situación se debe principalmente, a la presencia de dos factores. :
1-Fuerte descenso en la inversión en exploración (actividad de mayor riesgo y más alta
exposición del capital).
2-Aumento desproporcionado del consumo.
El efecto de ambos factores combinados ha provocado un continuo descenso del
cociente Reservas-Producción que descendió desde los 25 años (en los primeros años de la
década del 90) hasta aproximadamente entre ocho y nueve años en el año 2005.
“Entre 1970 y 1999, las reservas de GN de Argentina se habían doblado. Sin embargo,
entre 1990 y 2000, una gran proporción de las reservas no procedió de nuevos
descubrimientos, sino de una revaluación de existentes. Más aun, no ha habido exploración de
gas fuera de las áreas productivas. La explicación para esto es que las compañías privadas no
explorarán más reservas que las que piensan usar durante los próximos 5/10 años” que es el
período aproximado de sus concesiones.24
24 Argentina: 2004-Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies Noviembre/2004.
20
FOLIO
Nº…….
RESERVAS DE GAS NATURALRESERVAS DE GAS NATURAL
R eservas de G as N atural
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
0 ,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
R eservas C om robadas R elación R eservas/P roducción
M illon es d e m 3 A ños
Fuente: Secretaría Energía
Este importante déficit de inversión en exploración lleva a una disminución de la
proporción de R/P (Cociente Reservas / Producción) que, por las normas de compañías
privadas todavía son satisfactorias (por ejemplo, el R/P americano es de menos de 10 años).
Se estima que la Argentina para satisfacer una demanda energética que se
compadezca con un incremento anual del 7 % en el PBI requiere una inversión en el área de
energía del orden de 4000 a 4500 millones de dólares por año, durante 10 años.25
3.4.2.3. Impacto de la crisis económica Argentina en el sector del upstream
La mayoría de los productores de GN en Argentina tienen diversificado el mercado.
Normalmente también producen crudo -cuyo precio no fue pesificado-, la mayoría de ellos
exporta gas a los países vecinos: Chile, Uruguay o Brasil –donde el precio de las
25 World Energy Council 2nd Energy Forum Comité Argentino Consejo Mundial de Energía Ing. Carlos Pierro –Julio 2006.
21
FOLIO
Nº…….
exportaciones de gas no fue pesificado.26 Aun así la exploración de gas fue suspendida y los
grandes proyectos de gas en desarrollo fueron recortados.
La falta de acceso a fuentes de financiación externa, precios bajos del valor boca de
pozo internos y el congelamiento de tarifas en transporte y distribución condujeron a
disminuir los niveles en exploración y producción y en la red de transporte. Con una caída del
65% en divisas en el precio del gas distribuido entre 2001 y 2002, las compañías privadas
sostuvieron que la actividad de exploración y perforación resultaban antieconómicas.27
Un ejemplo: el yacimiento offshore Carina de Tierra Del Fuego se descubrió en
1981/2 pero nunca se desarrolló. En 2001 fue aprobado un plan de desarrollo, pero en 2002 la
empresa Total pospuso el proyecto de US$ 400 Millones.
Después de enero de 2002 se detuvieron inversiones en gran escala, que hasta entonces
el proceso de inversión ya se había retardado, a excepción de Repsol YPF que continuaba
perforando pozos in-fill en la cuenca Neuquina.
Las actividades de exploración fueron drásticamente reducidas, en el año 2002 no fue
perforado ningún pozo y en 2003, sólo uno. Varios factores contribuyeron a la suspensión de
las perforaciones: el riesgo político y económico para las compañías internacionales, el
estancamiento y la carencia de fondos para las compañías locales, compuestos por la fácil
disponibilidad de reservas y de la producción de Bolivia. El número de pozos en exploración
cayó a partir de 1999 de 120 a solamente 17 en 2003. La producción de gas en 2001 y 2002
por lo tanto condujo al agotamiento acelerado de yacimientos existentes (ver cuadro
precedente). Esto es una de las explicaciones en la caída en el cociente de R/P durante el
período 2001-2003. Otra explicación es que algunas reservas comprobadas se pueden haber
26 Con objeto de modificar los precios internos y externos del GN, como así también del petróleo, seincorporaron impuestos a la exportación de estos bienes (las llamadas “retenciones”).27 Argentina Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies 2004.
22
FOLIO
Nº…….
reclasificado como probables, porque la devaluación de 2002 hizo imposible su recuperación,
ante los nuevos precios bajos del gas.28
Al respecto se señala que “La racionalidad de los actores privados, ante un inadecuado
marco de regulación y control, pasó por la maximización de corto plazo que se manifestó en:
maximización de la producción sobre la base de reservas descubiertas con anterioridad al
proceso de privatización, minimización de las inversiones en exploración y desarrollo,
maximización de la capacidad de transporte de los gasoductos troncales externos existentes
(mediante loops y plantas compresoras) sin invertir en nuevas troncales a pesar que las tarifas
de transporte lo permitían, y aprovechamiento de todas las oportunidades de exportación
posibles.”29
Asimismo compromete la producción a futuro el hecho de que las áreas de bajo y
mediano riesgo de las cuencas sedimentarias argentinas, ya se encuentran exploradas,
explotadas y la mayoría de ellas en etapa de madurez. Quedan por explorar zonas del
territorio consideradas de alto y muy alto riesgo donde por lógica el desarrollo de un
yacimiento hasta su plena producción insume un lapso prolongado de tiempo (estimado en
una a tres décadas).
28 Argentina:2004-Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies Noviembre/2004.29 “Impresiones sobre la crisis energética Argentina”, del 29 de marzo de 2004 -Danielle Bouille, vicepresidentede la Fundación Bariloche en http://www.econlink.com.ar/articulos/gas.
