Transcript gas natural

UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES
FACULTAD DE INGENIERIA
RÉGIMEN LEGAL ARGENTINO DE LA
INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
PROFESOR: DR. EDUARDO RAMÓN
ZAPATA
IGPUBA - JUNIO 2010
-0-
Etapa
Principales
Actividades
GAS NATURAL
Sector
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
Producción
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
Transporte
Distribución
Compresión
Distribución de los
Transporte por
productos del Gas
gasoducto
Natural
Separación de
Usuarios
derivados: la realiza
Residenciales
el productor o el
Comercios
transportista
Usinas eléctricas
Estaciones de
Exportación
GNC
GNL: licuefacción –
Almacenamiento
transporte –
Tarifas reguladas; en
regasificación
proceso de
Tarifas reguladas; en renegociación
proceso de
renegociación de
contratos
Fuente: Análisis propio en base a entrevistas
-1-
Comercialización
Comercialización:
a cargo de
distintos agentes
de la cadena
Mercado Interno
Mercado Externo
Precios libres
Sectores Vinculados
Operadores de la Cadena de
Gas y Petróleo
En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples
sectores, con un alto impacto sobre el PBI…
Upstream
Midstream
Downstream
Exploración y Explotación: Transporte:
Petróleo – 33
productores
Gas - 31 productores
Concentración geográfica:
4 Empresas principales de
Petróleo – 10 empresas
Refinación (Petróleo).
transportistas
Gas – 2 transportistas
Petróleo – Cuenca
Neuquina y Golfo de S.J.
Gas - Cuencas
Neuquina, Austral y NOA
Servicios
Específicos
Sísmica
Perforación
Terminación y Reparación
Inyección
Perfilaje / Ensayo de pozo
Waste Management
Cementación
Estimulación de pozos
Fuente: IAPG / Secretaría de Energía
Concentración Geográfica:
Buenos Aires y centros
poblados
Servicios
Generales
 Tubos
 Tendido de Línea
 Bombas
 Obra Civil / Mecánica
 Cabezas de Pozo
 Transporte
 Trépanos
 Tornerías y Talleres
 Aparatos de Bombeo
Metalúrgicos
 Compresores de Gas
 Químicos
 Tanques de Almacenamiento
-2-
Importante presencia de
Compañías internacionales
regionales y locales
Concentración Geográfica:
Provincia de Buenos Aires y
Grado variado de
Mendoza
9 Distribuidoras – Gas
Proveedores
de Bienes
Requerimientos de
elevadas inversiones y
desarrollo tecnológico
integración
Actividad intensiva en
requerimientos de capital
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
Análisis de fortalezas y debilidades del sector
Fortalezas
Debilidades
-
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
-
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)
-3-
Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.)
-
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)
Oportunidades
Amenazas
-4-
Mercado del Gas en Argentina:
Caracterización Esquemática previo a la
