industria del gas natural

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UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRESUNIVERSIDAD DE BUENOS AIRESFACULTAD DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA

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

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

IGPUBA - JUNIO 2010IGPUBA - JUNIO 2010

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Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye

Industria del Gas Natural

Etap

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GA

S N

ATU

RA

L

Exploración / Perforación / Extracción

Tratamiento del gas: - Gas asociado:

separación de gas y petróleo

- Gas no asociado: separación de propano y butano en planta LTS

Almacenamiento Precios desregulados

Compresión Transporte por

gasoducto Separación de

derivados: la realiza el productor o el transportista

Exportación GNL: licuefacción –

transporte – regasificación

Tarifas reguladas; en proceso de renegociación de contratos

Distribución de los productos del Gas NaturalUsuarios

ResidencialesComercios Usinas eléctricas Estaciones de

GNC Almacenamiento Tarifas reguladas;

en proceso de renegociación

Producción Transporte Distribución

Fuente: Análisis propio en base a entrevistas

Comercialización

Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadena

Mercado Interno Mercado Externo Precios libres

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En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI…

Fuente: IAPG / Secretaría de Energía

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Exploración y Explotación: Petróleo – 33

productores Gas - 31 productores

Concentración geográfica:Petróleo – Cuenca

Neuquina y Golfo de S.J.Gas - Cuencas

Neuquina, Austral y NOA

Requerimientos de elevadas inversiones y desarrollo tecnológico

Importante presencia de Compañías internacionales regionales y locales

Grado variado de integración

Actividad intensiva en requerimientos de capital

Upstream Midstream Downstream

Transporte: Petróleo – 10 empresas

transportistasGas – 2 transportistas

4 Empresas principales de Refinación (Petróleo).

Concentración Geográfica: Provincia de Buenos Aires y Mendoza

9 Distribuidoras – GasConcentración Geográfica:

Buenos Aires y centros poblados

Impacto sobre múltiples actividades

Concentración variada según la actividad

Coexistencia de PyMEs locales y Multinacionales

Fuerte generadora de Mano de Obra

Alto grado de especialización

SísmicaPerforaciónTerminación y ReparaciónInyecciónPerfilaje / Ensayo de pozoWaste ManagementCementaciónEstimulación de pozos

Tubos Bombas Cabezas de Pozo Trépanos Aparatos de Bombeo Compresores de Gas Químicos Tanques de

Almacenamiento

Tendido de Línea Obra Civil / Mecánica Transporte Tornerías y Talleres

Metalúrgicos

Servicios Específicos

Proveedoresde Bienes

Servicios Generales

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Análisis de fortalezas y debilidades del sector

Fortalezas

Debilidades

- Ausencia de una Visión de Mediano y Largo Plazo, que contemple las interacciones entre las distintas fuentes de energía y el aprovechamiento de las capacidades instaladas

- Inseguridad jurídica e incertidumbre fiscal- Insuficiente inversión en exploración- Distorsión de precios de los combustibles en el mercado doméstico (especialmente por el

Gas). Falta de incentivos para explorar en los precios del gas- Poca infraestructura en localidades petroleras patagónicas (caminos, conexiones, vuelos

entre ciudades, localidades con baja radicación de familias)- Insuficiente resguardo de la información petrolera (geológica y geofísica)- Alto costo de capital (prima de riesgo)

- Importantes cuencas no exploradas con posibilidades geológicas (incluyendo off-shore), aunque con alto riesgo

- Buena capacidad instalada de refinación de petróleo y transporte de gas- Los criterios de calidad, productividad, seguridad y cuidado del medio ambiente siguen

criterios internacionales de creciente exigencia (alta concientización)- Balanza comercial positiva- Muy buen posicionamiento en gas natural- Recursos humanos altamente capacitados para todas las actividades, incluido

Investigación & Desarrollo- Existencia de varias cuencas sedimentarias: producción diversificada geográficamente

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Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.)

Oportunidades

- Mayor desarrollo de la industria por el mantenimiento de altos precios del WTI (Acción coordinada de la OPEP)

- Incremento de la demanda global: EEUU planea redireccionar su demanda externa de crudo y derivados. Crecimiento de consumo de energía en China

- Oportunidad de integración energética regional- Aumento de la participación regional del gas en la matriz energética como fuente

eficiente de generación de Energía Eléctrica (potencial de exportación)- Países limítrofes con poca industria gasífera- Oportunidades en Gas para el desarrollo de:

• Producción de Metanol (hoy Chile lo produce con gas argentino)• Producción de Fertilizantes • GTL (Gas to Liquid) que permite transformar el gas en combustible líquido

- La carga impositiva distorsiona los precios finales de los combustibles, cambiando la configuración de la producción de combustibles

- Acciones descoordinadas de las provincias productoras, entre ellas y con la Nación, al desarrollar su propia normativa y política fiscal

- Riesgos de pérdida de productividad e inversiones por el descontrol de la acción gremial y la protesta social (piquetes y agresiones a instalaciones)Amenazas

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Contratos de suministro con precios libres.Operaciones de mercado Spot.

Mercado del Gas en Argentina:Caracterización Esquemática previo a la

emergenciaEconómica Ley 25.561

Tarifas reguladas.Contratos de transporte de largo plazo.Acceso abierto.Mercado de reventa de capacidad .

Contratos de suministro de gas y transporte con acuerdo de precios libres.Operaciones en el mercado Spot. Mercado Electrónico

Compra directa de gas y transporte a través de la red existente (by pass comercial) o de su propia red desvinculada del Distribuidor (by pass físico).

Servicio de distribución regulado, con derechos de exclusividad dentro de su área de concesión.Tarifas máximas con mecanismo de pass-through para el ajuste de precios del gas y de la variación unitaria del costo del transporte. Revisiones de tarifas cada 5 años. Ajuste por Factor X de Eficiencia y Factor K de Inversión y otros criterios (Full Rate Case).

Productores

Transportistas

Distribuidores

Subdistribuidores

Comercializadores

Grandes consumidores

Pequeños y medianos consumidores

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Industria del Gas en Argentina: Marco Regulatorio previo a la emergencia económica ley 25.561

Exploración.Producción.

Exportaciones.Registro de contratos.

