INVERSIONES

 

Gestión Técnica Operativa

 

El año 1994 fue especialmente activo para la Gerencia Técnica Operativa. Por una parte, estuvo abocada al desarrollo de todos los proyectos inherentes a la extensión de las redes de distribución, como la implantación de un sistema de comunicación para  interconectar a todas las unidades móviles de la Empresa, la extensión de la protección catódica de la red, la elaboración de los manuales de construcción y la conclusión del proyecto SCADA, consistente en un sistema de telecontrol y telemedición de gasoducto&.

 

Por otra parte, corresponde destacar que la Gerencia Técnica Operativa, trabajó principalmente en tareas destinadas a extender las instalaciones, sustituir redes, renovar servicios, detectar fugas y hacer las reparaciones correspondientes, verificar el estado de la protección catódica y  las cámaras de reducción y regulación del gas.

 

Asimismo, se efectuaron todas las intervenciones requeridas por la Licencia, tanto en términos económicos, es decir, dando

cumplimiento a las inversiones obligatorias, como en lo referido a aspectos cualitativos y cuantitativos, alcanzando durante el Ejercicio un nivel global de inversiones de $ 8.694.918.

 

Entre las principales inversiones se destacan:

 

. la incorporación de aproximadamente 272.000 metros de redes de distribución, ramales y gasoductos,

. la sustitución de 45.000 metros de redes de distribución y la renovación de 3.100 servicios;

. el relevamiento preventivo de 2.050 km. de red para la detección de posibles fugas en las instalaciones;

. la realización de intervenciones de mantenimiento programado y no programado en las cámaras de regulación, medición y reducción del gas.

 

Por otra parte, cabe señalar la importancia de las actividades destinadas a la protección catódica con el objetivo de evitar que las tuberías puedan verse afectadas por la corrosión. En tal sentido, se efectuaron 140.000 intervenciones consistentes en la verificación de las cuplas aislantes, proceder a su reparación y sustitución y en la puesta en marcha de 10 nuevos equipos rectificadores, con lo que la Empresa ha logrado tener más del 75 %de las instalaciones bajo protección catódica.

 

Gestión de Planeamiento, Organización y Control de Gestión

 

Prosiguiendo con la actividad iniciada en 1993, se pusieron en marcha durante el año todas aquellas iniciativas destinadas a mejorar la programación de las actividades de la Empresa a corto y mediano plazo. Esto nos ha posibilitado comenzar a disponer de adecuados instrumentos de programación y de información mensual, tanto para la gestión técnica como para la económica, lo que nos permite durante el año, efectuar las correcciones necesarias para el logro de los objetivos programados.

 

Simultáneamente, durante el Ejercicio, la Gerencia de Planeamiento, Organización y Control trabajó en la definición de todos los procedimientos internos de la Empresa, para lo que contó con el asesoramiento de una consultora externa, Fueron examinados todos los temas característicos de la gestión empresaria, a fin de contar con metodologías claras, para lo que se trabajó en la elaboración y en la implementación de procedimientos para todos los procesos claves de la Empresa.

 

Durante 1994 se realizó el estudio de 18 procedimientos en total, entre los que podemos mencionar como los más significativos los correspondientes a: Lectura de Medidores, Facturación y Cobranzas, Gestión de Compras, Despacho de Gas e Intervención en Emergencias.

 

Corresponde resaltar que fue notable el apoyo y el interés brindado por el personal de todas las gerencias en las tareas de estudio y desarrollo de los procedimientos, actividad ésta que se vio enriquecida por la metodología de trabajo elegida, que consistió en la formación de grupos inter funcionales.

 

Gestión de Relaciones Industriales e Institucionales

 

En materia de Relaciones Industriales, se dio comienzo a la implementación de un sistema de Administración de Remuneraciones, que permitirá establecer una equidad interna entre los diferentes puestos y una adecuada estructura organizativa de la Empresa. Dentro de esta actividad, se estableció una política de salarios, contemplando la competitividad de nuestras remuneraciones y beneficios en relación al mercado laboral de nuestro sector.

 

Esto contribuyó a establecer los perfiles requeridos para los puestos y proyectar la planificación de carrera, con objetivos específicos y estratégicos a través de programas de capacitación. A lo largo de 1.994 se concretaron distintos cursos y seminarios de capacitación entre los que podemos mencionar los de: Dirección y Gerenciales, Atención al cliente ( para niveles medios), Calidad Centrada en el Cliente (para directores, gerentes y jefes de primera línea), Computación, Cámaras Reguladoras y Reguladores, Búsqueda Programada de Fugas, Verificación de Redes y Sistemas de Distribución y el de Protección Catódica (estos tres últimos dictados por técnicos de ITALGAS S.p.A)

 

En materia de Higiene y Seguridad se consensuó un programa de actividades de prevención e información, extensivo a entidades públicas y se llevaron a cabo exámenes periódicos obligatorios para todo el personal.

 

La estrategia

 

De acuerdo con los objetivos para este ejercicio 1996, la estrategia se ha caracterizado por el acento en el desarrollo y ejecución de distintas iniciativas destinadas a lograr mejoras en la gestión interna y externa, cuya continuidad constituye uno de los requisitos básicos para seguir avanzando en ese proceso de transformación que iniciáramos hace cuatro años.

 

A través del programa de Calidad Centrada en el Cliente se ha logrado un punto de convergencia que a los fines estratégicos cun1ple con los tres lineamientos básicos que sustentan nuestro plan de acción: el crecimiento, la calidad de servicio y el desarrollo de recursos humanos. Como consecuencia, el nivel de comunicación y la calidad del contacto con los clientes y con la comunidad en general se irán consolidando con presencia y características propias. A la vez, la propuesta de servicios y facilidades a través de los planes comerciales para los distintos segmentos va fortaleciendo el posicionamiento de Distribuidora de Gas Cuyana S.A. entre los operadores del sector.

 

Asimismo, para sustentar desde el punto de vista técnico y operativo los objetivos de crecimiento y acercamiento al cliente, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. mantiene una política de inversiones sostenida que, combinada con los programas de capacitación, nos permite avanzar en el perfeccionamiento de la prestación de nuestro servicio.

 

Este proceso requiere una evaluación constante de los resultados, de allí que nuestra política de gestión ponga especial énfasis en el logro de los objetivos fijados para las distintas áreas.

 

La estrategia

 

Atenta la realidad del entorno, Distribuidora de Gas Cuyana SA., respondió a los signos de la economía en general y su mercado en particular con las acciones necesarias para mantener la estrategia de la Compañía ajustada a sus objetivos de corto y mediano plazo.

 

En ese sentido en 1997, además del cumplimiento de los planes en materia de consolidación de los estándares operativos de seguridad, de mejora continua en el nivel de servicio y la vigencia del proceso de optimización integral de gestión, se participó intensamente en el proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), un tema sensible para todos los operadores del sector.

 

Confirmando el cumplimiento de sus fines estratégicos, el programa de Calidad Centrada en el Cliente concluye el año con el logro de objetivos importantes como la construcción del gasoducto Paralelo Quintana-Mendoza Sur y La Dormida-Santa Rosa, y el ingreso en las fases finales de un esfuerzo significativo para la empresa, el nuevo sistema informático comercial denominado Orión, una herramienta

valiosa que, al entrar en operación, permitirá multiplicar las posibilidades de resolución rápida y satisfactoria de las necesidades de nuestros clientes.

 

A su vez, en función de los lineamientos básicos de nuestro plan de acción, se consolida en los hechos nuestro compromiso con la comunidad en materia de seguridad y medio ambiente. Lo demuestra, por un lado, la incorporación de tecnología que significa la digitalización de planos y el sistema SCADA, que optimiza la acción preventiva de nuestra área técnica y, por el otro, la labor de concientización con los clientes, trabajadores del sector y contratistas.

 

En esta materia fue intenso el trabajo con la comunidad: se implementó una campaña formativa a través de medios de difusión masiva y de un plan de comunicación directa con los clientes con el objeto de promover el comportamiento seguro al emplear el gas natural. En

cuanto al cuidado ambiental, las modificaciones iniciadas en 1997 en nuestras estaciones reguladoras, con la sustitución de las válvulas de venteo tradicionales y la incorporación de un procedimiento más seguro de odorización.

 

Tal como adelantáramos la RQT fue un proceso complejo en el que se tomaron en cuenta, además del factor X que valora la eficiencia y el factor K que pondera las nuevas inversiones, otros elementos como los costos incrementales por gas retenido, por la variación en la composición de la capacidad de transporte y la aplicación de nuevas tasas y cargos a servicios prestados por la Distribuidora. El resultado de esta revisión no modifica los planes estratégicos de la compañía .

 

El servicio

 

El acento en la política de gestión por objetivos se ha integrado a la filosofía de Distribuidora de Gas Cuyana S.A. La evaluación constante de los resultados ha permitido verificar nuestro progreso en el perfeccionamiento de los distintos aspectos que hacen a la prestación de nuestro servicio.

 

Se ha cumplido íntegramente con el programa de inversiones obligatorias para 1997, entre ellas, las proyectadas para los trabajos de reemplazo de cañerías, montaje y puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras y para el sistema SCADA de telemedición de gasoductos. Este sistema permite supervisar la distribución de gas por medio de Unidades Terminales Remotas que miden, entre otras variables, el caudal, la presión, la temperatura y trasmiten esa información al Centro de telesupervisión en Ecogas para procesarla y tomar las medidas relativas al despacho de gas.

 

En cuanto al sistema de distribución, durante 1997 se agregaron aproximadamente 398.000 metros de cañerías con sus servicios asociados, lo que confirma la extensión de la cobertura a nuevas zonas y localidades derivada del crecimiento del número de clientes residenciales e industriales. Por su parte, se han llevado a cabo todos los programas de mantenimiento preventivo en la red existente, incluyendo los programas de mantenimiento de cámara y de búsqueda y reparación de fugas fijado para 1997, con el relevamiento de 1.275 kilómetros de redes en zonas de baja densidad poblacional y 165 kilómetros, en zonas de alta densidad poblacional. En lo que respecta a las estaciones de gas natural comprimido (GNC) se completaron los recorridos anuales de control y verificación de todas las estaciones conectadas a nuestro sistema de distribución.

 

La eficiencia y calidad de servicio a la que apuntamos no se limita a la mejora de nuestras prestaciones, también nos exige trabajar en ese sentido con nuestros proveedores. Continuamos con nuestra política de diversificación en la compra de gas efectuando  operaciones con diversos productores. A fin de optimizar el uso de la capacidad contratada y atender los picos de demanda, se renovaron los contratos de asistencia y complementación con otras distribuidoras. Se formuló una oferta irrevocable de contratación de servicio de transporte en firme a partir del mes de enero de 1998.

 

También los procesos de gestión constituyen otro de los aspectos que hacen a la calidad de servicio y que benefician tanto al cliente interno como al externo. El trabajo constante en la consolidación progresiva de nuestra plataforma informática y sus aplicaciones pone de manifiesto, una vez más, que el objetivo final de excelencia de nuestro programa de Calidad Centrada en el Cliente es agregar valor a la cadena de servicio en todos los aspectos de nuestra gestión.

 

La estrategia

 

Fiel a las mismas pautas centrales que han caracterizado su accionar en estos años, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. ha buscado el cumplimiento de sus objetivos de corto y mediano plazo, sin descuidar la realidad del entorno y ajustándose permanentemente a los condicionantes que la economía en general y su mercado en particular imponen.