emergenciaEconómica Ley 25.561
Subdistribuidores
Productores
Contratos de
suministro con
precios libres.
Operaciones de
mercado Spot.
Distribuidores
Transportistas
Tarifas reguladas.
Contratos de transporte
de largo plazo.
Acceso abierto.
Mercado de reventa de
capacidad .
Pequeños y
medianos consumidores
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).
Grandes
consumidores
Comercializadores
Contratos de suministro de
gas y transporte con acuerdo
de precios libres.
Operaciones en el mercado
Spot. Mercado Electrónico
-5-
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).
Industria del Gas en Argentina:
Marco Regulatorio previo a la emergencia económica ley 25.561
Ley 17.319 (1967)
(Hidrocarburos)
Ley 24.076 (1992)
(Gas Natural)
Exploración.
Decretos.
Producción.
Resoluciones de la
Secretaría de Energía
Exportaciones.
Registro de
contratos.
Autoridad regulatoria
(Ente Nacional Regulador
del Gas – ENARGAS)
Resoluciones
Licencias de
transporte
y distribución
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.
Tarifas.
Autorizaciones de
Procedimientos.
contratos.
Reglas.
Audiencias
Públicas.
Otorgamiento de
licencias de
subdistribuidor.
Exportaciones
Registro de comercializadores.
Mercado de
reventa de
capacidad de
transporte.
Calidad del Gas.
Registro de
contratos.
Productores
Transportistas – Distribuidores – Subdistribuidores –
Comercializadores – Compañías de almacenaje - Consumidores
-6-
Organización de la Industria del Gas
Antes del 28 de
Diciembre de 1992
Transporte
Gas del Estado – Monopolio
Estatal con Empresa
Estatal - Único comprador
Transportador, Distribuidor
y Comercializador de Gas
Distribución
Autoridad
Regulatoria
•Secretaría de Energía
•Gas del Estado
Después del 28 de
Diciembre de 1992
•Acceso abierto
•Tarifas reguladas
•Dos compañías de transporte
•Los Transportistas no pueden
comprar ni vender gas
•9 Compañías de Distribución
•Tarifas reguladas
•Ganancias derivadas
exclusivamente del servicio de
distribución
•Secretaría de Energía
(Produccción) Ley 17319
•ENARGAS (Transporte +
Distribución) Ley 24076
Organización de la Industria del Gas
Producción
de Gas
Antes de la Privatización
(hasta Dic. ´92)
Después de la Privatización
• Precio regulado
• Precio negociado libremente
• Mercado altamente
concentrado por
Empresa Estatal
Monopólica
• Mercado menos
concentrado (todavía con
pocos vendedores)
• Ministerio de
Economía fija los
precios
-8-
• Autoridad Regulatoria
(ENARGAS) autoriza el pase a
tarifa de las variaciones en el
precio del gas (pass-through)
ORGANIZACION DE LA INDUSTRIA
DEL GAS NATURAL
( Post Privatización)
 Secretaría de Energía
(Exploración+Producción)
Autoridad
Regulatoria
 ENARGAS (Transporte+
Distribución)
 Regulación a Nivel
Nacional
-9-
Industria del Gas - Marco Regulatorio
TRANSPORTE DE GAS:

Dos Transportadoras en operación

Periodo de licencias : 35 + 10 años de
prórroga

Acceso a la capacidad: abierto

Transportistas no compran ni venden gas

Tarifas reguladas por precios máximos

Expansiones no obligatorias
- 10 -
Cuencas y
Gasoductos
CUENCA
NOROESTE
CUENCA
NEUQUINA
CUENCA
GOLFO
SAN JORGE
SISTEMAS:
TGN
TGS
CUENCA
AUSTRAL
- 11 -
Industria del gas - Marco Regulatorio
DISTRIBUCIÓN DE GAS :
Unidades regionales de negocios determinadas
por estudios económicos y técnicos
 9 Distribuidoras de gas
 Período de licencias : 35 + 10 años
 Monopolio geográfico relativo
 Contratos directos con grandes usuarios
 Ganancias sólo sobre los servicios de distribución
 Tarifas reguladas por precios máximos-Price cap
 Capacidad de transporte previamente asignada,
con derecho a reducción (desde el 28/12/92)
 Responsables del abastecimiento a los
consumidores que no tienen contrato directo

- 12 -
Licenciatarias del Servicio de gas
Transportadora de Gas del Norte S.A.
Km de Gasoducto: 4 438
GasNor S.A.
N° de usuarios: 249 694
Km de redes: 5 127
NEA Mesopotámica S.A.
Distribuidora de
Gas del Centro S.A.
N° de usuarios: 371 916
Km de redes: 9 137
Litoral Gas S.A.
N° de usuarios: 375 502
Km de redes: 6 751
Gas Natural BAN S.A.
N° de usuarios: 1 077 273
Km de redes: 17341
Distribuidora de
Gas Cuyana S.A.
N° de usuarios: 304 278
Km de redes: 6 815
MetroGas S.A.
N° de usuarios: 1 855 427
Km. de redes: 12 820
Camuzzi Gas Pampeana S.A.
N° de usuarios: 796 739
Km de redes: 18 056
Camuzzi Gas del Sur S.A.
N° de usuarios: 368 011
Km de redes: 10 607
Transportadora de Gas del Sur S.A.
Km de Gasoducto: 6 090
Datos a Diciembre 1998
- 13 -
Principios del sistema regulatorio de la Industria
del Gas
 Protección de los derechos del consumidor.
 Promoción de la eficiencia.
 Minimización de la carga burocrática de la
regulación.
 Promoción de la competencia.
- 14 -
Objetivos del Organismo Regulador
¤ 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
- 15 -
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.
- 16 -
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.
- 17 -
ASPECTOS ECONÓMICOS DEL
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS
NATURAL
- 18 -
Estructura de la Industria del Gas
P
R
O
D
U
C
T
O
R
E
S
TRANSPORTISTAS
• TGN
• TGS
GRANDES
USUARIOS
• INDUSTRIAS
• SERVICIOS
DISTRIBUIDORAS
• GASNOR
• CENTRO
• CUYANA
• LITORAL
• GAS BAN
• METROGAS
• PAMPEANA
• SUR
• NEA MESOPOTAMICA
•SUBDISTRIBUIDORAS
USUARIOS
• GNC
•RESIDENCIAL
• INDUSTRIAS
• COMERCIOS
•SERVICIOS
Flujo del gas
Comercialización
COMERCIALIZADORES
- 19 -
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
Competition”.
comparación
o
“Yardstick
Regulación por métodos combinados (“Sliding
scale, etc,).
- 20 -
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).
- 21 -
Regulación por Métodos Combinados
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.
- 22 -
Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno
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
- 23 -
Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno
-
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)
- 24 -
Regulación por costo del servicio o tasa máxima de retorno
-
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
- 25 -
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.
- 26 -
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).
- 27 -
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)
- 28 -
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.
- 29 -
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
- 30 -
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)
- 31 -
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
- 32 -
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
- 33 -
Métodos de Regulación
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)
- 34 -
Métodos de Regulación
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
- 35 -
Estructura Tarifaria
TARIFA
FINAL
=
PRECIO
DEL GAS
+
TARIFA DE
TRANSPORTE
+
MARGEN DE
DISTRIBUCIÓN
REGULADO
NO 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.
- 36 -
Formación de las Tarifas:
Distribución
Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte.
Tarifa de transporte.
Tarifa de distribución.
- 37 -
Industria del Gas en Argentina:
Mecanismo de formación de precios
Mecanismo de
formación de precios
Mecanismo de autorización de
precios y sus ajustes
(Netback / Mark-up Feedback)
(Contrato de licencia)
Productores
Factores generales
Precio en cabecera de
gasoducto (Desregulado).
Ajuste por tipo de cambio.
Cambios en impuestos.
Graves eventos internacionales.
Razones de fuerza mayor.
Transportistas
Servicio de transporte
(Regulado).
Cláusulas específicas
Distribuidores
Servicio de transporte
(Regulado).
Clientes cautivos
Tarifas máximas (Regulado).
Grandes usuarios
Productores
Transportistas
Desregulación inicial del mercado
(ene. – mayo ’94).
Ajustes estacionales (mayo y oct.
c/año).
Otros ajustes (por
circunstancias especiales).
Precios de sustitutos
(petróleo y derivados).
Riesgos de by-pass.
Competencia de generación hidráulica.
- 38 -
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 Factores X y K.
Ajustes caso por
caso (nuevos proyectos).
Distribuidores
Variaciones 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). Ajustes por Factores X y K.
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.
- 39 -
Metodología Tarifaria Post-privatización
Tarifas 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.
- 40 -
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).
- 41 -
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%.
- 42 -
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.
- 43 -
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.
- 44 -
Tarifas: Clases de Ajustes
A.