35 años de Licencia con opción a 10 más.Derechos de exclusividad dentro del área de distribución.La concesión no puede ser revocada por el gobierno y los cambios de reglas pueden realizarse sin el consentimiento de las Licenciatarias.El reglamento de servicio puede modificarse, reconociendo en las tarifas los mayores costos que ello provoque.

Decretos.

Tarifas.

Procedimientos.

Reglas.

Audiencias Públicas.

Otorgamiento de licencias de subdistribuidor.

Exportaciones

Autorizaciones de contratos.

Registro de comer-cializadores.

Mercado de reventa de capacidad de transporte.

Calidad del Gas.

Registro de contratos.

Ley 17.319 (1967)(Hidrocarburos)

Ley 24.076 (1992)(Gas Natural)

Resoluciones de la Secretaría de Energía

Licencias de transporte

y distribución

Autoridad regulatoria (Ente Nacional Regulador

del Gas – ENARGAS) Resoluciones

Productores Transportistas – Distribuidores – Subdistribuidores –Comercializadores – Compañías de almacenaje - Consumidores

DistribuciónDistribución

TransporteTransporte

Autoridad Autoridad RegulatoriaRegulatoria

Gas del Estado – Monopolio Gas del Estado – Monopolio Estatal con EmpresaEstatal con EmpresaEstatal - Único compradorEstatal - Único compradorTransportador, DistribuidorTransportador, Distribuidory Comercializador de Gasy Comercializador de Gas

•Secretaría de EnergíaSecretaría de Energía•Gas del EstadoGas del Estado

•Secretaría de EnergíaSecretaría de Energía (Produccción) Ley 17319(Produccción) Ley 17319•ENARGAS (Transporte +ENARGAS (Transporte + Distribución) Ley 24076Distribución) Ley 24076

•9 Compañías de Distribución9 Compañías de Distribución•Tarifas reguladasTarifas reguladas•Ganancias derivadasGanancias derivadas exclusivamente del servicio deexclusivamente del servicio de distribución distribución

•Acceso abiertoAcceso abierto•Tarifas reguladasTarifas reguladas•Dos compañías de transporteDos compañías de transporte•Los Transportistas no pueden Los Transportistas no pueden comprar ni vender gascomprar ni vender gas

Antes del 28 de Antes del 28 de Diciembre de 1992Diciembre de 1992

Después del 28 de Después del 28 de Diciembre de 1992Diciembre de 1992

Organización de la Industria del GasOrganización de la Industria del Gas

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Organización de la Industria del GasOrganización de la Industria del Gas

Antes de la PrivatizaciónAntes de la Privatización(hasta Dic. ´92) (hasta Dic. ´92) Después de la PrivatizaciónDespués de la Privatización

Producción Producción de Gasde Gas

• Precio reguladoPrecio regulado

• Mercado altamente Mercado altamente concentrado por concentrado por Empresa Estatal Empresa Estatal

MonopólicaMonopólica

• Ministerio de Ministerio de Economía fija los Economía fija los

preciosprecios

• Precio negociado librementePrecio negociado libremente

• Mercado menos Mercado menos concentrado (todavía con concentrado (todavía con

pocos vendedores)pocos vendedores)

• Autoridad Regulatoria Autoridad Regulatoria (ENARGAS) autoriza el pase a (ENARGAS) autoriza el pase a tarifa de las variaciones en el tarifa de las variaciones en el precio del gas (pass-through)precio del gas (pass-through)

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AutoridadAutoridadRegulatoriaRegulatoria

Secretaría de Energía Secretaría de Energía (Exploración+Producción) (Exploración+Producción)

ENARGAS (Transporte+ ENARGAS (Transporte+ Distribución)Distribución)

Regulación a Nivel Regulación a Nivel NacionalNacional

ORGANIZACION DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ( Post Privatización)

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TRANSPORTE DE GAS:TRANSPORTE DE GAS:

Dos Transportadoras en operaciónDos Transportadoras en operación Periodo de licencias : 35 + 10 años de Periodo de licencias : 35 + 10 años de prórrogaprórroga Acceso a la capacidad: abiertoAcceso a la capacidad: abierto Transportistas no compran ni venden gasTransportistas no compran ni venden gas Tarifas reguladas por precios máximosTarifas reguladas por precios máximos Expansiones no obligatorias Expansiones no obligatorias

Industria del Gas - Marco RegulatorioIndustria del Gas - Marco Regulatorio

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CUENCACUENCANOROESTENOROESTE

CUENCACUENCANEUQUINANEUQUINA

CUENCACUENCAAUSTRALAUSTRAL

CUENCACUENCAGOLFOGOLFO

SAN JORGESAN JORGE SISTEMAS:SISTEMAS:

TGNTGS

Cuencas y Cuencas y GasoductosGasoductos

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Industria del gas - Marco RegulatorioIndustria del gas - Marco RegulatorioDISTRIBUCIÓN DE GAS :DISTRIBUCIÓN DE GAS :

Unidades regionales de negocios determinadasUnidades regionales de negocios determinadas por estudios económicos y técnicospor estudios económicos y técnicos 9 Distribuidoras de gas9 Distribuidoras de gas Período de licencias : 35 + 10 años Período de licencias : 35 + 10 años Monopolio geográfico relativoMonopolio geográfico relativo Contratos directos con grandes usuariosContratos directos con grandes usuarios Ganancias sólo sobre los servicios de distribuciónGanancias sólo sobre los servicios de distribución Tarifas reguladas por precios máximos-Price capTarifas reguladas por precios máximos-Price cap Capacidad de transporte previamente asignada, Capacidad de transporte previamente asignada,

con derecho a reducción (desde el 28/12/92)con derecho a reducción (desde el 28/12/92) Responsables del abastecimiento a los Responsables del abastecimiento a los consumidores que no tienen contrato directoconsumidores que no tienen contrato directo

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Licenciatarias del Servicio de gasLicenciatarias del Servicio de gas

Transportadora de Gas del Sur S.A.Transportadora de Gas del Sur S.A.Km de Gasoducto: 6 090Km de Gasoducto: 6 090

Transportadora de Gas del Norte S.A.Transportadora de Gas del Norte S.A.Km de Gasoducto: 4 438Km de Gasoducto: 4 438