 

Así, en 1998, además de concretar los programas previstos en materia de mejora continua en el nivel de servicio, su calidad y seguridad, procurando realimentar permanentemente el proceso de optimización integral de gestión, se realizó un significativo esfuerzo humano y de recursos materiales para cumplir acabadamente con la etapa inicial del plan de inversiones para el período 1998-2002 aprobado por el ENARGAS, dentro del esquema del factor K resultante de la primer Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).

 

Todo ello, sin descuidar la ejecución del programa anual de inversiones destinado a mantener las operaciones de distribución de gas en los estándares internacionales de seguridad y control y la expansión del accionar técnico-comercial en nuevas localidades del área de distribución.

 

Tal como se anticipara, el resultado de la primer RQT, dominante en el ejercicio pasado, adquirió plena vigencia a partir del 1° de enero de 1998. Entre las iniciativas más importantes encaradas por la Sociedad relacionadas directamente con este proceso, están las obras que corresponden a la construcción del ramal de alimentación Quíntana-Mendoza Norte y el cuarto ramal de la planta reguladora en

Mendoza Sur, ramal y planta reguladora en Godoy Cruz y ramal y planta reguladora en Rawson- San Juan.

 

En materia de seguridad y medio ambiente hemos continuado con nuestro plan de concientización, esta vez, subrayando las ventajas competitivas del gas como combustible. Continuamos en este año con el Programa ECOGAS de Formación Ecológica para escuelas primarias, que sigue cumpliendo con éxito su función educativa en materia de ecología y medio ambiente.

 

El servicio

 

Durante este séptimo ejercicio (1998) se han efectuado inversiones por aproximadamente $ 16.100.000 completando el desarrollo del programa elaborado para todo el año, que incluyó las inversiones pautadas con el ENARGAS por el factor K, la construcción de nuevas redes y gasoductos, la realización de trabajos de reemplazo de cañerías, de montaje y puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras, la colocación de nuevos medidores industriales y domésticos, la mejora continua en materia de comunicaciones y en el sistema de telemedición de gasoductos (SCADA), la adquisición de rodados y el desarrollo de nuevos procedimientos y sistemas.

 

En cuanto al sistema de distribución, los datos físicos nos muestran que durante 1998 se agregaron 351.500 metros de cañerías de redes y gasoductos y 12.700 nuevos servicios asociados, lo que confirma el crecimiento del número de clientes residenciales e industriales y la consiguiente incorporación de nuevas zonas y localidades. Por su parte, se han llevado a cabo todos los programas de mantenimiento preventivo en la red existente, incluyendo el programa de búsqueda y reparación de fugas fijado para el año, con el relevamiento de 2.469 kilómetros de redes en zonas de baja densidad poblacional y 354 kilómetros en zonas de alta densidad poblacional.

 

Las estaciones de gas natural comprimido (GNC) conectadas a nuestro sistema de distribución han tenido un importante incremento en el ejercicio, lo que confirmó la tendencia sostenida de crecimiento de los últimos años. Las actuales 55 estaciones, nos permiten ser optimistas sobre este mercado que se encuentra estrechamente vinculado al desarrollo de políticas de medio ambiente y configura un

importante renglón de actividad para la Sociedad. En relación con ello, antes de finalizar el año se completaron los recorridos anuales de control y verificación programados para estos clientes.

 

Continuamos con nuestra política de diversificación en materia de compra de gas efectuando operaciones con diferentes productores de la cuenca neuquina. En mayo de 1998 tomaron plena vigencia operativa los convenios de ampliación de capacidad firmados con Transportadora de Gas del Norte S.A. en octubre de 1997.

 

Se llevó a cabo el programa anual de capacitación para todos los niveles de la estructura, especialmente diseñado en función de las necesidades detectadas y abarcando, entre otros, aspectos de formación gerencial, técnica y sobre tópicos específicos.

En octubre se concretó la renovación del Convenio Colectivo de Trabajo con la homologación del Ministerio de Trabajo y Seguridad Social de la Nación, por el término de tres años con vencimiento el 30 de septiembre del2001.

 

 

 

Las inversiones realizadas en 2002 por la Sociedad se orientaron a mantener los estándares de seguridad alcanzados, preservando la calidad del servicio. En tal contexto, no fue posible continuar con !as obras de expansión previstas originalmente y es innegable, que el proceso general que vive la economía, en el que se consumieron stocks y se afectó progresivamente el acceso a nueva tecnología, tiene impacto también en la Sociedad.

 

Adicionalmente, en el marco de la crítica situación señalada, el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) suspendió el trámite de la segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (RQTII) que se encontraba en curso, pues consideró que" ... atento el dictado de la Ley 25.561 y su incidencia en el proceso de revisión tarifaría en curso ... por imperio de mencionada Ley, deben darse por suspendidos los plazos del citado procedimiento, hasta tanto se cuente con el resultado del proceso de renegociación ... " (cfr. Nota ENRG 575, 08/02/02). Esto por cuanto, como el mismo ENARGAS indicó, " ... las medidas recientemente dictadas por el Gobierno Nacional dificultaban una fundada elaboración de proyecciones para el quinquenio 2003-2008, razón por la cual se decidía prorrogar la presentación relativa a la Proyección de Gastos a incluir en el Caso Base, hasta nuevo aviso ... " (cfr Nota ENRG 0498 04/02/02).

 

En ese sentido y pese a las circunstancias apuntadas, se continuó con las actividades requeridas para completar la información que demandaba la RQT 11. Se focalizaron las acciones en la capacitación del personal para atender la nueva problemática de la realidad económica, en realizar reestructuraciones conforme a las nuevas necesidades sin afectar la fuente laboral, en continuar con las inversiones prioritarias superando las restricciones financieras y la incertidumbre generalizada, dando mayor valor en cada sector y en cada actividad, a los procesos de calidad y seguridad desarrollados, sin desatender los lazos con la comunidad y la conservación del medio ambiente.

 

El servicio

 

En el transcurso del ejercicio 2002, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. debió sortear una serie de vicisitudes provocadas por las crisis de las economías nacional y regional, que tuvieron consecuencias ineludibles en las empresas, entidades y hogares de todos los rincones, así como también, debió superar las dificultades particulares, propias, de la industria del gas, provocadas principalmente por la sanción de la Ley de Emergencia, que implicó para la Sociedad un cambio sustancial en los términos de su relación con el Estado Nacional y sus clientes, alterándose elementos esenciales de la Licencia de distribución.

 

No obstante la difícil coyuntura, y producto principalmente del impulso residual de las inversiones físicas comprometidas por la Sociedad en el 2001 y de las acciones tomadas para morigerar los efectos de la crisis, se registró un crecimiento neto en la expansión del sistema de distribución de 192.426 metros de extensiones de redes y gasoductos, dando de alta a 7.800 nuevos servicios. Al final del año el sistema totaliza una extensión de 8.891 kilómetros, con un aumento de 2,2% con relación a diciembre de 2001, y un crecimiento acumulado de 15,9% en los últimos cinco años.

 

Las inversiones realizadas durante el ejercicio representaron aproximadamente $ 3,7 millones, monto sensiblemente inferior al previsto ejecutar, que debió acotarse como consecuencia de los eventos producidos en la economía del país que ya fueron expuestos. A pesar de las restricciones, y con el objetivo de garantizar el normal y seguro abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se cumplieron los programas de renovación de redes, gasoductos y cámaras de regulación, de trabajos en los sistemas de odorización y en los de protección catódica, de expansión de medidores industriales, de colocación de nuevos medidores domésticos, como así también de otras inversiones menores, todas ellas sujetas a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de austeridad en la aplicación de recursos, privilegiando la seguridad y control del sistema de distribución.

 

En el conjunto de las principales actividades de operación se destaca la finalización del programa de búsquedas y reparación de fugas previsto para el ejercicio, por el que se relevaron aproximadamente 1.989 kilómetros de redes en zonas con alta densidad poblacional y 1.692 kilómetros de redes en zonas de baja densidad poblacional. Asimismo, se concluyeron los trabajos previstos para el mantenimiento de redes, gasoductos y cámaras, al tiempo que se efectuaron los recorridos anuales referidos al control programado de las estaciones de GNC sujetas a verificación.

 

La incertidumbre económica generalizada y la imposibilidad de acceso al crédito, modificaron sustancialmente las perspectivas de los planes de saturación de redes. Esta misma coyuntura provocó la suspensión de gran parte de las obras de extensión y expansión de redes programadas, complicando seriamente la ejecución de los proyectos iniciados en el año anterior.

 

Con relación a la subzona Malargüe, se continuó operando con normalidad la planta de inyección de propano diluido para la sustitución de volúmenes de gas natural por mezcla de propano diluido, como solución al problema de la creciente declinación de los pozos productores de gas que abastecen a la localidad de Malargüe. Durante el mes de junio se llevó a cabo la conversión a Gas Licuado de Petróleo (GLP) de las industrias de esta ciudad, que se sumaron a los 1.300 clientes residenciales que ya contaban con ese abastecimiento. Posteriormente, se concretó el proceso de conversión de 600 clientes residenciales más. Por otra parte, el Gobierno y los productores de GLP acordaron un límite al precio de este combustible para las distribuidoras, por el período mayo-setiembre.

 

El sector de detección de ilícitos fue reestructurado durante el ejercicio dotándolo de mayores recursos como consecuencia del registro de un crecimiento importante de ilícitos comprobados y desactivados, con respecto a iguales meses de años anteriores. También, dentro del proceso de mejora continua, el Centro de Atención Telefónica (CAT) implementó un nuevo servicio de atención al cliente con la habilitación de una dirección de correo electrónico que permite acceder al CAT obteniendo respuesta por esa misma vía.

 

Con respecto a las compras de gas se tomaron los recaudos pertinentes para el reconocimiento de situaciones derivadas de caídas en la demanda muy acentuadas en los tres primeros meses del año, al efecto de evitar o mitigar sus consecuencias.

 

En las previsiones realizadas se mantuvo la capacidad de transporte contratada, y se renovaron los acuerdos de asistencia y complementación con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y otra distribuidora, con el propósito de optimizar el uso de la capacidad de transporte contratada y atender los picos de demanda estadísticamente esperables.

 

Producto de la crisis por la que atraviesa la economía, se acentuó la disminución de consumos de los grandes clientes, particularmente en los sectores de generación de energía. No obstante, algunas industrias incrementaron sus reservas de capacidad en función de sus expectativas, principalmente respecto del comportamiento de los precios de los distintos tipos de combustibles alternativos y sustitutos y su disponibilidad en el mercado. Como dato distintivo, ciertas cementeras observaron un incremento en el volumen operado respecto del esperado para el año al reorientar su matriz de combustibles hacia el gas natural.

 

La devaluación de la moneda convirtió en casi prohibitiva la reposición de bienes de tecnología, y llevó a recibir una fuerte presión alcista fundamentalmente de los servicios de vínculos, líneas de comunicación y de las licencias de software, todo lo cual exigió de notables esfuerzos de la Sociedad y de sus proveedores para obtener contraprestaciones razonables adaptadas a las restricciones que sufre la Sociedad. Se adecuaron los procedimientos y se previeron modificaciones en el sistema  informático administrativo adecuándolo a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a partir de los cambios en las reglas económicas y las normas profesionales que dispusieron el ajuste por inflación en los estados contables.

 

Administrativamente se realizó un permanente análisis de costos de los insumas, bienes y servicios, y de las posibles sustituciones, ante el incremento sostenido de sus precios, que afecta la continuidad de actividades propias y tercerizadas.

 

La problemática de la creciente generación de bonos estatales, requirió de ajustes en la operatoria y gestiones ante el gobierno, proveedores, entidades financieras y organismos de recaudación impositiva para que tales instrumentos encontraran un modo de ser canalizados, y permitieran dar respuesta a las necesidades de los clientes ante esta nueva realidad. Se debieron afectar nuevos recursos físicos y humanos en las áreas financieras y comerciales para hacer frente al notable incremento de actividades relacionadas con esta realidad.