Restricciones a la Integración Vertical para Distcos, Transcos, Productores, etc.
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.
- 45 -
Tarifas: Clases de Ajustes
A. Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido
(RBL, Art. 9.4.)
Ajuste por variaciones
internacional.
en
los
indicadores
de
mercado
“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.
- 46 -
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.
- 47 -
Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la
autoridad regulatoria (RBL, Art. 9.5.)
Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas:
“Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el
sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisión deberá ser efectuada de
conformidad con lo establecido por los artículos 38 y 39 y fijará
nuevas tarifas máximas de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 39
de la presente ley.” (LGN, Art. 42)
Periodicidad: c/5 años
Objeto: otorgar a Licenciatarias una rentabilidad razonable,
similar a otras de riesgo equiparable o comparable, que guarde
relación con grado de eficiencia y prestación.
No retroactiva ni compensatoria.
Afectan factores X y K.
- 48 -
Factor de Eficiencia (RBL, Art. 9.4.1.2.)
Factor X
Periodicidad: c/5 años.
Objeto: inducir mayor eficiencia
Actualmente = 0
Autoridad Regulatoria propone programa de inversiones requeridas y
ahorros de costos. Periodicidad: c/5 años
Factor de Inversión (RBL, Art. 9.4.1.3.)
Factor K
Periodicidad: c/5 años (o excepcionalmente cuando se basa en
circunstancias objetivas y justificadas)
Objeto: compensar inversiones adicionales
Licenciataria propone Plan de Inversiones y
Autoridad regulatoria propone Factor de Inversión.
- 49 -
Relevamientos
y
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.
- 50 -
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.)
- 51 -
Ajustes por cambios en los impuestos
“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una
metodología que reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre
las tarifas.” (LGN, Art. 41) (RBL, Art. 9.6.2. y 12)
Variación de la tarifa en la exacta incidencia de la modificación de la
carga fiscal sobre:
i. Tarifas
ii. Actividad de prestación del Servicio (excepto tasas que respondan
estrictamente
al costo del Servicio Licenciado)
No hay exención ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o
gravámenes nacionales, provinciales o municipales.
- 52 -
Afectaciones del Marco Regulatorio
NORMAS
YA EMITIDAS
LEY 25.561
2002
LEYES 25.790 y
25.972
LEY 26.077
DECRETO
PEN 180/2004
DECRETO
PEN 181/2004
MARCO REGULATORIO
VIGENTE
(1993 / 2001)
LEY 24.076
NORMAS
EN ESTUDIO
CARTA DE
ENTENDIMIENTO y
RESOLUCIÓN FINAL
REGLAS BASICAS
DE LICENCIA DE
DISTRIBUCION
PROYECTO DE LEY
DE TARIFA SOCIAL
REGLAMENTO DE
SERVICIO
PROYECTO DE LEY
DE SERVICIOS
PUBLICOS
RESOLUCIONES
ENARGAS
- 53 -
PROYECTO DE LEY
RENUNCIA A
ARBITRAJES
Industria Hidrocarburífera Argentina:
Modificaciones al Marco Regulatorio
08.04.2015
- 54 -
page 54
Medidas adoptadas por el Gobierno en Dic. 2001/
Ene. 2002:
 Abandono del régimen de convertibilidad, paridad un
Peso por US Dólar.
 Ley de Emergencia (25.561): Conversión de
obligaciones en dólares estadounidenses a Pesos.
08.04.2015
las
-
Pesificación asimétrica de los contratos de
hidrocarburos.
-
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.
- 55 -
page 55
Impacto de las modificaciones al marco regulatorio:
08.04.2015

Afectación de los derechos de los productores (otorgados
por el marco regulatorio e incluídos en los títulos de los
permisos y concesiones).

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).

Cuestionamiento al derecho de los productores de
hidrocarburos de transferir el 70% de las divisas obtenidas
de sus ventas. Decreto 2703/2002.
- 56 -
page 56
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
 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.
08.04.2015
- 57 -
page 57
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL

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.
08.04.2015
- 58 -
page 58
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL

Afectación del derecho de comercializar libremente:
- 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”).
- 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.
08.04.2015
- 59 -
page 59
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
- 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.
- 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 redireccionar el gas de los productores a las distribuidoras.
08.04.2015
- 60 -
page 60
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
- 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.
08.04.2015
- 61 -
page 61
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
- Resoluciones 2020/05 y 275/05:
Establecen Mecanismo de Asignación de Gas Natural
para estaciones de GNC.
08.04.2015
- 62 -
page 62
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
 Retenciones a las exportaciones
- En mayo 2004 se estableció una retención del 20% a las
exportaciones de gas natural (Decreto 645/2004).
- 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.
08.04.2015
- 63 -
page 63
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
 Retenciones a las exportaciones
- 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”.
08.04.2015
- 64 -
page 64
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
 Retenciones a las exportaciones
- 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.
08.04.2015
- 65 -
page 65
Modificaciones al marco regulatorio
 Retenciones a las exportaciones
Res. 776 de octubre de 2006:
-
08.04.2015
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.
- 66 -
page 66
Modificaciones al marco regulatorio
GAS NATURAL
- Resolución SE N° 599/2007:
– Homologa Acuerdo con Productores de Gas Natural 20072011
• 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.
08.04.2015
- 67 -
page 67
Modificaciones al marco regulatorio
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.
08.04.2015
- 68 -
page 68
Modificaciones al marco regulatorio
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.
08.04.2015
- 69 -
page 69
Segmentación de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implícitos en
los Decretos PEN 180 y 181 (Cont.)
ASPECTOS GENERALES
TEMAS
Régimen de pass
through del costo
del gas
Funcionamiento
del Mercado
Mayorista
Fondo Fiduciario
para inversiones
de expansión
Comercializador
controlado por
Distribuidora
SITUACIÓN
PREVIA
CAMBIOS PRODUCIDOS
 1 solo precio de gas
natural en cabecera
 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)
 Relación directa
entre productores,
transportistas y
distribuidoras
 Creación del Mercado Electrónico de Gas
(MEG), que intervendría en transacciones
de gas y transporte spot
 Transportadoras y
distribuidoras
financian
inversiones con su
flujo de caja
 Creación de un Fondo Fiduciario, a partir
de cargos tarifarios y/o financiamiento
internacional, para destinar a “inversiones
críticas”, definidas por el Gobierno.
 No admitido por
el ENARGAS
 Admitido, pero con restricciones sobre
topes de mercado por vía reglamentaria
- 70 -
Decreto PEN 180/04
Resolución MPFIPS
185/04 (B.O.20/04/04)
FIDEICOMISOS DE GAS
Resol. ENRG N° 2681
25/04/05 - Aplicación
cargo fideicomiso desde
15/4/05
Resolución SE 606/04 (B.O. 02/06/04)
Reglamentación del art. 27 de la Ley 24.076.
Reventa de gas y/o transporte.
Decreto PEN 180/04
(B.O. 16/02/04)
Resolución ME
624/05
Restitución del
PURE entre 15/4
y 30/9 de 2005
Resolución ENARGAS
N°3035 (B.O. 30/06/04)
Modelos de Contratos
GNC Firme e Interrumpible.
PURE 2004:
Resolución SE 415/04
de inicio y
Resolución SE 942/04
Suspensión entre el
15/09/2004 y el
30/04/2005
COMERCIALIZADORES
Ambito de aplicación
Continúa durante el 2005
y 2006
Resolución SE 950/04
(B.O. 21/09/04) Fondo
Fiduciario para financiar la
compra de gas y/o transporte
para generación eléctrica
Resolución SE 657/04
(B.O. 15/06/04) Mecanismo de
restricciones a interrumpible y
programa para firmes.
Ya reglamentado
- 71 -
MEG
(Mercado Electrónico del Gas)
Reglamentación y Alcance
Resolución SE 1146/04
Acuerdo SE - BCBA
Sin reglamentar
Decreto PEN 181/04
Decreto PEN 181/04
(B.O. 16/02/04)
Resolución MPFIPYS 208/04
Aprueba el Acuerdo entre
Productores y SE. – precios de
gas natural en PIST. (BO.
22/04/04)
Resolución SE 265/04
Abastecimiento Interno (BO.
26/03/04)
Disposición 27/04 SubSecretaría
de Combustibles SSC. (Boletín
Oficial 31/03/04) Programa de
Restricciones de Exportación
Res. SE 752/05 Unbundling de gas
Reglamentación del Art. 4°
Decreto 181/04
Expulsión de la compra
de gas de clientes
a 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
Resolución SE 503/04 (B.O.
21/05/2004) Mecanismo de uso
prioritario de transporte para la
demanda no interrumpible
Sendero de precios
R1 R2 R3
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.
Sin reglamentar
Ya reglamentado
- 72 -
Guía de Exposición
Efectuar una breve reseña de los mercados de gas previos a los