Gas Natural BAN S.A.Gas Natural BAN S.A.N° de usuarios: 1 077 273N° de usuarios: 1 077 273Km de redes: 17341Km de redes: 17341

MetroGas S.A.MetroGas S.A.N° de usuarios: 1 855 427N° de usuarios: 1 855 427Km. de redes: 12 820Km. de redes: 12 820

Camuzzi Gas Pampeana S.A.Camuzzi Gas Pampeana S.A.N° de usuarios: 796 739N° de usuarios: 796 739Km de redes: 18 056Km de redes: 18 056

GasNor S.A.GasNor S.A.N° de usuarios: 249 694 N° de usuarios: 249 694 Km de redes: 5 127Km de redes: 5 127

Litoral Gas S.A.Litoral Gas S.A.N° de usuarios: 375 502N° de usuarios: 375 502Km de redes: 6 751Km de redes: 6 751

Distribuidora de Distribuidora de Gas Cuyana S.A.Gas Cuyana S.A.N° de usuarios: 304 278 N° de usuarios: 304 278 Km de redes: 6 815Km de redes: 6 815

Distribuidora de Distribuidora de Gas del Centro S.A.Gas del Centro S.A.N° de usuarios: 371 916N° de usuarios: 371 916Km de redes: 9 137Km de redes: 9 137

Camuzzi Gas del Sur S.A.Camuzzi Gas del Sur S.A.N° de usuarios: 368 011N° de usuarios: 368 011Km de redes: 10 607Km de redes: 10 607

Datos a Diciembre 1998Datos a Diciembre 1998

NEA Mesopotámica S.A.NEA Mesopotámica S.A.

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Protección de los derechos del consumidor.

Promoción de la eficiencia.

Minimización de la carga burocrática de la regulación.

Promoción de la competencia.

Principios del sistema regulatorio de la Industria del Gas

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

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

¤ Velar por la adecuada protección del medio ambiente

Objetivos del Organismo Regulador

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Principales Regulaciones

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

Transporte. Distribución.

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

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

Exportación de gas.

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Principales controles del servicio

Tarifas. Normas Técnicas Calidad de gas - Calidad de Materiales y Equipos Inversiones Obligatorias. Mantenimiento y Seguridad. Despacho de Gas / Restricciones a usuarios. Facturación. Reclamos. Seguros.

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ASPECTOS ECONÓMICOS DEL TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS

NATURAL

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Estructura de la Industria del Gas

PPRODUCTORES

TRANSPORTISTAS• TGN• TGS

DISTRIBUIDORAS• GASNOR• CENTRO• CUYANA• LITORAL• GAS BAN• METROGAS• PAMPEANA• SUR• NEA MESOPOTAMICA•SUBDISTRIBUIDORAS

USUARIOS• GNC•RESIDENCIAL• INDUSTRIAS• COMERCIOS•SERVICIOS

GRANDES USUARIOS• INDUSTRIAS• SERVICIOS

Flujo del gasComercializaciónCOMERCIALIZADORES

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Técnicas Usuales de Regulación de Servicios Públicos

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

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

Regulación por comparación o “Yardstick Competition”.

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

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Regulación por Tasa de Retorno

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

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

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

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Métodos híbridos que tratan de amalga-mar las ventajas de cada uno de los méto-dos descriptos anteriormente.

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

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

Regulación por Métodos Combinados

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El espíritu de este tipo de regulación es fijar una regla de remuneración de costos de tipo precio promedio = costo medio para asegurar que los ingresos totales igualen los costos totales

2 etapas: determinación del “nivel” de tarifas (requerimiento de ingresos) y de la estructura tarifaria

Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno

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- La forma más usual es que se utilicen los costos históricos de operación para un período de referencia (test period) por ejemplo de 1 año

- El stock de capital (Base Tarifaria) en general se calcula a través de la depreciación de inversiones previas

- Se efectúan ajustes para excluir costos no justificables o “imprudentes”

- La tasa de retorno justa y razonable se estima a través del costo de oportunidad del capital (en la práctica la fijación de esta tasa en USA es más flexible hacia arriba que hacia abajo por garantías constitucionales)


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- Puntos de controversia más comunes:

• Qué costos se permiten

• Medición del stock de capital (Base Tarifaria)

• Determinación del costo del capital

- Revisiones y período regulatorio (lags)

• En su concepción teórica la regulación por costo del servicio implicaría equiparar costos e ingresos en forma continua pero en la práctica no es así (en promedio los períodos regulatorios son del orden de los 18 meses en USA)

• De todos modos las revisiones tarifarias son endógenas (puede pedirlas la firma o el regulador), elemento relevante desde el punto de vista de los incentivos, ya que no promueve el esfuerzo en reducción de costos

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Regulación por Price Cap

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

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

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

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Price Cap

Problemas Inducidos: Calidad y Seguridad. Expansiones.

Soluciones del Marco Regulatorio: Normas técnicas. Inversiones obligatorias. Operador calificado. Régimen de expansiones compatibles

con el negocio regulado (Art. 16 y 39).

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Price Cap

Calidad del servicio

- La regla de remuneración de costos del price cap introduce incentivos a subinvertir en calidad

- Por ello se requieren otros instrumentos regulatorios para mitigar este efectos, como los estándares de calidad

Incentivos a la inversión

- Dado que el nivel tarifario está preestablecido y el período regulatorio es fijo, pueden generarse pocos incentivos para la inversión en proyectos con una tasa de retorno inferior al costo del capital

- El price cap requiere algún mecanismo explícito para el tratamiento de las inversiones en expansión cuando no son rentables con las tarifas reguladas (costo incremental vs. roll-in)

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Price Cap

- Se fija un nivel inicial de tarifas que se ajusta por una fórmula de tipo RPI-X

- En su forma teórica pura (extrema) no hay revisión y no se requiere uso de datos contables de costo, lo cual reduce la “carga” regulatoria

- En la práctica se introducen revisiones tarifarias con períodos regulatorios fijos y exógenos (p.ej. 5 años)

- El enfoque teórico es prospectivo, los costos y beneficios realizados no se usan explícitamente, sino que las tarifas se ajustan por una fórmula para eliminar el vínculo entre los costos propios de la firma y la tarifa que cobra.