 

Se logró reducir el saldo de la deuda financiera en moneda extranjera que la Sociedad tenía a comienzos del ejercicio, superándose las dificultades generadas por la complejidad de las regulaciones que tuvieron vigencia en el proceso. Si bien el endeudamiento estaba muy por debajo del máximo aceptable para la industria, se privilegió disminuir en cuanto fuera posible el impacto de la devaluación generada a comienzos del ejercicio, concretando acciones de retracción del gasto y de las inversiones sin afectar la calidad y seguridad del servicio.

 

Con motivo del proceso de renegociación de contratos, se trabajó intensamente en la elaboración de la información requerida por la Comisión de Renegociación creada por el Gobierno Nacional en el marco de la Ley de Emergencia, la que fue presentada a dicha autoridad en el tiempo y forma previstos, al igual que las sucesivas actualizaciones y ampliaciones que fueron requeridas.

 

Ante las dilaciones producidas para su resolución, se solicitaron al ENARGAS, al Ministerio de Economía de la Nación y a otras áreas de gobierno, urgentes reconocimientos de incrementos de tarifas tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya que no solo se dejaron de contemplar los debidos aumentos por el PPI, congelados desde julio de 1999, y el factor "K", sino que sucesivamente el ENARGAS aprobó cuadros tarifarías provisorios que también suspendieron los ajustes estacionales desde agosto dejando sin resolver la cuestión derivada de la pesificación de los contratos de gas, originalmente pactados en dólares. Oportunamente se efectuaron las apelaciones correspondientes a cada caso.

 

Los reiterados intentos por parte del gobierno para viabilizar ajustes de tarifas "a cuenta", tropezaron inexorablemente con amparos judiciales, que impidieron según las diferentes situaciones, la celebración de audiencias o la aplicación concreta de los Decretos de ajustes.

 

En lo referido al desarrollo de recursos humanos se realizaron cursos de capacitación principalmente orientados a aspectos relativos a la gestión de operaciones en contextos económicos inflacionarios, brindando herramientas aptas para encarar la problemática generada por la devaluación del peso y las difíciles circunstancias actuales de la economía argentina.

 

Además, se llevaron a cabo programas técnico-operativos, de Management y administración de negocios, y de especialización profesional. En lo que respecta a la estructura remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes al mercado, complementada con una bonificación anual sujeta al cumplimiento de objetivos gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de esta categoría. En cuanto al Directorio, es práctica que se reitera año tras año, que únicamente se encuentran retribuidos con honorarios los señores directores que representan al Programa de Propiedad Participada, mientras que los restantes miembros hasta el presente han renunciado expresamente a su percepción.

 

Finalmente, las actividades institucionales abarcaron el desarrollo de campañas de difusión y concientización de la población de las normas de seguridad sobre el manejo del gas natural; la realización de cursos sobre prevención de accidentes que ocasionan asfixia por monóxido de carbono y de primeros auxilios.

 

Las inversiones realizadas durante el ejercicio 2003 representaron aproximadamente $9,6 millones, un

153% por encima de las concretadas en el2002. No obstante las restricciones comentadas, y con el objetivo de asegurar el normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se desarrolló el programa anual de inversiones que incluyó el recambio de servicios; la renovación y potenciamiento de redes; la ampliación de la planta de regulación y medición de San Juan; la ampliación de la planta de inyección de propano indiluido en Malargüe; la construcción de un tramo loop en el gasoducto ramal Pantanillo-Mosconi; ampliaciones en los sistemas de protección catódica; y la realización de otras inversiones menores. Asimismo se finalizó el proyecto y se encuentra en proceso de adjudicación una importante obra: la construcción del Tramo 111 del gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas, en la provincia de Mendoza.

 

Entre las actividades de operación se destaca el cumplimiento del programa de búsqueda y reparación de fugas para el año 2003, por el cual se relevaron aproximadamente 1.718 kms. de redes en zonas de densidad habitacional baja y 2.534 kms. en zonas de alta. Asimismo, se concretó el mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras, y se llevaron a cabo los recorridos anuales referidos al control programado de las estaciones de gas natural comprimido ("GNC") sujetas a verificación (con 390 inspecciones), y a la supervisión técnica de las instalaciones y actividades de los Subdistribuidores. El sector de detección de conexiones irregulares desarrolló una importante gestión en la atención de este tipo de situaciones al efecto de desalentar y penalizar las mismas.

 

En la subzona Malargüe se continuó operando con normalidad la planta de inyección de propano indiluido para la sustitución de volúmenes de gas natural, como solución al problema de la creciente declinación de los pozos productores de gas que abastecen a la localidad. Asimismo, mediante la Resolución SE 419/2003 se renovó el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano indiluido, ratificado por el Decreto 934/2003 de fecha 22 de abril de 2003, por un periodo de un año, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la Sociedad complementar los volúmenes de gas requeridos con otro proveedor al ser insuficiente el cupo asignado al proveedor original. Desde octubre de 2003 la Sociedad comenzó a percibir el subsidio establecido por el Art. 75 de la Ley 25.565.

 

Si bien se observa un notable crecimiento en la cantidad de clientes cuando se compara el total con el año 2002, ello contribuye a incrementar la incertidumbre en cuanto al comportamiento errático de la demanda derivado de situaciones excepcionales e imprevisibles que se presentan desde comienzos de 2002. Por una parte, el incremento en la demanda de GNC registrado en los últimos meses - del orden del 35% - cuya evolución futura es difícil de prever y que deriva de la forzada distorsión de precios relativos, que lo toma tres y cuatro veces más barato que sus sustitutos. Por otra, el cambio de tendencia del sector residencial que en el primer semestre de 2002 presentaba una pérdida neta de clientes, pero que durante 2003 incrementó sensiblemente el pedido de reconexiones y nuevas conexiones, incentivados sin duda por el incremento en el precio del gas licuado, que lo hace siete veces más caro que el gas natural. Todo ello sumado a la evolución de la demanda de los distintos sectores industriales, que encuentran en el gas natural un sustituto cuatro a seis veces más barato por los aumentos acumulados de entre el 100% y el 420% según el combustible de que se trate.

 

En este marco, las señales y referencias que se disponen para evaluar potenciales necesidades en el sistema - sostenibles en el mediano plazo - son por demás ambiguas y cambiantes, y dan cuenta de la incertidumbre mencionada sobre las posibilidades de satisfacer la demanda futura ante el  estancamiento en las expansiones en transporte y las anunciadas disminuciones en la  disponibilidad del gas en boca de pozo, consecuencia de las reducciones en inversiones en yacimientos advertidas por los proveedores. En ese sentido, frente a versiones de que el Gobierno Nacional estaba tras la búsqueda de una solución razonable con los productores del país para los precios de gas en boca de pozo y del GLP en el estado de situación de emergencia, se solicitó la urgente intervención del ENARGAS, la Secretaría de Energía y del MECON a los efectos de arbitrar las medidas pertinentes para asegurar el suministro.

 

Ante las dificultades apuntadas y las limitaciones operativas propias del particular diseño del sistema de distribución Mendoza-San Juan, se debieron reformular transitoriamente las pautas para la satisfacción de nuevas demandas firmes de gas respecto de las observadas hasta el presente. Así, se ha definido la postergación temporaria del otorgamiento de factibilidades para nuevas estaciones de GNC, para clientes generales "P" con consumos superiores a 100 m3/hora (1000 m3/día), barrios de más de 400 clientes, y de ampliaciones de consumo para grandes usuarios industriales, salvo que los mismos aseguren contar con equipos duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan ser interrumpibles.

 

Preventivamente se ha comunicado a los grandes usuarios con contratos celebrados por venta de gas y transporte que vencen antes de la temporada invernal de 2004, que los mismos no serán renovados a sus respectivas fechas de vencimiento. No obstante, se han mantenido reuniones con estos clientes a efectos de evaluar propuestas alternativas conjuntas a fin de morigerar los efectos para el invierno 2004. Esta situación ha sido informada al ENARGAS.

 

Se mantuvo la capacidad de transporte contratada para el periodo, y se renovaron los acuerdos de asistencia y comp1ementación con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y otra distribuidora, a los efectos de optimizar el uso de la capacidad de transporte contratada y atender los picos de demanda estadísticamente esperables. Adicionalmente, y sólo por un año, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte S.A. una capacidad de 100.000 m3/día. Se recibieron solicitudes de ampliación de capacidad firme de parte de clientes industriales, que en principio no pudieron ser atendidas, hecho que también se informó al ENARGAS.

 

Se concretó con Distribuidora de Gas del Centro S.A. un acuerdo de Solo Distribución Firme a partir del1 a de junio de 2003 y por el plazo remanente de la Licencia, a los efectos de abastecer la zona de Villa Dolores y Traslasierras, en la provincia de Córdoba.

 

La incertidumbre sobre las posibilidades de satisfacer la demanda incremental futura, y las dificultades económicas de la población y las entidades bancarias modificaron sustancialmente las perspectivas de los planes de saturación de redes, dificultando la continuidad del plan Tenga Gas, el cual contemplaba la financiación para obras de gas con recupero por factura.

 

La Comisión de Renegociación de Contratos de Obras y Servicios Públicos (creada por el Gobierno en el marco de la Ley N" 25.561) emitió un Informe de la Gestión- Área de Energía - al mes de diciembre de 2002, por el cual esta Licenciataria realizó y envió un resumen de sus principales comentarios.

 

Se solicitó al ENARGAS, al MECON y a otras áreas del Gobierno, urgentes incrementos de tarifas tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya que no solo se dejaron de contemplar los debidos ajustes por el Índice de Precios del Productor- Bienes Industriales de los Estados Unidos de Norteamérica ("PPI") y un incremento por el factor "K", sino que desde de mayo de 2002 en adelante el ENARGAS sucesivamente aprobó cuadros tarifarías provisorios, suspendiendo también los ajustes estacionales por variación del precio del gas previstos por la Ley W 24.076 y sus decretos reglamentarios. Oportunamente se efectuaron los recursos correspondientes a cada caso.

 

En enero 2003 el PEN dispuso incrementos tarifarías provisorios mediante dos Decretos de Necesidad y Urgencia (W 120/2003 y 146/2003). No obstante, ante los amparos concedidos por la Justicia, las Licenciatarias fueron primeramente notificadas mediante Resolución del ENARGAS de la obligación de abstenerse de seguir aplicando las tarifas con los incrementos dispuestos y volver al cuadro tarifario anterior. Posteriormente, mediante Disposición del Directorio del 17/03/03 ENARGAS ordenó a las Licenciatarias "proceder a la devolución en la próxima facturación de las diferencias que resultaren, si las mismas aplicaron aumentos tarifarios que hubieran quedado suspendidos con los alcances y en los términos de la medida cautelar aludida". La Sociedad ha procedido conforme estas disposiciones.

 

Mediante el Decreto 311/2003 de fecha 3 de julio de 2003, el PEN creó la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos ("URACSP"), en el ámbito de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, con la misión de asesorar y asistir en el proceso de renegociación de los contratos de obras y servicios públicos dispuesta por la Ley 25.561. La URACSP, llamada en la práctica UNIREN, es la continuadora de la anterior comisión, prosiguiendo los trámites que se hallaren en curso. Para ello, el mismo decreto define la misión y características respecto del alcance de su tarea, atribuciones e instancias.