Decretos PEN N°180/04 y Nº181/04.
Analizar los alcances de la Res. SE N°752/05 y los mercados de
compra de gas natural actuales.
Compartir experiencias del “unbundling” de septiembre y las
perspectivas de la desagregación de enero de 2006.
Sinergia entre las Distribuidoras y los comercializadores
relacionados.
- 73 -
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
 Habilita a determinados usuarios a revender los servicios
recibidos en el punto de entrega del sistema de transporte (city
gate)
 Crea un Fondo Fiduciario
transporte y/o distribución
- 74 -
para
atender
inversiones
de
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
- 75 -
Situación de compra de usuarios que recibían el suministro de la
Distribuidora
Gas
Yacimient
o
Transporte
P.I.S.T. *
Distribución
City Gate
Servicios brindados actualmente por la Distribuidora
* Punto de Ingreso al Sistema de Transporte
- 76 -
Situación de compra de usuarios que recibían el suministro de la
Distribuidora (Cont.)
Transporte
Gas
Yacimient
o
P.I.S.T.
Distribución
City Gate
Alternativas de
compra
- 77 -
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
- 78 -
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
- 79 -
Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006 (Cont.)
Principales incertidumbres que surgen de la aplicación de la Res.
Nº752/05 (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.
- 80 -
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.
- 81 -
Resolución SE N°752/05
 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
* La fecha inicial para el primer segmento era el 1/8/05 y fue prorrogada
al 1/9/05 por Resolución SE Nº 930/05
- 82 -
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.
- 83 -
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)
- 84 -
Efectos del unbundling en las alternativas de suministro
Previo al
Unbundling
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
Luego del
Unbundling
Gas: productores o
Comercializadores.
Para GNC
mecanismos especiales
para suministro
Transporte:
transportistas o
Comercializadores o
Distribuidoras
Transporte:
transportistas o
Comercializadores o
Distribuidoras
Distribución:
exclusivamente
Distribuidoras, salvo
by pass físico
Distribución:
exclusivamente
Distribuidoras, salvo
by pass físico
- 85 -
Efectos del unbundling en las alternativas de suministro (Cont.)
Previo al unbundling
Servicio General “P”
con consumos menores
a 150.000m3/mes
Residenciales
Suministro completo
(gas;
transporte y
distribución
obligatoriamente a la
Distribuidora zonal
- 86 -
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)
Alternativas de compra para los consumos no residenciales o comerciales superiores a 9000
m3/mes
Gas Natural
M.E.G. Oferta Irrevocable
M.E.G. Spot diario
Alternativas de compra
Productores
Comercializadores
- 87 -
Cronograma de prohibición de compra de gas a la
distribuidora zonal
GNC
01/04/2006
SGP3 G3 9M-15M
m3/día
SGP3 G2 15M-30M
m3/día
01/03/2006
Original
SGP3 G1 30M150M m3/día
Res 2020
01/01/2006
SGP3 >
150Mm3/día
GU
01-sep
01-sep
01-jul-05 31-ago-05 31-oct-05 31-dic-05 02-mar-06
- 88 -
02-may06
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.
- 89 -
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 -
- 90 -
Facultades del ENARGAS
Inspección y control
Reglamentarias
- Tarifas.
- Extensiones de redes.
- Calidad de gas.
- Subdistribución.
- Inversiones obligatorias.
- GNC.
- Procedimientos de
mantenimiento y seguridad.
- Ajuste de tarifas/revisión
tarifaria.
- Facturación.
- Reglas técnicas y de
seguridad (aprobación de
organismos de certificación
y artefactos, odorización,
calidad de gas, etc.).
- Reclamos.
- 91 -
Jurisdiccionales
- 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.
-Ente Nacional Regulador del Gas
Autarquía.
Funciones.
Proceso Decisorio.
Controles al Ente Regulador.
Estructura del Ente
Secretaría
del
Directorio
Presidente
 Vicepresidente.
 Otros Directores.
Gte. de Legales.
Gte. de Economía y Desarrollo.
Gte. de Distribución.
Gte. de Administración y Sistemas.
Gte. de Transmisión.
Gte. Regional.
- 93 -
Autarquía
ENTE REGULADOR
Administrativa
Financiera
Tasa de
Fiscalización
y Control
- 94 -
Funciones del Ente Regulador
Función Regulatoria
Actividad Regulatoria propiamente
dicha.
Actividad de Fiscalización y
Control.
Actividad Sancionatoria.
Función Reglamentaria
Función Jurisdiccional
- 95 -
El ENARGAS y los tres poderes del Estado:
Interrelaciones
Poder
Legislativo
AGN
Def. del
Pueblo
Poder
Ejecutivo
Comis.
Art. 55
MEyOySP
Recursos
directos
Art. 73
Tutela derechos
individuales
Control externo
ENARGAS
- 96 -
CSJN
SIGEN
Control
interno
Designac. y/o
Remoción
de Directores
Poder
Judicial
Cámara en lo
Contencioso
Adm. Federal
Apelaciones
Art. 70 y 60
Acción de Amparo
Juzgado
Federal
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.
- 97 -
FIN.
Julio 2010.
Eduardo Ramón Zapata.
IGPUBA