23
FOLIO
Nº…….
Riesgo Exploratorio
Total cuencas sedimentarias País:1.845.000 Km2
Áreas Alto y Muy Alto Riesgo: 424.350 Km2: 23,0%
Àreas Mediano Riesgo: 110.700 Km2 6,0%
Àreas Bajo Riesgo: 55.350 Km2: 3,0%
Cuencas
Cuencas
Areas Muy Alto Riesgo: 1.254.600 Km2: 68%
OCEANOATLANTICO
24
FOLIO
Nº…….
Fuente: World Energy Council 2nd. Energy Forum. Comité Argentino Consejo Mundial de la Energía. Ing. C.
Pierro. Julio de 2006.
3.4.3. Segmento de Transporte y Distribución (Downstream)
3.4.3.1. Transporte.
El segmento de transporte se conforma por dos empresas (Transportadora de Gas del
Norte-en adelante TGN- y Transportadora de Gas del Sur –en adelante TGS-) que llevan a
cabo el transporte de GN desde los yacimientos hasta los empalmes con la red de distribución,
a través de los Gasoductos Troncales Norte y Centro-Oeste por TGN y San Martín, Neuba I y
Neuba II por TGS.
Red De Gasoductos - Capacidad de Transporte y volumen transportado.
LLOOSS PPLLAAZZOOSS PPAARRAA DDEESSAARRRROOLLLLAARR RREESSEERRVVAASS DDEE GGAASS
25
FOLIO
Nº…….
El servicio de transporte es prestado por medio de los gasoductos troncales y
regionales que se detallan a continuación:
Gasoductos Troncales del Sistema Norte
Gasoducto Norte (Campo Durán - Bs. As.): Se origina a la salida de la planta de
Campo Durán donde recibe el gas proveniente de Bolivia y el producido en la Cuenca
Noroeste. Longitud total: 3.451,6 Km. (troncal: 1.747,2 Km.; paralelos y otros: 1.704,4 Km –
incluye el gasoducto a Santa Fe -). Capacidad máxima de transporte: 20 millones de m3/día.
Gasoducto Centro - Oeste: Tiene su cabecera en el yacimiento Loma de la Lata
(Cuenca Neuquina). Longitud Total: 2.103,8 Km. (troncal: 1.257,8 Km.; paralelos y otros:
846,0 Km). Capacidad máxima de transporte: 31,9 millones de m3/día.
Gasoductos Troncales del Sistema Sur
- Gasoducto Oeste o Neuba I (Neuquén-Bahía Blanca):
Tiene su cabecera en el yacimiento Sierra Barrosa (Prov. De Neuquén) y colecta
aportes de otros yacimientos de la Cuenca Neuquina. Longitud Total: 643,4 Km. (troncal:
573,5 Km.; paralelos 69,9 Km). Capacidad de inyección: 13,5 MM m3/día, con la
modificación de plantas compresoras tiene capacidad máxima de transporte aguas abajo de
Chelforó: 9,6 millones de m3/día.
- Gasoducto Neuba II (Neuquén - Bahía Blanca – Buenos Aires): Tiene su
cabecera en Loma de La Lata (Provincia de Neuquén) y colecta aportes de otros yacimientos
de la cuenca Neuquina. Capacidad de transporte de 27,6 millones de m3/día. Longitud Troncal
(incluido tramos finales): 1.311 Km. Paralelos y otros 100 Km. Longitud Total 1411 Km.
- Gasoducto Gral. San Martín (Gasoducto del Sur): Se origina en el yacimiento
San Sebastián (Tierra del Fuego). En su recorrido colecta aportes de yacimientos de esa
región y de la provincia de Santa Cruz (Cuencas Austral y del Golfo de San Jorge). Longitud
Total con tramos finales: 2.611,8 Km. (troncal: 1968,9 Km.; paralelos: 642,9 Km). Capacidad
máxima de transporte: 21,9 millones de m3/día.
- Tramos Finales (Bahía Blanca-Buenos Aires): A partir del Complejo Gral. Cerri
el gasoducto San Martín se bifurca en el troncal Cerri - Gutiérrez (612,8 km.) y en el paralelo
26
FOLIO
Nº…….
Sur (Cerri - Terminales Gral. Rodríguez / Gral. Pacheco: 627,3 Km.). Completan los Tramos
Finales los 636,8 Km. del gasoducto Neuba II correspondientes al tramo Cerri - Gral. Las
Heras y 82,1 Km. del anillo de alta presión Buchanan-Las Heras.
Gasoductos Regionales del Sistema Sur
- Cordillerano: Lleva gas a las ciudades de Bariloche (Río Negro), Junín de los
Andes y San Martín de los Andes (Neuquén). Longitud Total: 611,9 Km. Capacidad máxima
de transporte (incluyendo derivación Cutral-Co - Zapala): 1,2 millones de m3/día.
- Oeste: Alimenta de gas a ciudades del Valle del Río Negro. Longitud Total: 463,0
Km. Tramo 1, Plaza Huincul-Senillosa (TGS), 67,1 Km. y una capacidad máxima de
transporte de 0,45 millones de m3/día. Tramo 2, Senillosa-Chelforó (Distribuidora
Sur), 149,9 Km. Tramo 3, Chelforó-Gral. Conesa (TGS), 246,0 Km. y 0,5MM m3/día
de capacidad máxima de transporte.