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Price Cap

Pass-Through de costos

- Cuando hay costos significativos que generan incertidumbre y se encuentran fuera del control de la firma, suelen encontrarse esquemas de P-T que reducen el riesgo para la firma y permiten una tarifa más baja, aunque como contrapartida pueden reducir los incentivos para bajar esos costos (p.ej. mitigando el riesgo - hedging)

Duración del período regulatorio (regulatory lag)

- Un período largo provee más incentivos para la eficiencia productiva pero puede generar problemas de eficiencia asignativa si las tarifas y los costos evolucionan en forma divergente.

- Asimismo puede generar problemas distributivos si permite la obtención de beneficios excesivos o hacer inviable la operación si la firma incurre en pérdidas por mucho tiempo

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Price Cap

Flexibilidad de precios relativos

- Existen distintas variantes dependiendo de que la restricciónde precios sea sobre cada servicio, sobre una canasta de servicios o sobre el ingreso medio

- Una mayor flexibilidad para que la firma determine la estructura tarifaria puede ser beneficiosa en ciertos casos si permite que se eliminen subsidios cruzados, se reflejen mejor los costos y se facilite la introducción de nuevos servicios

- Sin embargo, cuando coexisten segmentos regulados y sujetos a competencia, la flexibilidad puede ser usada en forma predatoria

- Además la flexibilidad puede perjudicar a determinados grupos de consumidores, por ello en los price caps sobre el ingreso medio o sobre canastas de servicios suelen agregarse restricciones sobre la evolución de determinadas tarifas (p.ej. residenciales; UK gas límite al cargo fijo para bajos consumos)

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Price Cap

- La firma tiene flexibilidad para reducir sus precios por debajo del máximo.

- La regla de remuneración de costos procura ser simple y transparente, por lo cual se usa un índice de precios general en lugar de un índice de costos específico de la industria

- El índice general (RPI, PPI) no puede ser manipulado por la firma y brinda a los consumidores señales predecibles sobre los precios

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Métodos de Regulación

Convergencia de esquemas

- En realidad las diferencias prácticas entre los distintos métodos son menores que en los extremos teóricos

- La regulación por costo del servicio no implica revisiones continuas

- El price cap no es puramente prospectivo, la performance pasada suele influir en las revisiones tarifarias

- Se han desarrollado esquemas mixtos referidos como regulación por incentivos (incentive regulation) porque proveen más incentivos a la reducción de costos que la regulación tradicional por costo del servicio

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Esquemas mixtos

En general se comparten costos o beneficios entre la firma y los usuarios

- Reparto de ganancias (profit sharing) o sliding scale plan

- ra=rt+h(r*-rt)

- r* tasa de retorno objetivo (“razonable”)

- ra tasa de retorno permitida

- rt tasa de retorno observada

- h es una constante entre 0 y 1 (h=1: costo plus; h=0: price cap)

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Competencia por comparación (Yardstick)

- Procuran resolver el conflicto entre eficiencia productiva y asignativa utilizando información de otras empresas

- Se imita al mercado competitivo, se mantienen los incentivos a reducir costos porque las tarifas se desvinculan de los costos propios de la firma, y se maximiza la eficiencia asignativa al aproximar las tarifas a los costos

- Es el origen de la desintegración horizontal

- Contribuye a mitigar la asimetría informativa porque no requeriría deslindar las variaciones de costo exógenas de las endógenas si las firmas comparadas son iguales

- Limitación práctica: las firmas a comparar no son idénticas, existen factores que afectan los costos de unas y no de otras

- Benchmarking: variante comparando con empresa hipotética

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Estructura TarifariaEstructura Tarifaria

TARIFA FINAL

PRECIO DEL GAS

TARIFA DE TRANSPORTE

MARGEN DEDISTRIBUCIÓN== ++ ++

REGULADONO REGULADO

REGULACIÓN:• Sin subsidios cruzados• Recuperación de costos y ganancias razonables• Mínimos costos para usuarios finales• Tarifas en dolares U$S (hasta enero 2002)• Tarifa máxima ajustable cada 5 años

La cuestión impositiva: Tasas municipales.

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Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte.

Tarifa de transporte.

Tarifa de distribución.

Formación de las Tarifas:Distribución

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Industria del Gas en Argentina: Mecanismo de formación de precios

ProductoresPrecio en cabecera de gasoducto (Desregula-do).

TransportistasServicio de transporte (Regulado).

DistribuidoresServicio de transporte (Regulado).

Factores generales

Ajuste por tipo de cambio.Cambios en impuestos.Graves eventos internacionales.Razones de fuerza mayor.

Mecanismo de formación de precios

(Netback / Mark-up Feedback)

Mecanismo de autorización de precios y sus ajustes

(Contrato de licencia)

Cláusulas específicas

Productores

Desregulación ini-cial del mercado (ene. – mayo ’94).Ajustes estaciona-les (mayo y oct. c/año).Otros ajustes (por circunstancias es-peciales).

Clientes cautivosTarifas máximas (Re-gulado).

Transportistas

Ajustes por PPI (USA) 2 veces al año (ene. y jul. c/año).Revisión de tarifas c/ 5 años (ene. ’98 primera revisión). Ajustes por Facto-res X y K.Ajustes caso por caso (nuevos pro-yectos).

DistribuidoresVariaciones en el precio del gas (mecanismo de pass-through) (mayo y oct. C/año).Variaciones en el precio unitario del transporte (pass-through), pero no en costos totales (price cap).Dos ajustes anuales por USPPI (ene. y jul. c/año).Revisión de tarifas cada cinco años (enero ’98 primera revisión). Ajus-tes por Factores X y K.

Grandes usuariosPrecios de sustitutos (petróleo y derivados).Riesgos de by-pass.Competencia de gene-ración hidráulica.

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Mecanismo Tarifario Anterior a la Privatización

Tarifas políticas: objetivos antiinflacionarios y de redistribución del ingreso.

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

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

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

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Metodología Tarifaria Post-privatizaciónTarifas máximas (Price Cap).

Costo marginal de largo (incluye costos de capital). Se consideró que las Distribuidoras deberían realizar

descuentos en función del riesgo by-pass y precios de combustibles alternativos.

Contribuciones adicionales de los usuarios deben ser justificadas.

Tarifa a usuario final compuesta por: Precio del gas. Tarifa de Transporte. Tarifa de Distribución.

