PRODUCCION
En el Ejercicio 1994, se incorporaron 20.079 nuevos clientes, lo que ha permitido
a la Empresa concluir el año con un número total de 318.396 clientes con un
incremento del 6,73% con respecto al año 1993.
Aún cuando la cifra de nuevos
clientes es importante, corresponde destacar que la mayor actividad de la
Gerencia Comercial estuvo concentrada principalmente en dar impulso a todas las
iniciativas destinadas a mejorar la relación con el cliente, tanto en aspectos
específicos como generales; con el ENARGAS, sobre todos los temas incluidos en
el reglamento de servicio y con las provincias, sus entes y municipios, sobre
todos los temas concurrentes al desarrollo del uso del gas, ya sea el que se
distribuye por redes o como el G.N.C. que podría transportarse a localidades
cuyo acceso por gasoductos no resulta conveniente.
Entre otras iniciativas puestas en
marcha y los trabajos hechos deben mencionarse como más significativos:
Se han firmado treinta nuevos
convenios para la explotación y mantenimiento de redes de distribución en
distintas localidades del interior de la Provincia de Córdoba.
- Dentro de un programa dirigido a
mejorar la comunicación con los clientes, se han efectuado encuestas con el fin
de medir los niveles de satisfacción del servicio prestado y se ha concretado
una campaña preventiva de seguridad con mensajes adecuados en las facturas
emitidas.
- Se comenzó una campaña con el fin
de posibilitar la conexión de nuevos usuarios a través del financiamiento del
costo inicial de la instalación interna.
- Se ha efectuado el
reempadronamiento de todos los clientes jubilados y pensionados.
- Se desarrolló posibilidades de
comunicar a los clientes la información básica y consejos y noticias referidas
el proyecto y la implementación de un nuevo modelo de facturas con mejores a
todos los aspectos relevantes del servicio, tales como: la seguridad de uso y
gas, tarifas, promociones y otros datos útiles.
- Se realizó la puesta en marcha de
nuevos procedimientos de lectura, verificación de medidores, distribución de
facturas y control de cobranzas, a través de nueva tecnología, que contribuya a
la optimización y calidad de la información recolectada y mejore la
confiabilidad del sistema.
Con el objeto de brindar a los
señores accionistas una visión sintetizada de las actividades de la Sociedad y
su evolución, exponemos a continuación sus principales indicadores,
desarrollando una breve descripción de las operaciones y hechos más trascendentes
de la gestión durante 1995.
|
|
31/12/95 |
|
Clientes |
334.285 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.260,3 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
139 |
|
Utilidad neta después de Impuesto
a las Ganancias (mm$) |
16,5 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
5,7 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
9.226 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
6,7 (1) |
|
Cantidad de empleados |
307 |
(1) Datos estimados según
información publicada por el ENAROAS a setiembre de 1995.
En lo que se refiere a la actividad
comercial, cabe destacar que durante 1995 se han incorporado 15.889 nuevos
clientes, alcanzando un total de 334.285, lo que representa un incremento del 5%
con Respecto al año 1994. Si bien la incorporación de nuevos clientes ha
sido significativa, teniendo en cuenta el entorno económico general,
corresponde destacar que la actividad también estuvo dirigida a impulsar las
iniciativas destinadas a mejorar la calidad del servicio y asesorar a nuestros
clientes en relación con todos los temas concernientes al desarrollo del uso
del gas.
El volumen de gas vendido durante el
año 1995 fue de 1260,3 millones de metros cúbicos, lo que representa un
incremento del 1,3% respecto del año 1994. El volumen de gas entregado a
clientes residenciales representó aproximadamente el 22% del volumen vendido en
el año 1995, lo que significa un incremento del6% respecto del año 1994.
El restante 78% del volumen total
vendido se concentra en el 4% del total de clientes de la Sociedad,
representados principalmente por industrias, usinas, comercios y reparticiones
gubernamentales, con un volumen similar al vendido en el año anterior.
Particularmente podemos destacar dentro de los grandes clientes una disminución
de consumos interrumpibles y una leve disminución en los consumos de clientes
comerciales y de pequeñas y medianas industrias, todo lo eua1 fue compensado
suficientemente por un importante crecimiento de los consumos finales, de
plantas energéticas y de estaciones de servicio de G.N.C. y Subdistribuidores.
En términos de ventas brutas los
consumos residenciales representaron el 40% del total facturado en 1995, lo que
implica un incremento de más del 6% respecto de 1994. Por su parte, los grandes
consumos experimentaron una disminución del orden del 1 %.
Al respecto, podemos decir que el
clima favoreció la demanda de residenciales en comparación con el año anterior,
situación que fue acompañada por el referido crecimiento de clientes conectados
a la red, y contrarrestado por la difícil situación económica y financiera que
afectó a importantes sectores del país y en particular a la región atendida por
la Distribuidora, de la que no fue ajena la mayoría de los hogares e industrias
a los que llega nuestro servicio.
Dentro del conjunto de grandes
clientes, merece destacarse el incremento de volumen operado en las ventas a
usinas, que representó aproximadamente un 6% más que en el año 1994, pese a que
durante el primer semestre de 1995 se había operado una disminución del 14% en
relación a igual semestre del año anterior. También se incrementó el volumen de
gas vendido al mercado del gas natural comprimido (GNC) en más de un 10o/o, con
motivo de la incorporación de nuevas estaciones de servicio y el crecimiento
experimentado por el parque automotor con utilización de GNC. Sin duda, se
confirma la expectativa de desarrollo de este segmento que favorece las
políticas relativas al medio ambiente. ·
Durante este año se intensificaron
las gestiones para diversificar las fuentes de suministro de gas llegándose a
la fuma e implementación de un acuerdo de suministro de gas adicional de la
cuenca neuquina con dos importantes compañías productoras. Se concretaron
además, las renovaciones de contratos de suministro a grandes clientes y se firmaron nuevos contratos con
estaciones de GNC y Subdistribuidores. Es dable destacar, que con el objeto de
optimizar el uso de la capacidad de transporte, se instrumentaron acuerdos de
complementación y asistencia con Distribuidora de Gas Cuyana S.A..
Nuestra permanente exigencia de
brindar una mejor calidad de servicio a los clientes, tanto externos como
internos, nos llevó a concretar la adquisición de una plataforma informática
con filosofía clientes-servidor, que será la base para la aplicación de los
nuevos sistemas de gestión comercial y administrativos, cuya etapa de
definición fuera resuelta a fines de 1994.
Cuadro de Situación 1997
Con el objeto de brindar a los Señores
Accionistas una visión sintetizada de los resultados de la actividad de la
Sociedad y su evolución, se presentan a continuación sus principales
indicadores, y una reseña de la labor desarrollada durante el año.
|
|
31/12/97 |
31/12/96 |
|
Clientes |
371.943 |
354.673 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.464,9 |
1.312,8 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
141 |
145 |
|
Utilidad neta después de Impuesto
a las Ganancias (mm$) |
17,9 |
17,2 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
5,9 |
7,7 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
9.939 |
9.568 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
6,3 |
5,9 (1) |
|
Cantidad de empleados |
315 |
309 |
(*) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS a Setiembre de 1997 y 1996
respectivamente.
La estrategia
Atenta a la realidad del entorno,
Distribuidora de Gas del Centro S.A. 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 puesta en marcha del Centro
de Atención Telefónica (CAT), el desarrollo de los Centros Operativos, la
incorporación de la Unidad Móvil de Atención al Cliente 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, afianzando nuestro
compromiso con la comunidad en relación a la seguridad y medio ambiente, se
incorporó tecnología destinada a la digitalización de planos y se amplió el
sistema SCADA; ambos optimizan la acción preventiva influyendo en la seguridad.
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. Respecto al medio ambiente, se
instruyó a contratistas y trabajadores del sector respecto a las medidas
tendientes a su preservación.
Contribuyendo al cuidado ambiental,
se han modificado nuestras estaciones reguladoras con la sustitución de las
válvulas de venteo tradicionales, y se ha incorporado un procedimiento más
seguro de odorización. Se implementó en 1997, y con proyección hacia el futuro,
el Programa Ecogas de Formación Ecológica para escuelas primarias, lo que nos
permitió llegar con nuestro mensaje a más de un millar de escolares, docentes y
directivos, quienes recibieron con igual entusiasmo la propuesta que planeamos continuar
durante 1998.
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.
Los clientes
Durante 1997, Distribuidora de Gas del Centro S.A. sumó 17.270 clientes, lo
que representa un incremento del 4,9 % respecto del año anterior. El
crecimiento del número de clientes se distribuyó de manera consistente en todos
los rubros, alcanzando un total de 3 71.943 al cierre del ejercicio.
En el segmento de clientes
residenciales se continuó trabajando en la incorporación de aquellos
consumidores potenciales que ya cuentan con red instalada. En 1997 los clientes
residenciales recibieron un 19,4 %del total del volumen vendido, lo que
representa un 42 %de la venta total, resultados que deben observarse a la luz
de un invierno más corto y menos crudo que confirma y continúa la tendencia de
los últimos años.
Por su parte, acompañando la evolución
de la actividad económica en el área, se han incorporado nuevas empresas
importantes a la cartera de grandes clientes industriales. En este rubro merece
destacarse la participación en el volumen operado de las usinas, que alcanzaron
un 35,3 % sobre el total del año y un 14,7% del total de la venta.
En el mercado del gas natural
comprimido (GNC) la incorporación de 6 nuevas estaciones, sumando un total de
58, verifica una tendencia sostenida que sigue favoreciendo el desarrollo de
políticas relativas al medio ambiente. Cabe destacar al respecto el crecimiento
en este segmento respecto del año anterior en un 19,3% del volumen operado y de
un 19,4% en el total de las ventas. Las GNC participan en un 9,8% del volumen
vendido.
El resto del volumen operado, 35,5
%, corresponde a otros grandes clientes y representan un 34,7 %de las ventas
totales. En síntesis, para todos los tipos de clientes, el volumen de gas
operado en 1997 fue de 1.464,9 millones de metros cúbicos, lo que representa un
incremento del 11 ,6 % con respecto al ejercicio anterior.
Además, en cuanto a la construcción
de redes, gasoductos y obras complementarias, siguen su curso los proyectos
regionales de envergadura ya mencionados que permiten ampliar el universo de
clientes potenciales. Por otra parte, dentro del esquema de inversiones del
factor K, se encuentran en plena actividad los proyectos del Valle de Punilla y
el Sistema Calamuchitano.
La región
Durante 1998 el interior del país continuó ganando dinamismo, con especial
vigor en la Región Central Amplia, de la cual la provincia de Córdoba es una de
las principales integrantes. Enclavada en el llamado Corredor Austral del
Crecimiento, la región se ha convertido en un polo de desarrollo de alto
potencial, dadas las perspectivas de crecimiento de los flujos comerciales y la
posibilidad de alianzas regionales de cooperación como la firmada entre las
provincias de Córdoba y Santa Fe.
En ese marco prometedor, Córdoba ha
alcanzado aproximadamente el 7,6% del PBI nacional y el 33,3% del regional.
Gran parte de la economía de esta
importante provincia de nuestra área de distribución, estará ligada a lo que
ocurra durante 1999 con Brasil, debido a la importancia que tiene esta nación
como destino exportador de Córdoba, especialmente para los sectores automotriz,
autopartista y lácteo. No obstante el concurso de circunstancias que harán
descender los indicadores de actividad tal como se prevé a nivel nacional, la
región presenta un gran potencial de desarrollo económico, situándose
probablemente como la de mayor crecimiento del país en los próximos años.
La Actividad en 1998
Cuadro de Situación
Con el objeto de brindar a los
Señores Accionistas una visión sintetizada de los resultados de la actividad de
la Sociedad y su evolución, se presentan a continuación sus principales
indicadores y una reseña de la labor desarrollada durante el año.
|
|
31/12/97 |
31/12/97 |
|
Clientes |
387.533 |
371.943 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.625,3 |
1.464,9 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
150,6 |
141 |
|
Utilidad neta después de Impuesto
a las Ganancias (mm$) |
19,5 |
17,9 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
29,3 |
5,9 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
10.365 |
9.939 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
6,9 |
6,3 |
|
Cantidad de empleados |
325 |
315 |
(*)Datos estimados según información
publicada por el ENARGAS a setiembre de 1998 y 1997 respectivamente.
Los Clientes
En 1998 la Sociedad sumó 15.590 nuevos clientes, lo que representa un
incremento de aproximadamente el 4,2% respecto del año anterior. El crecimiento
del número de clientes fue mayor en los grandes consumos sumados a las GNC, los
que alcanzaron un guarismo del 1 0,9%, pasando por incrementos menores a éste
en los segmentos intermedios hasta llegar al 4,1% de aumento en el número de
residenciales, alcanzando entonces a un total de 387.533 clientes al cierre del
ejercicio.
En la franja de clientes
residenciales, el año muestra como indicador que los mismos recibieron
aproximadamente el 20% del total del volumen vendido, lo que significó una
participación del42% de la venta bruta total, resultados que al igual que los
años anteriores, se deben analizar considerando los inviernos más cortos y
menos fríos que se dan en la región .
Del análisis sobre el comportamiento
de los grandes consumos, incluidas las usinas, observamos que los mismos
tuvieron una participación del 58% del volumen total operado, lo que representa
un 33% del total de los ingresos por venta bruta. Para este segmento los datos
muestran una disminución, respecto del año anterior, de su participación
relativa sobre los totales de estos conceptos del 2% y 3% respectivamente.
En cuanto al mercado de gas natural
comprimido (GNC), la incorporación de seis nuevas estaciones ha sostenido el
porcentaje sobre el volumen total para ese segmento en el 10%, marcando igual
registro de participación respecto del total de las ventas brutas realizadas,
lo que representa un aumento del 1% en relación con el año 1997.
Completando el cuadro general, los
restantes clientes conformados por los consumos comerciales y de pequeñas y
medianas industrias, y los subdistribuidores, cierran el año con un 12% sobre
el volumen total, lo que significa un 15% del total de las ventas brutas. Aquí,
la incorporación de nuevas industrias y comercios de consumos medios, permite
observar que este segmento tuvo un crecimiento del 1% tanto en la participación
del volumen como de las ventas brutas respecto del año anterior.
En síntesis, para todos los tipos de
clientes el volumen de gas operado en 1998 fue de 1.625,3 millones de metros
cúbicos, lo que representa un incremento del 10,9% respecto de 1997. Similar comparación
realizada con respecto al total de las ventas, índica un incremento del6, 7% en
relación a las ventas del ejercicio pasado.
La Actividad en 1999
Cuadro de Situación
A manera de resumen de los
resultados alcanzados, a continuación se presentan a los Señores Accionistas
los principales indicadores de la actividad de la Sociedad, comparados con los
correspondientes al ejercicio anterior, datos estos que luego se completan con
una reseña de la labor desarrollada durante el año.
|
|
31/12/99 |
31/12/98 |
|
Clientes |
398.728 |
387.533 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.683,7 |
1.625,4 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
155,7 |
150,6 |
|
Utilidad neta después de Impuesto
a las Ganancias (mm$) |
22,4 |
19,5 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
17,6 |
29,3 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
11.077 |
10.365 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
7,0 |
6,9 |
|
Cantidad de empleados |
347 |
325 |
(*) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS a setiembre de 1999 y 1998,
respectivamente.
La estrategia
Con el transcurso del tiempo Distribuidora de Gas del Centro S.A. ha
consolidado con identidad propia su modelo a seguir, siendo expresivas
manifestaciones de ello, las actividades y los resultados alcanzados expuestos
en las memorias y estados contables emitidos hasta el presente. Su búsqueda
permanente de satisfacer las exigencias del servicio, las expectativas de los
clientes y de sus accionistas,
agregando, con el aporte constante de sus colaboradores, valor cualitativo a la
energía transferida, la ha llevado a plantearse objetivos exigentes pero
realizables, adaptándose a los condicionantes de la realidad cambiante que le
toca vivir. ·
Un año más, nos encontró
identificados en la determinación 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 dio continuidad al plan de inversiones elaborado para el periodo
1998-2002 aprobado por el ENARGAS como factor K en la primer Revisión
Quinquenal de Tarifas (RQT), y a los programas anuales de inversiones
destinadas a una mayor expansión del servicio, a la mejor atención del cliente
y a una administración más eficiente, capacitando a nuestro personal,
protegiendo el medio ambiente e integrándonos a la comunidad con actividades
especiales, concentrados siempre, en mantener las operaciones de distribución
de gas en los estándares internacionales de seguridad y control.
El servicio
El cumplimiento de los objetivos
enunciados implicó, en este octavo ejercicio económico, el desarrollo de vastas
actividades que insumieron ingentes esfuerzos y no menos importantes recursos.
Las inversiones realizadas durante el año alcanzaron aproximadamente $ 17.600.000, y cubrieron
tanto las pautas acordadas con el ENARGAS por el factor K, así como la
construcción de nuevos gasoductos y redes en importantes sectores de la región
atendida, la continuación de los trabajos de reemplazo de cañerías, de montaje
y puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras, la mejora permanente en el
sistema de telemedición de gasoductos (SCADA) y en las comunicaciones, que
resultan primordiales para un desempeño eficiente de todos los sectores de la
Sociedad.
También abarcaron la disposición de
todos los recursos necesarios para asegurar que los problemas que se derivaren
del denominado efecto año 2000 fueran superados sin restricciones en el ámbito
interno y nos permitiera estar preparados para afrontar las dificultades que el
medio externo nos pudiera deparar, conteniendo suficientemente toda la
problemática en el plan de contingencias desarrollado al efecto.
Entre otras realizaciones, se
continuó con la colocación de nuevos medidores industriales y domésticos; se
adquirió un nuevo equipo de telefonía para el centro de atención telefónica; se
construyeron
Como factor de desarrollo económico
regional, nuestro sistema de distribución avanzó durante 1999 en
aproximadamente
En este marco, también se llevaron a
cabo obras de potenciamiento de cámaras y redes en las ciudades de Catamarca,
La Rioja y Córdoba. Además, como parte del proyecto de inversiones que incluyó
el correspondiente a la RQT; se avanzó notablemente sobre las obras de
infraestructura del Sistema Centro-Este del Proyecto Consolidado, que permitirá
la incorporación de catorce nuevas localidades al sistema de distribución, con
un estimado de 11.000 nuevos clientes potenciales. Respecto de los programas de
mantenimiento de las redes existentes, incluyendo el relativo a las búsquedas y
reparación de fugas, se finalizó el año con el recorrido de
Tal como lo hemos expuesto en años
anteriores, las estaciones de gas natural comprimido (GNC) conectadas a nuestro
sistema de distribución merecen una consideración en particular, dado que han
confirmado nuevamente su sostenida tendencia de crecimiento, registrándose este
año la incorporación de 30 nuevas estaciones en nuestra área de distribución.
Su Intima relación con el crecimiento del parque automotor que se moviliza con
gas natural, nos hace tener fuertes expectativas sobre el desarrollo de este
mercado tan estrechamente vinculado al medio ambiente y las políticas dirigidas
a su saneamiento. Desde el aspecto técnico, antes de cerrar el año, se
concluyeron los recorridos referidos al control y verificación programados para
estos clientes.
En aspectos centrales como lo
constituyen las compra de gas y su transporte, hemos continuado con nuestras
políticas de diversificación de las compras de gas efectuando operaciones a
mediano y largo plazo con diferentes productores, tanto de la .cuenca noroeste
como de la cuenca neuquina. En cuanto al transporte, se mantuvo un permanente
análisis del comportamiento de la demanda y sus proyecciones a efectos de
ajustar la capacidad contratada a futuro. Así, se determinó la necesidad de
postergar por un año la entrada en vigencia de la ampliación de capacidad
acordada para 1999 con Transportadora de Gas del Norte S.A. en octubre de 1997.
Asimismo, y en base a la experiencia de años anteriores, se renovaron los
contratos de asistencia y complementación con otras distribuidoras, con el fin
de maximizar el uso de la capacidad contratada y atender los picos de demanda.
La atención a los clientes es otro
de los objetivos que concentró nuestros esfuerzos y dedicación, procurando
llevar alternativas de financiamiento al cliente potencial, para facilitar su
acceso a la construcción de las instalaciones internas, dando soluciones
convenientes a los múltiples aspectos de la problemática que caracteriza a esta
realidad a través del plan "Tenga Gas".
También se tuvo en cuenta desde
distintos ángulos, al proceso de mejora continua de la calidad del servicio
prestado a los usuarios, en la búsqueda de la mejor atención a sus problemas,
con el contacto directo y eficaz del centro de atención telefónica, la apertura
de nuevas agencias y sucursales, la firma de nuevos convenios de atención comercial,
la dotación de más y mejores medios técnicos a los Centros Operativos, el
mantenimiento constante del sistema informático ECORION, para brindar la más
alta performance ante una realidad cambiante y objetivos propios cada vez más
exigentes. En suma, una compleja combinación de acciones destinadas a acercar
al cliente asesoramiento, soluciones, confort, calidad y economía.
Con el objetivo de controlar los
parámetros más sensibles de nuestro servicio y los tiempos de gestión
normalizados por el ENARGAS, ya en 1995 establecimos nuestros indicadores
internos de calidad. El ente regulador avanzó, mediante el dictado de las
correspondientes resoluciones, en la definición de indicadores <le calidad
de carácter público. Este requerimiento planteó la necesidad de ajustar
nuestros propios parámetros a los definidos por el ENARGAS, entre los que
podemos mencionar: gestión de facturación, inconvenientes en el suministro,
índice de satisfacción del cliente, protección ambiental y operación y
mantenimiento.