 

Con fecha 21 de octubre de 2003 el PEN promulgó la Ley 25.790 por la cual se dispone extender hasta el 31 de diciembre de 2004 el plazo para la renegociación de los contratos dispuesta por la Ley de Emergencia; que tal renegociación podrá abarcar a determinados sectores de servicios públicos o a determinadas contrataciones en particular; que el PEN pueda tomar decisiones sin tos límites que imponen los Marcos Regulatorios respectivos; que las facultades de los Entes Reguladores en materia de revisiones contractuales, ajustes y adecuaciones tarifarías previstas en los Marcos Regulatorios respectivos, puedan ejercerse en tanto resulten compatibles con el proceso de renegociación conforme lo dispuesto por la Ley 25.561; que los acuerdos de renegociación puedan abarcar aspectos parciales de los contratos de concesión o licencias, contemplar fórmulas de adecuación contractual o enmiendas transitorias del contrato, incluyendo la posibilidad de revisiones periódicas pautadas y variar los parámetros de calidad del servicio; y que el PEN remita las propuestas de los acuerdos de renegociación al Congreso de la Nación, quien dispondrá de un plazo de 60 días corridos para aprobar o rechazar el acuerdo, estableciéndose que si hubiere rechazo el PEN reanude el proceso de renegociación del contrato respectivo. Finalmente, la ley establece que las empresas prestadoras de servicios públicos no podrán suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones en virtud de las disposiciones de esta misma ley.

 

El 26 de noviembre de 2003 tuvo lugar la primera reunión conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la UNIREN. En ella se entregaron documentos a las licenciatarias que enuncian los objetivos generales de esta nueva etapa de renegociación de contratos de Licencia y un cronograma que extiende hasta diciembre de 2004 el plazo del proceso integral, sin especificar los alcances de las etapas que prevén. Durante diciembre 2003 y enero 2004 la UNIREN desarrolló reuniones individuales con las distribuidoras.

 

El ENARGAS con fecha 6 de enero de 2004 solicitó la actualización por los años 2001, 2002 y 2003 de la información oportunamente presentada por el año 2000, en el suspendido proceso de la RQT 1115 con el objeto de utilizarlo en la Renegociación de los Contratos de los Servicios Públicos que conduce la UNIREN. La Sociedad preparó y presentó oportunamente la información requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.

 

Las inversiones realizadas durante el ejercicio 2004 representaron aproximadamente $14.8 millones, un 54.2% más que las de 2003.

 

Entre las actividades de operación se destaca la ejecución del programa de búsqueda y reparación de fugas para el año 2004, por el cual se relevaron aproximadamente 1.263 kms. de redes en zonas de alta densidad habitacional y 1.529 kms. en zonas de baja densidad habitacional; los recorridos anuales referidos al control programado de las estaciones de GNC sujetas a verificación, con la concreción de 423 inspecciones; las correspondientes al mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras, como así también a la supervisión técnica de las instalaciones y actividades de los Subdistribuidores.

 

Tanto la incertidumbre contractual corno las restricciones respecto de la disponibilidad de transporte y de gas en boca de pozo, modificaron las perspectivas de los planes de saturación de redes. No obstante, aún sin financiamiento, el estímulo de la marcada diferencia de precios entre el gas natural y los combustibles sustitutos, hizo que una cantidad importante de usuarios se incorporaran o reincorporaran a las redes de gas natural.

 

Respecto de la capacidad de transporte se mantuvo la contratada para el período, y se renovaron los acuerdos de asistencia y complementación con Distribuidora de Gas del Centro S.A., a los efectos de optimizar el uso de la capacidad disponible y atender los picos de demanda estadísticamente esperables. Adicionalmente, y sólo por un año, se obtuvo de Transportadora de Gas del Norte S.A. una capacidad de 100.000 m3/día. Se continuaron recibiendo solicitudes de ampliación de capacidad firme de parte de clientes industriales, que en principio no pudieron ser atendidas, hecho que se informó al ENARGAS.

 

En conjunto con Distribuidora de Gas del Centro S.A. y las principales industrias de ambas sociedades, se impulsó la iniciativa para la creación de un Fondo Fiduciario que permitiera financiar la expansión del sistema de transporte para cubrir la demanda incremental de la zona. A pesar de lo avanzado del proyecto que contó con el respaldo de la Secretaría de Energía ("SE"), no se logró que Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN") entregara el proyecto y su costo estimado a fin de avanzar en el financiamiento, por lo que se canceló la iniciativa.

 

Posteriormente, el Gobierno Nacional impulsó otras alternativas y anunció que bajo el Programa de Fideicomisos de Gas creado por la Resolución No 185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), se financiarían obras de expansión en los sistemas de Transportadora de Gas del Sur S.A. (''TGS") y de TGN, que deberían estar disponibles en el invierno de 2005 por un total de  5,7 MMm3/día. En el caso de la zona Cuyana la expansión anunciada por TGN alcanzaría 600.000 m3/día.

 

Debido a lo costoso de la expansión en relación con ampliaciones anteriores, el ENARGAS determinó que el Cargo por Fideicomiso fuera prorrateado a todos los cargadores firmes de TGN y TGS, con lo cual todo el sistema contribuirá al repago del incremento de capacidad.

 

Se recibieron solicitudes de Grandes Usuarios por más de 1,0 MMm3/día que, sumadas a las peticiones de GNC, SGG, SGP, las factibilidades postergadas y la estimación de la demanda residencial, determinaron que se formulara una Oferta Irrevocable de Transporte Firme por 2,4 MMm3/día.

 

Con fecha 19/07/04 TGN comunicó a la Sociedad el resultado del Concurso Abierto N" 0112004 para la ampliación de capacidad de transporte firme sobre el Gasoducto Centro-Oeste, por el cual se le adjudica a la Distribuidora la disponibilidad de 531.497 m3 /día hasta la finalización de la licencia de TGN hacia el final de 2027, capacidad que debería estar disponible en alguna fecha entre el 01/06/05 y el 31/12/05. La Sociedad formuló una oferta irrevocable por tal disponibilidad asignada y debió  prorrogarla en cuatro oportunidades a solicitud de TGN y por instrucciones de la SE, para mantenerla vigente en tanto no se definiera el origen de los fondos que se destinarán al financiamiento de la inversión del Fideicomiso.

 

El esquema de financiamiento original previsto incluía un crédito puente a ser facilitado por bancos públicos. En lugar de ello la SE se abocó a obtener dicho financiamiento principalmente 'a través de productores de gas natural e instituciones financieras, informando luego que no había logrado el financiamiento total de las obras.

 

En ese sentido, y posteriormente, le fue solicitado a la Sociedad que requiriera financiamiento para asignarlo al fideicomiso, por lo cual se hizo llegar perentoriamente a las instituciones financieras de su conocimiento, las solicitudes y la información necesaria para obtener el financiamiento que, en todos los casos, tendrá como destinatario y garante de dichos fondos al Fideicomiso organizado por la SE a través de Nación F1deicomisos S.A.

 

En los últimos días de febrero de 2005 la Sociedad recibió la Nota 1220 del ENARGAS, que conjuntamente con la Resolución 3140/2004 del mismo ente, establecen una nueva instancia en relación a la capacidad asignada, confirmando la titularidad por parte de la Sociedad, indicando el modo de prorrateo a los usuarios "validados"' (categorías SGP3, SGG, GNC y Grandes usuarios que encuadren en aspectos definidos por la norma) y estableciendo ciertos mecanismos mediante los cuales debe llegarse a acuerdos para ceder dicha capacidad al Productor que la financia (en este caso YPF S.A.) o procurar financiamiento alternativo.

 

En caso de no lograr resultados en alguna de estas variantes en un plazo perentorio, la Licenciataria debe ceder paso a los usuarios validados para que éstos directamente lleguen a acuerdos con el Productor o financien su parte. La Sociedad solicitó una extensión razonable de los plazos y encaró nuevas negociaciones con YPF S.A. e interesó nuevamente a las instituciones financieras mencionadas sin lograr resultados concretos a la fecha de la presente, con lo que no resulta posible para la Sociedad asegurar que contará con la titularidad de la capacidad de transporte asignada.

 

Respecto de la ampliación de la capacidad del Gasoducto Centro-Oeste, se mantienen bajas las expectativas de su concreción, con lo que se agregaría más incertidumbre sobre la disponibilidad de un cupo de capacidad para el invierno 2005.

 

Respecto a las compras de gas, ante la falta de respuestas de los productores a los requerimientos de gas para atender el crecimiento de la demanda se remitieron sendas solicitudes de urgente intervención al ENARGAS y la SE para que arbitren las medidas pertinentes para asegurar el  suministro. Se debieron disponer restricciones a los servicios interrumpibles - y en algunas oportunidades, a servicios semifirmes - por resultar insuficiente la provisión de gas.

 

Continuando con las medidas preventivas con el fin de adecuar los compromisos de venta a la realidad de los escenarios actuales de disponibilidad de gas, se informó a los clientes de la categoría SGG la no renovación automática de los contratos al operar sus vencimientos el 30/04/05. Idéntico tratamiento se dio a los Grandes Usuarios cuyos contratos firmes vencen también el 30/04/05.

 

Frente a las dificultades para acceder a mayor capacidad de transporte y provisión de gas, y en virtud del incremento de demanda, se continuó con la postergación temporaria del otorgamiento de factibilidades para clientes SGP con consumos superiores a 100 m3/hora (1000 m3/día), barrios de más de 400 clientes, y de ampliaciones de consumo para grandes usuarios industriales, salvo que los mismos aseguren contar con equipos duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan ser interrumpibles.

 

A partir de mayo de 2004 el umbral para los consumos industriales y comerciales se bajó a 30 m3/hora. Posteriormente, de acuerdo a una intimación del ENARGAS, se procedió a levantar las restricciones para servicios R y SGP (del 1° y 2° escalón de consumos). En los casos de clientes con contratos firmes cuyos vencimientos operaron a partir del 30/04/04 y antes del invierno, se propuso anticipadamente la alternativa de contratos semifirmes por igual capacidad reservada o interrumpibles, con la condición de que dichos clientes asegurasen contar con equipos duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan ceder su capacidad cuando ello les sea requerido. Esta situación ha sido informada al ENARGAS.

 

Se tomó conocimiento de un "Acuerdo para el abastecimiento temporario de gas" suscrito entre el Gobierno Nacional, las provincias de Mendoza y San Juan, y Centrales Térmicas Mendoza S.A. ("CTM"), por el cual se estableció que CTM ponía a disposición de estas provincias, y por el término de 120 días a partir del 29/04/04, una cantidad de 250.000 m3/día de gas natural para que dichas provincias dispusieran la asignación y uso de este fluido conforme a las necesidades energéticas regionales del universo de empresas existentes en estas provincias. Este gas natural le sería sustituido a CTM por gas-oil a proveer por YPF S.A.

 

Con relación a la subzona Malargüe, se continuó operando con normalidad la planta de inyección de propano indiluido para la sustitución de volúmenes de gas natural, como solución al problema de la creciente declinación de los pozos productores de gas que abastecen a la localidad. Asimismo, mediante la Resolución de la  SE 419/2003 se renovó el acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes de distribución de gas propano índiluído, ratificado por el Decreto 934/2003 de fecha 22104103, por un periodo de un año, a un precio de salida de planta acordado en 300 $/TM, debiendo la Sociedad complementar los volúmenes de gas requeridos con otro proveedor al ser insuficiente el cupo asignado al proveedor original. Mediante el Decreto 1801/2004 del 10/12/04, dicho acuerdo de abastecimiento se prorrogó con retroactividad al 01/05/04 y también por el plazo de un año. Desde octubre de 2003 la Sociedad comenzó a percibir el subsidio establecido por el Art. 75 de la Ley 25.565.