Por otra parte, la capacidad de transporte de GN por los grandes gasoductos
troncales, se mantuvo constante hasta el año 2004, y a partir del año 2005 registra
incrementos, según el siguiente cuadro:
CAPACIDAD NOMINAL DE TRANSPORTE (1) (En millones de m3/día)
2004 2005 Porcentaje IncrementoNorte 22,50 24,20 7,56Centro Oeste 31,90 32,80 2,82
TGN 54,40 57,00 4,78
Neuba I 13,50 14,10 4,44Neuba II 28,40 28,40 -San Martin 22,30 26,20 17,49
TGS (2) 66,40 70,90 6,78
TOTAL TPTE. 120,80 127,90 5,88
Distribución 3,02 3,02 -
TOTALSISTEMA 123,82 130,92 5,73
27
FOLIO
Nº…….
(1) Capacidad al 31 de diciembre de cada año. Incluye gasoductos regionales de transporte ygasoductos de exportación; no incluye consumos en boca de pozo. (2) Incluye gasoductos regionales de transporte (2,2 millones de m3/día).
Fuente: Datos suministrados por la Gerencia de Desempeño y Economía del ENARGAS.
Ver además el Anexo II.
3.4.3.2 Distribución.
El segmento de distribución se integra por nueve empresas que distribuyen el GN
desde los gasoductos troncales hasta los usuarios finales, dichas empresas son:
Distribuidora de Gas Buenos Aires-Norte- (GN BAN)
Distribuidora Área Metropolitana de Buenos Aires (Metrogas)
Distribuidora Noroeste (GasNor)
Distribuidora de Gas del Área Centro (Eco Gas Centro)
Distribuidora de Gas Pampeana (Camuzzi Gas Pampeana)
Distribuidora de Gas del Sur (Camuzzi Gas Sur)
Distribuidora del Área de Cuyo (Eco Gas Cuyana)
Distribuidora de Gas del Litoral (Litoral Gas)
Distribuidora de Gas Noreste (GasNea)
Tanto las empresas de transporte como de distribución cuentan con el monopolio
regional en sus respectivas áreas de concesión del servicio, siendo reguladas por el
ENARGAS.
La regulación se estructura bajo un principio de acceso abierto (open access) a la red
de transporte, por medio del cual todas las empresas tienen el derecho de inyectar gas en la
red de transporte en condiciones no discriminatorias. Para ello, se prohíbe a las compañías
28
FOLIO
Nº…….
transportistas la compra o venta del gas en el mercado mayorista. Es decir, su única actividad
es el transporte con lo cual su remuneración es exclusivamente el cargo de transporte por el
gas inyectado en el sistema.
Con el fin de incrementar la competencia se han introducido una serie de mecanismos
en el segmento downstream del mercado. Por un lado, se creó un mercado spot o de corto
plazo (basado en contratos inferiores a seis meses) por medio del cual las compañías
distribuidoras pueden contratar con los productores el gas que no sea cubierto a través de los
contratos de largo plazo. Por otro lado, los grandes usuarios y las usinas eléctricas cuentan
con la posibilidad de contratar directamente el gas con los productores, pagando al
transportista y la distribuidora los correspondientes peajes. Para ello existen dos modalidades:
by pass comercial y by pass físico. La diferencia entre ambos es que el gran usuario en el caso
del by pass físico construye su propio conducto que lo conecta directamente con el gasoducto
troncal del transportista.
3.4.3.3 Usuarios finales
La demanda de las compañías distribuidoras tiene origen en la generada por los
consumidores finales. Los usuarios finales pueden clasificarse en usuarios cautivos y no
cautivos.
Los primeros son aquellos que no pueden contratar libremente el gas y agrupa
fundamentalmente a los usuarios residenciales, entes gubernamentales y pequeños o medianos
comercios. Estos usuarios se caracterizan a priori por poseer una demanda inelástica y
marcadamente estacional. El uso primordial es el de calefacción y cocina, siendo el gas de
difícil sustitución por otros carburantes.
Los usuarios no cautivos son aquellos que pueden contratar el suministro directamente
con los productores y abarca a aquellos usuarios que consumen grandes cantidades de fluido
29
FOLIO
Nº…….
(más de 5000 m3/día) como las industrias, centrales térmicas y empresas expendedoras de gas
comprimido para uso vehicular (GNC).
Estos usuarios demandan el gas como insumo intermedio en los procesos productivos
y por lo tanto su demanda depende en buena medida del nivel de actividad económica.
Asimismo cuentan con fuentes alternativas de suministro disponibles en un plazo
relativamente corto.
A excepción del GNC, los usuarios industriales y centrales termoeléctricas contratan
usualmente un servicio interrumpible en caso de restricciones en la capacidad de transporte.
De esta manera consiguen precios menores por parte de los distribuidores dado que no
contratan capacidad en firme. Por el contrario, los usuarios residenciales y comerciales
contratan un servicio no interrumpible.
En el gráfico que se expone a continuación se presenta el consumo de gas por tipo de
usuario, indicando la participación relativa de cada sector en el componente de la demanda
total de GN.
Utilización del gas por sector
15%
19%
32%
10% 24%
Generación Eléctrica Industrial TransporteResidencial Otros Usos
30
FOLIO
Nº…….
Del total del gas producido, el 10 % es utilizado como sustituto de combustibles
líquidos en automotores convertidos a GNC, porcentaje que tiende a incrementarse en virtud
de las variaciones en los precios de los combustibles líquidos.
En el cuadro siguiente se puede observar la dinámica de dicha participación entre el
año 1993 y el 2005. Asimismo, podemos observar que otro rubro que ha incidido en forma
significativa en el incremento del consumo en la última década lo constituyen las
exportaciones:
Consumo de gas por tipo de usuario
En Anexo II se muestra la serie histórica del volumen consumido de GN por
tipo de usuario y su porcentaje de contribución con relación al total de cada año.
Cantidad de usuarios por Distribuidora (al 31/12/2004)
DISTRIBUIDORA TIPO DE USUARIO TOTAL
Residencial
Serviciono
domésticosin
contrato
GranUsuario
Subdistribuidor
Cuentade
TercerosTotal Usuarios
%usuarios
p/�istrib..