En tal sentido, aunque es para
nosotros un fin en si mismo, continuaremos el proceso interno de mejora
continua en procura de satisfacer plenamente los requerimientos de nuestros
clientes y del servicio, con el permanente interés de hacer óptimas las
gestiones comerciales y técnicas (propias y de terceros contratados) y a
mantener la actualización tecnológica necesaria para un eficiente desarrollo de
las operaciones.
El programa anual de capacitación
para todos los niveles de la estructura insumió más de 19.400 horas hombre y
mantuvo la premisa de contemplar en su diseño las necesidades detectadas y
abarcar, entre otros, aspectos de formación gerencial y técnica, con cursos de
especialización y postgrados, además de permitir la formación del personal en
variados temas específicos .
En materia de Convenio Colectivo de
Trabajo debemos indicar que el Ministerio de Trabajo y Seguridad Social de la
Nación, contrariando su propia decisión administrativa de fines de 1998, anuló
la homologación del acuerdo celebrado con la Federación Argentina de
Trabajadores de la Industria del Gas Natural y Afines, que tenia vencimiento el
31 de diciembre de 2001. Al respecto, la Sociedad mantiene las vías recursivas
que corresponden en contra de dicha decisión y analiza las acciones a seguir.
Los Clientes
Procurando hacer fácilmente
comparable la lectura de datos y la obtención de conclusiones, desarrollaremos
similar esquema de análisis de los clientes que el efectuado en el año
anterior. Durante 1999 la Sociedad sumó 11.195 nuevos clientes, lo que
representa un incremento total de aproximadamente el 2,9% respecto del año
1998. El crecimiento del número de clientes fue mayor en los
grandes consumos sumados a las GNC,
con un aumento del 11,8%, pasando por incrementos menores a éste en los
segmentos intermedios hasta llegar al 2,8% en los residenciales, alcanzando
entonces a un total de 398.728 clientes al cierre del ejercicio.
En la franja de clientes
residenciales, el año muestra como indicador que los mismos recibieron
aproximadamente el 21% del total del volumen vendido, lo que significó una
participación del 46% de la venta bruta total, notándose un incremento del 1%
y 4% respectivamente, si se comparan con idénticos datos del año anterior.
Este incremento no solo obedece al crecimiento vegetativo que tuvo este sector,
sino también a un año con condiciones climáticas que favorecieron un mayor
consumo de gas.
Realizando un estudio del
comportamiento de los grandes consumos, incluidas las usinas, observamos que
los mismos tuvieron una participación del 57% del volumen total operado, lo que
representa un 30% del total de los ingresos por venta bruta. Para este segmento
los datos muestran, respecto del año anterior, una disminución de su participación
relativa sobre los totales de estos conceptos del 1% y 3% respectivamente,
datos estos que muestran, aunque sin ser tan elocuentes, la recesión que
acompañó a gran parte del año.
El mercado de gas natural comprimido
(GNC) continúa su camino de expansión, y ello se refleja en la incorporación de
treinta nuevas estaciones, llegando a un total de 94 que pertenecen a nuestra
área de distribución. Los efectos en resultados de este importante número de
altas pueden hacerse esperar, porque las habilitaciones operaron en distintos
momentos del año y existen diferentes volúmenes entre estaciones, pero su cita
no puede soslayarse para permitirse pensar en el futuro de este segmento. El
porcentaje sobre el volumen total para estos clientes se ubica en el 11%, lo
que representa un aumento del 1% en relación con el año 1998, registrando un
10% de participación respecto del total de las ventas brutas realizadas, al
igual que en el ejercicio anterior.
Completando el cuadro general, los
restantes clientes conformados por los consumos comerciales y de pequeñas y
medianas industrias, y los subdistribuidores, cierran el año con un 11% sobre
el volumen total, lo que significa un 14% del total de las ventas brutas. En
este sector también se observan los efectos de la recesión, que lejos de
permitir un crecimiento del total del volumen operado y sus ventas brutas,
significó en cambio una disminución del 1% para ambos conceptos.
Finalmente, resta considerar el
volumen total de gas operado en 1999 que fue de 1.683, 7 millones de metros
cúbicos, lo que representa un incremento del 3,6% respecto de 1998. Al realizar
una comparación similar respecto al total de las ventas brutas, se observa un
incremento del 3, 1% en relación con igual concepto del año anterior.
La Actividad en 2000
Cuadro
de Situación
A modo de síntesis, en el siguiente
cuadro se presentan a los Señores Accionistas los principales indicadores de la
actividad de la Sociedad durante el noveno ejercicio, comparados con los
correspondientes al periodo inmediato anterior.
|
|
31/12/00 |
31/12/99 |
|
Clientes |
406.955 |
398.728 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.785,7 |
1.683,7 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
173,6 |
155,7 |
|
|
25,1 |
22,4 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
7,7 |
17,6 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
11.898 |
11.077 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
7,0 |
7,0 |
|
Cantidad de empleados |
352 |
347 |
La estrategia
Desde su conformación, Distribuidora
de Gas del Centro S.A. ha consolidado su estrategia, orientada a la búsqueda
permanente de satisfacción de las exigencias del servicio, las expectativas de
los clientes y las de sus accionistas, con claro sustento en la dedicación y
esfuerzo de todos sus integrantes y en la utilización adecuada de sus recursos
disponibles. Se han trazado metas exigentes, pero realizables, con el objetivo
de agregar valor cualitativo a la energía transferida, adaptándose a los
condicionamientos de una realidad cambiante.
Durante el noveno ejercicio, la
Sociedad concretó los programas previstos en materia de mejora continua del
servicio, su calidad y seguridad, procurando realimentar constantemente el
proceso de optimización integral de gestión. En esa línea, se dio continuidad
al plan de inversiones elaborado para el periodo 1998- 2002, aprobado por el
ENARGAS como factor K en la primera Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT).
Paralelamente, se iniciaron las
actividades de preparación relacionadas con la segunda RQT del ENARGAS y se
desarrollaron plenamente los programas anuales de inversiones destinadas a la
expansión del servicio y la eficientización de la atención del cliente y de la
administración. A la ejecución de las obras concretadas durante el ejercicio,
se sumaron importantes acciones de capacitación del personal y protección del
medio ambiente, así como la realización de actividades de integración de la
empresa con la comunidad.
El servicio
Distribuidora de Gas del Centro S.A.
mantuvo durante el noveno ejercicio el proceso de expansión del sistema de
distribución, con la incorporación de
La expansión fue posible en el marco
de programas de inversiones, que en el noveno ejercicio representaron un total
de aproximadamente $ 7, 7 millones. La cifra incluye las inversiones acordadas
con el ENARGAS por el factor K, así como la construcción y repotenciación de
gasoductos y redes en importantes sectores de la región atendida, la
continuación de los trabajos de reemplazo de cañerlas, las tareas de montaje y
puesta en marcha de nuevas plantas reguladoras, la instalación de sistemas de
protección catódica y de testigos de corrosión, la colocación de nuevos
medidores industriales y domésticos, y la mejora continua en materia de
comunicaciones, con la incorporación de nueva tecnología.
En el área administrativa, se
comenzó la implantación del sistema informático financiero SAP, una herramienta
de gran utilidad para la gestión de la Gerencia Administrativo Financiera y el
área de Planeamiento y Control de Gestión, con alcance funcional a todos los
sectores de la Sociedad. En materia de Recursos Humanos, Distribuidora de Gas
del Centro S.A. llevó a cabo un amplio programa anual de capacitación, con el
objetivo de desarrollar en el personal un marco conceptual que cubra la
problemática de los procesos de cambio en las organizaciones, capacitar en
herramientas de gestión, fomentar el espíritu de participación, compromiso e
innovación continua, y generar un ámbito de contención en su área de trabajo
que aliente y fortalezca el desempeño y compromiso de los valores de la
organización.
El plan de capacitación insumió
14.075 horas en actualización técnica y formación especifica, becas, idiomas,
formación para la conducción y fortalecimiento actitudinal. ·
En cuanto a la realización de
actividades de integración con la comunidad, Distribuidora de Gas del Centro
S.A. continuó durante este ejercicio el Programa de Formación Ecológica ECOGAS,
destinado a alumnos de quinto grado de los colegios primarios. La iniciativa
apunta a fomentar en los más pequeños una cultura ecológica orientada hacia la
racionalidad en el uso de los recursos naturales, vinculada con los avances
científicos y tecnológicos.
También se realizó, en el marco de
un acuerdo con la Universidad Nacional de Córdoba, la Campaña de Preventiva del
Monóxido de Carbono, dirigida a concientizar a los estudiantes universitarios
sobre las consecuencias del uso incorrecto de artefactos a gas. Se
desarrollaron tareas interactivas de información y prevención con 30.000
alumnos de las distintas facultades.
Por último, se firmó un nuevo
Convenio Colectivo de Trabajo con vigencia hasta el 30 de junio de 2003, que
permitió superar la situación generada en el año anterior, luego de que el
Ministerio de Trabajo y Seguridad Social de la Nación decidiera anular la
homologación del acuerdo celebrado, en aquella oportunidad, con la Federación
Argentina de Trabajadores de la Industria del Gas Natural y Afines.
Los clientes
Con el ya mencionado crecimiento
neto de 8.227 usuarios, al cierre del presente ejercicio Distribuidora de Gas
del Centro S.A. registró un total de 406.955 clientes, lo que representa un
aumento del 2,1% respecto al periodo anterior y un incremento acumulado del
21,7% en los últimos cinco años .
El volumen total de gas operado
durante el 2000 fue de 1.785,7 millones de metros cúbicos, un 6,1% por encima
de 1999, teniendo como principal factor de crecimiento al comportamiento del
clima, que presentó un invierno de bajas temperaturas en un mayor número de
días respecto del promedio. El segmento de grandes industrias demandó 1.008,7
millones de metros cúbicos (56,5%), seguido por la franja de clientes
residenciales, con 385,3 millones de metros cúbicos (21,6%) y GNC, con 201,2
millones de metros cúbicos (11,3%).
Las ventas brutas de gas, en tanto,
totalizaron $ 171,5 millones, con un crecimiento del 11,4% respecto al
ejercicio anterior. El renglón de clientes residenciales representó ingresos
por $ 79,4 millones (46,3%), secundado por grandes industrias, con$ 48,9
millones (28,5%) y GNC, con$ 18,7 millones (10,9%).
El segmento con mayor dinámica de
crecimiento fue el de gas natural comprimido (GNC), con un crecimiento del 8,6%
en el volumen de venta y del 21,4% en los ingresos, respecto al ejercicio
inmediato anterior. En este renglón influye favorablemente la ampliación de la
red de estaciones de GNC conectadas a nuestro sistema de distribución y el
incremento del parque automotor motorizado con gas natural.
Las expectativas de un horizonte con
menores costos financieros y mejores perspectivas de desarrollo potencian por
partida doble a las empresas prestadoras de servicios, ya que, por un lado, favorecen
las condiciones para la operatoria propia, y, por otro, suponen nuevas
oportunidades comerciales derivadas de un mayor nivel de actividad.
La progresiva reducción del impuesto
al endeudamiento empresario anunciada por el gobierno nacional, la ley de
flexibilización laboral y los decretos de desregulación de obras sociales y
reforma previsional constituyen, en si mismos, elementos favorables para la
reactivación general esperada, que queda condicionada a las acciones políticas
de los poderes de gobierno y en particular del ejecutivo.
En los capítulos referidos a La
Actividad en el 2000 y Los Resultados, remarcamos los principales indicadores
del desempeño observado por la Sociedad en el noveno ejercicio. Asociando estos
parámetros con las mejores perspectivas generales que se proyectan para el
2001, consideramos que Distribuidora de Gas del Centro S.A. seguirá creciendo
en su nivel de actividad y calidad en la prestación de servicios.
• La Sociedad continuará reafirmando
su concepción estratégica de gestión, concretando importantes proyectos e
inversiones concebidos en los preceptos de calidad y seguridad del servicio,
capacitación de recursos humanos, incorporación de tecnología e interacción con
la comunidad.
• En el área técnica, prevemos
llevar a cabo los programas anuales de mantenimiento de cámaras, búsqueda de
fugas y de verificación y control de estaciones de GNC. En ese sentido, el plan
de inversiones fijado para este ejercicio contempla la continuación de las
obras acordadas con el ENARGAS por el factor K para el período 1998-2002, la
construcción de nuevas extensiones de redes, la renovación y potenciamiento de
redes, gasoductos y cámaras de regulación, la realización de trabajos de
protección catódica, la mejora continua en materia de comunicaciones y en la
telemedición de gasoductos (SCADA), y demás inversiones destinadas a mantener
las operaciones de distribución de gas dentro de los estándares internacionales
de seguridad y control.
• En el área comercial, se
continuará la ejecución de planes de saturación de redes y se reforzarán las
acciones tendientes a la incorporación de nuevos clientes. El plan comercial
pondrá el acento en las políticas de atención y asesoramiento de los clientes
potenciales, a fin de facilitar su incorporación a la red; la difusión de las
ventajas comparativas del gas natural y los beneficios que su utilización
supone para la protección del medio ambiente; y el desarrollo de instrumentos
financieros que permitan extender el servicio, facilitando la construcción de
las redes, las instalaciones internas y la conexión al servicio.
La consolidación de emprendimientos
regionales, como los de Centro-Este, Traslasierras, Valle de Punilla y Sistema
Calamuchitano, así como nuevos proyectos en el sur de Córdoba, permitirán
seguir ampliando la presencia de la Sociedad en estas importantes zonas
geográficas, exigiendo mayor esfuerzo comercial en tales regiones. Se prevé la
apertura de una nueva agencia en la localidad de Marcos Juárez y una oficina
comercial en la localidad de Santa Rosa de Calamuchita.
Asimismo, se continuará con las
actividades destinadas a hacer realidad el proyecto de abastecer de GNC por
redes con transporte terrestre a localidades alejadas de los gasoductos
troncales. • Se mantendrán las acciones tendientes a diversificar las fuentes
de suministro de gas, con el objetivo permanente de mejorar las condiciones de
compra. Continuaremos con el análisis del mercado, a fin de concretar
operaciones en el mercado "spot" y celebrar acuerdos de mediano y
largo plazo que resulten convenientes para la Sociedad.
En materia de transporte de gas, se
consolidará la ampliación de la capacidad contratada y se continuará avanzando
en los acuerdos de asistencia y complementación con Distribuidora de Gas Cuyana
y otras distribuidoras, con el propósito de optimizar el uso de la capacidad de
transporte y atender los picos de demanda.
La actividad en el 2001
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presentan
a los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la
Sociedad durante el décimo ejercicio, comparados con los correspondientes al
período inmediato anterior.
Principales indicadores
Datos
correspondientes al 31 de diciembre de cada ejercicio
|
|
31/12/01 |
31/12/00 |
|
Clientes |
406.955 |
406.955 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.785,7 |
1.785,7 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
173,6 |
173,6 |
|
|
25,1 |
25,1 |
|
Monto global de inversiones en millones
de pesos (mm$) |
7,7 |
7,7 |
|
Sistema de distribución en
kms. |
11.898 |
11.898 |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
7,0 |
7,0 |
|
Cantidad de empleados |
352 |
352 |
(*) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS a setiembre de 2001 y
2000,
respectivamente.
La estrategia
Como una constante en el tiempo, la
estrategia de Distribuidora de Gas del Centro S.A. está claramente definida
hacia la satisfacción de las exigencias del servicio, con el destino inequívoco
de cumplir con las expectativas de sus clientes y accionistas, a través de una
gestión que, priorizando el crecimiento y capacitación de su gente, logre con
su dedicación y esfuerzo una utilización racional de los recursos disponibles y
crezca eficientemente en su operación, sin descuidar la preservación del medio
ambiente y la seguridad y bienestar de la comunidad.
Bajo esas premisas, se han
establecido metas exigentes pero realizables, que tienen como común denominador
el de agregar valor cualitativo a la energía natural transferida, buscando
permanentemente la adaptación a una realidad marcada por constantes y
significativos cambios.
Al igual que en los anteriores años,
en este décimo ejercicio la Sociedad concretó acabadamente los programas
concebidos para sostener un proceso de optimización integral de su gestión,
siendo, tanto la calidad y el esmero en la prestación del servicio, como la
búsqueda de altos estándares de seguridad, los presupuestos motores de su
actividad. El plan de inversiones incluyó aquellas obras que fueron incluidas
en el programa aprobado por el ENARGAS como factor K, durante la primera
Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT 1), para el periodo 1998-2002.
En forma simultánea, se trabajó
intensamente en todo el proceso informativo relacionado con la segunda RQT,
cuyo objetivo es establecer nuevos cuadros tarifarías en el
El servicio
Durante el 2001, Distribuidora de
Gas del Centro S.A. continuó con el proceso de incorporación de nuevos
clientes, con un crecimiento neto en la expansión del sistema de distribución
de
Esta política de expansión se
concretó merced a su consideración dentro del programa de inversiones previsto
para el año, que representaron aproximadamente $ 4,3 millones. Entre las obras
realizadas o en avance, se encuentran las acordadas con el ENARGAS por
aplicación del factor K, y aquellas realizadas para optimizar la calidad del
servicio y la gestión empresaria. De ese modo, se concretó la renovación y
potenciamiento de redes, gasoductos y cámaras de regulación, la realización de
trabajos en los sistemas de odorización y de protección catódica. Se procedió a
la colocación de nuevos medidores industriales y domésticos y la habilitación
de nuevas industrias y estaciones de servicio de GNC que se conectaron al
sistema de distribución.
Como parte de las principales
actividades de operación, debe destacarse la finalización del programa de
búsqueda y reparación de fugas previsto para el ejercicio, por el que se
relevaron aproximadamente
Asimismo, se implementaron planes de
saturación y extensión de redes menores en las áreas de cobertura de los
distintos centros operativos, sucursales y agencias.
Particularmente se continuaron con
las acciones comerciales y técnicas en ciudades como La Rioja, Catamarca, y
Córdoba, Oliva y Villa Dolores, de la provincia de Córdoba. La gasificación de
localidades del Valle de Punilla, en esta misma provincia, constituye también
uno de los objetivos prioritarios en los que se concentran los esfuerzos para
su logro, aunque la situación económica imperante dificulta enormemente las
posibilidades de hacer realidad lo proyectado.
Con el fin de poner en marcha un
significativa obra de abastecimiento de GNC por redes con transporte terrestre,
a ocho localidades del sur de la provincia de Córdoba alejadas de gasoductos
troncales, se obtuvo del ENARGAS la aprobación del cuadro tarifario a ser
aplicado. Fue entonces que, sobre la finalización del año, se dieron por
iniciadas las obras de este proyecto que incorpora tecnologías de avanzada para
llevar el gas natural a un potencial de aproximadamente 5.000 nuevos clientes.
Las condiciones de ejecución de estas obras y el trabajo conjunto de vecinos,
cooperativas, municipios y de la propia distribuidora, permitirán satisfacer
convenientemente las necesidades de gas natural de las localidades de Jovita,
Villa Valeria, Mattaldi, Serrano, Italó, La Cesira, Pueblo Italiano y General
Viamonte.
En la continuidad de las metas
trazadas en el plan director comercial elaborado en el ejercicio anterior, se
trabajó intensamente en la captación de clientes residenciales e industriales,
realizando análisis de factibilidad para la
construcción de redes y cámaras, concretando el asesoramiento y
seguimiento de los trámites que requiere su incorporación a la red, y
fomentando la misma a través de una política de financiamiento orientada a los
clientes para que realicen sus instalaciones internas y la conexión al sistema.
En esa dirección, se iniciaron las obras de infraestructura, redes y servicios
domiciliarios, así como las requeridas para instalaciones internas, en las
ciudades de Embalse y Santa Rosa de Calamuchita, incluidas en un proyecto
global que involucra a otras localidades del Valle de Calamuchita, en la
provincia de Córdoba.
La expansión en la atención técnica
y comercial tuvo también su expresión en la apertura de nuevas oficinas en las
ciudades de Marcos Juárez y Santa Rosa de Calamuchita, habilitadas para atender
los requerimientos de un importante grupo de localidades en dos diferentes
áreas geográficas de la provincia de Córdoba. Desde el inicio de su actividad
en diciembre de 1992, la Sociedad ha ido incrementando año a año el número de
localidades en las cuales presta sus servicios, con un total de 89 al cierre de
2001. Esto significa un aumento de 60 localidades en nueve años de operaciones.
En la búsqueda de estándares de
calidad cada vez más exigentes, se ampliaron los servicios y la capacidad del
Centro de Atención Telefónica (CAT) capitalizando la experiencia recogida desde
su puesta en funcionamiento y la asistencia de los accionistas; se llegó a los
clientes residenciales con un nuevo diseño de factura, que incorpora
sustanciales reformas en la
exposición de los datos y el
agregado de información y gráficos que facilitan la comprensión evitando
consultas innecesarias; se continuó con la construcción de sistemas de apoyo a
la gestión y con el mantenimiento del sistema informático comercial ECORION,
incorporando las modificaciones necesarias producto de los cambios en la
actividad y sus regulaciones.
La competitividad de la Sociedad
también se reflejó en las permanentes acciones destinadas a diversificar las
compras de gas, incluyendo operaciones en el mercado "spot", en
procura de optimizar el precio del gas comprado. Se llevaron a cabo
negociaciones sobre nuevos contratos de suministro a mediano y largo plazo,
trabajándose además, en la definición de la capacidad de transporte que será
requerida a futuro. Se renovaron los acuerdos de asistencia y complementación
con Distribuidora de Gas Cuyana S.A. y otras distribuidoras a los efectos de
optimizar el uso de la capacidad de transporte contratada y atender los picos
de demanda que pudieran producirse.