 

La Sociedad solicitó al ENARGAS, al MECON y a otras áreas de gobierno, urgentes incrementos de tarifas - congeladas desde 1999- tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya que no sólo se dejaron de contemplar los debidos ajustes por el PPI, el factor "K'" y el costo promedio de transporte, suspendiéndose el proceso de RQT IIJ.1, sino que además desde mayo de 2002 en adelante el ENARGAS sucesivamente aprobó cuadros tarifarios provisorios, suspendiendo también los ajustes estacionales solicitados por variación del precio del gas previstos por la Ley No 24.076 y sus decretos reglamentarios. Oportunamente se presentaron los recursos correspondientes a cada caso.

 

Con fecha 21/10/03 el Poder Ejecutivo Nacional ('"PEN") promulgó la Ley No 25.790 por la cual se dispuso: extender hasta el 31/12/04 el plazo para la renegociación de los contratos dispuesto por la Ley de Emergencia, y definió además del mecanismo de aprobación de los acuerdos con intervención del Congreso de la Nación, ciertos arbitrios respecto de las potestades del PEN, o de los entes reguladores, en el proceso de renegociación. Finalmente, la ley establece que las empresas prestadoras de servicios públicos no podrán suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones en virtud de las disposiciones de esta misma ley. El 15/12/04 el PEN promulgó la Ley No 25.972 que prorrogó hasta el 31/12/05 el plazo de la emergencia pública, prorrogando también las disposiciones de la Ley 25.790 y normas complementarias.

 

El 26/11/03 tuvo lugar la primera reunión conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la UNIREN (Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos). En ella se entregaron a las licenciatarias documentos que enuncian los objetivos generales de esta nueva etapa de renegociación de contratos de Licencia y un cronograma que extiende hasta diciembre de 2004 el plazo del proceso integral, sin especificar los alcances de las etapas que prevén. Durante el mes de diciembre de 2003 la UNIREN desarrolló reuniones individuales con las distribuidoras.

 

El ENARGAS, con fecha 06/01/04, solicitó la actualización por los años 2001, 2002 y 2003 de la información oportunamente presentada por el año 2000, en el suspendido proceso de la RQT 11 con el objeto de utilizarlo en la Renegociación de los Contratos de los Servicios Públicos que conduce la UNIREN. La Sociedad preparó y presentó oportunamente la información requerida tanto por el ENARGAS como por la UNIREN.

 

Desde mediados de 2004 se suspendieron las reuniones de la UNIREN. La Sociedad dejó constancia de la falta de cumplimiento del cronograma oportunamente informado por la UNIREN y la ausencia de avances concretos en la renegociación. En enero de 2005 la UNIREN remitió una propuesta de una Carta de Entendimiento sobre la renegociación del Contrato, que no fue el resultado de una negociación entre partes, y que la Sociedad luego de su análisis, no aceptó, manifestando además, su voluntad de cumplir con el proceso que le fuera impuesto e instando a la realización de efectivas negociaciones.

 

Ante la certeza de restricciones en la provisión de gas, se observaron reacciones disímiles por parte de los Grandes Usuarios Firmes con contratos celebrados por venta de gas y transporte con vencimientos a operar antes de la temporada invernal de 2004, y que en octubre de 2003 fueran notificados respecto de que tales contratos no serían renovados a sus respectivas fechas de vencimiento. Mientras algunos clientes procedieron a concertar acuerdos con productores para proveerse su propio gas y se unieron a una convocatoria amplia para integrar el fondo fiduciario comentado, otros continuaron reclamando que las soluciones fuesen generadas por esta Licenciataria.

 

Luego de extensas negociaciones estos clientes optaron por contratos de Venta/Transporte Distribución Firme ("FD") e Interrumpible ("ID") por un año (sin renovación automática), con períodos de cesión de capacidad parciales por 120 días y totales por 90 días, en aquellos días del invierno 2004 en que deben tener prioridad los servicios ininterrumpibles. Los Grandes Usuarios Interrumpibles en general procedieron a concertar acuerdos con productores para proveerse de gas. Se mantuvieron reuniones con los clientes industriales para evaluar propuestas alternativas conjuntas a fin de morigerar los efectos del escenario de escasez para el invierno 2004 y posteriormente para el invierno 2005.

 

La imprevista sanción por parte del PEN de los Decretos 180/2004 y 181/2004, de fecha 13/02/04, introduce cambios en la actividad de la Sociedad cuyos efectos, de difícil cuantificación, permanecen en etapa de determinación, al haberse comenzado una secuencia de sucesivas aclaraciones por parte de las autoridades pertinentes a través de una reglamentación que aún mantiene aspectos pendientes respecto de las modificaciones realizadas al negocio.

 

Entre las cuestiones más relevantes del Decreto No 180/2004 se encuentran: (i) la creación de un régimen de inversiones en infraestructura de transporte y distribución de gas a través de fondos fiduciarios; (ii) la creación del Mercado Electrónico del Gas ("MEG"), que incluye mecanismos de reventa de capacidad de transporte en firme e interrumpible y de compra-venta de gas; (iíi) el reemplazo de la categoría Venta GNC por las categorías Venta Firme GNC y Venta Interrumpible GNC (lo que provocó que la gran mayoría de las estaciones de carga de GNC en las provincias de San Luis y Mendoza presentaran acciones judiciales que fueron admitidas por los Juzgados Federarles intervinientes); y (iv) la introducción de cambios en las condiciones especiales de ciertos grandes usuarios interrumpibles.

 

En tanto, el Decreto 181/2004, atañe a la relación entre la SE y los productores de gas y los habilita a firmar acuerdos que establezcan ajustes del precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte para abastecer la demanda a cargo de las distribuidoras, además de la implementación de mecanismos de protección en beneficio de usuarios que inicien la adquisición directa de gas natural a los productores signatarios de esos acuerdos.

 

Adicionalmente se crean subcategorías de usuarios en los servicios residencial y general "P", con vistas a una segmentación de precios -en principio sólo del gas-e a fin de atenuar los ajustes en los usuarios de menores consumos.

 

Mediante la Resolución 208/2004 del MPFlPyS -publicada el 22/04/04- se homologa el "Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto por el Decreto 181104" (el "Acuerdo"), que fuera suscripto el 02104104 entre la SE y los principales productores de gas. El mismo prevé la normalización de precios de gas en el punto de ingreso al sistema de transporte ("PIST") a la fecha límite que dispone el citado decreto (31/12/06). Para ello establece un sendero de cuatro ajustes progresivos para el gas que compran: (i) las distribuidoras para su segmento "industrial" (excluidos los consumos Residenciales y SGP 1 y 2); (ii) los nuevos consumidores industriales que adquieran gas natural en forma directa a los productores; y (iii) las usinas termoeléctricas que generan para el mercado interno.

 

Asimismo, se dispone que para el 31/07/05 no debieran quedar clientes industriales con "servicio completo" – que incluya gas- provisto por las distribuidoras. La normalización general prevista alcanzará también a los segmentos Residencial y SGP l y 2, aspecto respecto del cual, si bien no se especifica el procedimiento y el cronograma, se establece que tendría lugar antes del 31/12/06. Para esta fecha los usuarios R y SGP 1 y 2 pagarían un costo de gas PIST de aproximadamente U$S el MMBTU y desde esa misma fecha en adelante lo harán a precio libre, mientras que el resto de las categorías comprarán a precio libre desde el 31/07/05.

 

En contraprestación, los productores se comprometen a entregar ciertos volúmenes de gas a las distribuidoras que, no obstante, no alcanzan para completar la capacidad de transporte firme existente, situación por la cual la Sociedad no puede asegurar que dispondrá del gas suficiente para atender toda su demanda.

 

Adicionalmente, se suspenden -durante la vigencia del Acuerdo- todos los procesos y reclamos de los productores contra las distribuidoras por la pesificación de los acuerdos de provisión de gas, aunque se requiere un acuerdo previo de suspensión de los plazos para evitar la prescripción, ante la eventualidad de que por incumplimiento del Estado de sus obligaciones asumidas en el Acuerdo, éste pierda vigencia.

 

Las distribuidoras debieran adecuar a estas nuevas condiciones sus acuerdos con los productores en un plazo de 45 días corridos a partir de la entrada en vigencia de la resolución. La Sociedad logró reestructurar acuerdos con tres productores de gas bajo dos contratos, por un volumen equivalente al 25% de su necesidad anual. A pesar de las estrictas instrucciones impartidas por las autoridades en el marco de estos Acuerdos y de los ingentes esfuerzos realizados por la Sociedad, el principal proveedor de gas natural, YPF S.A., no readecuó ni aceptó ofertas por gas de la cuenca Neuquina. No obstante, continuó con provisión suficiente, aún al operar el vencimiento del contrato por dicha cuenca el 30/04/04, en atención a que desde mediados de junio el ENARGAS procede a asignar volúmenes conforme la demanda de cada distribuidora, respetando, en primer término, los contratos ya registrados en dicha sede y completando las cantidades a expensas de los Productores que no registraron contratos por el volumen comprometido en la Resolución 208/2004.

 

A comienzos de febrero de 2005 se recibieron de YPF S.A. sendas ofertas irrevocables tanto para la provisión de la cuenca Neuquina como de la cuenca Norte, que no satisfacen las necesidades de la Sociedad, por tal motivo se realizó una contrapropuesta. La Sociedad no puede asegurar el resultado de la negociación. En el caso de no resolver esta situación se deberá acudir a la SE y al ENARGAS a los efectos de que se efectúe la correspondiente provisión en los términos de la normativa vigente y que particularmente fuera aplicada durante el año 2004.

 

El ENARGAS convocó a Audiencia Pública para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalización. La misma fue suspendida por disturbios en el Salón de Audiencias y fue finalizada según el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se resolvieron los ajustes para todas las categorías excepto los Residenciales y los primeros dos segmentos de los SGP, los cuales se hicieron operativos a partir del 11/05/04.

 

Hacia fines de marzo de 2004, la SE emitió la Resolución 265/2004 y la Disposición No 27/2004 de la Subsecretaria de Combustibles ("SSC") que reglamentan restricciones a la exportación de gas y mecanismos para priorizar el mercado interno. De estas disposiciones se derivaron adquisiciones de gas a precios superiores al sendero de precios vigente establecido en el Acuerdo. A la fecha no se encuentra claramente definido el traslado a tarifa de los mayores costos derivados de la compra de dicho gas (posibilidad de pass-through), que a la luz de las estimaciones que es posible realizar, no se consideran significativos.

 

El ENARGAS convocó a Audiencia Pública para el 06/05/04 para el tratamiento del Acuerdo de Normalización. La misma fue suspendida por disturbios en el Salón de Audiencias y fue finalizada según el procedimiento previsto en el reglamento, por lo cual igualmente se resolvieron los ajustes para todas las categorías excepto los Residenciales y los primeros dos segmentos de los SGP, los cuales se hicieron operativos a partir del 11/05/04.

 

El 18/06/04 se publicó la Resolución 659/2004 de la SE por la cual se aprueba el Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural (el "Programa"), que sustituye al Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas y Uso de la Capacidad de Transporte, establecido por la Disposición 27/2004 de la SSC. Se dispone sobre prioridades, inyecciones adicionales y valorización de gas, el circuito de información y las alternativas y flexibilidad del Programa.

 

El 06/01/05 se publicó la Resolución 1681/2004 de la SE que modificó esta resolución en lo que hace al procedimiento para determinar el destino de los volúmenes de inyección adicional al mercado interno. Asimismo, instruye a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. ("CAMMESA") para que proceda a efectuar los pagos a los productores de gas en forma directa, utilizando fondos no asignados, en los casos de incumplimiento de pago por parte de los generadores, por el volumen de gas adicional que se inyecte en el marco de la Resolución No 659/2004.