0,0
5.000,0
10.000,0
15.000,0
20.000,0
25.000,0
30.000,0
35.000,0
40.000,0
45.000,0
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Mill
ones
m3
Residencial Comercial Entes Oficiales Industria Centrales SDB GNC Exportaciones
+ 19,300 millones m3+ 89%
USUARIOS RESIDENCIALES
USUARIOS INDUSTRIALES
GENERACIÓN ELÉCTRICA
GNCEXPORTACIONES
31
FOLIO
Nº…….
(SGP) (I D) (SDB)METROGAS30 1.982.192 77.091 0 2 840 2.060.125 30,43GN BAN31 1.273.281 46.808 0 3 832 1.320.924 19,51CAMUZZI GASPAMPEANA32 990.648 59.673 0 14 418 1.050.753 15,52LITORAL GAS33 496.789 23.963 0 8 374 521.134 7,70GAS CENTRO34 487.809 20.705 0 15 375 508.904 7,52CAMUZZI GASSUR35 440.402 46.080 0 9 186 486.677 7,19CUYANA36 405.356 17.647 0 3 335 423.341 6,25GAS NOR37 344.143 10.573 6 1 349 355.072 5,25GAS NEA38 38.944 3.018 0 0 87 42.049 0,62TOTALUSUARIOS 6.459.564 305.558 6 55 3.796 6.768.979 100,00
Fuente: Página Web – ENARGAS.
Tal como se desprende del cuadro que antecede, aproximadamente el 50 % del total
del consumo del gas distribuido por red a través de las Distribuidoras Metrogas y GN Ban, se
concentra en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y Gran Buenos Aires.
3.4.3.4 Comercio Internacional- Importaciones/Exportaciones.
El sistema regional de gasoductos existente vincula a nuestro país con Chile, Uruguay,
Brasil y Bolivia.
30 Ciudad Autónoma de Buenos Aires y Conurbano.31 Distribuye en algunos partidos de la Provincia de Buenos Aires: Vicente López , San Isidro, San Fernando,Tigre, San Martín, Tres de Febrero, Morón, Hurlingham, Ituzaingó, Moreno, Merlo, Marcos Paz, Gral. LasHeras, San Miguel, José C. Paz, Malvinas Argentinas, Pilar, Gral. Rodríguez, Luján, Mercedes, San Andrés deGiles, Suipacha, Carmen de Areco, La Matanza, Escobar, Campana, Exaltación de la Cruz, Zárate, San Antoniode Areco, Capitán Sarmiento.32 Buenos Aires, La Pampa.33 Santa Fe y una pequeña porción del norte de la Provincia de Buenos Aires.34 Catamarca, La Rioja, Córdoba.35 Neuquén, Río Negro, una pequeña porción del sur de la Provincia de Buenos Aires, Chubut, Santa Cruz,Tierra del Fuego.36 San Juan, San Luis y Mendoza.37 Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero.38 Formosa, Chaco, Misiones, Corrientes, Entre Ríos.
32
FOLIO
Nº…….
Las exportaciones de gas natural se realizan mediante tres gasoductos que vinculan
Argentina con Chile, (1.- Campo Durán – Antofagasta, 2.- Mendoza – Santiago de Chile y 3.-
Neuquén – Concepción), con Uruguay (Colón – Paysandú) y con Brasil (Paso de los Libres –
�ruguayaza).
Las importaciones se realizan desde Bolivia mediante el gasoducto Yacuiba-Campo
Durán y está previsto (dec. PEN 267/07) el llamado a licitación para la construcción del
nuevo Gasoducto del Nordeste Argentino.
En cuadro al pie se evidencian los volúmenes y montos involucrados en exportaciones
e importaciones. (fuente Tablas Dinámicas SESCO de la S.E.)
Exportaciones de gas natural
País cantidad 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Chile Mill m3 4438.9 5404.0 5340.7 6057.7 6797.0 6151.5 2682.1
Mill usd 185.2 269.4 236.4 298.7 360.4 400.4 225.9
Uruguay Mill m3 37.4 36.5 21.6 63.0 112.3 109.3 16.3 *
Mill usd 1.9 1.9 0.76 2.0 4.3 5.8 0.9*
Brasil Mill m3 170.7 739.9 484.0 339.8 438.8 339.4 369.1
Mill usd 11.8 44.4 27.2 19.5 27.7 26.8 66.7
Total Mill m3 4646.9 6180.3 5846.3 6460.5 7348.1 6600.1 3067.5
Mill usd 198.9 315.6 264.3 320.3 392.4 433.0 293.5
*informado enero y febrero solamente
Importaciones de Gas Natural
Bolivia 2002 2003 2004 2005 2006
Mill m3 99.5 85.2 804.1 1610.5 1428.5
Mill usd 3.1 2.1 47.4 145.7 170.8
33
FOLIO
Nº…….
3.4.3.5 Obras de ampliación y/o extensión de infraestructuras de redes de transporte y
distribución de GN.
La producción de GN, por su naturaleza, requiere de permanentes inversiones
orientadas a compensar la declinación natural de la producción de los pozos existentes, como
así también para incorporar reservas que reemplacen aquellas ya consumidas.
El Marco Regulatorio exigió para el primer quinquenio (1993/7) inversiones
obligatorias, a través del establecimiento de metas físicas y monetarias.39
Sin embargo, no se fijaron a los transportistas obligaciones de extender el sistema de
gasoductos40 y en el caso de la distribución se estableció un mecanismo de extensiones de las
redes por los distribuidores o los terceros interesados basado en la rentabilidad de la obra y la
posibilidad de su financiamiento vía tarifas con o sin aumentos de las mismas según el caso.41
La regulación del gas natural diferencia el tratamiento de las inversiones del sistema
de transporte y distribución según las mismas beneficien a la mayoría de los usuarios o se
restrinjan a un determinado grupo.