El aporte tecnológico y la mejora
constante de los procedimientos han sido objetivos bastamente cubiertos en el
ejercicio que se cierra. A comienzos del año 2001 se puso en producción el
nuevo sistema informático financiero SAP, que permitió dotar de mayor
funcionalidad y eficiencia a la actividad administrativa y de control de la
Sociedad. La revisión constante de los procesos y actividades motivó el ajuste
de procedimientos en vigencia, como así también el desarrollo de nuevos métodos
para satisfacer nuevas necesidades. Se instrumentaron políticas en el orden
financiero a los efectos de atender la problemática de la creciente generación
de bonos por parte de los gobiernos nacional y provinciales, gestionando ante
los organismos de recaudación impositiva y los proveedores alternativas de pago
con tales instrumentos como modo de canalizar su mayor flujo de ingresos, dando
respuesta a las necesidades de los clientes ante esta nueva realidad.
Las acciones llevadas a cabo también
implicaron negociaciones con las entidades bancarias a fin de poner en práctica
mecanismos que agilicen la operatoria con bonos, proporcionando el adecuado
resguardo y registro de las operaciones. En el aspecto logístico fue necesario
afectar nuevos recursos físicos y humanos al sector financiero para hacer
frente al notable incremento de las actividades del mismo. Con respecto a la
cuarta serie de Obligaciones Negociables por U$S 38 millones que vencieron en
agosto de 2001, se atendió puntualmente su cancelación de capital e intereses.
Luego de un financiamiento de muy corto plazo, en setiembre de 2001 se firmó un
acuerdo de préstamo sindicado con el Bank Boston NA y el Banco Bilbao Vizcaya
Argentaria S.A. Sucursal Nueva York a un año de plazo y por igual monto.
Durante el ejercicio se trabajó
intensamente en todos los sectores de la Sociedad sobre los aspectos relativos
al desarrollo de la segunda Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT 11) del
ENARGAS, cuyos plazos fueron suspendidos por resolución de dicho ente en
febrero de 2002, hasta tanto se resuelva el proceso de renegociación de la
Licencia establecido por la ley W 25.561 de Emergencia Pública y Reforma
del Régimen Cambiario.
Sosteniendo una política central en
cuanto a los Recursos Humanos, Distribuidora de Gas del Centro S.A. cumplió con
un importantísimo programa de capacitación, cuyas actividades insumieron 15.395
horas e incluyeron becas, idiomas, cursos de especialización profesional y de
postgrado, además de un programa de Management y administración de negocios
destinado a los cuadros medios de la misma.
La orientación hacia los valores de
la Sociedad y el compromiso permanente por fomentar la capacitación, resultan
indispensables para crear condiciones óptimas de trabajo y bienestar del
personal, donde el conocimiento es la fuente de generación de ideas y, a partir
de ellas, base de la innovación y superación constante. 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 a 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, y como en los años
anteriores, la Sociedad desarrolló sus campañas de difusión y concientización
de las normas de seguridad que debe observar la población en el manejo del gas
natural, acercándose también, mediante su Programa de Formación Ecológica
ECOGAS, a los niños de escuelas primarias, con el deseo de fomentar una cultura
ecológica con el uso racional de los recursos naturales y el cuidado del medio
ambiente.
Los clientes
Al cierre del ejercicio
Distribuidora de Gas del Centro S.A. mostró un crecimiento neto de 10.125
clientes, con lo cual, la cartera total ascendió a 417.080, implicando un
incremento de 2,49% con relación al año 2000 y un crecimiento acumulado de
15,0% en los últimos cinco años.
El volumen total de gas operado
durante el 2001 fue de 1.593,0 millones de metros cúbicos, 10,8% menos que el
2000, afectado por la crisis económica que vive el país y por condiciones
climáticas más benignas en los meses invernales respecto de otros años, sobre
todo comparativamente con el año anterior que resultó particularmente frío. Las
campañas comerciales, junto a los esfuerzos técnicos y financieros destinados a
la expansión, extensión y saturación de redes tuvieron un papel clave atenuando
los efectos de la caída de la demanda.
Las grandes industrias alcanzaron el
50,8% del total, con un volumen de 808,8 millones de metros cúbicos, con una
disminución de 199,9 millones respecto de los metros cúbicos operados en 2000.
Por su parte, los clientes residenciales participaron con 381,7 millones de
metros cúbicos; es decir, 24,0% del total. Su variación respecto del ejercicio
anterior muestra una leve caída del 0,9%. El siguiente segmento en orden de
importancia es el de GNC con 223,4 millones de metros cúbicos y una
participación de 14,0%, acusando un incremento del 11 ,0% respecto de 2000. El
renglón integrado por pequeñas y medianas industrias, comercios y
subdistribuidores demandó 179,1 millones de metros cúbicos, es decir 11 ,2% del
volumen total operado, mostrando una disminución del 5,4% respecto de 2000.
La disminución en el volumen operado
y la reversión del devengamiento de la actualización acumulada de los ajustes
pendientes por el P.P.I (Price Producer lndex) de los Estados Unidos de
América, cuya explicación se realiza más adelante, determinaron una reducción
de 5,9% en las ventas brutas de gas, que en el ejercicio 2001 totalizaron$
161,4 millones.
Para este total, el segmento de los
clientes residenciales representó un 47,9% del total, con $ 77,2 millones;
mientras que las grandes industrias representaron el 25,3% de las ventas, con$
40,9 millones. Las ventas en estaciones de GNC significaron$ 20,6 millones, es
decir 12,7% y los demás clientes aportaron $ 22,7 millones, participando con
14,1 %.
Los factores comentados determinaron
una reducción en las ventas brutas de gas de la mayor parte de los segmentos de
demanda en comparación con el ejercicio inmediato anterior. En el rubro
industrial la caída alcanzó 16,4%, mientras que los ingresos por clientes
residenciales se retrajeron 2,8%, al tiempo que en el renglón de las pequeñas y
medianas industrias, comercios y subdistribuidores la disminución fue de 7,4%.
Con una tendencia absolutamente opuesta se comportó el segmento de las GNC que
mostró un incremento del 10,2% comparativamente con el año 2000. Este
incremento responde al mejor posicionamiento que el gas natural tiene como
combustible alternativo entre los automovilistas, que se refleja en el
crecimiento del número de estaciones de servicio conectadas al sistema de
distribución, que pasaron de 105 estaciones a comienzos de año a 120 al cierre
del ejercicio.
La
actividad en el 2002
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la
Sociedad durante el undécimo ejercicio, comparados con los correspondientes al
período inmediato anterior:
Principales indicadores
Datos
correspondientes al 31 de diciembre de cada ejercicio
|
|
31/12/02 |
31/12/01 |
|
Clientes |
425.341 |
417.080 |
|
Volumen de ventas en millones de
m3. |
1.540,9 |
1.593,0 |
|
Venta bruta anual en millones de
pesos (mm$) |
187,6 |
352,1 |
|
|
(20,4) |
42,4 |
|
Monto global de inversiones en
millones de pesos (mm$) |
5,9 |
9,3 |
|
Sistema de distribución en kms. |
12.402 |
12.135, |
|
Participación en la venta de gas
en la Argentina (%) (*) |
6,7 |
6,7 |
|
Cantidad de empleados |
350 |
352 |
(*) Cifras reexpresadas al 31 de
diciembre de 2002.
(**) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS a diciembre de 2002 y 2001,
respectivamente.
La estrategia
A pesar del perjuicio sufrido por la
Sociedad, la estrategia de Distribuidora de Gas del Centro S.A. está dirigida a
satisfacer las necesidades y exigencias del servicio, orientando sus esfuerzos
a cubrir las expectativas de sus clientes y accionistas.
Su puesta en práctica es llevada a
cabo por una gestión que prioriza la racionalidad en la utilización de los
recursos, la capacitación y crecimiento de su gente, fuente de la mejora
continua de los procesos y de su operación, sin soslayar que tanto el bienestar
y la seguridad de la comunidad, como la
preservación del medio ambiente, constituyen el bien superior que es preciso
resguardar con denuedo individual y colectivo.
Con exigentes pautas de austeridad,
que dieron jerarquía a la seguridad del sistema de distribución; la calidad del
servicio prestado al cliente, y el resguardo de la integridad de. Las personas,
la Sociedad afrontó las difíciles circunstancias de este undécimo ejercicio,
atemperando sus consecuencias con decisiones y acciones .que pusieron en
evidencia los resultados alcanzados por los procesos de optimización integral
de su gestión, concebidos y ejecutados progresivamente desde los comienzos de
la prestación del servicio concesionado.
El proceso de renegociación
dispuesto unilateralmente por el Estado Nacional (cfr. Ley N° 25.561 y eones.),
además de afectar sustancialmente las condiciones básicas en la prestación del
servicio, repercutió estructuralmente en el régimen tarifario previsto en la
Licencia (cfr. Dec. 2.255/92). Ello, aunado a la situación de incertidumbre
económico-financiera que es de público conocimiento, la pesificación y
mantenimiento de las tarifas de fines del año 2001, sin que · finalice todavía
el proceso de renegociación señalado, la devaluación del peso durante el 2002,
y el aumento generalizado de precios, gravitaron sustancialmente sobre la
consecución de las actividades.
Las inversiones realizadas 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 las 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. Sobre el final de 2002, con notable esfuerzo se logró el cierre de
un préstamo financiero a dos años de plazo, que permitió renovar el préstamo
vencido en setiembre, revirtiendo una difícil situación financiera derivada de
la crisis del país.
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 N° 5.561 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
N° 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 N° 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 JI. 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 del Centro 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
Las inversiones realizadas durante
el ejercicio representaron aproximadamente $ 5,9 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
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.
Aún así, se trabajó intensamente en
dotar de mayor competencia y radio de acción a los centros operativos,
reduciendo el número de convenios de atención comercial y de asistencia
técnica; se reestructuraron los servicios de atención y de inspección técnica
en localidades del Valle de Calamuchita, donde a su vez se habilitaron las
redes de distribución en Villa del Dique y Villa Rumipal; y se finalizó la
construcción de una estación reguladora de presión y un ramal de aproximación
en Villa General Belgrano.
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. El aspecto financiero más relevante
lo constituye el hecho de que la Sociedad, merced a la gestión realizada y la
garantía otorgada por sus accionistas mayoritarios, consolidara sobre finales
de diciembre de 2002 su deuda financiera en moneda extranjera, con un nuevo
préstamo por U$S 35 millones, a dos años de plazo y en condiciones sumamente
ventajosas.
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. Se formalizó
un convenio de integración y colaboración para realizar acciones de interés
común con la Universidad Nacional de Córdoba. En ese sentido, se realizó en el
año el primer seminario de actualización de normas técnicas sobre
instalaciones domiciliarias de gas
natural para docentes de la Facultad de Arquitectura, Urbanismo y Diseño.
Los clientes
La evolución del ejercicio mostró un
crecimiento neto de 8.261 clientes, lo que significó un total de 425.341 al
cierre del mismo, implicó un incremento de aproximadamente el 2% con relación
al 2001, y un crecimiento acumulado de 14,4% en los últimos cinco años. El
incremento anual se debe fundamentalmente a la importante suba de precios de
los combustibles alternativos y sustitutos, y al congelamiento de las tarifas
de gas.
El volumen total de gas entregado
durante el año 2002 fue de 1.540,9
millones de metros cúbicos, 3,3% menos con respecto a 2001. La causa principal
ha sido el recrudecimiento de la crisis económica que afectó a hogares y
empresas particularmente a comienzos de año y durante todo el invierno. Ni las
más bajas temperaturas registradas en el ejercicio, respecto de 2001, ni el
cambio de la tendencia en la economía, con un tenue crecimiento hacia finales
de 2002, bastaron para que el volumen operado estuviese al menos nivelándose
con el del ejercicio predecesor, lo que indudablemente tampoco colaboró con un
mejor resultado. Las cifras relativas a los volúmenes de gas entregado
discriminados en los principales segmentos de mercado, comparados con los
correspondientes al ejercicio anterior, se exponen en el siguiente cuadro:
|
Volúmenes de gas entregado por
principales segmentos |
Millones
de m3 de gas |
Variación
en |
||
|
|
31/12/02 |
31/12/01 |
Millones de m3 de gas |
porcentaje % |
|
Residenciales |
346,2 |
381,7 |
-35,5 |
-9,3 |
|
Grandes clientes |
778,0 |
808,8 |
-30,8 |
-3,8 |
|
GNC |
246,2 |
223,4 |
22,8 |
10,2 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y |
|
|
|
|
|
Subdistribuidores) |
170,5 |
179,1 |
-8,6 |
-4,8 |
|
Total del
volumen de gas entregado |
1.540,9 |
1.593,0 |
-52,1 |
-3,3 |
Como en 2001, la baja del volumen
entregado y la suspensión del devengamiento de los ajustes por PPI desde
enero .de 2000, pero fundamentalmente la pesificación y congelamiento de las
tarifas producidas en el 2002, provocaron una caída de las ventas brutas de gas
respecto del año anterior.
Tanto las cifras históricas,
distribuidas entre los principales segmentos de mercado como los efectos de la
inflación reflejados al 31/12/02 se exponen en el siguiente cuadro:
|
|
Millones de pesos |
Variación en |
||
|
Ventas brutas de gas por principales segmentos |
31/12/02 |
31/12/01 |
Millones de pesos |
Porcentaje % |
|
|
|
|
|
|
|
Residenciales |
73,8 |
77,2 |
-3,4 |
-4,4 |
|
|
|
|
|
|
|
Grandes clientes |
36,8 |
40,9 |
-4,1 |
-10,1 |
|
|
|
|
|
|
|
GNC |
23,1 |
20,6 |
2,5 |
12,2 |
|
|
|
|
|
|
|
Otros (pequeñas y medianas industrias, comercios y |
|
|
|
|
|
Subdistribuidores)
|
22,2 |
22,7 |
. -0.5 |
-2,2 |
|
|
|
|
|
|
|
Subtotal de ventas de gas en cifras históricas |
155,9 |
161,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Efecto del ajuste por reexpresión al 31/12/02 |
31,7 |
190,7 |
-5,5 |
-3,4 |
|
|
|
|
|
|
|
Total de ventas de gas en cifras reexpresadas al
31/12/02 |
187,6 |
352,1 |
-164,5 |
-159,0 |
Los resultados
El resultado final del ejercicio
2002 fue una pérdida de $ 20.369.212. Adicionalmente a lo que se expone en los
respectivos Estados Contables y lo descripto en la presente Memoria, tal
resultado es consecuencia, principalmente, de los efectos provocados por la
devaluación de la moneda argentina, el proceso inflacionario vivido, el
agravamiento de la crisis económica y financiera del país y el congelamiento de
las tarifas de gas natural desde finales de 2001 , aspecto que se sumó al
irresuelto reconocimiento de las variaciones acumuladas del PPI
correspondientes a los ejercicios 2000 y 2001 que fueron diferidas
oportunamente mediante acuerdo con el Gobierno Nacional.
El mayor impacto sufrido deviene del
dictado de la Ley de Emergencia, por la cual se definió un proceso de
renegociación aún inconcluso, y de los sucesivos fracasos del gobierno por
establecer incrementos tarifarios de emergencia que permitieran revertir en
parte las negativas consecuencias de la coyuntura.
Por lo expuesto, el Directorio
somete a consideración de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas para su
aprobación, que el resultado del ejercicio sea aplicado íntegramente a los
Resultados No Asignados, considerando las provisiones por Honorarios para
Directores y Comisión Fiscalizadora incluidas en el mismo. A tal efecto, se
expone el siguiente detalle, debiendo considerar que las cifras expuestas están
expresadas en moneda constante al 31 de diciembre de 2002, conforme se indica en
Nota
|
Resultado No Asignados antes del
Resultado del Ejercicio- Ganancia |
$
14.859.610 |
|
Resultado del Ejercicio –
Pérdida |
$
(20.369.212) (1) |
|
Neto Resultados No Asignados-
Pérdida |
$ (5.509.602) |
(1) Este importe incluye en concepto de
provisión, $ 24.000 como Honorarios de Directores, y $ 30.000 como
Honorarios
de Comisión Fiscalizadora.
La actividad en el 2003
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la
Sociedad durante el duodécimo ejercicio, comparados con los correspondientes al
periodo inmediato anterior:
|
Principales indicadores- Datos al
31 de diciembre de cada año 2003 |
||
|
|
2003 |
2002 |
|
Clientes |
446.743 |
425.341 |
|
Incremento acumulado desde 1993 |
170.426 |
149.024 |
|
Participación en la venta de gas
en Argentina (%) (1) |
7,7 |
6,7 |
|
Capacidad de transporte
reservada(millones de m³ día) |
5,7 |
5,7 |
|
Volumen de gas natural entregado
en millones de m³ |
1.982,6 |
1.540,9 |
|
Vente bruta anual de gas en M$ (2) |
186,4 |
189,0 |
|
Venta bruta anual de gas en M$
históricos |
186,3 |
155,9 |
|
Utilidad (perdida) neta después del
impuesto a las ganancias en M$ históricos |
28,6 |
(6,2) |
|
Utilidad (perdida) neta después
del impuesto a las ganancias en M$ |
38,1 |
(41,2) |
|
Activo fijo total en millones de $
(2) |
495,0 |
504,7 |
|
Monto global de inversiones anuales
en millones de $ (2) |
9,7 |
6,0 |
|
Inversiones en millones de dólares
estadounidenses de cada año (3) |
3,3 |
1,7 |
|
Inversiones en millones de dólares
estadounidenses desde 1992 (3) |
97,8 |
94,5 |
|
Sistema de distribución en
kilómetros |
12.564 |
12.402 |
|
Incremento del sistema de
distribución respecto del año anterior |
162 |
267 |
|
Incremento del sistema de
distribución desde el año 1992 |
5.491 |
5.329 |
|
Cantidad de empleados |
351 |
350 |
|
Cantidad de clientes por empleo |
1.273 |
1.215 |
(1) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) a
diciembre de 2003 y 2002.
(2) Cifras ajus1adas por inflación
al 28 de febrero de 2003, en millones de pesos 2002
(3) Dólar comprador BNA al cierre de
cada mes de alta.
La estrategia
Ninguna época, ninguna coyuntura
resalta más las bondades de la concepción estratégica de una compañía como las
que se muestran difíciles, por momentos agobiantes, con desafíos extremos que requieren
del valor, el esfuerzo y la convicción de las personas que la integran para
salir adelante, formando parte del cambio favorable que se debe operar en las
complejas circunstancias que se viven.
Desde sus comienzos Distribuidora de
Gas del Centro S.A. ha tenido una perspectiva clara del camino a seguir. Su
estrategia se ha basado y se seguirá fundando en ideas tan simples como arduas
de materializar: satisfacer las necesidades y exigencias del servicio que
presta, cubriendo con la máxima eficiencia las expectativas de sus clientes y
accionistas, pero sin dejar de reconocer y valorar el esfuerzo de su gente,
promotora incuestionable de las diligencias que en el día a día materializan
esa visión.
Sin duda hemos vivido en nuestro
país circunstancias históricamente graves por todos conocidas, que incluso, nos
condicionan más allá de lo que sería dable esperar, pero aún quedan esperanzas,
fortalecidas por los resultados alcanzados al enfrentar la crisis y por las
expectativas de que este año finalice el proceso de renegociación de los
contratos de concesión prevaleciendo la equidad y la razonabilidad económica.
En ese sentido, la Ley No 25.790
promulgada por el PEN15 el 21 de octubre de 2003, dispuso extender hasta el 31
de diciembre de 2004 el plazo para la renegociación de contratos que determinó
la llamada Ley de Emergencia. Hacia fines de noviembre tuvo lugar la primera
reunión conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la UNIREN, nombre
asignado a la comisión creada por el Gobierno para tal cometido, iniciando un
proceso largamente esperado cuyo horizonte de cierre está dado por el plazo de
prórroga citado.
La agenda tentativa prevé el cierre
de acuerdos parciales a junio y acuerdos definitivos a diciembre de 2004. En
esas condiciones, se mantiene entonces suspendido el desarrollo de la segunda
Revisión Quinquenal de Tarifas que se encontraba en curso al momento de
dictarse la Ley N° 25.561.
El servicio
El 2002 tiene en sus antecedentes el
haber nacido con la herencia de la declaración de la cesación de pago de la
deuda externa, y sobre sus primeros días sufrir la enorme convulsión económico
financiera que deparó una desordenada devaluación del peso, el proceso
inflacionario derivado y el congelamiento tarifaría de nuestros servicios.
Así se llega al 2003, donde las
demoras en abordar soluciones para esta problemática desde un punto de vista
estratégico, hicieron que durante el año se consolidara un nuevo y grave
problema: la distorsión de la matriz de demanda energética del país.
Los consumidores confirmaron su
preferencia por el consumo de gas natural que con precio congelado
artificialmente frente a los significativos aumentos de los combustibles
alternativos, resultaba y resulta a las claras la mejor opción, mientras se
iniciaba un proceso de decaimiento de la inversión en la industria del gas
producto de varios factores que se conjugaron.
Entre ellos, el costo en dólares de
las actividades de exploración y explotación de pozos; las consecuencias
sufridas por aquellas compañías de transporte y distribución con deudas en
moneda extranjera; los riesgos cambiario y país que frenaron cualquier
posibilidad de apalancamiento externo; las altas tasas de interés del mercado
local, y la falta de crédito local en un sistema financiero jaqueado por la
pesificación asimétrica, lo que provocó cuando ello fuera posible, el
atesoramiento de fondos propios para asegurarse el capital de trabajo necesario
para operar convenientemente.