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Metodología Tarifaria Post-privatización (cont.)

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

Tarifas varían de acuerdo a la disponibilidad: Firme. Interrumpible.

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

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Expansiones al Sistema de Distribución

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

Es aplicable cuando: La inversión total por usuario residencial no supere los

$530. Si el costo por usuario es superior al valor de referencia,

el número de usuarios a conectar no deberá superar los 20 y la adhesión de los usuarios deberá ser del 100%.

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Expansiones al Sistema de Distribución (cont.)

En Distribución: Prioridad geográfica. Obligación de expandirse. Control de la evasión del Precio Máximo. Competencia por SDB. By-pass y energías alternativas. Acción de los productores y comercializadores.

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Tarifas: Principios Generales (LGN, Art. 38) A. Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer:

Todos los costos operativos razonables aplicables al servicio.Impuestos.Armonizaciones.Una rentabilidad razonable, definida como aquella “similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios. (LGN, Art. 39)

B. Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de presentación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el Ente califique como relevante.

C. El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes.

D. Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.

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Tarifas: Clases de AjustesA.

Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido: Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional.

- Price Producers Index. Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado.Ajuste por variaciones en el costo del transporte.

B. Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la Autoridad Regulatoria:

Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas. - Factor de Inversión. - Factor de Eficiencia.

C. Ajustes no concurrentes:Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas. Ajustes por cambios en los impuestos.

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

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Tarifas: Clases de Ajustes

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

Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional.

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

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

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

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

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

Principio de indiferencia:

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

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

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

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

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

- 49 -

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

Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas:“Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisión deberá ser efectuada de conformidad con lo establecido por los artículos 38 y 39 y fijará nuevas tarifas máximas de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 39 de la presente ley.” (LGN, Art. 42) Periodicidad: c/5 añosObjeto: otorgar a Licenciatarias una rentabilidad razonable, similar a otras de riesgo equiparable o comparable, que guarde relación con grado de eficiencia y prestación.No retroactiva ni compensatoria.Afectan factores X y K.

- 50 -

Factor de Eficiencia (RBL, Art. 9.4.1.2.) Factor XPeriodicidad: c/5 años.Objeto: inducir mayor eficienciaActualmente = 0Autoridad Regulatoria propone programa de inversiones requeridas y ahorros de costos. Periodicidad: c/5 años

Factor de Inversión (RBL, Art. 9.4.1.3.) Factor KPeriodicidad: c/5 años (o excepcionalmente cuando se basa en circunstancias objetivas y justificadas)Objeto: compensar inversiones adicionalesLicenciataria propone Plan de Inversiones y Relevamientos y Autoridad regulatoria propone Factor de Inversión.

- 51 -

Ajustes no recurrentes (RBL, Art. 9.6.)

Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas “Los transportistas, distribuidores y consumidores podrán solicitar al Ente Nacional Regulador del Gas las modificaciones de tarifas, cargos, precios máximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los términos de la habilitación que consideren necesarias si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.Recibida la solicitud de modificación, el Ente deberá resolver en el plazo de sesenta (60) días previa convocatoria a audiencia pública que deberá celebrarse dentro de los primeros quince (15) días de la recepción de la citada solicitud.” (LGN, Art. 46)Periodicidad: excepcional.Objeto: contemplar circunstancias específicas no previstas con anterioridad.No recurrentes.

- 52 -

Periodicidad: 1º de mayo / 30 de septiembre – 1º de octubre / 30 de abril.Objeto: traslado de los costos (estacionales) de adquisición del gas.Precio Promedio Ponderado: los precios se estiman por adelantado y se compensan (+/-) a través de la contabilidad diaria (compras reales).

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

- 53 -

Ajustes por cambios en los impuestos

“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una metodología que reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas.” (LGN, Art. 41) (RBL, Art. 9.6.2. y 12)Variación de la tarifa en la exacta incidencia de la modificación de la carga fiscal sobre: i. Tarifasii. Actividad de prestación del Servicio (excepto tasas que respondan estrictamente al costo del Servicio Licenciado)No hay exención ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o gravámenes nacionales, provinciales o municipales.

- 54 -

MARCO REGULATORIO VIGENTE

(1993 / 2001)

LEY 24.076

REGLAS BASICAS DE LICENCIA DE DISTRIBUCION

REGLAMENTO DE SERVICIO

RESOLUCIONES ENARGAS

Afectaciones del Marco Regulatorio

DECRETOPEN 180/2004

DECRETOPEN 181/2004

LEY 25.5612002

LEYES 25.790 y 25.972

LEY 26.077

NORMASYA EMITIDAS

PROYECTO DE LEYDE SERVICIOS

PUBLICOS

NORMASEN ESTUDIO

PROYECTO DE LEYRENUNCIA A ARBITRAJES

CARTA DE ENTENDIMIENTO y

RESOLUCIÓN FINAL

PROYECTO DE LEYDE TARIFA SOCIAL

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Industria Hidrocarburífera Argentina: Modificaciones al Marco Regulatorio

- 56 -24.04.23 page 56

Medidas adoptadas por el Gobierno en Dic. 2001/Ene. 2002:

Ley de Emergencia (25.561): Conversión de las obligaciones en dólares estadounidenses a Pesos.

- Pesificación asimétrica de los contratos de hidrocarburos.

Abandono del régimen de convertibilidad, paridad un Peso por US Dólar.

- Pesificación y congelamiento de las tarifas de servicios públicos (incluyendo tarifas de gas

natural). - Facultó al Poder Ejecutivo a crear retenciones a las exportaciones por 5 años. La ley 26.217 de enero

de 2007 prorrogó las retenciones por otros 5 años.

- 57 -24.04.23 page 57

Impacto de las modificaciones al marco regulatorio:

Cortes a las exportaciones de gas natural en firme.

Re-direccionamiento compulsivos de gas a consumidores locales (centrales eléctricas, distribuidoras e industria).

Restricciones a las exportaciones de hidrocarburos líquidos.

Afectación de las relaciones de los productores con clientes locales y de exportación (re-direccionamientos, cortes, retenciones).

Afectación de los derechos de los productores (otorgados por el marco regulatorio e incluídos en los títulos de los permisos y concesiones).