En el primer grupo entran las inversiones obligatorias previstas en la licencia para el
primer período quinquenal (1993/7) relativas a mantenimiento y expansión de transporte y
distribución como así también las inversiones reconocidas por el factor K (para financiar
mayores inversiones no cubiertas por las tarifas vigentes y que requieren ser aprobadas).
En el segundo caso, cuando la inversión tiene una afectación o beneficio localizado, se
aplica el inciso b) del Artículo 16 de la Ley Nº 24.076 que dispone que el financiamiento
surge de un acuerdo entre el grupo de interesados en la obra y el prestador, sometiendo el
mismo a consideración del ENARGAS.
39 Modelo de licencia de transporte de gas Anexo “A” (transporte) y “B” (distribución) del Decreto Nº2.255/1992, en particular Arts. 5.1, 5.2. y 5.5. y 8.1.1. y 8.1.2.40 8.1.3 del Anexo “A” inc. 3 del Artículo 16 del Decreto Nº 1.738/1992.41 ver 8.1.3 del Anexo “B” del Decreto Nº 2.255/1992; incisos 4, 5 y 6 del Artículo 16 del Decreto Nº1.738/1992 y Resoluciones Enargas Nº 10/93 y Nº 44/94.
34
FOLIO
Nº…….
Bibliografía especializada da cuenta que si bien en los años noventa, los contratos de
compañías privatizadas de transporte y distribución estipulaban inversiones obligatorias, las
empresas sostuvieron que el aumento de la demanda y los pre-existentes cuellos de botella
podrían repartirse a través de una mayor eficacia y utilización del sistema y que las
inversiones marginales eran por consiguiente suficientes. Por lo tanto, ningún nuevo
gasoducto fue construido porque no se necesitó por esos años. Se construyeron gasoductos de
exportación y la capacidad de transporte de los gasoductos nacionales fue incrementada
mediante la repotenciación de los gasoductos existentes.42
Ante la crisis del 2001-2002 que afectó los contratos de prestación de servicios
públicos y el extraordinario crecimiento económico desde el año 2003 en adelante, llevaron a
la saturación de la capacidad de transporte. Se tomaron medidas de tipo regulatorio como el
cambio en las modalidades de contratación para usuarios no residenciales y se constituyeron
fideicomisos para la ejecución de obras que permitan el aumento en la capacidad de
transporte.
El “Fondo Fiduciario para atender inversiones en Transporte y Distribución”43 tiene
por objeto financiar obras de expansión en el marco del Artículo 2º de la Ley Nº 24.076.
Dicho Fondo se complementó mediante un “Programa de Fideicomisos de Gas - Fideicomisos
Financieros”44 consistente en la emisión global de valores representativos de deuda y
certificados de participación en los fideicomisos financieros.
En el marco del citado programa, en el año 2005 se concretaron las ampliaciones de
los gasoductos pertenecientes a las empresas Transportadora Gas del Norte45 y Transportadora
Gas del Sur.46
42 Argentina Gas Crisis Anouk Honoré – Oxford Institute for Energy Studies 2004.43 Decreto Nº 180/2004.44 Resolución MPFIPyS Nº 185/2004, “Bases técnico legales mediante creación de fideicomisos financieros y/oadministración” y “Programa de fideicomisos financieros”.45 Decreto Nº 1.882/2004. La ampliación consistió en el tendido de loops –caños paralelos al troncal– a lo largode 230 km, lo que permitió sumar una capacidad de 1.8 millones de m3/ día de GN. La obra fue inaugurada enagosto de 2005.
35
FOLIO
Nº…….
Los recursos para el financiamiento provinieron fundamentalmente de préstamos
otorgados por entidades financieras nacionales y extranjeras, aportes comprometidos por las
productoras de gas, aportes de las licenciatarias de transporte, y reintegros del IVA; mientras
que el repago de las obras –esto es, la cancelación de los derechos de los beneficiarios de los
títulos valores de deuda y los certificados de participación– fue previsto para el plazo de 8
años a partir del flujo de fondos proveniente de la fijación de cargos tarifarios adicionales a
ser abonados por los grandes usuarios, excluidos los usuarios residenciales y del servicio
general P (escalones 1 y 2).
Se mencionan además en el marco del citado “Programa” la ampliación y extensión
del Gasoducto Patagónico,47 Gasoducto Proyecto Ruta Nº 34 (en la provincia de Santa Fe)48 ,
y Desarrollo Gasífero de la Provincia de Entre Ríos.49
En el marco de la “Segunda Etapa del Plan Energético Nacional – 2006/08” se han
definido proyectos de obra50 para acrecentar la capacidad de transporte de los gasoductos
Norte y Centro de TGN y Sur y Neuba I de TGS.
Se ha previsto que la financiación y el repago de las ampliaciones estaría a cargo de
los usuarios en proporción a la capacidad requerida y asignada, los contratistas de bienes y
servicios, las licenciatarias de transporte51 y, llegado el caso, el faltante podría ser completado
con fondos de Enarsa y Cammesa.52
Los dos ciclos combinados adjudicados a Siemens en Timbúes y Campana53
requieren una alimentación de 6/7 millones de m3 de GN por día, hoy imposibles de ser
46 Decreto Nº 1.658/2004. La ampliación consistió en el tendido de loops a lo largo de 495 km, ello permitióaumentar en 2.9 millones de m3/día la capacidad de transporte de la red. La obra fue inaugurada en julio de2005.47 Decreto Nº 1.243/2005.48 Decreto Nº 1.204/2005.49 Decreto Nº 139/2006.50 Resolución MPFIFPyS Nº 608/05, “Plan de Acción para la Ampliación de la Capacidad de Transporte de GNpara el año 2006”.51 Resolución MPFIPyS Nº 608/05.52 Resolución MPFIPyS Nº 608/05, artículos 10 y 12; Decreto Nº 465/05; artículos 4 y 5; Decreto Nº 405/05.53 Que ampliarán la oferta eléctrica en 800 mega watts al final de la segunda etapa de construcción.