En ese contexto, la Sociedad procuró
un manejo equilibrado de los flujos de fondos, cancelando los préstamos
existentes ante la imposibilidad de apalancarse con refinanciaciones o nuevos
préstamos en condiciones y riesgos razonables, privilegiando en las inversiones
la realización de aquellas que aseguraran el mantenimiento de la calidad y
seguridad del servicio, ejecutando con austeridad el gasto, y recomponiendo el
capital de trabajo con fondos propios.
Resultan claves para afrontar tan
difícil situación los valores de la organización y su gente. También fue
fundamental la capacitación permanente que permitió que la Sociedad se adaptara
a los cambios de manera no traumática, resolviendo con criterio las situaciones
más inesperadas.
Como producto de la gestión se logró
incrementar el sistema de distribución en
La evolución del ejercicio 2004 muestra un crecimiento neto de
19.762 clientes, lo que significa un total acumulado al cierre del mismo de
466.505, un incremento aproximado de 4,4% respecto de 2003, y un crecimiento
acumulado de aproximadamente 68,8% desde el inicio de la Licencia. En
particular, se destaca el crecimiento operado en los últimos tres años en el
número de estaciones de GNC conectadas al sistema, que al cierre de 2004
totalizan 168, en contraste con las 120 que existían al 31/12/01. Como ya se
apuntara, el crecimiento del número de clientes estuvo motivado
fundamentalmente por los altos precios de los combustibles alternativos y
sustitutos, y el congelamiento de las tarifas del gas natural.
Las cifras relativas a los volúmenes
de gas entregado discriminados en los principales segmentos de mercado,
comparados con los correspondientes al ejercicio anterior, se exponen en el
siguiente cuadro:
|
Volúmenes de gas entregado por principales
segmentos |
Millones
de m3 de gas |
Variación
en |
||
|
|
31/12/04 |
31/12/03 |
Millones de m3 de gas |
porcentaje % |
|
Residenciales |
394,5 |
380,4 |
14,1 |
3,7 |
|
Grandes clientes |
969,6 |
1.077,3 |
(107,7) |
(10,0) |
|
GNC |
373,1 |
326,3 |
46,8 |
14,3 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y |
231,2 |
198,6 |
32,6 |
16,4 |
|
Subdistribuidores) |
1.968,4 |
1.982,6 |
(14,2) |
(0,7) |
|
Total del
volumen de gas entregado |
|
|
|
|
El volumen total de gas entregado es
prácticamente el mismo que el correspondiente al año
Tanto las cifras históricas,
distribuidas entre los principales segmentos de mercado como los efectos de la inflación
reflejados al 28/02/03 se exponen en el siguiente cuadro:
|
|
Millones
de pesos |
Variación
en |
||
|
Ventas brutas de gas por
principales segmentos |
31/12/04 |
31/12/03 |
Millones de pesos |
Porcentaje % |
|
Residenciales |
85,2 |
81,4 |
3,8 |
4,7 |
|
Grandes clientes |
44,9 |
47,0 |
(2,1) |
(4,5) |
|
GNC |
45,2 |
31,8 |
13,2 |
41,5 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y Subdistribuidores) |
32,0 |
26,1 |
5,9 |
22,6 |
|
Subtotal de ventas de gas en cifras
históricas |
207,1 |
186,3 |
20,8 |
11,2 |
|
Efecto del ajuste por reexpresión
al 31/12/02 |
0,0 |
0,1 |
(0,1) |
- |
|
Total de ventas de gas en cifras
reexpresadas al 31/12/02 |
207,1 |
186,4 |
20,7 |
11,1 |
En 2004 las ventas brutas en pesos
estuvieron afectadas por la pesificación y el congelamiento de tarifas
producido en 2002 y que permaneció durante todo el 2003, excepto por los
incrementos dispuestos en el sendero de precios establecido en la Resolución N°
208/2004, haciendo de ésta la principal causa de incremento de las ventas,
junto con la mezcla de la variación volumen de los distintos segmentos.
La actividad en 2005
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la
Sociedad durante el décimo cuarto ejercicio, comparados con los
correspondientes al periodo inmediato anterior:
|
Principales indicadores- Datos al
31 de diciembre de cada año |
||
|
|
2005 |
2004 |
|
Clientes |
487.066 |
466.505 |
|
Incremento acumulado desde 1993 |
210.749 |
190.188 |
|
Participación en la venta de gas
en Argentina (%) (1) |
6,0 |
5,9 |
|
Capacidad de transporte
reservada(millones de m³ día) |
5,7 |
5,7 |
|
Volumen anual de gas entregado en
millones de m³ |
2.080,8 |
1.968,4 |
|
Vente bruta anual de gas en M$ (2) |
237,7 |
206,2 |
|
Utilidad (perdida) neta después
del impuesto a las ganancias en M$ |
31,3 |
20,9 |
|
Activo fijo total en millones de $
(2) |
40,9 |
30,9 |
|
Monto global de inversiones
anuales en millones de $ (2) |
476,2 |
483,8 |
|
Inversiones de cada año en
millones de dólares estadounidenses (3) |
11,9 |
8,6 |
|
Inversiones en millones de dólares
estadounidenses desde 1992 (3) |
3,9 |
2,9 |
|
Sistema de distribución en
kilómetros |
104,6 |
100,7 |
|
Monto total de impuestos pagados
en el año en M$(4) |
126,4 |
91,2 |
|
Incremento del sistema de
distribución respecto del año anterior |
13.219 |
12.960 |
|
Incremento del sistema de
distribución desde el año 1992 |
259 |
396 |
|
Cantidad de empleados |
380 |
358 |
|
Cantidad de clientes por empleo |
1.282 |
1.303 |
La estrategia
A pesar de los cambios positivos que
ha experimentado la economía argentina, y los años transcurridos desde el
inicio de la emergencia, todavía no ha concluido el proceso de renegociación de
contratos de concesión unilateralmente dispuesto por el Gobierno. Las tarifas
de distribución de gas siguen congeladas desde mediados de
Aunque existen acciones encaminadas,
aún no se puede afirmar que el sistema energético argentino cuente con una
solución sustentable de largo plazo, que se base en la existencia de
condiciones previsibles que atraigan inversiones y rentabilidad razonable sobre
ellas. La inseguridad jurídica, principalmente consecuencia de las indefiniciones
derivadas del todavía abierto proceso de renegociación, aún afecta más allá de
las propias consecuencias derivadas de la emergencia.
No obstante las dificultades
afrontadas desde el inicio de la emergencia económica, la Sociedad ha podido
desempeñar su actividad manteniendo su compromiso con la seguridad y calidad
del servicio, gracias a la firme decisión, colaboración y comprensión de sus
accionistas y personal.
Se debieron sortear, con diferentes
grados de dificultad, problemas generados por la aplicación de medidas y
disposiciones de las autoridades que afectaron en materia de energía y en
particular al sector de gas natural, que se fueron emitiendo a partir de
2001/2002, modificando sustancialmente las condiciones pactadas en la Licencia.
Como ya se expresara anteriormente,
la Sociedad mantiene su vocación de negociación efectiva dentro de parámetros
de equidad económica y seguridad jurídica que determinen un marco previsible,
que además permita una más rápida recuperación y normalización del sector.
La gestión
Durante 2005 se continuó con la
aplicación de la Resolución N° 208 del Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"), que permite a los
productores de gas aplicar incrementos de precios de su producto a los consumos
industriales. Adicionalmente, a través de los Decretos N° 180 y 181 del Poder
Ejecutivo Nacional ("PEN"), la Secretaría de Energía de la Nación
("SE") dispone con un programa predeterminado, el ingreso programado
de nuevas categorías de clientes que deben comprar el gas en forma directa al
productor o comercializador habilitado, a precios pactados entre las partes que
tienden, hacia fines de
Accesoriamente el Mercado
Electrónico del Gas ("MEG"), que comenzó a operar en transacciones de
gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte ("PIST") a partir
del 16 de agosto de 2005, permite complementar las operaciones de gas Spot.
Como consecuencia de la compra directa de gas de sus clientes, progresivamente
disminuyen las obligaciones de suministro por parte de la Sociedad.
Las gestiones realizadas por la SE
para aumentar la capacidad de transporte y la oferta de gas que permitan
abastecer la creciente demanda, pueden considerarse útiles pero aún
insuficientes para satisfacer a tiempo la demanda incremental.
La Sociedad continúa realizando los
esfuerzos necesarios para satisfacer los requerimientos que la demanda exige al
sistema de distribución, en particular para los clientes de servicios
prioritarios, no habiéndose registrado en el año 2005 limitaciones al consumo
derivado de la capacidad de distribución.
Se canceló totalmente en marzo de
2005 el préstamo financiero del exterior que se disponía, dejándose sin efecto
la garantía que fuera necesaria establecer en oportunidad de su refinanciación,
como parte de la aplicación de una política financiera prudente. Asimismo, y
por necesidades transitorias de fondos, se recurrió en mayo a un préstamo en la
plaza local por 180 días que fue totalmente cancelado a su vencimiento.
Basada en la austeridad de su
gestión administrativa, y dentro del contexto imperante, se procuró una
ajustada ejecución del presupuesto de gastos, disponiéndose la realización de
las inversiones necesarias para mantener la calidad, continuidad y seguridad
del servicio. En materia de organización y control se continuaron los programas
de mejora continua de procesos y procedimientos, y su adecuación a nuevas
normas vigentes. En lo que atañe a los recursos humanos, se completó nuevamente
un amplio programa de capacitación, como así también se concretaron
incorporaciones y cambios de estructura para adaptar la organización a nuevos
requerimientos de la gestión.
En el presente capítulo se expone la
información más sobresaliente de las actividades desarrolladas por la Sociedad
durante el año 2005.
El sistema de distribución se
incrementó en
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:
recambio de servicios; renovación y realización de nuevas redes y cámaras de
regulación; instalación de un nuevo gasoducto y el potenciamiento de otros; renovación
y ampliación del sistema de protección catódica; refuerzo del sistema de
distribución en la ciudad de Río Cuarto; instalación de nuevos medidores
industriales; 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. Las inversiones realizadas
durante el ejercicio representaron aproximadamente $11,4 millones, un 32,6% más
que las de 2004.
Entre las actividades de operación
se destaca la ejecución del programa de búsqueda y reparación de fugas para el
año 2005, por el cual se relevaron aproximadamente 7.200 kms. de redes en zonas
de alta densidad habitacional y 1.780 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 718 inspecciones;
las correspondientes al mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras,
como así también a la supervisión técnica de los Subdistribuidores. En el marco
de la Resolución ENARGAS N° 3164/2005, se efectuaron inspecciones
correspondientes a establecimientos educacionales de las provincias del área de
servicio.
Los inconvenientes respecto de la
disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del
incremento de la capacidad de transporte y las dificultades económicas
generalizadas, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
expansión y saturación de redes se vieran demorados. Esta misma coyuntura,
provocó la demora de parte de las obras de extensión y expansión de redes en
distintos municipios a los que en su momento se los unió al sistema de
distribución a través de grandes obras de extensión de gasoductos propios,
instalación de nuevas cámaras y potenciación de otras, que ampliaron la
capacidad disponible.
En estos últimos años los distintos
actores debieron sortear las dificultades de la falta de financiamiento,
contando solamente con el estimulo de la marcada diferencia de precios entre el
gas natural y los combustibles sustitutos. No obstante ello, por el estimulo
mencionado, los usuarios comenzaron paulatinamente, pero en cantidades
importantes, a reincorporarse al sistema o a ingresar al mismo por primera vez.
En ese sentido, a pesar de las
dificultades mencionadas, se avanzó junto con gobiernos provinciales y
municipales en los proyectos, convenios y trámites administrativos que demandan
las reactivaciones de obras ya contempladas y otras nuevas que motoricen la
expansión de las redes que se requieren en las capitales de Catamarca, Córdoba
y La Rioja, como así también en más de treinta localidades distribuidas en
diferentes regiones de la provincia de Córdoba.
Se realizaron casi 1050
anteproyectos de suministros para nuevas redes, que involucran a
aproximadamente a 78.000 frentistas. En el Centro de Atención Telefónica se
recibieron y atendieron más de 109.000 llamadas con más de un 97% de eficiencia
de atención dentro de los 40 segundos. También se iniciaron más de 7.400
procedimientos preventivos para la detección de conexiones irregulares y de
probables ilícitos. Asimismo, se desarrollaron con normalidad los procesos de
medición de consumos, facturación y cobranza, con la distribución de más de
2.900.000 facturas.
Como ocurre desde el año 2003 la
Sociedad continúa cumpliendo las funciones de operador interino de las redes de
distribución e instalaciones complementarias de las localidades de Chepes,
Aimogasta y Villa Unión, provincia de La Rioja, y se mantiene en la espera de
que el ENARGAS designe al prestador definitivo según lo indica la Licencia.
Si bien ha sido tratado oportunamente
con suficiente detenimiento, resulta necesario recordar como aspectos de
fondo, y al menos mientras se
mantengan sus efectos sobre el marco jurídico vigente para los contratos de
concesión o licencias de las empresas de servicios públicos, que la Ley N°
25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiarlo publicada el
07/01/02 ("Ley de Emergencia"), en principio con vigencia hasta el
31/12/03, fue prorrogada sucesivamente y por un año en cada oportunidad, por
las leyes N° 25.790, publicada el 22/10/03, N° 25.792 publicada el 17/12/04
(ley que prorrogó también las disposiciones de la Ley N° 25.790 y normas
complementarias) y, finalmente, la N° 26.077, sancionada el 22/12/05, última
disposición en esa materia que extiende la prórroga hasta el 31/12/06.
Asimismo, como ya se considerara, la
sanción por parte del Poder Ejecutivo Nacional ("PEN") de los
Decretos ~
180/2004 y
181/2004, el13/02/04,
introdujo sustanciales cambios en la actividad de la Sociedad cuyos efectos, de
difícil cuantificación, aún 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 todavía mantiene aspectos
pendientes respecto de las modificaciones realizadas.
A manera de síntesis, puede
indicarse que entre sus aspectos más relevantes, el Decreto N° 180/2004
establece la creación de un régimen de inversiones en infraestructura de
transporte y distribución de gas a través de fondos
fiduciarios; la puesta en marcha del
MEG -que incluye mecanismos de reventa de capacidad de transporte en firme e
interrumpible y de compra-venta de gas- el reemplazo de la categoría Venta GNC
y cambios en las condiciones especiales de ciertos grandes usuarios
interrumpibles.
A su vez, el Decreto
181/2004, atañe a la
relación entre la SE y los productores de gas y los habilita a firmar acuerdos
de ajustes del precio del gas en el PIST 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 (R1, R2 y R3) y General
"P" (SGP1, SGP2 y SGP3) en función del consumo, con vistas a
establecer una segmentación de precio -en principio sólo del gas- a fin de
atenuar los ajustes en los usuarios de menores consumos.
Con posterioridad, se emitieron una
serie de disposiciones que han ido reglamentando los aspectos considerados por
ambos decretos, cuyas principales facetas también se exponen en la presente
Memoria.
Los cuadros tarifarías actualizados
por variación en el precio del gas con vigencia a partir del 01/05/05, fueron
luego rectificados por el ENARGAS para los segmentos R1, 2 y 3, SGP1 y 2,
retrotrayéndolos a octubre de 2004, con un valor gas incluido en las tarifas
inferior al que hubiera correspondido. La Sociedad presentó los recursos y
reclamos que en cada caso correspondían.
La Sociedad solicitó oportunamente
al ENARGAS, al MECON y a otras áreas de gobierno, urgentes incrementos en las
tarifas de distribución -congeladas desde 1999- tendientes a revertir los
impactos negativos de la coyuntura.,
El 26/11/03 tuvo lugar la primera
reunión conjunta con las distribuidoras de gas convocada por la Unidad de
Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN). En ella
se entregaron a las licenciatarias los objetivos generales de esta nueva etapa
de renegociación de contratos de Licencia y un cronograma que extendía hasta
diciembre de 2004 el plazo del proceso integral, sin especificar los alcances
de las etapas previstas. Sin embargo, el proceso registró períodos de
estancamiento.
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 y junio de 2005 la
UNIREN remitió sendas propuestas de una Carta de Entendimiento sobre la
renegociación del Contrato, que no fueron el resultado de una negociación entre
partes, y que la Sociedad luego de sus respectivos análisis no aceptó,
manifestando además, su voluntad de cumplir con el proceso que le fuera
impuesto e instando a la realización de efectivas negociaciones.
Por Resoluciones Conjuntas N°
388/2005 y N° 790/2005 de fecha 07/07/05, del MECON y del MPFIPyS,
respectivamente, se habilitó la convocatoria a una Audiencia Pública para
tratar la Carta de Entendimiento propuesta a la Sociedad en junio de 2005.
Dicha Audiencia se llevó a cabo el día 23/08/05 conforme a lo establecido
mediante la Disposición UNIREN N° 21/2005, en la cual la Sociedad rechazó
fundadamente la propuesta formulada por la UNIREN, explicitando su posición en
el proceso y su voluntad de avanzar con el mismo a través de efectivas
negociaciones. Adicionalmente, la Sociedad también se manifestó en relación con
el Informe de Justificación preparado por la UNIREN respecto a la Carta de
Entendimiento propuesta. Con posterioridad a la Audiencia se reanudaron las
reuniones y pedidos de información por parte de la UNIREN, sin que aún se
pudieran lograr avances significativos que permitieran concretar consensos
sobre los términos bajo los cuales podría formalizarse un Acta Acuerdo.
En materia de transporte, la
Sociedad mantuvo la capacidad contratada para el periodo. Asimismo, y como se
mencionara oportunamente, en 2004 el Gobierno Nacional anunció, bajo el
Programa de Fideicomisos de Gas creado por la Resolución N° 185/2004 del
MPFIPyS, 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 N°
01/2004 de TGN SA ("CA01"), para la ampliación de la capacidad de
transporte firme del Gasoducto Norte, en julio de 2004 se le adjudicó a la
Sociedad la disponibilidad de 720.468 m3/día hasta abril de 2028, sobre un
total de 3,9 MMm³/día que la Sociedad requiriera oportunamente mediante una
Oferta Irrevocable de Transporte Firme.
Como consecuencia de las
inconsistencias entre las bases del CAO1 y decisiones posteriores de las
autoridades en la materia, la Sociedad presentó recursos de reconsideración de
las reasignaciones del CAO 1 efectuadas por las autoridades, reclamando su derecho
prioritario para la asignación de capacidad destinada a sus clientes firmes.
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 ese sentido, luego le fue solicitado a la
Sociedad que requiriera financiamiento para asignarlo al fideicomiso, por lo
cual se hizo llegar a instituciones financieras, las solicitudes y la
información necesaria para obtener el financiamiento que, en todos los casos,
tiene como destinatario y garante de dichos fondos al Fideicomiso organizado
por la SE a través de Nación Fideicomisos S.A.
Debido a lo costoso de la expansión
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, SGP 1 y 2. Por lo tanto, los
sistemas de transporte y distribución contribuyen al repago del incremento de
capacidad, actuando la Sociedad, en lo concerniente a distribución, sólo como
agente de percepción por cuenta y orden de Nación Fideicomiso S.A.
Aún cuando todavía los clientes de
la Sociedad no se benefician con la expansión del sistema de transporte de TGN
SA, desde el 15/06/05 se encuentra vigente el cobro de los cargos del
Fideicomiso Gas organizado por la SE, con destino al repago de las inversiones
necesarias. Dicho cargo es aproximadamente igual al 70% del valor incluido en
las tarifas como costo de transporte.
En principio, la disponibilidad de
la capacidad asignada a la Sociedad fue estimada para alguna fecha entre el
01/06/05 y el 31/12/05, pero esa estimación no se cumplió, presumiéndose por el
avance de las obras, que el aprovechamiento de la expansión se produciría
recién en el primer trimestre de 2006.
En los últimos días de febrero de 2005
la Sociedad recibió del ENARGAS la Nota N° 1220/2005, que conjuntamente con la
Resolución N° 3140/2005 del mismo ente, establecieron una nueva instancia en
relación con la capacidad asignada, confirmando la titularidad por parte de la
Sociedad, indicando el modo de prorrateo a los usuarios "validados" y
determinando ciertos mecanismos para llegar a acuerdos para ceder dicha
capacidad al Productor que la financia (en este caso YPF S.A.) o procurar
financiamiento alternativo. 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. YPF S.A. formuló ofertas para contratos de gas asociados a la
capacidad otorgada a la Sociedad en condiciones que resultaron no aceptables
para la misma. Vencidos los plazos a mediados de abril sin que se hubiese
llegado a un acuerdo, se ha habilitado a los Grandes Usuarios a celebrar
contratos de gas y transporte en firme con YPF S.A. La cantidad asignada por el
ENARGAS para este segmento de clientes -correspondiente a la Tercera Prioridad
del CA01 de TGN SA- fue de 381.027 m3/día. Aún queda pendiente de resolver la
asignación de los 339.441 m3/día que completan la ya citada asignación total
inicial a la Sociedad de 720.468 m3/día.
No obstante, diferentes definiciones
de la SE (Notas N° 1565/04, N° 1521/05 y N° 1618/05) establecerían que a las
Estaciones de GNC corresponde asegurarles una reserva de capacidad firme
inicial (''RMI") que debe mantenerse en forma prioritaria en relación a la
mayor demanda que puedan generar los clientes residenciales y otros
ininterrumpibles. Asimismo, en la Resolución N° 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 CAO 1, la Sociedad solicitó al ENARGAS que se expidiera
respecto a estas definiciones de la SE, ya que modificaban de manera sustancial
las Bases del CA01 y, consecuentemente, correspondía revisar íntegramente las
asignaciones de capacidad realizadas. Ante la falta de respuesta por parte del
ENARGAS se le requirió un pronto despacho, cuyo plazo también ha vencido,
siendo incierta la decisión que finalmente se adoptará.