Cuestionamiento al derecho de los productores de hidrocarburos de transferir el 70% de las divisas obtenidas de sus ventas. Decreto 2703/2002.

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Modificaciones al marco regulatorio

Decreto 180/04:

Faculta a SE a disponer medidas, en caso que el sistema de GN pueda entrar en situación de crisis,

Creación de Fondo Fiduciario para atender inversiones en transporte y distribución de gas,

creación del Mercado Electrónico del Gas (MEG), Decreto 181/04:

Establece la necesidad de un ajuste del precio del gas natural,

instruye a la SE a realizar acuerdos con los productores de gas para acordar ajuste de precio,

segmentación de la demanda.

GAS NATURAL

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Acuerdo de Gas entre la SE & Productores (aprobado por Res. 208/2004):

Objeto: garantizar volúmenes para el mercado interno y establecer un sendero de recuperación de precios.

Compromiso de los productores de comercializar volúmenes de gas spot diarios en el MEG.

Vigente hasta el 31/12/06.

GAS NATURAL

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- Disposición 27/04:

Aprueba el Programa.

Suspende exportación de volúmenes de gas en exceso de las cantidades exportadas durante el mismo mes del año 2003.

Faculta a la SE a ordenar a los productores a cortar exportaciones.

Afectación del derecho de comercializar libremente:

Modificaciones al marco regulatorioGAS NATURAL

- Res. 265/2004:

Suspende exportación de excedentes de gas natural;

Suspende tramitación de nuevos permisos de exportación (Res. 883/2005 levanta parcialmente suspensión en relación a variación de precios);

Establece las bases para la creación de un Programa de Racionalización de exportaciones de gas y uso de la capacidad de transporte reservada para esos fines (el “Programa”).

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- Resolución 659/04 (reemplaza mecanismo Disp. 27):

La SE instruye a los productores exportadores a realizar inyecciones adicionales de gas natural para el mercado interno.

Sanción en caso de incumplimiento: suspensión autómatica del permiso de exportación

pudiendo resultar en la caducidad de la concesión de explotación.


GAS NATURAL

- Resolución 503/04:

Aprueba el Mecanismo de Uso Prioritario del Transporte para el Abastecimiento de la Demanda no Interrumpible

Establece prioridades en el uso de la capacidad de transporte.

Faculta a la Subsecretaría de Combustibles a re-direccionar el gas de los productores a las distribuidoras.

- 62 -24.04.23 page 62


- Resolución 752/05 (Prorrogada por Res. 1886/06):

Unbundling.

Grandes Usuarios pueden demandar gas natural en el MEG a un precio máximo equivalente a la paridad

de exportación (ofertas irrevocables).

Grandes Usuarios pueden solicitar a la SE inyecciones adicionales permanentes de gas natural (IAP),

vigentes hasta la finalización del período estacional en que el requerimiento fue efectuado.

GAS NATURAL

- 63 -24.04.23 page 63


- Resoluciones 2020/05 y 275/05:

Establecen Mecanismo de Asignación de Gas Natural para estaciones de GNC.

GAS NATURAL

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Retenciones a las exportaciones

- En mayo 2004 se estableció una retención del 20% a las exportaciones de gas natural (Decreto 645/2004).

GAS NATURAL

- La Res. 534 de julio de 2006 modificó la alícuota y la forma de cálculo:

Incremento de alícuota al 45%.

Fijó como base de valoración el precio del Acuerdo con Bolivia (que varió a lo largo de la vigencia de la Resolución MEyP No. 534/06 entre 5 y 6,98 USD/MMBtu).

Retención: aprox. USD 3.14/MMBTU.

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- La Res. MEyP N° 127 de marzo de 2008, modificó la Res. 534 y estableció un considerable aumento a las retenciones de gas al:

Aumentar la alícuota del 45% al 100%.

Establecer como base de valoración “el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la REPUBLICA ARGENTINA aplicables en cada momento”.

GAS NATURAL

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- Res. MEyP N° 127 (cont.)

Durante invierno 2008 se aplicó como base de valoración el precio de importación de GNL. En julio 2008 dicho precio alcanzó los USD 17.1550/Mmbtu.

El precio promedio del gas importado en 2008 fue del orden de 10.2748 USD/MMBTU. En consecuencia ese valor fue el monto del derecho resultante en 2008.

Actualmente aplica el precio establecido por Nota Externa N° 80, aplicable del 01/09/09 al 20/09/09, USD 7.6177/Mmbtu.

GAS NATURAL

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Res. 776 de octubre de 2006:

- Extendió la aplicación de las retenciones a las exportaciones realizadas desde el Area Aduanera Especial de Tierra del Fuego. Extensión confirmada por Ley 26.217.

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- Resolución SE N° 599/2007:– Homologa Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011

• Productor Firmante / Productor No Firmante – Consecuencias.• Productor Firmante - Obligación de abastecer volúmenes Anexo I.• Intercambio de volúmenes entre productores / Productores exportadores firmantes – posibilidades para cumplir con compromisos de exportación.

- Resolución SE N° 1070/2008:

– Aprueba Acuerdo Complementario con Productores de Gas.

GAS NATURAL

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GAS NATURAL

- Resolución ENARGAS N° 409/2008:– Segmenta usuarios residenciales (R1, R2 1°, 2° y 3°, y R3 1°, 2°, 3° y 4°)

- Resolución SE 1417/2008:– Aumento de precios para residenciales R3.

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GAS NATURAL

- Resolución SE N° 24/2008 (modificado por Res. SE 1031/08):– Programa “Gas Plus”.

- Decreto 2067/2008:– Crea Fondo Fiduciario para atender importaciones de gas natural.

- 71 -

Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos enlos Decretos PEN 180 y 181 (Cont.)