 

En línea con las disposiciones emitidas por la SE en virtud de la situación energética imperante y haciendo uso de lo establecido en el Art. 31 o del Decreto No 180/2004 esa Secretaría emitió con fecha 03/05/04 la Nota 385/2004, mediante la cual habilitó a las distribuidoras a restringir los servicios interrumpibles de aquellos clientes que comprasen su propio gas, con el objeto de asegurar el suministro a los servicios ininterrumpibles y a los firmes que al 30/04/04 estuvieran abastecidos por las distribuidoras. Adicionalmente, advirtió que solamente se podrá recurrir a los mecanismos establecidos en la Disposición 27/2004 de la SSC luego de haber demostrado que se realizaron las mencionadas restricciones.

 

El 26/05/04 se publicó la Resolución 503/2004 de la SE que aprueba: (i) el "Mecanismo de Uso Prioritario del Transporte para el Abastecimiento de la Demanda No Interrumpible", que permaneció en vigencia hasta el 31/08/04 (con revisión de la propia SE en función de la evolución del sistema y de las conclusiones que se vayan recogiendo de la aplicación del mismo), y por el cual se reemplaza lo dispuesto por la Nota 385/2004 de la SE; y (ii) el "Procedimiento de Implementación Operativa de la Disposición de la Subsecretaría de Combustibles de la Secretaría de Energía 27", que estará vigente mientras se nomine gas a centrales térmicas y a distribuidoras en el marco de la citada disposición y en las condiciones establecidas en ese instrumento. Asimismo, se instruye al  ENARGAS a validar las transacciones económicas de las prestatarias de los servicios de distribución de gas natural por redes involucradas en la operatoria, siguiendo lo establecido tanto en (i) como en (ii).

 

El 29/04/04 entró en vigencia la Resolución No 415/2004 de la SE por la cual aprueba el Programa de Uso Racional de la Energía ("PURE"), a los fines de mejorar las condiciones de abastecimiento interno de gas natural y de energía eléctrica en todo el territorio nacional. El objetivo del PURE es el de alentar a los usuarios residenciales y comerciales para que reduzcan o no aumenten el consumo de gas natural con relación a sus consumos de iguales periodos del año 2003, con el fin de disponer de mayores excedentes de gas natural para su utilización en actividades de tipo industrial. El PURE tiene una vigencia de un año y será prorrogable a criterio de la SE. Son sujetos activos del mismo los usuarios Residenciales de las categorías R1, R2, R3, y los usuarios del SGP cuyo promedio mensual anual de consumo los ubique en la primera o segunda escala de consumo de esa categoría, conforme lo dispuesto por el Decreto No 181/2004.

 

Los importes correspondientes a los cargos adicionales integraran un Fondo Fiduciario determinado por el ENARGAS. Se excluyen de los alcances del PURE a todos los consumidores cuyos registros de consumo no permitan realizar la comparación de volúmenes prevista, respecto a igual periodo de medición del año anterior.

 

El costo de los incentivos por los volúmenes de gas natural que se liberen como consecuencia de la aplicación del PURE, será abonado por los sujetos pasivos del mismo, que la resolución definió como los usuarios firmes e interrumpibles de las distribuidoras. La SE excluyó como sujetos pasivos del PURE a las estaciones de expendio de GNC y todos los usuarios que no utilizan gas natural con fines industriales.

 

Finalmente, mediante la Resolución No 942/2004 publicada el 15/09/04, la SE estableció que entre el 15/09/04 y el 30/04/05 el PURE no será de aplicación.

 

El 08/06/04 se publicó la Resolución 606/2004 de la SE por la cual se establece que los usuarios a que hace referencia el Art. 26 del Decreto 180/2004 y que contratan con su distribuidora zonal, por los que se observan cargos por reserva de capacidad, obligaciones de tomar o pagar u otras equivalentes, podrán intercambiar, revender o ceder el servicio brindado por la prestataria de distribución de gas natural por redes, o la combinación de éste con otros productos o servicios brindados por terceros, hasta tanto el MEG entre en funcionamiento.

 

En el plano administrativo, la Sociedad llevó a cabo un permanente análisis de la evolución de los costos de los insumas, bienes y servicios, y de las posibles sustituciones de los mismos, ya que la disminución observada en la cotización del dólar estadounidense no se refleja de manera directa en una baja de precios de los insumas y bienes dependientes del valor de esta moneda. Asimismo, los incrementos salariales dispuestos por el Gobierno para el sector privado de la economía también tienen consecuencias que afectan las actividades propias y tercerizadas, generando un estado de constantes negociaciones con los proveedores.

 

A comienzos de febrero de 2004 se renovó el convenio colectivo de trabajo con vigencia desde el 01/03/04 hasta el 31/12/04, por el que se dispusieron incrementos del orden del 30% en los salarios básicos del convenio anterior, absorbiendo los incrementos ya otorgados hasta diciembre de 2003 en función de las disposiciones del Gobierno. Posteriormente, a los valores pactados se les adicionó el aumento decidido también por el Gobierno a partir de enero de 2004. A fin de año se acordó una extensión de dicho convenio hasta el 31/08/05, sin modificaciones al cuerpo original. Producto de esa prórroga se otorgó una gratificación extraordinaria por única vez al personal comprendido en el mismo.

 

En lo que respecta a la estructura remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes al mercado, complementada con una bonificación anual sujeta al cumplimiento de objetivos gerenciales, quedando a cargo de la Sociedad la movilidad personal de esta categoría. La retribución del Directorio es fijada por la Asamblea de Accionistas, conforme lo establecen el Estatuto de la Sociedad y la Ley de Sociedades No 19.550.

 

Se mantuvo la aplicación de políticas financieras específicas a los efectos de canalizar adecuadamente el flujo de ingresos de la Sociedad a las necesidades ciertas y eventuales de fondos durante el ejercicio.

 

Se continuó con los programas de adecuación de procedimientos y mejora continua de procesos y eficientización de los sistemas informáticos, con particular adaptación a las nuevas operatorias y necesidades que se crearon a partir de los cambios en las reglas económicas y contractuales dentro de la crisis que vive el país y las consecuencias que derivan de ella. Hasta el cierre del ejercicio se completaron las fases 1 sobre diagnóstico y evaluación, y 2 sobre implementación de mejoras de corto plazo, previstas en el proyecto de seguridad tecnológica. Asimismo, se continuó con el desarrollo de los módulos previstos en esta etapa para el nuevo sistema de administración de recursos humanos.

 

Se llevó a cabo el programa anual de capacitación en el marco de un plan a largo plazo de desarrollo integral de recursos humanos, abarcando aspectos técnicos específicos, de gestión y administración de negocios, y de entrenamiento y aplicación práctica de conocimientos generales y particulares. En el transcurso del año 2004 se insumieron 14.755 horas/hombre de capacitación. Asimismo, en el aspecto institucional se desarrolló una intensa campaña de concientización sobre la temática de la contaminación con monóxido de carbono, y de los ahorros de energía, a través de distintos medios de comunicación masiva, escritos y radiales.

 

El transporte

 

La Sociedad mantuvo la capacidad de transporte contratada para el periodo 2006. Asimismo, y como se mencionara oportunamente, en 2004 el Gobierno Nacional anunció, bajo el Programa de Fideicomisos de Gas creado por la Resolución 185/2004 del MPFlPyS, que se financiarían obras de expansión en los sistemas de Transportadora de Gas del Sur S.A. ("TGS SA") y de Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN SA"). Como resultado del Concurso Abierto 01/2004 de TGN SA ("CAOl"), para la ampliación de la capacidad de transporte firme del Gasoducto Centro Oeste, en julio de 2004 se le adjudicó a la Sociedad la disponibilidad de 531.497 m3/día hasta abril de 2028, sobre un total de 2,4 MMm3/día que la Sociedad requiriera oportunamente mediante una Oferta Irrevocable de Transporte Firme.

 

No obstante, diferentes definiciones de la SE (Notas 1.565/2004, 1.521/2005 y 1.618/2005) establecerían que a las Estaciones de GNC corresponde asegurarles una reserva de capacidad firme inicial ("RMI") que debe mantenerse en forma prioritaria con relación a la mayor demanda que puedan generar los clientes residenciales y otros ininterrumpibles. Asimismo, en la Resolución No 752/2005 la SE establece que además de las estaciones de GNC, debe asegurarse el mantenimiento de la condición firme a los servicios SGP3 y SGG. Dado que estas definiciones fueron todas posteriores al CAOl, la Sociedad solicitó al ENARGAS que se expidiera respecto a estas definiciones de la SE, ya que modificaban de manera sustancial las Bases del CADI y, consecuentemente, correspondía revisar íntegramente las asignaciones de capacidad realizadas.

 

Dado que el Gobierno no implementó el financiamiento original previsto, la SE se abocó a obtener dicho financiamiento principalmente a través de productores de gas natural e instituciones financieras, informando luego que no había logrado el financiamiento total de las obras. En concreto, luego de diversas instancias y a pesar de las gestiones realizadas por la Sociedad y los Gobiernos de las Provincias de Mendoza y San Juan, TGN SA dio por cerrado el CAD 1 sin que se incluyera la expansión del gasoducto Centro Oeste por falta de financiamiento.

 

De todos modos, debido a lo costoso de la expansión de los demás gasoductos en relación con ampliaciones anteriores, el ENARGAS determinó que el Cargo por Fideicomiso fuera prorrateado entre todos los cargadores firmes de TGN SA y TGS SA, excluidos los clientes de las distribuidoras y subdistribuidoras pertenecientes a las categorías Residencial, SGPl y 2.

 

En alternativa y como consecuencia de lo establecido en el Anexo V del Decreto del PEN 1.882/2004 del 21/12/2004, y donde se prevé la situación de que en caso de no surgir oportunamente el financiamiento necesario que permita la concreción de la ampliación del Gasoducto Centro Oeste, YPF S.A. se compromete a ofrecer los siguientes servicios: i) De peaking (gas y transporte) de manera tal que los adjudicatarios originales del Concurso Abierto Dll2004 de T.G.N. S.A. puedan contar con la utilización del almacenamiento subterráneo de gas natural Lunlunta Carrizal, estimando que podría aportar un volumen de 350.000 m3/día por tratarse de su primera operación comercial; y ii) De sustitución de algunos consumos de gas ya existentes por combustible líquido, por un volumen de 250.000 m3/día, que se liberan a través de una servicio de peaking. Ambos servicios tendrán una duración de dos periodos invernales (2005 y 2006).

 

En ambos casos el costo final de gas y transporte no será superior al que se hubiese pagado durante el periodo invernal en condiciones de haberse llevado adelante la expansión del Gasoducto Centro Oeste. Para ello deberá tenerse en cuenta el costo de transporte incluyendo el correspondiente Cargo Fiduciario que el ENARGAS hubiese calculado si la expansión del Gasoducto Centro Oeste se hubiese realizado, más un valor de mercado por el gas natural.

 

Como alternativa de abastecimiento, y dando cumplimiento a lo comprometido con el Gobierno Nacional, YPF S.A. celebró con la Sociedad un convenio por un servicio de comercialización de capacidad de Transporte Firme de 531.497 m3/día, por un año, para el periodo comprendido entre el 01106/05 y el 15/09/05, que luego fue renovado para el periodo que va desde el 15/05/06 hasta el 15/09/06.