A finales del mes de setiembre 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 Ofertas Irrevocables
("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, SGP 1 y SGP2 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, P1 y 2; 2°) requerimientos para generación eléctrica del
mercado interno -hasta
Por indicación del ENARGAS, la
Sociedad notificó a todos los clientes (excepto R, SGP1 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 SGP2
(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
El total de ofertas recibidas por
TGN SA superó los 31 M/día (siendo que la capacidad a ampliar es de sólo 10
MMm³/día). De acuerdo a las prioridades definidas en las bases y de ratificarse
la validez de las 01 presentadas por todos los participantes, esta expansión
sólo podría satisfacer a la Prioridad 1 (distribuidoras y subdistribuidores) y
a la Prioridad 2 (generación de energía eléctrica), resultando excluidas todas
las demandas de sectores industriales y GNC.
La probabilidad de que se amplíen
los 10 MMm³/día previstos por TGN SA es incierta debido a las dificultades en
la obtención de financiamiento evidenciadas en el CAO 1, con lo que es de
prever que la capacidad efectiva que se asigne y/o construya en favor de la
Sociedad sea inferior a la solicitada.
Dado que a la fecha de presentación
de la 01 para el CA02, el ENARGAS aún no había resuelto los cuestionamientos a
las asignaciones del CAO1, la Sociedad manifestó a TGN S.A. y al ENARGAS que
las cantidades definitivas de la 01 bajo Prioridad 1 estaba subordinada a la
resolución del CAO l.
Mediante la Resolución N° 208/2004
del MPFIPyS -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
181/04" (el "Acuerdo"), el que fue suscripto el 02/04/04 entre
la SE y los principales productores de gas, previendo la normalización de
precios de gas en el PIST a la fecha límite que dispone el citado decreto
(31/12/06). Para ello establece un procedimiento concreto que contempla un
sendero de 4 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.
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 requirió 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.
Continúan vigentes los acuerdos que
la Sociedad lograra reestructurar durante el 2004 con siete productores de gas
bajo cuatro contratos, por un volumen equivalente a aproximadamente el 25% de
la necesidad prevista inicialmente para el año
No obstante, continuó con provisión
suficiente, a requisitoria diaria de la Sociedad vía el mecanismo de
redireccionamiento establecido por el ENARGAS. 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 satisfacían las
necesidades de la Sociedad, por lo que se realizó una contrapropuesta.
La Sociedad no puede asegurar el
resultado de la negociación. En el caso de no resolverse esta situación, se
deberá continuar acudiendo a los mecanismos instrumentados por la SE y el
ENARGAS, que fueron aplicados durante los años 2004 y 2005.
En tanto el ENARGAS no publique los
cuadros tarifarios de julio y octubre de 2005 para reflejar el último escalón
del incremento de gas para los sectores industriales previsto en el Acuerdo,
preventivamente y por aplicación de las garantías previstas en el mismo, la
Sociedad ha comunicado a los productores que en tanto ello no ocurra y se
perciban de manera efectiva las tarifas que reflejen el nuevo precio, no se
reconocerán los incrementos correspondientes en el precio del gas.
Ello motivó que la SE y varios
productores procedieran a intimar a la Sociedad instando al pago del precio
previsto en el Acuerdo, independientemente de que fuera trasladado a las
tarifas finales. La Sociedad rechazó estas intimaciones resguardándose en las
cláusulas expresas del Acuerdo que comprometen a la propia SE a asegurar el
traslado "efectivo y oportuno" a las tarifas (conforme cláusula 6.2
del Acuerdo). Adicionalmente la Sociedad reiteró el reclamo al ENARGAS para que
emitiera las tarifas que correspondían a partir del 1° de julio y las
correspondientes al ajuste estacional a partir del 1° de octubre. Ante el
silencio del ENARGAS, la Sociedad le requirió un pronto despacho.
Frente a la atipicidad de la
situación generada por la no sanción de los cuadros tarifarios en los tiempos y
modalidades establecidos en las normas vigentes, la Sociedad no puede prever de
qué modo, en qué plazos y con qué alcances se expedirán las autoridades.
Con el objeto de dar cobertura al
crecimiento vegetativo de la demanda prioritaria, solamente un productor
respondió favorablemente al pedido de cantidades incrementales que la Sociedad
efectuó. Bajo la misma premisa y ante la falta de respuesta del resto de los
productores, el ENARGAS incrementó -conforme sus evaluaciones y mediante el
mecanismo de redireccionamiento- las cantidades asignadas al resto de los
productores.
Mediante instrucciones precisas, la
SE convalidó que se procediera a la cancelación, para el periodo comprendido
entre el 11/06/04 y el 20/08/04, de las diferencias determinadas en ciertas
facturas por compra de gas derivado en función de la Disposición 27/2004 de la
Subsecretaria de Combustibles ("SSC") (actualmente reemplazada por la
Resolución 659/2004 de la SE), que reglamentan restricciones a la exportación
de gas y mecanismos para priorizar el mercado interno, por cuanto corresponde a
la Autoridad de Aplicación informar con la periodicidad suficiente el detalle de
productores que cumplieron con la provisión al mercado interno y aquellos que
incumplieron, pues en función de ello se determina el precio que se debe pagar
por el gas entregado (paridad exportación o precio de cuenca, respectivamente).
En tal sentido y conforme lo avalado
por la SE, se solicitó al ENARGAS el traslado a tarifas de estos montos
incrementales. Las inyecciones de gas de exportación efectuadas en los periodos
comprendidos entre el 24/04/04 y el 10/06/04 y las derivadas por aplicación de la
Resolución SE N° 659/2004 entre el 16/06/05 y el 22/07/05 continúan con saldos
no autorizados pendientes de convalidación por parte de la SE y el ENARGAS.
Continuando con las medidas para
adecuar los compromisos de venta a la realidad de los escenarios actuales de
disponibilidad de gas, para el periodo 01/05/05 al 30/04/06 se renovaron los
acuerdos con los Grandes Usuarios (clientes directos que se compran su propio
gas), únicamente en la modalidad sólo transporte, conservando los períodos de
cesión de capacidad parciales por hasta 120 días y totales por hasta 90 días,
en aquellos días del invierno 2005 en que deben tener prioridad los servicios
ininterrumpibles con cláusulas de penalidad por consumos no autorizados.
Se mantuvo la misma capacidad diaria
reservada de 2004 para los acuerdos con clientes de la categoría SGG, sin
cláusula de renovación automática, con nominación semanal de consumos
excedentes para el nuevo periodo, y una duplicación de las penalidades por
consumos no autorizados (igualándolas a la penalidad de los Grandes Usuarios),
aplicables al periodo invernal.
El ENARGAS dictó instrucciones de
carácter general que limitan la posibilidad de establecer restricciones a la
parte firme de la reserva de capacidad inicial de las estaciones de GNC,
confiriendo a las estaciones un derecho sobre su RMI, en la medida en que la
respalden con utilización efectiva. En consecuencia, la Sociedad ofreció y
formalizó acuerdos sólo en las modalidades dispuestas por el ENARGAS.
Como consecuencia de las dificultades
para acceder a mayor capacidad de transporte y provisión de gas de los
productores y el incremento de la
demanda en virtud de la distorsión de precios relativos del gas natural con
relación a los combustibles alternativos, se continuó al igual que en 2004 con
la postergación temporaria del otorgamiento de factibilidades para clientes SGP
(3° escalón) con consumos superiores a 30m3/hora (720 m3/día), 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. Asimismo, se continuaron
recibiendo solicitudes de servicio requiriendo capacidad firme de parte de
clientes industriales, las que en principio no pueden ser atendidas. Estas
situaciones han sido informadas al ENARGAS.
Durante el 2004 determinadas
estaciones de carga de GNC que operan en la provincia de Córdoba interpusieron
acciones judiciales solicitando la declaración de inconstitucionalidad de los
Decretos N° 180/2004 y N° 181/2004. En el marco de dichos procesos, los
Juzgados Federales de Bell Ville, Córdoba N° 2 y Río Cuarto ordenaron
precautoriamente la suspensión de los efectos de los decretos.
En el mes de marzo de 2005 la
Sociedad efectuó una presentación ante los juzgados citados para informarles de
las condiciones de suministro esperables para el período invernal que se
iniciaba el 01/05/05, la necesidad de la Sociedad de garantizar los servicios
prioritarios ante posibles escenarios de escasez y un esquema de limitaciones a
servicios no prioritarios que minimice el impacto social y otorgue un marco de
previsibilidad a los involucrados.
Como resultado de ello, el Juzgado Federal
N° 2 de Córdoba dispuso con fecha 20/04/05 dejar sin efecto la medida cautelar
ordenada oportunamente. En virtud de que tal decisión ha sido apelada por la
actora, se encuentra a resolución de la Cámara Federal la confirmación o no de
la revocación de la medida. En consecuencia, en las tres jurisdicciones
mencionadas se mantiene hasta la fecha la vigencia de las medidas cautelares.
El 08/06/04 se publicó la Resolución
N° 606/2004 de la SE por la cual se permite a determinados clientes
intercambiar, revender o ceder el servicio brindado por la prestataria de
distribución de gas natural por redes en la medida que se trate de reserva de
capacidad u obligaciones de tomar o pagar u otras equivalentes. La reventa de
los servicios quedó habilitada para realizarse en forma total o parcial,
aplicable tanto a los servicios completos como de sólo transporte y/o
distribución. En tanto sea físicamente posible, las distribuidoras deben
brindar como mínimo un servicio de distribución interrumpible.
El MEG, instituido por el Decreto N°
180/2004, cuyo operador es la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y que está
dirigido a posibilitar transacciones de compraventa de gas natural entre
diversos actores de la industria, entró en operaciones durante el segundo
trimestre de 2005 de manera limitada, dado que opera en transacciones spot de
gas y se lo utiliza como registro para la publicación de operaciones de reventa
de Capacidad Diaria Reservada en el marco de la Resolución SE N° 606/2004.
La SE, a través de la Resolución N°
939/2005 del 04/08/05 aprobó el "Régimen complementario del despacho
de gas natural, que contempla el funcionamiento del mercado spot del gas
natural que opera en el ámbito del MEG".
El 23/05/05 se publicó la Resolución
SE N° 752/2005 mediante la cual se reglamentan -principalmente- los artículos
4° y 5° del Decreto PEN N° 181/2004. Esta normativa establece la prohibición a
las distribuidoras -a partir del 01108/05- de vender gas a los siguientes
segmentos de usuarios: Grandes Usuarios Venta FD e ID, usuarios SGG y SGP
-tercer escalón- (consumos superiores a 150.000 m3/mes al momento de la
publicación de esta resolución). Tal prohibición se extiende -a partir del
01/01106-- al resto de los usuarios SGP3 y a las estaciones de GNC. Estas
últimas deberán comprar su gas a través del MEG mediante 01 estandarizadas.
Esta misma resolución autoriza a los
usuarios a contratar con los productores de gas la cuota parte proporcional del
gas contratado por las distribuidoras con dichos productores (ya sea que se
cuente con contrato reestructurado en los términos del Acuerdo o que deriven de
gas redireccionado por el ENARGAS en el mismo marco). El perfil de consumo con
el que contratarían los usuarios que califiquen sería el correspondiente al
período abril 2003-marzo 2004 (12 meses previos a la firma del Acuerdo).
Esta situación, si bien en principio
significa la reducción de las cantidades contratadas por la Sociedad con los
Productores, el Art. 16 de la Resolución SE N° 752/2005 permite restablecer
obligaciones de entrega por parte de éstos por hasta los volúmenes
comprometidos en el Acuerdo en la medida que sea necesario para abastecer los
consumos prioritarios que permanecen bajo obligación de suministro por la
Sociedad.
Se estima que se podría complicar el
abastecimiento al segmento de servicios prioritarios (R, SGP1 y 2) por parte de
la Sociedad en el caso de condiciones climáticas más rigurosas que generen una
demanda prioritaria que exceda el volumen asignado en el Acuerdo. Dicha
situación ha sido advertida al ENARGAS y a la SE, y eventualmente obligará a la
Sociedad a abastecerse del MEG o a redireccionar gas de Grandes Usuarios.
Por Resolución SE N° 930/2005
del26/07/05 el plazo del 01/08/05 se prorrogó hasta el 01/09/05, fecha a partir
de la cual tuvo efectiva vigencia. Mediante sucesivas notas, la SE instruyó
para que a los usuarios que luego del 01/09/05 aún no hubieran registrado sus
contratos de abastecimiento de gas, obligatoriamente la Licenciataria les
asignara un Productor bajo determinadas pautas, para que éste les facturase el
gas consumido. También se definió que una vez vencido el plazo del 31/10/05, si
algún consumidor directo continuaba sin acordar y registrar su contrato de
suministro, la Sociedad y la Transportadora quedaban inhabilitadas para asignarles
gas.
La SE emitió la Resolución N° 2020/2005
publicada el 23/12/05 en la cual modifica la Resolución SE N° 752/2005 en lo
que se refiere a la segunda etapa del proceso de desagregación de los servicios
de venta de gas, transporte y distribución ("unbundling"),
disponiendo la subdivisión de la categoría SGP3 en tres Grupos, en función del
consumo anual de los 12 meses previos a la firma del Acuerdo: Grupo 1 Usuarios
que consumieron más de 365.000 m3/año, Grupo II Usuarios que consumieron entre
180.000 y 365.000 m3/año, y Grupo IIl Usuarios que consumieron menos de 180.000
m3/año.
Para el Grupo 1 confirma la fecha de
unbundling para el 01/01/06, para el Grupo II establece una prórroga hasta el
01/03/06, mientras que la fecha del Grupo IIl será definida oportunamente por
la SE. Establece además una serie de condiciones para el caso de Clientes que
no hayan suscrito contratos de suministro a la fecha en que le corresponde
adquirir el gas en forma directa.
La misma Resolución SE 2020/2005
establece también una prórroga para las estaciones de GNC fijando en el
01/03/06 la fecha a partir de la cual estos usuarios deberán adquirir el gas en
forma directa mediante un mecanismo de ofertas irrevocables presentadas en el
MEG.
El 11/04/05 se publicó la Resolución
de la SE N° 624/2005 por la cual se restableció desde el 10/04/05 y hasta el
30/09/05 la vigencia del Programa de
Uso Racional de la Energía en el marco del Programa de Uso Racional del Gas
Natural ("PURE"), creado por la Resolución N° 415/2004 de la SE, a
los fines de mejorar las condiciones de abastecimiento interno de gas natural y
de energía eléctrica en todo el territorio nacional. El PURE se estableció en
el 2004 con una vigencia de un año prorrogable a criterio de la SE. Por la
Resolución N° 942/2004 publicada ell5/09/04, la SE dispuso que el PURE no se
aplicara entre el 15/09/04 y el 30/04/05.
En particular, para esta nueva
aplicación del PURE se establecieron algunas modificaciones entre las que se
destaca el diferente criterio a utilizar respecto de la comparación de los
periodos de consumo, ya que no se debe realizar corno en 2004 sobre una pauta
cronológica, sino mediante la comparación de periodos llamados "de
referencia" que tengan temperaturas medias equivalentes.
Con la Resolución N° 881/2005,
publicada el 18/07/05, la SE introdujo nuevas modificaciones a la metodología
de cálculo de las variaciones del consumo, las que fueron recogidas por la
Resolución N° 3245 del ENARGAS, de fecha 20/07/05.
Los importes correspondientes a los
cargos adicionales integran un Fondo Fiduciario determinado por el ENARGAS.
Se llevó a cabo un continuo análisis
de la evolución de los precios de los insumos, bienes y servicios, y de las
posibles sustituciones de los mismos, dado que los efectos de la inflación se
han ido reflejando en los costos de la Sociedad pese a la prudencia y
austeridad ejercidas, mientras que no ha existido reconocimiento alguno de esos
mayores costos en las tarifas. Por otra parte, los incrementos salariales
dispuestos en su momento por el propio Gobierno Nacional para el sector privado
de la economía y los acordados entre los distintos sectores empresariales y
sindicales, también tienen consecuencias que afectan las actividades propias y
tercerizadas, generando un estado de constantes negociaciones con los
proveedores.
A fines de 2004 se acordó una
extensión de la vigencia del convenio colectivo de trabajo con vigencia 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. Con vigencia
desde el 01/07/05 hasta el 01/05/06 se firmó un acuerdo con el Sindicato que
representa al personal dentro de convenio, por el cual se ajustaron las
remuneraciones promedio de dicho personal en aproximadamente un 16% para el
segundo semestre de 2005, con un 4% adicional aplicable al primer cuatrimestre
de 2006.
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 N° 19.550.
En materia financiera, se mantuvo la
aplicación de políticas financieras específicas a los efectos de atender las
necesidades ciertas y eventuales de fondos durante el ejercicio, mediante el
uso adecuado del flujo de ingresos de la Sociedad. Como complemento de la
cancelación efectuada el 23/12/04 de U$S 30 millones correspondientes a la
refinanciación acordada con el Banco Sanpaolo IMI S.p.A. por U$S 35 millones,
se cancelaron dos cuotas iguales y consecutivas con vencimientos el 24/01/05 y
el 23/02/05 por U$S 2 millones cada una en cumplimiento de lo acordado con la
entidad financiera.
El 23/03/05 se canceló la última
cuota de capital por U$S 1 millón y U$S 974 mil como pago total y definitivo en
concepto de intereses. La entidad bancaria también dio por cancelada la
garantía que la Sociedad debió presentar oportunamente. Con fecha 23 de mayo de
2005 la Sociedad obtuvo un préstamo en pesos, a 180 días, en un banco local y
por un monto de 6 millones, que fue cancelado totalmente a su vencimiento.
En el aspecto organizacional, se
ejecutaron las adecuaciones necesarias en los procedimientos y controles
existentes, la puesta en práctica de nuevas regulaciones sobre los procesos, la
actualización de manuales, y la emisión de informes sobre auditorías
específicas realizadas, como parte del programa de mejora continúa. En lo
relativo a los sistemas informáticos, se continuaron desarrollando aplicaciones
afines a la gestión, y se efectuaron las adaptaciones necesarias de las
aplicaciones de despacho de gas y de comercial para el cumplimiento de nuevas
normativas.
En los primeros dos meses del año se
desarrollaron y finalizaron tareas complementarias a la fase 2 sobre
implementación de mejoras de corto plazo, previstas en el proyecto de seguridad
tecnológica, al tiempo que se inició la fase 3 sobre medidas de largo plazo.
También se desarrollaron las etapas previstas para el ejercicio, relativas a
los nuevos sistemas de administración de recursos humanos y de análisis de
riesgo de las líneas de distribución y transmisión de gas por redes, dentro del
proyecto de integridad de duetos.
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 2005 se insumieron
14.600 horas/hombre de capacitación, con el propósito fundamental de fortalecer
el uso de prácticas gestionales de trabajo en equipo, de aplicación de
herramientas de management y gestión, para alcanzar la plena integración de
todos los niveles de la Sociedad.
Institucionalmente, se desarrollaron
campañas masivas de concientización sobre los riesgos inherentes al monóxido de
carbono, de difusión de medidas preventivas respecto de conexiones irregulares
y, en conjunto con ADIGAS (Asociación de Distribuidoras de Gas), de divulgación
de las medidas para el uso racional del gas natural a través de publicaciones
en oficinas de atención al cliente y escuelas. Asimismo, se desarrollaron
jornadas de actualización sobre normas técnicas y de prevención del monóxido de
carbono para instaladores de gas matriculados.
La evolución del ejercicio muestra
un crecimiento neto de 20.561 clientes, lo que significa un total acumulado al
cierre del mismo de 487.066, un incremento aproximado de 4,4% respecto de 2004,
y un crecimiento acumulado de aproximadamente 76,3% desde el inicio de la
Licencia. En particular, se destaca el crecimiento operado en los últimos
cuatro años en el número de estaciones de GNC conectadas al sistema, que al
cierre de 2005 totalizan 189, en contraste con las 120 que existían al
31/12/01. Como ya se apuntara, el crecimiento del número de clientes estuvo
motivado fundamentalmente por los altos precios de los combustibles
alternativos y sustitutos, y el congelamiento de las tarifas del gas natural.
Las cifras relativas a los volúmenes
de gas entregado discriminados en los principales segmentos de mercado,
comparados con los correspondientes al ejercicio anterior, se exponen en el
siguiente cuadro:
|
Volúmenes de gas entregado por principales
segmentos |
Millones
de m3 de gas |
Variación
en |
||
|
|
31/12/05 |
31/12/04 |
Millones de m3 de gas |
porcentaje % |
|
Residenciales |
435,8 |
394,5 |
41,3 |
10,5 |
|
Grandes clientes |
1.021,3 |
969,6 |
51,7 |
5,3 |
|
GNC |
380,2 |
373,1 |
7,1 |
1,9 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y |
243,5 |
231,2 |
12,3 |
5,3 |
|
Total del
volumen de gas entregado |
2.080,8 |
1.968,4 |
112,4 |
5,7 |
El volumen total de gas entregado creció
un 5,7% con respecto al 2004. El crecimiento de la demanda obedece
principalmente a las diferencias de precio apuntadas respecto de los otros
combustibles, a la mejoría manifestada en la economía y al incremento del total
de clientes servidos. El clima presentó un invierno suave en comparación con
los años anteriores, inclusive con el 2004, pero con un registro de
temperaturas bajas más extendido en el tiempo, haciendo que el invierno fuese
particularmente largo.