1 solo precio de gas natural en cabecera

Relación directa entre productores, transportistas y distribuidoras

Transportadoras y distribuidoras financian inversiones con su flujo de caja

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

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

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

TEMAS SITUACIÓNPREVIA

AS

PE

CTO

S G

EN

ER

ALE

S

Régimen de pass through del costo del gas

Funcionamiento del Mercado Mayorista

Fondo Fiduciario para inversiones de expansión

CAMBIOS PRODUCIDOS

Comercializador controlado por Distribuidora

No admitido por el ENARGAS

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

- 72 -

PURE 2004: Resolución SE 415/04

de inicio y Resolución SE 942/04 Suspensión entre el

15/09/2004 y el 30/04/2005

Decreto PEN 180/04

MEG(Mercado Electrónico del Gas)

Reglamentación y Alcance Resolución SE 1146/04

Acuerdo SE - BCBA

Resolución ME 624/05

Restitución del PURE entre 15/4 y 30/9 de 2005

Resolución MPFIPS 185/04 (B.O.20/04/04)

FIDEICOMISOS DE GAS

Ya reglamentado

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

GNC Firme e Interrumpible.

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

programa para firmes.

Continúa durante el 2005 y 2006

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

Reventa de gas y/o transporte.

Resolución SE 950/04(B.O. 21/09/04) Fondo

Fiduciario para financiar la compra de gas y/o transporte

para generación eléctrica

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

Resol. ENRG N° 2681 25/04/05 - Aplicación

cargo fideicomiso desde 15/4/05

COMERCIALIZADORESAmbito de aplicación

Sin reglamentar

- 73 -

Decreto PEN 181/04

Res. SE 752/05 Unbundling de gas Reglamentación del Art. 4°

Decreto 181/04 Expulsión de la compra

de gas de clientesa las Distribuidoras.

Res. SE 930 prorroga el Unbundling hasta el 1-9-05 para los Grandes Usuarios

Res. SE 2020/05 prorroga del Art.6° de la Res. SE 752/05 hasta el 1-03-06

y subdivisión en grupos de la categoría de usuarios del

Servicio General "P“Res. SE 275/06

Deja sin efecto Art. 7° Res. SE 2020

Sendero de preciosR1 R2 R3

Sin reglamentar

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

Resolución SE 265/04 Abastecimiento Interno (BO.

26/03/04)

Resolución MPFIPYS 208/04 Aprueba el Acuerdo entre

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

22/04/04)

Ya reglamentado

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

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

demanda no interrumpible

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

gas y/o transporte

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

complementario de abastecimiento al mercado interno de gas natural.

- 74 -

Efectuar una breve reseña de los mercados de gas previos a los Efectuar una breve reseña de los mercados de gas previos a los Decretos PEN N°180/04 y Nº181/04. Decretos PEN N°180/04 y Nº181/04.

Analizar los alcances de la Res. SE N°752/05 y los mercados de Analizar los alcances de la Res. SE N°752/05 y los mercados de compra de gas natural actuales. compra de gas natural actuales.

Compartir experiencias del “unbundling” de septiembre y las Compartir experiencias del “unbundling” de septiembre y las perspectivas de la desagregación de enero de 2006.perspectivas de la desagregación de enero de 2006.

Sinergia entre las Distribuidoras y los comercializadores relacionados.Sinergia entre las Distribuidoras y los comercializadores relacionados.

Guía de ExposiciónGuía de Exposición

- 75 -

Decretos PEN 180/04 y 181/04

Decreto 180/2004:

Establece una serie de medidas con la finalidad de incrementar la competencia y transparencia en la industria del gas

Crea el Mercado Electrónico de Gas (MEG) en el ámbito de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Faculta a las Distribuidoras y/o a los accionistas de éstas a ser controlantes en empresas Comercializadoras

Crea un Fondo Fiduciario para atender inversiones de transporte y/o distribución

Habilita a determinados usuarios a revender los servicios recibidos en el punto de entrega del sistema de transporte (city gate)

- 76 -

Decretos PEN 180/04 y 181/04 (Cont.)

Decreto 181/2004:

Autoriza a la Secretaría de Energía a elaborar un esquema de normalización del precio del gas natural en el punto de ingreso del sistema de transporte hasta el 31/12/2006 – sendero de precios –.

Faculta a la Secretaría de Energía para establecer un esquema a partir del cual determinadas categorías de clientes deben adquirir el gas natural de proveedores distintos a las distribuidoras

- 77 -

Situación de compra de usuarios que recibían el suministro de la Distribuidora

Gas Transporte Distribución

Servicios brindados actualmente por la Distribuidora

* Punto de Ingreso al Sistema de Transporte

Yacimiento

P.I.S.T. * City Gate Planta Cliente

- 78 -

Situación de compra de usuarios que recibían el suministro de la Distribuidora (Cont.)

Gas Transporte Distribución

P.I.S.T. City Gate Planta Cliente

Alternativas de compra

Yacimiento

- 79 -

Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006

Rubros de los usuarios alcanzados

Estaciones expendedoras de Gas Natural Comprimido

Usuarios con consumo mayores a 9.000 m3/mes- Cadenas Hoteleras- Panaderías industriales- Lavaderos industriales- Comercios en general

- 80 -

Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006 (Cont.)

Principales incertidumbres que surgen de la aplicación de la Res. Nº752/05.

Respecto del GNC: Aplicación del régimen de Ofertas Irrevocables por

módulos de volúmenes en el Mercado Electrónico del Gas.

Precios.

Condiciones comerciales impuestas para las Ofertas Irrevocables

- 81 -

Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006 (Cont.)

Respecto del segmento SGP3: Incorporación efectiva de todos los usuarios al esquema de

unbundling.

Sistema de medición de consumos.

Administración de la información entre el proveedor del gas natural y la Distribuidora zonal relativa a consumos contratados en forma directa / desbalances / administración del despacho diario.

Relación con el Mercado Electrónico del Gas.

Principales incertidumbres que surgen de la aplicación de la Res. Nº752/05 (Cont.)

- 82 -

Otras disposiciones relacionadas con el unbundling

Crea el Mercado Electrónico de Gas (MEG) en el ámbito de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Faculta a las Distribuidoras y/o a los accionistas de éstas a ser controlantes en empresas Comercializadoras.

Se establece un esquema a partir del cual determinadas categorías de clientes deben adquirir el gas natural de proveedores distintos a las distribuidoras en forma obligatoria.

Dicho esquema comenzó a regir a partir del 1º de septiembre de 2005 para las categorías de clientes de mayor consumo, continuando a partir del 1º de enero de 2006 y el 1º de marzo de 2006 y por último desde el 1º de abril de 2006 para las GNC.