 

Aún cuando los clientes de la Sociedad no se beneficiaron con ninguna expansión en el sistema de transporte, desde el 15/06/05 se encuentra vigente el cobro de los cargos Fideicomiso Gas destinados al repago de las inversiones en la expansión del sistema de transporte de TGN SA organizado por la SE, y que alcanza a aproximadamente el 70% del valor incluido en las tarifas como costo de transporte, estando excluidos los usuarios residenciales, las categorías SGP1 y 2 y los Subdistribuidores. Por lo tanto, los sistemas de transporte y distribución contribuyen al repago del incremento de capacidad. La Sociedad actúa como agente de percepción de este cargo, por cuenta y orden de Nación Fideicomiso S.A.

 

• A finales del mes de setiembre de 2005 se publicaron las bases para un nuevo programa para expansión de gasoductos hasta 20 MMm3 /día, que recién estarían operativos en 2007/8. Dentro de dicho programa a TGN SA le corresponde ampliar en 10 MMm3/día (5 MMm3/día sobre el Gasoducto Norte y 5 MMm3/día sobre el Gasoducto Centro Oeste), por lo que TGN SA hizo el llamado a un nuevo Concurso Abierto de Capacidad de Transporte denominado Concurso Abierto TGN SA 01/2005 ("CA02"), invitando a los interesados en obtener nueva capacidad firme a presentar 01. El Acto de presentación de las 01, tras sucesivas prórrogas, se fijó para el 30 de noviembre de 2005. En dichas bases sólo se asegura a las distribuidoras la prioridad para servicios Residenciales, SGPl y 2 y todos los demás usuarios debían solicitar su propia capacidad en firme por sí mismas o a través de la distribuidora.

 

Además, se establecieron las siguientes prioridades para la asignación de la nueva capacidad: 1 °) consumos ininterrumpibles R, PI y 2; 2°) requerimientos para generación eléctrica del mercado interno -hasta 6 MMm3/día-; 3°) resto de los usuarios del mercado interno; y 4°) resto de los usuarios del mercado externo. También las bases establecen distintas modalidades de financiamiento elegibles por los participantes del concurso, otorgándose la máxima primacía a aquellos que estuvieren dispuestos a prepagar íntegramente el costo de la inversión asociada a su solicitud.

 

Por indicación del ENARGAS, la Sociedad notificó a todos los clientes (excepto R, SGPI y 2) de la existencia del concurso y de la posibilidad de solicitar su capacidad de transporte por sí o a través de la distribuidora, no obstante, contrariamente a lo definido en las bases del concurso, la SE aclaró -como se menciona arriba- que las distribuidoras debían asegurar la capacidad ya comprometida a las estaciones de GNC y a los SGP3 y SGG, además de los servicios para Residenciales, SGP1 y 2 (proyectados al año 2008).

 

En función de estas definiciones y de la proyección de demanda, el 30 de noviembre de 2005 la Sociedad remitió una 0I a TON SA por 2,0 MMm3/día bajo Prioridad 1 por un plazo de 35 años (hasta el año 2041 ). Adicionalmente, en base a los pedidos realizados por clientes de la Sociedad para solicitar capacidad a través de la distribuidora, la Sociedad remitió otra 01 a TGN SA por 1,6 Mm3/día bajo Prioridad 3 y por un plazo de 21 años (fin de la Licencia de la Sociedad). El total de ofertas recibidas por TON SA superó los 31 MMm3/día (siendo que la capacidad a ampliar en su sistema era de sólo 10 MMm3/día).

 

El ENARGAS realizó una validación preliminar de las ofertas por un total de más de 25 MMm3/día. Con fecha 06/04/06 el ENARGAS publicó la Nota ENRG 2.028/2006 con el detalle de las Ofertas adjudicadas con relación al CA02. En dicha nota el ENARGAS asignó a la Sociedad, bajo Prioridad 1 la cantidad de 847.000 m3/día a partir del 01/05/06 y 220.000 m3/día a partir del O 1/05/07, totalizando 1.067.000 m3/día.

 

En todos los casos la asignación corresponde al Gasoducto Centro Oeste de TGN SA. La Sociedad desconoce aún los motivos por los cuales el ENARGAS no validó el total de 2,0 MMm3/día solicitados bajo Prioridad l. Si bien las fechas a partir de las cuales el ENARGAS asignó la capacidad responden en cierta medida a la fecha de necesidad de la misma, la ejecución de las obras de expansión están supeditadas a los proyectos y contrataciones que efectivamente realice TGN SA y ello está supeditado a la obtención de financiamiento. A la fecha la Sociedad desconoce el plazo y las modalidades que implementará el PEN para asegurar el financiamiento de estas expansiones destinadas a usuarios ininterrumpibles y firmes.

 

• El 18/05/06 se publicó en el Boletín Oficial la Ley No 26.095 mediante la cual se dispone la creación de cargos específicos para el desarrollo de obras de infraestructura energética para la expansión del sistema de generación, transporte y/o distribución de los servicios de gas y electricidad. Mediante esta ley, el PEN está facultado para fijar el valor de los cargos específicos y ajustarlos, en la medida que resulte necesario, a fin de atender el repago de las inversiones y cualquier otra erogación que se devengue con motivo de la ejecución de las obras definidas por el PEN y financiadas mediante fideicomisos constituidos o que se constituyan para atender las inversiones relativas a las obras de infraestructura del sector energético. Mediante Decreto PEN No 1.216/06 publicado el 18/09/06 se reglamentó la Ley No 26.095.

 

Adicionalmente, en el mismo día se publicó la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 731/2006 a través de la cual se exceptúan de la constitución del depósito nominativo, no transferible y no remunerado previsto en los incisos e) y d) del articulo 4° del Decreto No 616/2005, a los ingresos de divisas al mercado local de cambios destinados u originados en la suscripción primaria de certificados de participación, bonos o títulos de deuda emitidos por fideicomisos cuyo objeto sea el desarrollo de obras de infraestructura energética.

 

El 05/01/07 se publicó la Resolución MPFIPyS 2.008/2006 en la cual se establece que a efectos de determinar el valor inicial del cargo específico para repagar las obras de ampliación, quedar excluidas las categorías Residencial, estaciones de GNC, SGPl y SGP2. Además estableció que estos nuevos cargos específicos tendrían aplicación a partir del 01/01107, alcanzando a todos los usuarios no exceptuados. Mediante la Resolución 3.689/2007 el ENARGAS determinó por cada transportadora los cargos específicos por metro cúbico/día aplicables. El nuevo cargo específico equivale al 380% del costo de transporte con lo cual su acumulado -tarifa original de TGN con más los 2 cargos específicos creados- resulta equivalente a 5,5 veces la tarifa de transporte vigente a la fecha.

 

Las inversiones 2007

 

El sostenimiento de los estándares internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en la política seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliación de capacidad. Las inversiones concretadas durante el ejercicio totalizaron $15,1 millones, lo que representa el 96,8% del total previsto para 2007.

 

Con el objetivo de asegurar el normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se llevaron a cabo las siguientes actividades previstas en el programa anual de inversiones: construcción de nuevas plantas de regulación (como las de Potrero de Funes y La Ribera, en San Luis) y la realización de obras diversas en las ya existentes (por caso, las de Centro en San Juan y de Mayor Drumond, en Luján, Mendoza); renovación de redes y servicios; interconexiones de redes de media y baja presión; obras de adecuación de cauces aluvionales; renovación de ramales de alta presión como los de Maipú y La Minera en Mendoza, el cruce del río San Juan, y el cambio de la traza de la línea de distribución de alta presión del Albardón, en San Juan; adquisición de nuevos medidores industriales y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias; obras de ampliación del edificio técnico-operativo, digitalización de planos; instalación de sistemas de protección catódica; renovación parcial del parque automotor; y otras inversiones menores, todas ellas sujetas a un estricto cumplimiento de pautas preestablecidas de austeridad en la aplicación de recursos, privilegiando la seguridad, continuidad y control del sistema de distribución atento a la coyuntura planteada por la Ley de Emergencia.

 

En el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS") 185/2004, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley No 26.095, Decreto PEN 180/2004 y concordantes, la Sociedad inició gestiones ante la Secretaría de Energía ("SE'") y el ENARGAS a los efectos de incluir en dicho programa las obras de infraestructura que la Sociedad propone realizar con el propósito de aumentar la capacidad del sistema, para proveer a la satisfacción de la demanda.

 

Se trata de las obras Ampliación Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas Etapa IV; Construcción Planta Compresora Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l. Tales obras califican en los términos del objeto previsto para las obras de expansión y/o extensión en el marco del Artículo 2° de la Ley del Gas 24.076. La Sociedad ya cuenta con la adhesión de los Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza, la viabilidad técnica otorgada por el ENARGAS. La Sociedad continúa con las gestiones ante las autoridades competentes a los fines de completar los trámites iniciados.

 

Con fecha 25/07/07 la Sociedad recibió una nota de Nación Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la Nación Argentina se halla dispuesto a firmar una Carta de Intención con relación al financiamiento del tramo privado de las obras citadas, bajo el esquema de fideicomisos y en el marco de ciertas condiciones a acordar con la Sociedad.

 

Cabe aclarar, que ante las demoras evidenciadas en la formación del fideicomiso, mediante nota dirigida al ENARGAS, participando a la SE, a Nación Fideicomiso S.A. y a los Gobiernos provinciales de San Juan y Mendoza, la Sociedad decidió dar inicio al proceso de licitación para las obras de construcción de un gasoducto paralelo al existente en el tramo La Dormida-Las Margaritas Etapa IV, lo que resulta necesario frente a la demanda prevista del sistema Mendoza-San Juan.

 

La Sociedad tramita la inclusión de esta obra en el Programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS 185/2004 y en el marco de las normas y reglamentaciones vigentes en la materia. Tal obra no implicará la finalización de las restricciones en el suministro de gas a clientes no prioritarios, debido a que aún no se ha concretado la obra de ampliación del sistema de la transportadora de gas en el tramo Beazley-La Dormida que alimenta la región, y la ampliación de la capacidad de transporte resultante del segundo concurso abierto de Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN SA").

 

Adicionalmente, se mantiene la incertidumbre respecto del volumen de inyección de gas para los años 2008 y subsiguientes.

 

Los inconvenientes respecto de la disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del incremento de la capacidad de transporte y la inestabilidad económica generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de saturación de redes se vieran demorados. No obstante, aún sin financiamiento, el estímulo de la marcada diferencia de precios entre el gas natural y los combustibles sustitutos, hizo que una gran cantidad de usuarios se incorporaran o reincorporaran a las redes de gas natural. En ese sentido, a pesar de las dificultades mencionadas, y de acuerdo con la Nota ENARGAS 4.596/2004, se llevaron a cabo actividades con la finalidad de atender las necesidades de expansión y abastecimiento de las redes del área licenciada.

 

Las inversiones

 

El sostenimiento de los estándares internacionales de calidad y seguridad del servicio tiene una de sus bases en la política seguida en materia de mantenimiento, mejora y ampliación de capacidad. Las inversiones concretadas durante el ejercicio totalizaron $15,6 millones e incluyen aquellas comprometidas en los acuerdos firmados con la UNIREN para el primer cuatrimestre del año por $2,2 millones.

 

En el presupuesto para el 2009, que previó la aplicación durante el año de los aumentos de tarifas establecidos en los acuerdos celebrados con el gobierno, se contempló la realización de inversiones por valor de $23,7 millones. Ante la falta de implementación de los referidos aumentos tarifarios, se concretaron aquellas inversiones necesarias para asegurar el normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia y para cumplir con los compromisos de inversión asumidos conforme se detalla en el apartado "La emergencia y la renegociación del Contrato de Licencia dispuesta por el Estado Nacional" del presente documento.

 

Teniendo en cuenta el escenario planteado, resulta destacable el esfuerzo realizado por la Sociedad tanto en el ejercicio en consideración como en el 2008.