En el siguiente cuadro se exponen las
cifras de venta distribuidas entre los principales segmentos de mercado:
|
|
Millones de pesos |
Variación en |
||
|
Ventas brutas de gas por
principales segmentos |
31/12/05 |
31/12/04 |
Millones de pesos |
Porcentaje % |
|
Residenciales |
87,4 |
83,2 |
4,2 |
5,0 |
|
Grandes clientes |
52,3 |
44,2 |
8,1 |
18,3 |
|
GNC |
57,3 |
43,6 |
13,7 |
31,4 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y Subdistribuidores) |
34,0 |
31,1 |
2,9 |
9,3 |
|
Total de ventas de gas en cifras reexpresadas
al 31/12/02 |
231,0 |
202,1 |
28,9 |
14,3 |
En 2005 las ventas brutas en pesos
estuvieron afectadas por la pesificación y el congelamiento de tarifas
producido en 2002 que aún subsiste respecto de la distribución y el transporte,
excepto por los incrementos en el precio del gas dispuestos en el sendero
establecido en la Resolución N° 208/2004. Ésta es la principal causa de
incremento de las ventas del sector Grandes clientes, GNC y otros, compensada por
los efectos que comenzó a tener el unbundling para algunas categorías de
clientes, además de las variaciones relativas de volúmenes de los distintos
segmentos, que fue positiva en todos ellos.
La actividad en 2006
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la Sociedad
durante el décimo quinto ejercicio, comparados con los correspondientes al
período inmediato anterior:
|
Principales indicadores- Datos al 31 de diciembre de cada
año |
||
|
|
2006 |
2005 |
|
Clientes |
508.985 |
487.066 |
|
Incremento acumulado desde 1993 |
232.668 |
210.749 |
|
Participación en la venta de gas en Argentina (%) (1) |
6,7 |
7,2 |
|
Capacidad de transporte reservada(millones de m³ día) |
6,0 |
5,7 |
|
Volumen de gas natural entregado en millones de m³ |
2.131,4 |
2.080,8 |
|
Vente bruta anual de gas en M$ (2) |
198,3 |
237,7 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las ganancias
en M$ históricos |
34,2 |
31,3 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las
ganancias en M$ |
43,1 |
40,9 |
|
Activo fijo total en millones de $ (2) |
469,1 |
476,2 |
|
Monto global de inversiones anuales en millones de $ (2) |
12,3 |
11,9 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses de cada
año (3) |
4,0 |
4,1 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses desde
1992 (3) |
108,9 |
104,9 |
|
Monto total de impuestos pagados en el año en M$ (4) |
133,8 |
126,4 |
|
Sistema de distribución en kilómetros |
13.637 |
13.219 |
|
Incremento del sistema de distribución respecto del año
anterior |
418 |
259, |
|
Incremento del sistema de distribución desde el año 1992 |
6.564 |
6.146 |
|
Cantidad de empleados |
382 |
380 |
|
Cantidad de clientes por empleo |
1.332 |
1.282 |
(1) Datos estimados según
información publicada por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) a
noviembre/2006 y a diciembre/2005.
(2) Cifras
ajustadas por inflación al28 de febrero de 2003, en millones de pesos.
(3) Dólar comprador BNA al cierre de cada mes de
alta.
(4)
Incluye impuestos, tasas y contribuciones Nacionales, provinciales y
municipales.
La gestión
Principales aspectos de la actividad
La Sociedad continúa realizando los
esfuerzos necesarios para satisfacer los requerimientos que la demanda exige al
sistema de distribución, en particular para los clientes prioritarios del
servicio, no habiéndose registrado en el año 2006 limitaciones al consumo
derivado de la capacidad de distribución.
Se incrementó el sistema de
distribución en
Aún cuando la actividad de la
Sociedad no genera residuos contaminantes, la preservación y protección del
medio ambiente es uno de SIIS objetivos principales. Las operaciones se ajustan
en forma sustancial a las normas y procedimientos relativos a esta materia. En
el transcurso del año se ejecutó el programa de búsqueda y reparación de fugas,
por el cual se relevaron aproximadamente 11.848 kms. de redes en zonas de alta
densidad habitacional.
Se llevaron a cabo los recorridos
anuales referidos al control técnico programado de las estaciones de GNC
sujetas a verificación -con la concreción de 839 inspecciones- y los
correspondientes al mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras, como
así también a la supervisión técnica de los Subdistribuidores. En el marco de
la Resolución ENARGAS N° 3.164/2005, se efectuaron las inspecciones
correspondientes a establecimientos educacionales de las provincias del área de
servicio.
Con el objetivo de asegurar el
normal abastecimiento de gas en las condiciones pautadas en la Licencia, se
llevaron a cabo las siguientes actividades operativas previstas en el programa
anual: recambio de servicios; ampliación de redes; renovación y construcción de
nuevas cámaras reguladoras de presión; instalación de nuevas cañerías y
válvulas en el sistema de distribución de la ciudad de Río Tercero; ampliación
y mejora de los sistemas de odorización y de protección catódica; instalación
de nuevos medidores industriales; reemplazo de calentadores instalados en la
ciudades de Catamarca, La Rioja y General Deheza; remodelación de las instalaciones
del Centro Operativo de la ciudad de Catamarca; 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") N°
185/2004, conforme las reglamentaciones vigentes en la materia, Ley N° 26.095,
Decreto N° 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 ciertas 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. Estas 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 N° 24.076. La Sociedad se encuentra gestionando la inclusión de las
inversiones necesarias en el sistema de Fondos Fiduciarios.
Los inconvenientes respecto de la
disponibilidad de gas en boca de pozo, las restricciones respecto del
incremento de la capacidad de transporte y las dificultades económicas
generalizadas, provocaron luego de la crisis de 2001/2002 que los planes de
expansión y saturación de redes se vieran demorados. Esta misma coyuntura,
provocó el retraso de parte de las obras de extensión y expansión de redes en
distintos municipios a los que en su momento se los unió al sistema de
distribución a través de grandes obras de extensión de gasoductos propios,
instalación de nuevas cámaras y potenciación de otras, que ampliaron la
capacidad disponible.
En estos últimos años los distintos
actores debieron sortear las dificultades de la falta de financiamiento,
contando solamente con el estimulo de la marcada diferencia de precios entre el
gas natural y los combustibles sustitutos. No obstante ello, por el incentivo
mencionado, los usuarios comenzaron paulatinamente, pero en cantidades
importantes, a reincorporarse al sistema o a ingresar al mismo por primera vez.
En ese sentido, a pesar de las
dificultades mencionadas, y de acuerdo con la Nota ENARGAS N° 4.598/2004, se
avanzó junto con gobiernos provinciales y municipales en los proyectos,
convenios y trámites administrativos que demandan las reactivaciones de obras
ya contempladas y otras nuevas que motoricen la expansión de las redes que se
requieren en las capitales de Catamarca, Córdoba y La Rioja, como así también
en numerosas localidades distribuidas en diferentes regiones de la provincia de
Córdoba.
Se aprobaron 571 proyectos constructivos
para nuevas redes, que involucran a aproximadamente 60.527 clientes
potenciales. En el Centro de Atención Telefónica se recibieron y atendieron más
de 135.363 llamadas con aproximadamente un 96,4% de eficiencia de atención
dentro de los 40 segundos. También se realizaron más de 8.721 procedimientos de
seguridad preventivos para la detección de conexiones irregulares. Asimismo, se
desarrollaron con normalidad los procesos de medición de consumos, facturación
y cobranza, con la distribución de más de 3.000.000 facturas.
Como ocurre desde el año 2003 la
Sociedad continúa cumpliendo las funciones de operador interino de las redes de
distribución e instalaciones complementarias de las localidades de Chepes, Aimogasta
y Villa Unión, provincia de La Rioja, y se mantiene en la espera de que el
ENARGAS designe al prestador definitivo según lo indica la Licencia. La
Sociedad ha efectuado el reclamo sobre el particular en virtud de haberse
excedido el plazo razonable para designar al sujeto que se hará cargo en forma
definitiva de la operación.
Se continuó con el análisis de la
evolución de los precios de los insumos, bienes y servicios, y de las posibles
sustituciones de los mismos, dado que los efectos de la inflación se han ido
reflejando en los costos de la Sociedad pese a la prudencia y austeridad
ejercidas, mientras que no ha existido reconocimiento alguno de esos mayores
costos en las tarifas. Por otra parte, los incrementos salariales dispuestos en
su momento por el propio Gobierno Nacional para el sector privado de la
economía y los acordados entre los distintos sectores empresariales y
sindicales, también tienen consecuencias que afectan las actividades propias y
tercerizadas.
Con vigencia 01/05/06, se renovaron
las escalas salariales del Convenio Colectivo de Trabajo aplicable al personal
incluido en el mismo, acordándose ajustes cuatrimestrales de remuneraciones del
6,33%, que se hicieron efectivos en mayo y setiembre 2006 y en enero de 2007.
En lo que respecta a la estructura
remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes
al mercado, 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 N°
19.550.
Se mantuvo la aplicación de
políticas financieras específicas a los efectos de atender las necesidades
ciertas y eventuales de fondos durante el periodo, mediante el uso adecuado del
flujo de ingresos de la Sociedad. De acuerdo a lo resuelto oportunamente por la
Asamblea de Accionistas, la Sociedad distribuyó en los meses de abril, julio y
setiembre, respectivamente la primera, segunda y tercera cuota de tres iguales,
correspondientes a los dividendos aprobados sobre los Estados Contables al
31/12/05.
Se ejecutaron las adecuaciones
necesarias en los procedimientos y controles existentes, la puesta en práctica
de nuevas regulaciones sobre los procesos, la actualización de manuales, los
cambios de estructura y definiciones de puestos de trabajo que fueron
necesarios, y la emisión de informes sobre auditorías especificas realizadas y
la proyección de otras, como parte del programa de mejora continua y de los
procesos de control interno en vigencia. En lo relativo a los sistemas
informáticos, se continuaron desarrollando aplicaciones afines a la gestión, y
se efectuaron las adaptaciones necesarias de las aplicaciones de despacho de
gas y de comercial para el cumplimiento de nuevas normativas. Asimismo, se
desarrollaron y finalizaron tareas complementarias a la fase 3 sobre
implementación de medidas de largo plazo, previstas en el proyecto de seguridad
tecnológica. También se desarrollaron actividades de mantenimiento y ajuste
sobre el nuevo sistema de administración de recursos humanos y se implementó el
sistema de gestión de integridad de duetos para las líneas de distribución y
transmisión de gas por redes.
Se llevó a cabo el programa anual de
capacitación con desarrollo de aproximadamente 4.600 horas/hombre durante 2006,
aplicadas a distintos aspectos técnicos y de gestión. Institucionalmente, se
realizó una masiva compañía de concientización para disminuir los riesgos del
monóxido de carbono, y se organizó en la ciudad de Villa María, provincia de
Córdoba, conjuntamente con el ENARGAS, las Jornadas de Actualización de Normas
Técnicas y de Prevención de Monóxido de Carbono para Instaladores y Organismos
de Seguridad.
La emergencia
Si bien ha sido tratado
oportunamente con suficiente detenimiento, resulta necesario recordar como
aspectos de
fondo, y al menos mientras se
mantengan sus efectos sobre el marco jurídico vigente para los contratos de concesión
o licencias de las empresas de servicios públicos, que la Ley N° 25.561 de
Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiarlo publicada el 07/01/02
("Ley de Emergencia"), en principio con vigencia hasta el 31/12/03,
fue prorrogada sucesivamente y por un año en cada oportunidad, por las leyes N°
25.790, publicada el 22/10/03, N° 25.972 publicada el 17/12/04 y N° 26.077,
publicada el 10/01/06 (estas dos últimas leyes prorrogaron también las
disposiciones de la Ley N° 25.790 y sus normas complementarias). Finalmente, el
20/12/06 se publicó la Ley N° 26.204 que extiende la prórroga hasta el 31/12/07
con iguales efectos.
A partir de la sanción por parte del
PEN de los Decretos N° 180/2004 y N° 181/2004, de fecha 13/02/04, se
introdujeron una serie de cambios
sustanciales en la actividad de la Sociedad que han provocado efectos de
alcances difíciles de ponderar totalmente, al haberse sucedido una secuencia de
reglamentaciones, aclaraciones e implementaciones por parte de las autoridades
competentes, las cuales a la fecha continúan con aspectos pendientes de
resolución.
El Decreto N° 180/2004 establece la
creación de un régimen de inversiones en infraestructura de transporte y
distribución de gas a través de
fondos fiduciarios; el desarrollo 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; el reemplazo de la categoría
Venta GNC; y cambios en las condiciones especiales de ciertos grandes usuarios
interrumpibles.
A su vez, el Decreto N° 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
("PIST") 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 (R1 R2 y R3) y General "P"
(SGP1 SGP2 y SGP3) en función del consumo, con vistas a establecer una
segmentación de precios -en principio sólo del gas- a fin de atenuar los
ajustes en los usuarios de menores consumos.
A estos decretos le sucedieron una
serie de disposiciones que han ido reglamentando los aspectos considerados por
ambos decretos y que se trataron en detalle en las Memorias anteriores conforme
fueron surgiendo. En la presente se incluyen las normas que por su naturaleza
se destacan entre de las emitidas desde fin de 2005 y durante 2006:
La SE emitió la Resolución N°
2.020/2005 publicada el 23/12/05 por la cual modifica la Resolución SE N°
752/2005 en lo que se refiere a la
segunda etapa del proceso de desagregación de los servicios de venta de gas,
transporte y distribución ("unbundling"), disponiendo la subdivisión
de la categoría SGP3 en tres Grupos, en función del consumo anual de los 12
meses previos a la firma del Acuerdo: Grupo 1: Usuarios que consumieron
más de 365.000 m3/año, Grupo U: Usuarios que consumieron entre 180.000 y
365.000 m3/año, y Grupo 111: Usuarios que consumieron menos de 180.000 m3/año.
Para el Grupo 1 confirma la fecha de unbundling para el 01/01/06, para el Grupo
U establece una prórroga hasta el 01/03/06, mientras que la fecha del
Grupo 111 será definida oportunamente por la SE.
Establece además una serie de
condiciones para el caso de clientes que no hayan suscrito contratos de
suministro a la fecha en que les corresponde adquirir el gas en forma directa;
y una prórroga para las estaciones de GNC fijando en el 01/03/06 la fecha a
partir de la cual estos usuarios debían adquirir el gas en forma directa.
Accediendo a los requerimientos de
las cámaras empresarias que agrupan a las Estaciones de GNC, la SE emitió una
nueva medida, la Resolución SE N° 275/2006, donde se determinó una nueva
prórroga para las estaciones de GNC fijando en el 01/04/06 la fecha a partir de
la cual estos usuarios debían adquirir el gas en forma directa mediante un
mecanismo de subastas electrónicas a través de Ofertas Irrevocables
("01") presentadas en el MEG. Además definió que en la primer subasta
(marzo de 2006) los únicos "representantes" de las estaciones de GNC
ante el MEG son las distribuidoras (anteriormente estaban expresamente
excluidas) para lo cual los clientes GNC de la Sociedad deben otorgarle un
poder de representación indicando la cantidad de módulo de gas natural que
requieren para cada estación.
Se impone además a las distribuidoras
la obligación de administrar- temporariamente hasta el 30/09/06 y con su
continuidad sujeta a evaluación de la SE- los contratos de gas para las GNC sin
darles derecho a obtener compensación por este servicio. La Sociedad cuestionó
esta Resolución por entender que modifica unilateralmente las Reglas Básicas de
la Licencia sin la adecuada compensación. Posteriormente, por Nota SSC N° 1.624
de fecha 29/09/06, la Subsecretaria de Combustibles ("SSC") comunicó
a la Sociedad que hasta tanto las estaciones de GNC no manifiesten su intención
de que otro actor del mercado realice las tareas previstas en sustitución de la
distribuidora, la Sociedad deberá continuar realizándolas.
Asimismo, cualquier otro actor que
quiera realizar las tareas en cuestión requiere de la aprobación previa de la
SE, tal lo dispuesto en el punto VI del Anexo I de la Resolución SE N°
275/2006. En la subasta correspondiente a setiembre de 2006 la totalidad de las
estaciones de GNC del área licenciada se presentaron a través de la Sociedad.
Mediante Resolución SE N° 1.329/2006
publicada el 22/09/06 se formalizó que los productores deben facturar a las
estaciones de GNC el gas realmente consumido, medido por las distribuidoras más
la adición del correspondiente gas retenido o gas combustible. De igual forma
la SE estableció que las diferencias positivas que ocurrieren para cada periodo
de facturación del gas entre los volúmenes realmente inyectados por los
productores para las GNC del área de cada distribuidora versus las cantidades efectivamente
facturadas por los productores a dichas GNC, podrán ser compensadas
operativamente por las distribuidoras a los productores en circunstancias a
acordar por las partes, o en su defecto, esas diferencias podrán ser facturadas
por los productores a las prestatarias de distribución al mismo precio que esté
informado a MEG en el registro del contrato con cada estación de GNC, para las
cuales fueron realizadas las solicitudes que originaron esas diferencias.
Siguiendo con el proceso de
Renegociación del Contrato de Licencia dispuesto por el Gobierno Nacional,
durante el mes de enero de 2006 se mantuvieron reuniones con los equipos
técnicos de la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios
Públicos ("UNIREN") en las cuales se entregó toda la actualización de
información requerida por la UNIREN. También se remitieron oportunamente la
Memoria y Estados Contables al 31112/05. A comienzos del mes de junio de 2006,
la UNIREN remitió nuevamente una propuesta de Acta Acuerdo sin cambios significativos
con relación a la propuesta que fuera tratada en la Audiencia Pública del
23/08/05. La Sociedad procedió a informar a la UNIREN que esta propuesta
continúa siendo unilateral y no el resultado del consenso entre las partes,
manifestando la disposición para continuar con el proceso de renegociación.
Las Actas Acuerdos propuestas por la
UNIREN fueron respondidas por la Sociedad indicando los puntos de desacuerdo y
sugiriendo, a cambio, nuevas redacciones y conceptos incluidos en aquellas. En
particular, la última comunicación en tal sentido cursada por la Sociedad a la
UNIREN fue realizada a fines del mes de enero de 2007.
La ya citada Ley N° 26.204 entre
otros de sus efectos, también estableció una nueva prórroga hasta el 31/12/07
para la renegociación de los contratos de servicios públicos.
Las tarifas
Tarifas de distribución
La Sociedad solicitó oportunamente
al ENARGAS, al MECON y a otras áreas de gobierno, urgentes incrementos de
tarifas de distribución que permanecen congeladas desde julio de 1999,
tendientes a revertir los impactos negativos de la coyuntura, ya que se dejaron
de contemplar los debidos ajustes por el P.P.I
el factor "K", suspendiéndose el proceso de la Revisión
Quinquenal de Tarifas II ("RQT II"), sin que hasta la fecha las Autoridades
hayan dado respuesta a las solicitudes realizadas por la Sociedad.
Ajustes estacionales por variación
del precio de compra del gas
Ante la injustificada demora en que incurrió
el ENARGAS para dar traslado a tarifas del último escalón del sendero de
precios que debió estar vigente a partir del 01/07/05, y por la omisión de
emitir en el plazo fijado en la normativa los cuadros tarifarios
correspondientes al ajuste estacional que debían regir a partir del 01110/05,
la Sociedad debió, en su momento, limitar el reconocimiento del pago de este
mayor precio a los productores. Ello motivó que la SE y varios productores
procedieran a intimar a la Sociedad instando al pago del precio previsto en el
Acuerdo, independientemente de que fuera trasladado a las tarifas finales.
La Sociedad rechazó estas
intimaciones resguardándose en las cláusulas expresas del Acuerdo que
comprometen a la propia SE a asegurar el traslado "efectivo y oportuno"
a las tarifas (conforme cláusula 6.2 del Acuerdo). Con la notificación de la
Resolución ENRG N° 3.467/2006 el día 23/03/06, el ENARGAS permitió a la
Sociedad recuperar de sus clientes este precio del final del sendero, mediante
un plan de pagos en 8 cuotas sin cargos ni intereses y con dos meses de gracia
a partir del 01/03/06.
Ante esta situación, los productores
aceptaron --en algunos casos con reservas- condiciones de pago equivalentes por
parte de la Sociedad, para cancelar la totalidad de la deuda contraída bajo
este concepto. A la fecha de la presente Memoria, han sido canceladas todas las
sumas que debían ser compensadas a los Productores sin que surgieran nuevos
reclamos por parte de éstos.
Esta última resolución no contempló
la debida compensación por las diferencias que se produjeron a partir de la
rectificación, por parte del ENARGAS, de los cuadros tarifarios actualizados
por variación en el precio del gas con vigencia a partir del 01105/05, por lo
cual retrotrajo a octubre de 2004 las tarifas para los segmentos R1 2 y 3, SGP1
y 2, con el inconveniente además, de que tal rectificación se hiciera con un
valor gas inferior al que hubiera correspondido, e inferior al costo de
adquisición. La Sociedad presentó los recursos y reclamos que en cada caso
correspondían.