36
FOLIO
Nº…….
transportados por los gasoductos argentinos, al menos en períodos de temperaturas extremas,
siendo por lo tanto necesaria su importación desde Bolivia, que requerirá de inversión en
nueva infraestructura en Bolivia y la construcción del nuevo gasoducto del noreste , cuya
traza desde la frontera con Bolivia en la Provincia de Salta, prevé el suministro a las
provincias de Misiones, Formosa, Chaco y Corrientes, finalizando en la localidad santafesina
de San Jerónimo.(GNEA) (Decreto Nº 267/07).
La Nota de la SE Nº 658/04 delega en el ENARGAS, con la colaboración de la
Secretaría de Obras Públicas, el control técnico contable del desarrollo de las obras que
comprenden las ampliaciones de capacidad de transporte de los gasoductos Norte y Sur.
Bajo el mismo sistema de regulación se comprenden otras obras de ampliación y
expansión de la red de gasoductos, a saber:
• Ampliación Gasoducto Cordillerano: 0,13 millones m3/día.
• Gasoducto a El Calafate y Cuenca C. Río Turbio: 359 Km..
• Gasoducto de la Puna: 185 Km.. -cañería de 6 pulgadas.
• Gasoducto a Los Antiguos y Perito Moreno - Santa Cruz- (proyecto en ejecución):
321 Km..
• Gasoducto Fueguino: 100 Km.. (2 etapas) - cañería de 12 pulgadas.
• Gasoducto Regional Centro CECRECE-: 230 Km.. (abastecerá a localidades de las
Provincias de Córdoba, Santa Fe y Santiago del Estero).
• Gasoducto a Camarones - Chubut: 73 Km.. - cañería de 4 pulgadas.
3.5 BALANCE ENERGÉTICO NACIONAL
Composición54
54 Tonelada equivalente de petróleo (TEP). TEP = 10.000.000 Kcal.
37
FOLIO
Nº…….
53%
5% 4% 3% 1%
34%Gas Natural Petróleo Hidráulica Nuclear Carbón Otros
MATRIZ ENERGETICAMATRIZ ENERGETICAAño 2004Año 2004
66.598 Miles TEP66.598 Miles TEP
Fuente: Balance Energético 2004 – Secretaría de Energía de la Nación
El GN representó aproximadamente en el año 2006 el 53 % de la Matriz Energética
Nacional, esta relación desproporcionada tiene su origen en las significativas diferencias de
precios relativos de los distintos componentes energéticos (crudo, energía hidráulica, carbón,
energía nuclear y otros), a modo de ejemplo se agregan los precios de los combustibles
alternativos del mercado mayorista y la evolución del valor boca de pozo del GN nacional por
cuenca, según se expone en los siguientes cuadros:
PRECIOS DE LA ENERGIA
Gas en Cuenca Neuquina U$S 1,45 106 BTU (*)
Gas importado de Bolivia U$S 5,00 106 BTU
Fuel Oil Nacional U$S 5,11 106 BTU
Fuel Oil Importado U$S 9,87 106 BTU
Fuente: World Energy Council 2nd Energy Forum Comité Argentino Consejo Mundial de Energía Ing. Carlos
Pierro –Julio 2006.
38
FOLIO
Nº…….
(*) Mediante la Resolución Nº 208/04 MPFIPyS, se homologa el convenio suscripto por la
S.E. y los productores de gas (art. 1), con el fin de establecer un esquema de normalización de
precios (ver gráfico ut-supra) y fijar un techo virtual a los mismos basado en el promedio
ponderado de los precios correspondientes a las exportaciones (art. 6 inc.3), de modo tal que
al 31/12/06 los mismos se encontraran normalizados, siempre con la excepción hecha de los
valores para consumidores domicialiarios y comerciales, que permanecen congelados.
Estos resultados se deben principalmente al uso intensivo de GN en usinas de
generación eléctrica y en la industria y la creciente conversión de automotores de combustible
líquido (motonafta) a GNC.
Los valores distorsivos que tienen los combustibles respecto de otros precios de la
economía han generado consumos altos de la energía, que sobrepasan el lógico incremento
debido a la expansión del Producto Bruto Interno.
Evolución Precio Gas Boca Pozo
-
10
20
30
40
50
60
70
Inv.
'94
Ver.
'94/
'95
Inv.
'95
Ver.
'95/
'96
Inv.
'96
Ver.
'96/
'97
Inv.
'97
Ver.
'97/
'98
Inv.
'98
Ver.
'98/
'99
Inv.
'99
Ver.
'99/
'00
Inv.
'00
Ver.
'00/
'01
Inv.
'01
Oct
-01
Dec
-01
May
-02
Oct
-02
May
-03
Oct
-03
May
-04
Oct
-04
May
-05
Jul-0
5
US
$/1
00
0 M
3
Precio Exportación Cuenca Neuquina Precio Exportación Cuenca NoroestePrecio Exportación Cuenca Austral Precio Importación Gas BoliviaCuenca Neuquina Cuenca Neuquina Mdo. GU Sendero RecompCuenca Noroeste Cuenca Noroeste Mdo GU Sendero RecompCuenca Austral Cuenca Austral Mdo GU Sendero Recomp
39
FOLIO
Nº…….
Fuente: Balance energético – SE.