- 83 -

Resolución SE N°752/05

* La fecha inicial para el primer segmento era el 1/8/05 y fue prorrogadaal 1/9/05 por Resolución SE Nº 930/05

Establece el esquema de unbundling - a través del cual determinados usuarios deben adquirir el gas natural a terceros proveedores - según el siguiente cronograma:

Grandes Usuarios – Usinas - SGG y SGP3 consumos >150.000 m3/mes: 01/09/05 *

SGP3 consumos >9.000 m3/mes y hasta 150.000 m3/mes y GNC: 01/01/06

- 84 -

Resolución SE N°752/05 (Cont.)

Condiciones del unbundling

Todos los usuarios comerciales con consumos superiores a 9.000m3/mes de promedio del último año, deben comprar el gas en forma directa.

Las Distribuidoras se encuentran inhibidas de celebrar acuerdos de corto, mediano o largo plazo para abastecer a tales usuarios.

Libertad del usuario para seleccionar los proveedores considerando las rutas de transporte.

- 85 -

Resolución SE N°752/05 (Cont.)

Condiciones del unbundling (Cont.)

Se considera el perfil de consumo o contrato de servicio entre Abril 2003 a Marzo 2004.

Respecto del transporte: Dos condiciones de borde, i) La ruta de transporte más larga y el mix de transporte de la Distribuidora.

Preserva a favor de las Distribuidoras la disponibilidad del gas natural para cubrir los picos de demanda (volúmenes interrumpibles o firmes con ventana previa a Abril 2004)

- 86 -

Efectos del unbundling en las alternativas de suministro

Grandes Usuarios (Usinas / Industrias)

Servicio General “G”

Estaciones de GNC

Servicio General “P” con consumos mayores a 150.000m3/mes

Gas: productores o Comercializadores

o distribuidoras

Transporte: transportistas o

Comercializadores o Distribuidoras

Distribución: exclusivamente

Distribuidoras, salvo by pass físico

Gas: productores o Comercializadores.

Para GNC mecanismos especiales

para suministro

Transporte: transportistas o

Comercializadores o Distribuidoras

Distribución: exclusivamente

Distribuidoras, salvo by pass físico

Previo al Unbundling

Luego del Unbundling

- 87 -

Servicio General “P” con consumos menores a 150.000m3/mes

Residenciales

Suministro completo (gas;

transporte y distribución

obligatoriamente a la Distribuidora zonal

Efectos del unbundling en las alternativas de suministro (Cont.)

Previo al unbundling Luego del Unbundling

SGP mayores a 9000 m3/mes solo podrán

comprar a Productores y Comercializadores.

Salida paulatina de la distribuidora en proceso

Distribuidoras solo brindaran suministro

completo a Residenciales y SGP

menores a 9000 m3/mes (en proceso aún)

- 88 -

Alternativas de compra para los consumos no residenciales o comerciales superiores a 9000 m3/mes

Gas Natural

Alternativas de compra

M.E.G. Oferta Irrevocable

M.E.G. Spot diario

Productores

Comercializadores

- 89 -

Cronograma de prohibición de compra de gas a la Cronograma de prohibición de compra de gas a la distribuidora zonaldistribuidora zonal

01-sep

01-sep

01/01/2006

01/03/2006

01/04/2006

01-jul-05 31-ago-05 31-oct-05 31-dic-05 02-mar-06 02-may-06

GU

SGP3 >150Mm3/día

SGP3 G1 30M-150M m3/día

SGP3 G2 15M-30Mm3/día

SGP3 G3 9M-15Mm3/día

GNC

Original

Res 2020

- 90 -

Implementación del unbundling

- Principales situaciones que se plantearon

Distintas expectativas respecto a los perfiles de consumo Abril 2003 – Marzo 2004.

Necesidad de cubrir consumos mayores a los del Período 2003/2004. Necesidad de relacionar las condiciones de compra de gas con los

servicios de transporte y distribución contratados. Servicios de nominaciones – desbalances.

- 91 -

Implementación del unbundling (Cont.)

- Principales situaciones que se plantearon (Cont.)

Nuevas condiciones comerciales (take or pay – delivery or pay – make up)

Disparidad de precios entre el gas correspondiente a la Res. 752/05 y los volúmenes incrementales

Obligación de celebrar contratos que antes no aplicaba - SGP3 -

- 92 -

Inspección y control Reglamentarias Jurisdiccionales

- Tarifas.- Calidad de gas.- Inversiones obligatorias.- Procedimientos de

mantenimiento y seguridad.- Facturación.- Reclamos.

- Extensiones de redes.- Subdistribución.- GNC.- Ajuste de tarifas/revisión

tarifaria.- Reglas técnicas y de

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

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

- Aplicar sanciones previstas en la ley.

- Organizar y aplicar el régimen de Audiencias Públicas.

Facultades del ENARGAS

-Ente Nacional Regulador del Gas

Autarquía.

Funciones.

Proceso Decisorio.

Controles al Ente Regulador.

- 94 -

Estructura del Ente

PresidenteSecretaría del

Directorio Vicepresidente. Otros Directores.

Gte. de Legales.Gte. de Distribución.Gte. de Transmisión.

Gte. de Economía y Desarrollo.Gte. de Administración y Sistemas.Gte. Regional.

- 95 -

AutarquíaENTE REGULADOR

Administrativa Financiera

Tasa de Fiscalización

y Control

- 96 -

Actividad Regulatoria propiamente dicha.Actividad de Fiscalización y Control.Actividad Sancionatoria.

Funciones del Ente Regulador

Función Regulatoria

Función Reglamentaria

Función Jurisdiccional

- 97 -

El ENARGAS y los tres poderes del Estado:

InterrelacionesPoder

LegislativoPoder

EjecutivoPoder Judicial

AGN Def. delPueblo

Comis.Art. 55

ENARGASControl externo

Tutela derechosindividuales

Designac. y/o Remoción

de Directores

CSJN

Cámara en lo Contencioso

Adm. Federal

Recursos directos Art. 73

Apelaciones Art. 70 y 60

Juzgado Federal

MEyOySP SIGEN

Control interno

Acción de Amparo

- 98 -

Audiencia Pública

Es un acto previo a la toma de una decisión.

Permite la participación del público.

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

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

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

FIN.

Julio 2010.

Eduardo Ramón Zapata.

IGPUBA

industria del gas natural

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