El ENARGAS omitió nuevamente la
emisión de los cuadros tarifarios que debían tener vigencia a partir del
01/05/06 y contener las compensaciones adecuadas al costo del gas, de modo de
resolver las diferencias acumuladas desde mayo de 2005 en las tarifas
residenciales. A pesar de los pertinentes reclamos formulados por la Sociedad,
el ENARGAS no brindó ninguna justificación para tal inobservancia de la
normativa, incluso reiteró dicha conducta al no emitir los cuadros tarifarios
que debían tener vigencia a partir del 01110/06. Hasta la fecha el ENARGAS
tampoco ha emitido ni formulado observaciones o rechazo a la presentación de
ajuste hecha oportunamente por la Sociedad.
Ante esta situación la Sociedad
procedió a requerir judicialmente el 28/11/06 un Amparo por Mora ante la
Justicia Federal de Córdoba en relación a los cuadros tarifarios pendientes de
emisión, y un Pronto Despacho ante el ENARGAS por los cuadros tarifarios que
debían regir a partir del 01/10/06, todo ello conforme la Ley Nacional de
Procedimientos Administrativos.
El transporte
La Sociedad mantuvo la capacidad
contratada para el periodo. Asimismo, el Gobierno Nacional sostuvo vigente el
Acuerdo denominado "Fideicomisos de Gas-Fideicomisos Financieros"
para obras de expansión y/o extensión en transporte y distribución de gas en el
marco de lo dispuesto en el Artículo 2° de la Ley N° 24.076. Como resultado del
Concurso Abierto N° 01/2004 de TGN SA ("CAO1"), para la ampliación de
la capacidad de transporte firme del Gasoducto Norte, enjulio de 2004 se le
adjudicó a la Sociedad la disponibilidad de 720.468 m3/día hasta abril de 2028,
sobre un total de
No obstante, diferentes definiciones
de la SE (Notas N° 1.565/2004, N° 1.521/2005 y N° 1.618/2005) establecieron 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 N° 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 CAO 1, la Sociedad solicitó al ENARGAS que se expidiera
respecto a estas definiciones de la SE, ya que modificaban de manera sustancial
las Bases del CAO1 y, consecuentemente, correspondía revisar íntegramente las
asignaciones de capacidad realizadas. Ante la falta de respuesta por parte del
ENARGAS se le requirió un "pronto despacho" -no respondido por el
ENARGAS- y ante la profundización de las inconsistencias entre las bases del CAO
1 y las decisiones posteriores de las autoridades en la materia, la Sociedad
presentó recursos de reconsideración de las reasignaciones del CAO 1 efectuadas
por las autoridades, reclamando su derecho prioritario para la asignación de
capacidad destinada a sus clientes firmes.
A consecuencia del persistente
silencio del ENARGAS en responder a los reclamos de la Sociedad a fin de
aclarar y resolver la adjudicación de capacidad del CAO1, la Sociedad presentó
el 24/02/06 ante la Justicia Federal de Córdoba un "Amparo por Mora"
contra el ENARGAS a fin de instar a dicha Autoridad a expedirse.
Desde el 04/04/06 TGN SA puso a
disposición de los grandes usuarios que finalmente fueron convalidados por el
ENARGAS, la capacidad de transporte
resultante del CAO1 en la Zona Centro. El volumen confirmado por TGN SA
asciende a aproximadamente 560.000 m3/día. En los casos en que estos clientes
contaban con contrato con capacidad firme -con cesión de capacidad en el
invierno- con la Sociedad, corresponde deducir esta capacidad de la que
contractualmente disponían, pasando a revestir en la categoría "solo
distribución".
Con fecha 19/04/06 el ENARGAS emitió
la Nota ENRG N° 2.317/2006 adjuntando la Nota de la SE N° 0415/2006 en la cual
se resuelve parcialmente el planteo de la Sociedad confirmando la asignación a
la misma de la capacidad que originariamente el ENARGAS estimó correspondiente
a las estaciones de GNC del área de la distribuidora (339.441 m3/día)
estableciendo que esta capacidad debía ser cedida a YPF S.A. -en su carácter de
sujeto financiador de la expansión- en las ocasiones en que no fuera utilizado
por la Sociedad para sus consumos ininterrumpibles.
Ante la inminencia del periodo
invernal y la necesidad de disponer de la capacidad firme conforme lo dispuso el
ENARGAS en la mencionada Nota ENRG N° 2317/2006, la Sociedad remitió a TGN SA
una 01 en idénticos términos que la presentada en ocasión del CAO1 por los
339.441 m3/día. Dicha 01 no fue aceptada por TGN SA quien solicitó confirmación
del procedimiento al ENARGAS por entender que la solución ad-hoc adoptada por
el ENARGAS constituía una excepción a los procedimientos aplicados en el CAO1.
Posteriormente, en una reunión
convocada por las Autoridades en conjunto con YPF y representantes de la
Sociedad, se acordó que YPF resignaría sus derechos sobre la capacidad firme en
cuestión y la Sociedad renunciaría a las impugnaciones expuestas en el recurso
de reconsideración presentado en el ENARGAS. El 28/12/06, se perfeccionaron los
instrumentos contractuales por los que la Sociedad dispone de la titularidad de
dicha capacidad en condición de servicio de transporte firme a partir del
01/01/07 y hasta el 28/12/07.
Debido a lo costoso de la expansión
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, SGP1 y 2. Por lo tanto, los
sistemas de transporte y distribución contribuyen al repago del incremento de
capacidad, actuando la Sociedad, en lo concerniente a distribución, sólo como
agente de percepción por cuenta y orden de Nación Fideicomiso S.A.
Desde el 15/06/05 se encuentra
vigente el cobro de los cargos del Fideicomiso Gas organizado por la SE, con
destino al repago de las inversiones necesarias. Dicho cargo es aproximadamente
igual al 70% del valor incluido en las tarifas como costo de transporte.
A finales del mes de setiembre de
2005 se publicaron las bases para un nuevo programa para expansión de
gasoductos hasta
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
Por indicación del ENARGAS, la
Sociedad notificó a todos los clientes (excepto R, SGP1 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, SGP 1 y
SGP2 (proyectados al año 2008).
En función de estas definiciones y
de la proyección de demanda, el30 de noviembre de 2005 la Sociedad remitió una
O1 a TGN SA por
El ENARGAS realizó una validación
preliminar de las ofertas por un total de más de
06/04/06 el ENARGAS publicó la Nota
ENRG N" 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 877.000 m3/día a partir del 01/05/06, 259.000 m3/día a partir del
01/05/07 y 271.000 m3/día a partir del 01/05/08, totalizando 1.407.000 m3/día.
En todos los casos la asignación
corresponde en un 8% sobre el Gasoducto Centro Oeste y 92% sobre el Gasoducto
Norte de TGN SA. La Sociedad desconoce aún los motivos por los cuales el
ENARGAS no validó el total de
En relación a la 01 realizada por la
Sociedad bajo Prioridad 3, destinada a clientes no residenciales que
solicitaron capacidad a través de la Sociedad, si bien el ENARGAS validó el
total solicitado de 630.000 m3/día, este volumen no fue asignado aún por
carecer a la fecha del financiamiento necesario.
El 18/05/06 se publicó en el Boletín
Oficial la Ley N° 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 N° 1.216/06 publicado el 18/09/06 se
reglamentó la Ley N° 26.095.
Adicionalmente, en el mismo día se
publicó la Resolución del Ministerio de Economía y Producción N°
El 05/01/07 se publicó la Resolución
MPFIPyS N° 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, quedarán excluidas las categorías Residencial, estaciones de GNC,
SGP1 y SGP2. Además estableció que estos nuevos cargos específicos tendrían
aplicación a partir del 01/01/07, alcanzando a todos los usuarios no exceptuados.
Mediante la Resolución N° 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.
El gas
La Resolución N° 208/2004 del
MPFIPyS -publicada el 22/04/04- 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
181/04" (el "Acuerdo"), que fuera suscripto el 02/04/04 entre la
SE y los principales productores de gas, previendo la normalización de precios
de gas en el PIST a la fecha límite que dispone el citado decreto (31/12/06).
Para ello establece un procedimiento
concreto que contempla un sendero de 4 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.
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 requirió 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.
La Resolución SE N° 1.329/2006
actualiza el "Acuerdo" redefiniendo los conceptos que deben ser
considerados como volúmenes comprometidos por los productores para el
abastecimiento interno: a) cantidades adicionales redireccionadas por la SE y
el ENARGAS a las distribuidoras en concepto de DDR para el abastecimiento de
servicios prioritarios; b) saldos post unbundling de los volúmenes contratados
por las distribuidoras a los productores; e) volúmenes contratados por los
nuevos consumidores directos a los productores en virtud de las disposiciones
del "Acuerdo", de la Resolución SE N° 752/2005 y eones.; d) volúmenes
a ser suministrados a estaciones de GNC bajo cualquier concepto (incluidas las
Inyecciones Adicionales Permanentes -"IAP"- y cantidades spot) por
hasta la RMI; y e) volúmenes contratados por generadores con productores o
comercializadores, según las definiciones del "Acuerdo" al respecto.
Durante el ejercicio se mantuvieron
los acuerdos que la Sociedad lograra reestructurar durante el 2004 con siete
productores de gas bajo cuatro contratos, por un volumen equivalente a
aproximadamente el 25% de la necesidad prevista inicialmente para el año
A comienzos de febrero de 2005 se
recibieron de YPF S.A. sendas 01 tanto para la provisión de la cuenca Neuquina
como de la cuenca Norte, que no satisfacían las necesidades de la Sociedad, por
lo que se realizaron sendas contrapropuestas. Las negociaciones continuaron
durante el año 2005 y, en marzo de 2006, la Sociedad remitió a YPF S.A. los
términos bajo los cuales sería posible acordar la reestructuración o renovación
de los contratos por el plazo remanente del Acuerdo.
En setiembre la Sociedad manifestó
formalmente a YPF S.A. y demás productores con los cuales ha mantenido
contratos vigentes hasta el 31/12/06, su voluntad de renovar la relación
contractual o fáctica de abastecimiento, contemplando en tal sentido lo
estipulado en el Art. 16 de la Resolución SE N° 752/2005, y manteniendo
los demás términos y condiciones conforme surja de la eventual prórroga del
"Acuerdo".
Solamente un productor respondió,
manifestando la imposibilidad de negociar lo requerido dada la incertidumbre
existente respecto de la normativa aplicable o que pueda emitir la autoridad
regulatoria. No obstante, ante la falta de acuerdo entre la Secretaria de
Energía y los Productores para resolver la situación de abastecimiento a las
distribuidoras al vencimiento del Acuerdo (a partir del 01/01/07), los
Productores con contratos con la Sociedad manifestaron su voluntad de prorrogar
estos contratos hasta el 30/04/07. En similar sentido la Sociedad recibió una
comunicación de YPF S.A. informando que mantendría sus compromisos de
abastecimiento durante los 2 primeros meses de 2007, durante los cuales se
previó retomar las negociaciones. La Sociedad manifestó su conformidad con la
prórroga y su disposición a lograr formalizar un acuerdo.
La Sociedad no puede asegurar el
resultado de las negociaciones y es por ello que hasta tanto se obtengan
derechos contractuales sobre el gas necesario para los consumos prioritarios,
la Sociedad se ve obligada a requerir los volúmenes faltantes a la SE y el
ENARGAS bajo los mecanismos previstos en la normativa vigente de manera similar
a lo aplicado durante los años 2004, 2005 y 2006.
Mediante instrucciones precisas, la
SE convalidó que se procediera a la cancelación, para el periodo comprendido
entre el 11/06/04 y el 20/08/04, de las diferencias determinadas en ciertas
facturas por compra de gas derivado en función de la Disposición 27/2004 de la
SSC (actualmente reemplazada por la Resolución 659/2004 de la SE), que
reglamentan restricciones a la exportación de gas y mecanismos para priorizar
el mercado interno, por cuanto corresponde a la Autoridad de Aplicación
informar con la periodicidad suficiente el detalle de productores que
cumplieron con la provisión al mercado interno y aquellos que incumplieron,
pues en función de ello se determina el precio que se debe pagar por el gas
entregado (paridad exportación o precio de cuenca, respectivamente). En tal
sentido y conforme lo avalado por la SE, se solicitó al ENARGAS el traslado a
tarifas de estos montos incrementales.
Las inyecciones de gas de
exportación efectuadas en los periodos comprendidos entre el 24/04/04 y el
10/06/04 y las derivadas por aplicación de la Resolución SE N° 659/2004 durante
el invierno de 2005, continúan con saldos no autorizados pendientes de
convalidación por parte de la SE y el ENARGAS.
Los clientes
La evolución del ejercicio muestra
un crecimiento neto de 21.919 clientes, lo que significa un total al cierre del
mismo de 508.985, un incremento aproximado de 4,5% respecto de 2005, y un
crecimiento acumulado de aproximadamente 84,2% desde el inicio de la Licencia.
En particular, se destaca el crecimiento operado en los últimos cinco años en
el número de estaciones de GNC conectadas al sistema, que al cierre de 2006
totalizan 210, en contraste con las 120 que existían al 31/12/01. Como ya se
apuntara, el crecimiento del número de clientes estuvo motivado
fundamentalmente por los altos precios de los combustibles alternativos y
sustitutos, y el congelamiento de las tarifas del gas natural.
Se renovaron los contratos con los
Grandes Usuarios para el periodo comprendido entre el 01/05/06 y el 30/04/07
adecuando los compromisos a la realidad de los escenarios actuales de
disponibilidad de transporte y distribución ya que a partir del 01/09/05 todos
los usuarios de esta categoría debieron obligatoriamente asumir la condición de
"clientes directos" adquiriendo el gas por su cuenta. En tal sentido,
los compromisos asumidos son únicamente en la modalidad "sólo
transporte" con periodos de cesión de capacidad por hasta 90 días y en el
caso de los Grandes Usuarios que obtuvieron capacidad de transporte firme en el
sistema de TGN como resultado del CAO1 los contratos celebrados con la Sociedad
son bajo la modalidad de "sólo distribución" por hasta la capacidad
asignada.
También se renovaron los acuerdos con
clientes de la categoría SGG para el periodo comprendido entre el 01/05/06 al
30/04/07, manteniendo en los meses invernales de junio a agosto inclusive la
capacidad diaria reservada vigente en 2004, pero permitiendo que el cliente
reserve una capacidad mayor para los restantes meses de modo de facilitar una
mayor disponibilidad de gas.
El ENARGAS dictó instrucciones de
carácter general que limitan la posibilidad de establecer restricciones a la
parte firme de la reserva de capacidad inicial de las estaciones de GNC,
confiriendo a las estaciones un derecho sobre su RMI, en la medida en que la
respalden con utilización efectiva.
Como consecuencia de las
dificultades para acceder a mayor capacidad de transporte y provisión de gas de
los
productores y el incremento de la
demanda en virtud de la distorsión de precios relativos del gas natural con
relación a los combustibles alternativos, se continuó al igual que en 2004 y
2005 con la postergación temporaria del otorgamiento de factibilidades para
clientes SGP (3° escalón) con consumos superiores a 30 m3/hora (
Durante 2004 determinadas estaciones de carga de GNC que operan en la
provincia de Córdoba interpusieron acciones judiciales solicitando la
declaración de inconstitucionalidad de los Decretos N° 180/2004 y N° 181/2004.
En el marco de dichos procesos, los
Juzgados Federales de Bell Ville, Córdoba N° 2 y Río Cuarto ordenaron
precautoriamente la suspensión de los efectos de los decretos.
En el mes de marzo de 2005 la
Sociedad efectuó una presentación ante los juzgados citados para informarles de
las condiciones de suministro esperables para el periodo invernal que se
iniciaba el 01/05/05, la necesidad de la Sociedad de garantizar los servicios
prioritarios ante posibles escenarios de escasez y un esquema de limitaciones a
servicios no prioritarios que minimice el impacto social y otorgue un marco de
previsibilidad a los involucrados. Como resultado de ello, el Juzgado Federal
N° 2 de Córdoba dispuso con fecha 20/04/05 dejar sin efecto la medida cautelar
ordenada oportunamente.
En virtud de que tal decisión ha
sido apelada por la actora, se encuentra a resolución de la Cámara Federal la
confirmación o no de la revocación de la medida.
No obstante, progresivamente
numerosas estaciones de GNC fueron desistiendo de manera individual a la medida
cautelar. Con motivo en las recientes disposiciones de la SE (Resolución SE N°
275/2006) en relación al abastecimiento de gas a partir del 01/04/06 que exige
que las estaciones de GNC debían dar mandato a las distribuidoras para que las
representara ante el MEG, la Sociedad informó que mientras subsistiera la
medida cautelar estaba inhibida de ejercer tal representación. Ello generó que
las 69 estaciones que permanecían bajo dichos amparos realizaran presentaciones
individuales ante la Sociedad desistiendo de la medida cautelar.
La Sociedad notificó a todos sus
clientes del servicio Firme GNC la nueva reserva de capacidad que les
correspondía en base a la actualización de la información sobre sus consumos en
los doce meses precedentes. Por otra parte la Sociedad registró en el ENARGAS
los nuevos modelos de contratos aplicables a las estaciones de GNC que reflejan
la nueva situación de compra directa de gas por parte de éstos a los
productores. Estos nuevos modelos fueron ofrecidos a los clientes GNC para el
periodo 01/05/06 al 30/04/07. No obstante, con fecha 12/05/06 el ENARGAS
dispuso la prórroga de todos los contratos vigentes hasta tanto esa Autoridad
no aprobara los modelos definitivos de contratos.
Asimismo, el ENARGAS emitió la
Resolución N° 3.515/2006 en la que dispuso que las prestadoras del servicio de
distribución de gas deben garantizar a las estaciones de GNC que cuenten
únicamente con servicios interrumpibles, un abastecimiento mínimo diario de
3.000 m3/día a los efectos de asegurar el normal suministro de GNC a los
consumidores. La medida, que tendrá vigencia hasta el 30/04/07, fue recurrida
por la Sociedad y se aguardan aclaraciones respecto de su instrumentación.
Posteriormente, con fecha 15/08/06 y mediante Resolución N° 3.569/2006 el
ENARGAS incrementó dicho abastecimiento mínimo diario hasta un total de 5.000
m3/día, manteniendo la vigencia hasta el 30/04/07.
El 03/07/06 se publicó la Resolución
ENARGAS N° 3.538/2006 por la cual se modifica el Anexo 1 de la Resolución
ENARGAS N° 3.245/2005 del 20/07/05, con el fin de lograr un mejor cumplimiento
del objeto de fomentar un uso racional de los recursos no renovables y
habilitar mayores saldos energéticos para uso industrial, modificando la
metodología establecida en el mencionado anexo.
La primera modificación consiste en
la adopción de medidas tendientes a la exposición en la factura de los datos
correspondientes al consumo del periodo facturado, la temperatura media del
periodo, e iguales datos para el periodo de referencia, cuando en la
facturación emitida corresponda la inclusión de incentivos o cargos adicionales
por ahorros o excedentes de consumo. La segunda modificación consiste en
considerar la situación de aquellos usuarios para quienes se hubiera emitido
una factura mínima, a fin de que la comparación de consumos no se efectúe entre
periodos disímiles.
Cabe recordar que el Programa de Uso
Racional de la Energía ("PURE") fue creado por la Resolución N°
415/2004 de la SE a los fines de mejorar las condiciones de abastecimiento
interno de gas natural y de energía eléctrica en todo el territorio nacional, y
su vigencia fue establecida como permanente, desde el 15 de abril y hasta el 30
de setiembre de cada año, por la Resolución SE N° 624/2005.
Las cifras relativas a los volúmenes
de gas entregado discriminados en los principales segmentos de mercado,
comparados con los correspondientes al ejercicio anterior, se exponen en el
siguiente cuadro:
|
Volúmenes de gas entregado por
principales segmentos |
Millones
de m3 de gas |
Variación
en |
||
|
|
31/12/06 |
31/12/05 |
Millones de m3 de gas |
porcentaje % |
|
Residenciales |
430,7 |
435,8 |
-5,2 |
-1,2 |
|
Grandes clientes |
1.089,7 |
1.021,3 |
68,4 |
6,7 |
|
GNC |
363,9 |
380,2 |
,16,3 |
-4,3 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y |
247,2 |
243,5 |
3,7 |
1,5 |
|
Total del
volumen de gas entregado |
2.131,4 |
2.080,8 |
50,6 |
2,4 |
El volumen total de gas entregado
creció un 2,4% con respecto a 2005. El aumento de la demanda obedece principalmente
a las diferencias de precio apuntadas respecto de los otros combustibles, al
crecimiento manifestado en la economía y al incremento del total de clientes
servidos. El clima presentó un invierno suave en comparación con los años
anteriores, inclusive con 2005. Este factor y los incentivos para reducir el
consumo residencial operaron a favor de una reducción del volumen de este
segmento. La menor diferencia de precios entre el GNC y las naftas y el gasoil,
sumada a la incertidumbre respecto del precio del gas para este segmento y de
su disponibilidad en el mercado, incidió en el total vendido por las estaciones
de GNC.
En el siguiente cuadro se exponen
las cifras de venta distribuidas entre los principales segmentos de mercado:
|
|
Millones de pesos |
Variación en |
||
|
Ventas brutas de gas por
principales segmentos |
31/12/06 |
31/12/05 |
Millones de pesos |
Porcentaje % |
|
Residenciales |
87,8 |
87,4 |
0,4 |
0,4 |
|
Grandes clientes |
47,3 |
52,3 |
-5,0 |
-9,5 |
|
GNC |
29,4 |
57,3 |
-28,0 |
-48,8 |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y Subdistribuidores) |
27,9 |
34,0 |
-6,1 |
-17,9 |
|
Total de ventas de gas en cifras
reexpresadas al 31/12/02 |
192,3 |
231,0 |
-38,7 |
-16,7 |
En 2006 las ventas brutas en pesos
estuvieron afectadas por la pesificación y el congelamiento de tarifas
producido en 2002 que aún subsiste respecto de la distribución y el transporte,
excepto por los incrementos en el precio del gas dispuestos en el sendero
establecido en la Resolución N° 208/2004 del MPFIPyS y la aplicación de la
Resolución ENRG N° 3.467/2006. Los efectos del unbundling se manifiestan en la
disminución de la facturación a Grandes y Otros clientes, y en particular en
las GNC, que a partir del 01/04/06 comenzaron a comprarse su propio gas.