Fuente: Balance Energético 2004 – SE.
Respecto de las energías alternativas, la solución vía generación de energía eólica
requiere de inversiones importantes en lugares característicos de velocidad de viento (como
puede ser la Patagonia), en países como la Argentina donde el costo de capital puede ser
determinante, hoy todavía no es una fuente competitiva con las tradicionales. Igualmente
existen subsidios del presupuesto nacional fomentando su desarrollo.
CONSUMO ENERGETICO VS. P.B-I-AÑO PBI CONS. ENERG.1995 243186 347831996 256626 361361997 277441 377991998 288123 385241999 278369 386412000 276173 380172001 263997 368742002 235236 358412003 256024 376532004 279141 426662005 304764 44517
(MM $ 1993) ( M TEP)
40
FOLIO
Nº…….
La incorporación de alcohol etílico (etanol) en las motonaftas fue algo explorado
anteriormente en algunas provincias Argentinas (Tucumán y Santa Fe en la década del ’80),
sin embargo depende de los valores de los cereales55 que son el insumo para la producción del
alcohol vía fermentación. El biodiesel como alternativa al gasoil, que ya cuentan con ventajas
impositivas (Ley Nº 26.093), podría llegar a ser un sustituto importante. Sin embargo, estas
últimas dos alternativas que a nivel internacional parecen marcar cierta tendencia, en el país
no logran desarrollarse, más allá de ser un país productor intensivo en granos, debido
fundamentalmente a que los precios internos de los combustibles fósiles mantienen una
brecha cada vez más amplia con los precios internacionales.
4 CONCLUSIONES
El sistema energético argentino es altamente dependiente del GN, el que representa
aproximadamente el 53 % de la Matriz Energética y afecta a todos los sectores demandantes:
generación de electricidad, las actividades industriales, residenciales y de transporte.
La producción de GN, por su naturaleza, requiere de permanentes inversiones
orientadas a compensar la declinación natural de la producción de los pozos existentes, como
así también para incorporar reservas que reemplacen aquellas ya consumidas.
La producción ha ido en constante aumento desde el año 1993 hasta el 2001,
decreció levemente durante el 2002 para continuar en los años subsiguientes en incremento
creciente. Como resultado de las diferentes políticas del sector, la tasa de crecimiento del
consumo promedio anual de GN en período 1993-2006 llegó a 7.5%. El consumo energético
debería observar una elasticidad respecto a la tasa de crecimiento del PBI menor a uno56 por
cada punto porcentual de incremento de éste debería corresponderle menos de un 1 % del
55 Hasta que no se dispararan los precios del petróleo los alcoholes (metanol y etanol) se obtenían de este y nopor procesos fermentativos.56 Atendiendo a la inexistencia de cambios drásticos en la matriz productiva de un país. Los incrementos deproductividad hacen que la demanda de energía sea inferior al crecimiento del nivel de producto
41
FOLIO
Nº…….
crecimiento de la demanda de energía, pero luego de la crisis económica y la consecuente
modificación de precios relativos la elasticidad no sólo no es mayor a uno sino que alcanza el
valor 1.1%.
Del total producido, un 15 % se exporta y el saldo restante se consume internamente,
repartido entre usinas generadoras de electricidad, industrias, hogares y transporte (incluyendo
vehículos a GNC). Durante el año 2006 se importaron de Bolivia 1.428,46 millones de m3 por
un monto de 170,8 Millones de Dólares y se exportaron 3.067, 47 millones de m3 por un monto
de 293,5 Millones de Dólares.
Los datos de reservas revelan la disminución anual constante a partir del año 2001,
acumulando al 2005 una reducción del 54, 5 % respecto del año 2000.
En efecto, la complementación de ambos factores ha provocado un continuo
descenso del cociente Reservas-Producción que se redujo desde los veinticinco años (en los
primeros años de la década del 90) hasta aproximadamente entre ocho y nueve años al año
2005.
Se mencionan como factores que influyeron en el descenso drástico de las reservas de
GN de los últimos años a:
1. Fuerte descenso en la inversión en exploración (actividad de mayor riesgo y más alta
exposición del capital). Los titulares de las reservas tienden a monetizarlas (mediante
su explotación) a efectos de recuperar la inversión realizada en el menor tiempo
posible.
2. Aumento extraordinario del consumo. Originado en las diferencias de precios relativos
entre los componentes de la Matriz Energética.
A fin de preservar un horizonte de reservas constantes, y acorde con el interés
general, la autoridad regulatoria en materia de política energética, debería considerar la
42
FOLIO
Nº…….
incorporación al menos, de reservas equivalentes al consumo, objeto que insume como
mínimo, de 5 a 10 años de inversión en exploración.
Se estima que la Argentina para satisfacer una demanda energética que se
compadezca con un incremento anual del 7 % en el PBI requiere una inversión en el área de
energía del orden de 4000 millones de dólares por año, durante 10 años.
Esta realidad coloca al sistema energético nacional en situación sumamente crítica,
por lo tanto se deben materializar todas las medidas a nivel nacional y regional para lograr un
crecimiento veloz y sostenido de la oferta energética.
En el área hidrocarburífera resulta necesario el desarrollo de obras de infraestructura
de transporte y distribución, así como también orientar la inversión de toda fuente posible
(privada, pública y de fomento) al desarrollo de nuevos yacimientos para mantener y engrosar
el horizonte de reservas.
Otro aspecto a considerar es la integración regional para el usufructo de las reservas
gasíferas bolivianas. Mediante el Decreto 267/07 se declara de interés público nacional la
construcción del GNEA y se faculta a ENARSA a constituirse en operador y a llamar a
licitación para su construcción. Al final de la segunda etapa prevista para 2008 aportará 20
millones de m3/día adicionales, habiéndose ya llegado a un acuerdo por el valor del gas,
establecido en U$S 5.0 por millón de BTU.