 

Con las limitaciones apuntadas pero con el objetivo principal de asegurar el normal abastecimiento de gas conforme las pautas establecidas en la Licencia, se llevaron a cabo las siguientes actividades previstas en el programa anual de inversiones: potenciamiento y renovación de redes y servicios; interconexiones de redes de media y baja presión; obras de construcción y cierre de predios de cámaras reguladoras de presión; bonificación a clientes por la incorporación de redes; adquisición de nuevos medidores industriales y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias; instalación de equipos rectificadores y renovación de dispersores para la protección catódica; provisión y colocación de medidores residenciales; obras de ampliación del edificio técnico-operativo y mejoras en la sucursal Mendoza; digitalización de planos; adquisición de software; infraestructura de comunicaciones; renovación parcial del parque automotor; y otras inversiones menores.

 

La Sociedad lleva a cabo estas inversiones con sujeción al comportamiento de los condicionantes expresados en el presupuesto anual privilegiando la seguridad, continuidad y control del sistema de distribución.

 

• En el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS 185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios MPFIPyS, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley 26.095, Decreto PEN 180/2004 y concordantes, la Sociedad gestionó ante la SE y el ENARGAS a los efectos de incluir en dicho programa las obras de infraestructura necesarias para aumentar la capacidad del sistema.

 

Se trata de las obras Ampliación Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta Compresora Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l. La Sociedad cuenta con la adhesión de los Gobiernos de las provincias de San Juan y Mendoza y ha gestionado la inclusión de las inversiones necesarias en el sistema de Fondos Fiduciarios sin haber tenido un resultado positivo hasta el momento.

 

Con fecha 25/07/07 la Sociedad recibió una nota de Nación Fideicomisos S.A. indicando que el Banco de la Nación Argentina se hallaba dispuesto a firmar una Carta de Intención con relación al financiamiento del tramo privado de las obras citadas, bajo el esquema de fideicomisos y en el marco de ciertas condiciones a acordar con la Sociedad.

 

Ante las demoras evidenciadas en la formación del fideicomiso, la Sociedad decidió ejecutar las obras de construcción de la Etapa IV de 8,38 kms. de extensión en el tramo La Dormida-Las Margaritas, de un gasoducto de 81 kms. paralelo al existente, lo que resulta necesario para satisfacer la demanda prioritaria en el sistema Mendoza-San Juan. Este tramo de gasoducto paralelo se habilitó y conectó al sistema de alta presión existente el 30/06/08, lo que mejorará el sistema de presión de Mendoza y San Juan.

 

Tal obra no elimina totalmente las restricciones en el suministro de gas a c1ientes no prioritarios, a pesar de haberse finalizado la obra de ampliación del sistema de TGN SA en el tramo Beazley-La Dormida y obras complementarias que alimentan la región, ya que no se ha concretado la ampliación de la capacidad de transporte resultante de los concursos abiertos realizados por TGN SA sobre el Gasoducto Centro-Oeste ("GCO"). Adicionalmente, se mantiene la incertidumbre respecto del volumen de inyección de gas para los años 2009 y subsiguientes.

 

La Sociedad, como ya se ha mencionado, ha iniciado el trámite para la inclusión de esta obra en el Programa de Fideicomisos de Gas constituido por a Resolución MPFIPyS 185/2004 y en el marco de las normas y reglamentaciones vigentes en la materia.

 

Tal obra no implicará la finalización de las restricciones en el suministro de gas en el tramo Beazley-La Dormida que alimenta la región, y la ampliación de la capacidad de transporte resultante del segundo concurso abierto de Transportadora de Gas del Norte S.A. ("TGN SA"). Adicionalmente, se mantiene la incertidumbre respecto del volumen de inyección de gas para los años 2008 y subsiguientes.

 

Los inconvenientes respecto de !a disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del incremento de la capacidad de transporte y la inestabilidad económica generalizada, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de saturación de redes se vieran demorados. No obstante, aún sin financiamiento, el estímulo de la marcada diferencia de precios entre el gas natural y los combustibles sustitutos, hizo que una gran cantidad de usuarios se incorporaran o reincorporaran a las redes de gas natural.

 

En ese sentido, a pesar de las dificultades mencionadas, y de acuerdo con la Nota ENARGAS 4.596/2004, se llevaron a cabo actividades con la finalidad de atender las necesidades de expansión y abastecimiento de las redes del área licenciada.

 

Las inversiones

 

Se desarrollaron las actividades relativas al programa 2011 de inversiones operativas y otras menores, destinadas a sostener el normal y seguro abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, privilegiando la seguridad, continuidad y control del sistema de distribución.

 

Para atender los requerimientos de la demanda, la Sociedad, en el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS 185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), gestionó ante la Secretaría de Energía ("SE") y el ENARGAS la inclusión en dicho programa de ciertas obras de infraestructura necesarias para aumentar la capacidad del sistema. Se trató de las obras Ampliación Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta Compresora Mendoza Norte; y Ampliación

Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa l, que no fueron incluidas en ningún programa de fideicomisos.

 

Luego de gestiones llevadas a cabo por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se firmó un Convenio para la Ampliación de la Capacidad de Transporte y Distribución del Sistema de Distribución Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la Provincia de Mendoza y la Provincia San Juan, notificándose de su contenido al ENARGAS y a la Sociedad.

 

El MPFIPyS asistirá a la Provincia de Mendoza con el financiamiento hasta un monto de $95 millones para la ejecución de las referidas obras complementarias definidas por la Sociedad. Este acuerdo compromete a la Nación y a la Provincia de Mendoza al financiamiento no reintegrable de las obras. La Provincia de Mendoza en base a los proyectos y pliegos elaborados por la Sociedad convocó en los últimos días de diciembre de 2010 a las Licitaciones Públicas necesarias. Luego del proceso de licitación realizado, mediante los pertinentes decretos de fecha 07/06/11, la Provincia de Mendoza adjudicó la construcción de las obras correspondientes a nueve licitaciones efectuadas. A la fecha del presente documento, si bien es incierta la culminación de los proyectos para antes del invierno 20 12, en particular el caso de la Planta Compresora, se ha definido con las empresas contratistas un ambicioso y riguroso plan de obras para llegar a tal objetivo.

 

De no contar con la habilitación y puesta en funcionamiento de las obras antes del próximo invierno se verá afectado el normal abastecimiento del servicio en las áreas de distribución directamente vinculadas a estas ampliaciones. La Sociedad asume la responsabilidad de la aprobación de los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de obras aprobado y la inspección de las mismas. Las obras de infraestructura serán cedidas a la Sociedad en los términos de la normativa vigente, para su mantenimiento, operación y explotación.

 

La Sociedad elaboró su presupuesto 2011 previendo inversiones por valor de $ 22,8 millones. El total de inversiones ejecutadas durante el año fue de $ 21,1 millones. Las inversiones pendientes de realizar por aproximadamente $1,7 millones fueron reprogramadas para desarrollarse en 2012 como consecuencia de la demora operada en el proceso de adjudicación, producto de la tramitación que resulta necesaria realizar en el marco del compre trabajo argentino.

 

Se llevaron a cabo y/o se encuentran en ejecución las siguientes actividades previstas en el programa anual de inversiones: interconexiones de redes de media y baja presión y de gasoductos de alta presión; potenciamiento y renovación de redes; recambio de servicios; ampliación de plantas reguladoras de presión existentes y construcción de nuevas; adquisición de medidores y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias; instalación de equipos rectificadores y renovación de dispersores para la protección catódica; digitalización de planos; y otras inversiones menores.

 

Las inversiones 2012

Se desarrollaron las actividades relativas al programa 2012 de inversiones operativas y otras menores, destinadas a sostener el normal y seguro abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, privilegiando la seguridad, continuidad y control del sistema de distribución.

Para atender los requerimientos de la demanda, la Sociedad, en el marco del programa de Fideicomisos de Gas constituido por la Resolución MPFIPyS 185/2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), gestionó ante la Secretaría de Energía ("SE") y el ENARGAS la inclusión en dicho programa de ciertas obras de infraestructura necesarias para aumentar la capacidad del sistema. Se trató de las obras Ampliación Gasoducto paralelo La Dormida-Las Margaritas; Construcción Planta Compresora Mendoza Norte; y Ampliación Ramal Mendoza Norte-Pantanillo Etapa 1, que no fueron incluidas en ningún programa de fideicomisos.

Luego de gestiones llevadas a cabo por la Sociedad con distintas Autoridades Provinciales, el 10/11/10 se firmó un Convenio para la Ampliación de la Capacidad de Transporte y Distribución del Sistema de Distribución Mendoza-San Juan, entre el MPFIPyS, la Provincia de Mendoza y la Provincia San Juan, notificándose de su contenido al ENARGAS y a la Sociedad. El MPFIPyS asistirá a la Provincia de Mendoza con el financiamiento hasta un monto de $ 95 millones para la ejecución de las referidas obras complementarias definidas por la Sociedad. Este acuerdo compromete a la Nación y a la Provincia de Mendoza al financiamiento no reintegrable de las obras. La Provincia de Mendoza en base a los proyectos y pliegos elaborados por la Sociedad convocó en los últimos días de diciembre de 2010 a las Licitaciones Públicas necesarias.

Luego del proceso de licitación realizado, mediante los pertinentes decretos de fecha 07/06111, la Provincia de Mendoza adjudicó la construcción de las obras correspondientes por las nueve licitaciones efectuadas. La Sociedad asume la responsabilidad de la aprobación de los proyectos constructivos, el seguimiento del cronograma de obras aprobado y la inspección de las mismas. Las obras de infraestructura serán cedidas a la Sociedad en los términos de la normativa vigente, para su mantenimiento, operación y explotación. Si bien era incierta la culminación de los trabajos antes del invierno 2012, se definió con las empresas contratistas un ambicioso y riguroso plan de obras en procura de contar con la habilitación y puesta en funcionamiento de las obras con ese objetivo para evitar que se viera afectado el normal abastecimiento del servicio en las áreas de distribución directamente vinculadas a estas ampliaciones. Por imperio de las circunstancias, no atribuibles a las funciones de la Sociedad, a la fecha del presente documento las obras aún se encuentran en ejecución, estimándose que su finalización se producirá durante el transcurso del primer trimestre de 2013.

La Sociedad elaboró su presupuesto 2012 previendo inversiones por valor de $18,6 millones. El total de inversiones ejecutadas durante el año fue de $14,1 millones. Las inversiones pendientes de realizar por aproximadamente $4,5 millones fueron reprogramadas para desarrollarse en 2013. De ese total, $3,4 millones están sujetas a la oportunidad de la ejecución de obras de los gobiernos provinciales de San Juan y Mendoza, y la realización de las restantes inversiones depende, entre otros aspectos, de la resolución de factores técnicos-administrativos o del cierre de acuerdos con terceros.

Se llevaron a cabo y/o se encuentran en ejecución las siguientes actividades previstas en el programa anual de inversiones: interconexiones de redes de media y baja presión y de gasoductos de alta presión; construcción de ramales de alimentación; potenciamiento y renovación de redes; recambio de servicios; ampliación de plantas reguladoras de presión existentes -Mendoza Sur; Mendoza Sur; San Luis; Pantanillo; Tunuyán-, construcción de nuevas -Ruta 143, General Alvear; Calle 5 en San Juan; el Volcán en San Luis- y renovación -Planta La Mora, Mendoza-; adquisición de medidores y unidades correctoras para distintos caudales, presiones y diámetros para nuevas industrias; instalación de equipos rectificadores y renovación de dispersores para la protección catódica; digitalización de planos; y otras inversiones menores.

Fuente: Memorias y Balances Distribuidora Gas Cuyana (1993-2012).