Respecto a la necesidad de incrementar la oferta energética primaria total, se espera
que un aporte importante provenga de la generación nuclear de Atucha II y del aumento de
generación hidroeléctrica mediante la elevación de la cota de Yaciretá.
El parque eólico, fotovoltaico y las energías provenientes de las biomasas (etanol,
biodisel y biogas) serán paliativos que coadyuvarán a mitigar los déficits, particularmente en
aplicaciones locales y/ o dispersas fundamentalmente por autogeneración.
43
FOLIO
Nº…….
Pero no obstante la necesidad del incremento de la oferta, no debe dejar de tenerse en
cuenta que todo esfuerzo que se realice deberá estar acompañado de un uso racional de la
energía. Asimismo se debe tener en cuenta que las señales de los niveles de precios son
determinantes para la evaluación de un proyecto de inversión y en especial atendiendo al
sector de energía donde los plazos de recupero de capital superan el promedio de la economía.
La tecnología para la licuefacción de GN ha bajado sensiblemente su costo y a corto
plazo, se equiparará con el costo de transporte por gasoducto. Por ello, es inminente la
generación de un mercado regional del gas integrado por gasoductos y también con
instalaciones de recepción en puerto y gasificación para la admisión de gas licuado de
importación.
La importación de gas de Bolivia o de energía eléctrica de Brasil es una alternativa
onerosa debido a los costos de estos productos respecto de los nacionales: Argentina paga por
el gas de importación boliviano aproximadamente el doble de lo que se paga por la
producción nacional, en detrimento de las inversiones en el propio territorio.
Desde esta óptica, la problemática se concentra en el área de producción y el
comportamiento de las empresas responsables de extraer el combustible. En las condiciones
imperantes, las empresas han disminuido las exposiciones de capital y reducido sus
inversiones a los casos en que las consideran convenientes o rentables, siendo este sector el
que redujo su actividad exploratoria y la explotación a partir de la pesificación y congelación
de precios. Mientras que a mediados de los ´90 se incorporaban 100 nuevos pozos por año, en
el 2003 se agregaron sólo 25.
Se debe tener en cuenta que, una vez descubiertos nuevos yacimientos, los mismos
demoran muchos años hasta su puesta en producción.
Teniendo en cuenta que la incorporación de reservas debe realizarse en zonas del
territorio nacional donde existe un alto riesgo exploratorio, resulta previsible un sendero de
44
FOLIO
Nº…….
precios en aumento o el incremento de subsidios, y hasta es posible la reversión de nuestro
país en su condición de exportador de energía a importador de combustibles sustitutos (fueloil
y gasoil).
A fin de ampliar la capacidad de transporte, se constituyeron fideicomisos para la
ejecución de obras.
Al respecto, se señala que los gasoductos aumentaron su capacidad de transporte en
un promedio anual de 5,73 % (2004-2005).
No obstante ello, las obras que TGN y TGS están realizando para ampliar la
capacidad de transporte de los gasoductos Campo Durán y San Martín financiados con los
recursos de los fideicomisos, si bien mejorarán la situación del downstream a mediano plazo,
no alcanzan a cumplir el objetivo de solución de la problemática de abastecimiento de largo
plazo, ni revierten la tendencia en el upstream.
La evaluación de incorporación de fuentes alternativas de energía requieren de un
alto grado de inversión y no se encuentran plenamente desarrolladas.
5 LUGAR Y FECHA DE EMISIÓN DEL INFORME:
Buenos Aires, 7 de mayo de 2007.-
6 FIRMA:
45
ANEXO I – OBRAS POR FIDEICOMISO1
La Resolución del Ministerio de Planificación 185/04 establece los criterios para lasampliaciones de la red de gasoductos fundando los “Fideicomisos de Gas”.Los artículos 1º y 6º de la misma establecen las fuentes de financiamiento y el artículo 30ºexcluye al Estado Nacional como financista.
1 Informe ENARGAS 2005- Cap.II-Actividades del ENARGAS.
Estado Obra O Proyecto Gte de Proy. /Operador Regulación Formalizado Características Principales
ANEXO II
AÑO RESIDENC. COMERC. ENTES OFIC INDUSTRIA GEN. ELECT SDB GNC EXPORT TOTALTOTAL/1993 5637257 866727 590778 7747277 5931452 293811 760489 0 760489TOTAL/1994 5650925 865638 382075 8793459 5727836 305204 940372 0 22665509TOTAL/1995 5756007 947673 223966 9199471 7141790 261717 1007209 0 24537833TOTAL/1996 5843102 924334 252198 9351261 8712826 244479 1091846 0 26420046TOTAL/1997 5803125 994982 243395 9742562 8616666 261320 1267936 127230 27057216TOTAL/1998 5877402 948901 277160 9909619 8548320 287019 1411854 1240744 28501019TOTAL/1999 6556744 1016212 324078 9776632 10679852 312452 1508915 2032535 32207420TOTAL/2000 6967136 1053321 340079 9964785 10898685 337076 1677234 2374472 33612788TOTAL/2001 6717209 1008269 351854 9626612 8897951 334500 1850565 3384315 32171275TOTAL/2002 6655864 987221 353394 9797259 7783935 371738 2040319 3187069 31176799TOTAL/2003 6910466 1027963 390694 10692597 8750872 417298 2639989 12346365 43176244TOTAL/2004 6910376 1119813 368472 11226085 10343291 460263 3044449 4233744 37706493TOTAL/2005 7443171 1129797 402626 11335299 10690040 516227 3167844 3504174 38189178TOTAL/2006 7396858 1102232 370196 12484197 11381579 538739 3042869 3642252 39958922
46