El desempeño positivo que evidenció
la economía nacional durante 2007 se
reflejó en la performance de las regiones donde opera la Sociedad, conformada
por las provincias de Catamarca, Córdoba y La Rioja.
La economía cordobesa habría crecido
en 2007 un 8% respecto de 2006, que finalizó con un Producto Bruto
Geográfico ("PBG") de $
24.737 millones a precios constantes de 1993. Esta expansión se explica, en
parte, por el despegue del sector agropecuario y su influencia sobre sectores
de alto efecto multiplicador como la construcción y la producción automotriz.
En la campaña 2006/2007 el agro
cordobés recolectó 24,2 millones de toneladas, lo que representa un crecimiento
de 41% en relación con la cosecha anterior.
• De ese modo, considerando los
valores FOB en cosecha para cada grano, es posible establecer un valor bruto de
la producción, previo a la deducción del 30% por derechos de exportación, de U$
55.500 millones, con una suba de 70,5% respecto del período anterior.
Los indicadores de consumo siguen
mostrando una demanda firme en 2007
• En 2007 se patentaron en Córdoba
52.124 unidades cero kilómetro, 21,3% más respecto de igual período de 2006. En
tanto, sólo en la ciudad de Córdoba se autorizaron entre enero y setiembre 422
mil nuevos metros cuadrados de construcción, a los que se suman 1,133 millón de
metros cuadrados autorizados en todo el 2006, muchos de los cuales,
corresponden a edificios actualmente en construcción.
• Este ritmo de la actividad se
materializa mientras el precio por metro cuadrado construido no deja de subir.
En setiembre, en Córdoba cerró en $1.276; lo que equivale a un incremento de
22,5% en relación con el mismo período de2006.
Las ventas en supermercados crecieron
un 23,8% en términos nominales y un 11,8% en términos reales en los primeros 9
meses del año. La inflación en Córdoba al mes de octubre se encuentra en el
3,5% (año contra año), por encima del IPC Nacional que muestra una variación de
10,8%.
En el plano industrial, se destacó
el polo automotor, que involucra a terminales y autopartistas. Las fábricas
cordobesas de automóviles y de grandes componentes anunciaron en 2007
inversiones por U$ 5375 millones que se materializarán hasta 2010. En 2007 se ensamblaron
71.494 vehículos, con un incremento de 27,9% en relación con 2006.
•
Mientras tanto, la industria de
aceites y derivados presenta una caída interanual de producción de 16,3% en los
primeros 10 meses del año, debida principalmente al impacto de las
restricciones energéticas, al tiempo que la industria harinera (molienda de
trigo) acumula un crecimiento de 8,4% en igual periodo y la industria
frigorífica (bovinos) muestra un crecimiento de 6,8% en la cantidad de cabezas
faenadas.
.
En materia de energía eléctrica la
Empresa Provincial de Energía de Córdoba ("EPEC") anunció en enero de
2008 que las tarifas tendrán un aumento promedio escalonado del 22% aplicable
desde marzo próximo manteniendo una tarifa social para consumos inferiores a
240 kw, y luego de que se supere una audiencia pública y que el Poder Ejecutivo
Provincial lo convalide mediante decreto. También se anunció un plan quinquenal
de inversiones por $2.550 millones.
En ese contexto, EPEC que es un gran
usuario de la Sociedad, anunció la adjudicación de la repotenciación de la
central eléctrica de Pilar al consorcio liderado por la empresa cordobesa
Electroingeniería, contrato que alcanza los $1.720 millones, y que tendría un
plazo de ejecución de 30 meses a partir de su firma.
Respecto del mercado externo, las
exportaciones cordobesas cerrarán 2007 con un crecimiento de 20% frente a las
de 2006, que representaron U$ 54.794 millones, impulsadas fundamentalmente por
el incremento de las colocaciones de Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA)
y de Origen Industrial (MOI).
La recuperación económica de la
provincia mediterránea, tuvo sus consecuencias en el empleo. En el 3° trimestre
de 2007 la tasa de desocupación para Gran Córdoba fue de 8,6%, frente al 10,4%
del mismo período del año anterior.
Sin embargo, la tasa de desempleo
subió respecto al 2° trimestre de 2007. Entre abril y junio de 2007, el 7,7% de
la Población Económicamente Activa (''PEA") local no tenía trabajo.
Con respecto al fisco, el
endeudamiento será uno de los elementos a considerar por la nueva
administración, que asumió el 10 de diciembre último. Sobre la base de la
Cuenta de Ahorro e Inversión y otras fuentes, a setiembre de 2007, el stock de
deuda provincial ascendía a $8.198 millones, es decir que acusa un incremento
de 7,5% con relación al stock de deuda registrado un año antes. Córdoba tiene
un presupuesto 2008 de gastos por $8.293 millones, con un superávit de $251
millones.
En las restantes provincias que
integran la región Centro, la evolución de la economía nacional impactó
favorablemente sobre el consumo, el desarrollo regional y el empleo. Catamarca
experimentó un incremento en la creación de nuevos puestos laborales. En el 3°
trimestre de 2007, la desocupación en el Gran Catamarca fue de 9,1%, contra
11,4% de un año atrás.
Los patentamientos de vehículos cero
kilómetro acumulaban 3.357 unidades en los primeros 11 meses, con un
crecimiento de 40,6%.
En el caso de La Rioja, se
inscribieron inicialmente 2.403 unidades cero kilómetros en igual período, lo
equivale a un crecimiento de 23% con relación a los primeros 11 meses de 2006.
• También se observa que el
desempleo descendió a 8,7% en el 3° trimestre de 2007, frente a los 9,8% del
mismo período de 2006. Como consecuencia de este desempeño, la tasa de actividad
que mide la relación entre la población económicamente activa respecto de la
población total, se ubicó en 44,6%, frente al 44,1% que registró la medición de
un año atrás.
La actividad en 2007
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la
Sociedad durante el décimo sexto ejercicio, comparados con los correspondientes
al periodo inmediato anterior:
|
Principales indicadores- Datos al31 de diciembre de cada
año |
||
|
|
2007 |
2006 |
|
Clientes |
533.586 |
508.985 |
|
Incremento acumulado desde 1993 |
257.269 |
232.668 |
|
Participación en la venta de gas en Argentina (%) (1) |
7,3 |
6,7 |
|
Capacidad de transporte reservada(millones de m³ día) |
6,0 |
6,0 |
|
Volumen de gas natural entregado en millones de m³ |
2.347,2 |
2.131,4 |
|
Venta bruta anual de gas en M$ (2) |
222,5 |
198,3 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las
ganancias en M$ históricos |
36,2 |
34,2 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las
ganancias en M$ |
44,9 |
43,1 |
|
Activo fijo total en millones de $ (2) |
463,8 |
469,1 |
|
Monto global de inversiones anuales en millones de $ (2) |
14,9 |
12,3 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses de cada
año (3) |
4,8 |
4,0 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses desde
1992 (3) |
113,7 |
108,9 |
|
Monto total de impuestos pagados en el año en M$ (4) |
130,7 |
133,8 |
|
Sistema de distribución en kilómetros |
14.059 |
13.637 |
|
Incremento del sistema de distribución respecto del año
anterior |
422 |
418 |
|
Incremento del sistema de distribución desde el año 1992 |
6.986 |
6.564 |
|
Cantidad de empleados |
391 |
382 |
|
Cantidad de clientes por empleo |
1.365 |
1.332 |
Principales aspectos de la actividad
La regulación y los principales
acuerdos
• La Sociedad desarrolla una
actividad regulada y por lo tanto la planificación que realiza del negocio está
enmarcada dentro de los límites que establece el contrato de licencia y el
marco regulatorio. Dichos límites han sido a su vez modificados existiendo una
ingerencia cada vez más pronunciada del Estado en cuanto a la esencia y la
forma de lo que debe hacer la Sociedad.
No obstante, debe destacarse que la
planificación es realizada por el Directorio de la Sociedad teniendo en cuenta
los límites antes indicados y, por lo tanto, no existe una planificación
centralizada de la sociedad controlante que se deba seguir. Las decisiones y
medidas de ejecución de las mismas son consideradas y tomadas por la propia
Sociedad.
• En los capítulos siguientes,
particularmente en los títulos "El gas" y "El transporte",
se exponen los principales acuerdos propios de la actividad de la Sociedad y
las incumbencias de los mismos. Dentro del marco regulatorio, su consideración
global permite observar que los mismos condicionan relativamente la autonomía de
la Sociedad.
La gestión
• La Sociedad, conforme a su
política central de sostener el normal y seguro abastecimiento de gas natural
en las condiciones pautadas en la Licencia, continúa realizando los esfuerzos
necesarios para satisfacer los requerimientos que la demanda exige al sistema
de distribución, en particular para los clientes prioritarios del servicio, no
habiéndose registrado en el año 2007 limitaciones al consumo derivado de la
capacidad de distribución. En particular, en el presente y subsiguientes
capítulos se tratan las políticas, objetivos y actividades a tenor y
complemento de la política general referida.
• Durante el ejercicio se incrementó
el sistema de distribución en
Aún cuando la actividad de la
Sociedad no genera residuos contaminantes, la preservación y protección del
medio ambiente forman parte de sus políticas y objetivos principales. Las
operaciones se ajustan en forma sustancial a las normas y procedimientos
relativos a esta materia. En el transcurso del año se ejecutó el programa de búsqueda
y reparación de fugas,
por el cual se relevaron aproximadamente 10.875 kms. de redes en zonas de alta
y baja densidad habitacional.
• Se llevaron a cabo los recorridos
anuales referidos al control técnico programado de las estaciones de GNC
sujetas a verificación -con la concreción de 890 inspecciones- y los
correspondientes al mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras, como
así también a la supervisión técnica de los Subdistribuidores. En el marco de
la Resolución ENARGAS N° 3.164/2005, se continuaron con ciertas dificultades
las inspecciones correspondientes a los establecimientos educacionales de las
provincias del área de servicio. Por Resolución No 52/2007 del 21/08/07, el
ENARGAS prorrogó hasta el 31/12/08 el plazo para la finalización de las
inspecciones de seguridad, y hasta el 31/10/07 para que las autoridades
educacionales, a través de gasistas matriculados, evaluasen el estado de las
instalaciones.
• Se aprobaron 719 factibilidades y
anteproyectos de suministro para nuevas redes. En el Centro de Atención
Telefónica se recibieron y atendieron más de 155.900 llamadas con
aproximadamente un 94% de eficiencia de atención dentro de los 40 segundos.
También se realizaron más de 17.500 procedimientos de seguridad preventivos
para la detección de conexiones irregulares. Asimismo, se desarrollaron con
normalidad los procesos de medición de consumos, facturación y cobranza, con la
distribución de más de 3.160.000 facturas.
• Como ocurre desde el año 2003 la
Sociedad continúa cumpliendo las funciones de operador interino de las redes de
distribución e instalaciones complementarias de las localidades de Chepes,
Aimogasta y Villa Unión, provincia de La Rioja, y se mantiene en la espera de
que el ENARGAS designe al prestador definitivo según lo indica la Licencia. La
Sociedad ha efectuado el reclamo sobre el particular en virtud de haberse
excedido el plazo razonable para designar al sujeto que se hará cargo en forma
definitiva de la operación.
• Conteste con la política de manejo
prudente y austero de los recursos, se continuó con el análisis de la evolución
de los precios de los insumos, bienes y servicios, y de las posibles
sustituciones de los mismos, dado que los efectos de la inflación se han ido
reflejando en los costos de la Sociedad, mientras que no ha existido
reconocimiento alguno de esos mayores costos en las tarifas. Por otra parte,
los incrementos salariales sugeridos en su momento por el propio Gobierno
Nacional para el sector privado de la economía y los acordados entre los
distintos sectores empresariales y sindicales, también tienen consecuencias que
afectan las actividades propias y tercerizadas.
• Se renegoció el Convenio Colectivo
de Trabajo por el término de tres años, con escalas salariales acordadas para
el periodo 01/05/07 al 30/04/08.
En lo que respecta a la estructura
remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes
al mercado, 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 N°
19.550.
• Como parte esencial de la política
de formación y desarrollo de colaboradores se ejecutó el plan anual de
capacitación con una inversión de 5.892 horas/hombre.
• Se llevó a cabo la recurrente
campaña de concientización para disminuir los riesgos del monóxido de carbono,
con la habitual identificación de la propia Sociedad, sin referencia al grupo
de control social.
• Se mantuvo la aplicación de
políticas financieras a los efectos de atender las necesidades ciertas y
eventuales de fondos durante el ejercicio, mediante el uso adecuado del flujo
de ingresos de la Sociedad. De acuerdo a lo resuelto oportunamente por la
Asamblea de Accionistas, la Sociedad distribuyó en los meses de abril, junio y
agosto, las tres cuotas iguales y los intereses correspondientes, por los
dividendos aprobados sobre los Estados Contables al31/12/06.
• Como ejecución de la política y
objetivos de control interno y análisis de riesgos, se realizaron las
adecuaciones necesarias en los procedimientos y controles existentes, la puesta
en práctica de nuevas regulaciones sobre los procesos y manuales de gestión, la
capacitación específica para la actualización de manuales, la creación y
modificación de formularios, los cambios de estructura y descripción de los
puestos de trabajo de la misma, y la emisión de informes sobre auditorías
específicas realizadas y la proyección de otras, como parte del programa
de mejora continua y de la definición de
un modelo de organización, gestión y control que tiene por objeto el logro de
niveles crecientes de transparencia y confiabilidad de su sistema de control
interno.
En particular, se realizaron
actualizaciones de los procedimientos de compras y de contabilidad, de los
manuales de atención telefónica, de ingeniería, de seguridad y calidad, y de
operaciones y mantenimiento, y la elaboración del manual de gestión ambiental.
En lo relativo a los sistemas informáticos, se administró la seguridad de las
aplicaciones y las operaciones rutinarias de resguardo de datos, se continuaron
desarrollando las adaptaciones necesarias a las aplicaciones de despacho de gas
y comercial, para el cumplimiento de nuevas normativas, automatizando procesos
de cálculo e incorporando nuevas operatorias.
Se implementó la página web de
Ecogas (www.ecogas.com.ar), avanzando sobre la etapa 2 de su página
institucional, se desarrolló e implementó la etapa 1 del software
correspondiente al sistema de colectores de datos, y se llevó a cabo el
mantenimiento de los sistemas existentes, y la construcción de otros destinados
al apoyo de la gestión de la Sociedad.
La emergencia
• Si bien ha sido tratado
oportunamente con suficiente detenimiento, resulta necesario recordar como aspectos
de fondo y al menos
mientras se mantengan sus efectos sobre el marco jurídico vigente para los
contratos de concesión o licencias de las empresas de servicios públicos, que
la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiarlo
publicada el 07/01/02 ("Ley de Emergencia"), en principio con
vigencia hasta el 31/12/03, fue prorrogada sucesivamente y por un año en cada
oportunidad, por otras cinco leyes. La última de éstas se publicó el 04/01/08
bajo el N° 26.339, extendiendo la prórroga hasta el 31/12/08 con iguales
efectos que la predecesora.
• A partir de la sanción por parte
del PEN de los Decretos N° 180/2004 y N° 18112004, de fecha 13/02/04, se
introdujeron una serie de cambios en la actividad de la Sociedad que han
provocado efectos de alcances difíciles de ponderar totalmente, al haberse
sucedido una secuencia de reglamentaciones, aclaraciones e implementaciones por
parte de las autoridades competentes, las cuales a la fecha continúan con
aspectos pendientes de resolución.
A estos decretos le sucedieron una
serie de disposiciones que han ido reglamentando los aspectos considerados por
ambos decretos y que se trataron en detalle en las Reseñas Informativas
anteriores conforme fueron surgiendo. En la presente se incluyen las normas que
por su naturaleza se destacan entre las emitidas hasta la fecha en función de
su necesaria referencia para el entendimiento del asunto que se trate.
• La SE emitió la Resolución N°
2.020/2005 publicada el 23/12/05 por la cual modifica la Resolución SE N°
752/2005 en lo que se refiere a la segunda etapa del proceso de desagregación
de los servicios de venta de gas, transporte y distribución
(''unbundling"), disponiendo la subdivisión de la categoría SGP3 en tres
Grupos, en función del consumo anual de los 12 meses previos a la firma del
Acuerdo (descrito en el capítulo "El gas" de la presente Reseña).
Establece además una serie de
condiciones para el caso de clientes que no hayan suscrito contratos de
suministro a la fecha en que les corresponde adquirir el gas en forma directa;
y una prórroga para las estaciones de GNC fijando en el 01/03/061a fecha a
partir de la cual estos usuarios debían adquirir el gas en forma directa.
• Posteriormente, la SE emitió la
Resolución SE N° 275/2006 que establece una nueva prórroga para las estaciones
de GNC fijando en el 01/04/06 la fecha a partir de la cual estos usuarios
deberían adquirir el gas en forma directa mediante un mecanismo de subastas
electrónicas a través de Ofertas Irrevocables ("01") presentadas en
el MEG. En esta Resolución la SE define que en la primer subasta (marzo de
2006) los únicos "representantes" de las estaciones de GNC ante el
MEG serán las distribuidoras (anteriormente estaban expresamente excluidas)
para lo cual los clientes GNC de la Sociedad deben otorgarle un poder de
representación indicando la cantidad de módulos de gas natural que requieren
para cada estación.
Se impone además a las
distribuidoras la obligación de administrar
temporariamente hasta el 30/09/06 y con continuidad sujeta a evaluación
de la SE- los contratos de gas para las GNC sin darles derecho a obtener
compensación por este servicio. La Sociedad cuestionó esta Resolución por
entender que modifica unilateralmente las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución
("RBLD") sin la adecuada compensación. Posteriormente, la
Subsecretaría de Combustibles ("SSC") mediante su Nota N° 1.624/2006
de fecha 29/09/2006, comunicó a la Sociedad que hasta tanto las estaciones de
GNC no manifiesten su intención de que otro actor del mercado realice las
tareas previstas en sustitución de la distribuidora, la Sociedad deberá
continuar realizándolas.
Asimismo, cualquier otro actor que
quiera llevar a cabo las tareas en cuestión requiere de la aprobación previa de
la SE, tallo dispuesto en el punto VI del Anexo 1 de la Resolución SE N°
275/2006. En la subasta
correspondiente a setiembre de 2006 la totalidad de las estaciones de GNC del
área licenciada se presentaron a través de la Sociedad. Durante el mes de julio
de 2007 se llevó a cabo la Subasta Anual con vigencia a partir del 01/05/07 y
hasta el 30/04/08. Luego de sucesivas prórrogas de los contratos vencidos el
30/04/07, la nueva asignación de la subasta tuvo efecto a partir del 01/08/07.
Asimismo, la subasta estacional que
debió llevarse a cabo durante el mes de setiembre de 2007 fue suspendida por la
Circular MEGSA N° 122/2007 del 18/09/07.
• Siguiendo con el proceso de
Renegociación del Contrato de Licencia dispuesto por el Gobierno Nacional,
durante el mes de enero de 2006 se mantuvieron reuniones con los equipos
técnicos de la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios
Públicos ("UNIREN'') en las cuales se entregó toda la actualización de
información requerida por la misma. A comienzos del mes de junio de 2006, la
UNIREN remitió nuevamente una propuesta de Acta Acuerdo sin cambios
significativos con relación a la propuesta que fuera tratada en la Audiencia
Pública del 23/08/05.
La Sociedad procedió a informar a la
UNIREN que esta propuesta continuaba siendo unilateral y no reflejaba el
resultado del consenso entre las partes, manifestando la disposición para
continuar con el proceso de renegociación.
Las Actas Acuerdos propuestas por la
UNIREN fueron respondidas por la Sociedad indicando los puntos de desacuerdo y
sugiriendo, a cambio, nuevas redacciones y conceptos. A fines del mes de enero
de 2007, la Sociedad envió a dicho organismo un proyecto del articulo
Luego de una serie de reuniones
llevadas a cabo entre los meses de mayo y diciembre de 2007 para tratar de
avanzar en aspectos técnicos, la UNIREN remitió por correo electrónico, y en
forma sucesiva, tres propuestas sin cambios relevantes respecto de la propuesta
anterior y similar a las Actas Acuerdo firmadas por otras distribuidoras (la
última de ellas fue recibida en enero de 2008). Sin perjuicio de esto último,
la Sociedad sigue manteniendo reuniones con personal de la UNIREN para tratar
de avanzar en los distintos aspectos de la renegociación.
Las tarifas
Tarifas de distribución
• La Sociedad solicitó oportunamente
al ENARGAS, al Ministerio de Economía y Producción de la Nación
("MECON") y a otras áreas
de gobierno, urgentes incrementos de tarifas de distribución que permanecen
congeladas desde julio de 1999, tendientes a revertir los impactos negativos de
la coyuntura, ya que se dejaron de contemplar los debidos ajustes por el P.P.I.
y el factor "K", suspendiéndose el proceso de la Revisión Quinquenal
de Tarifas II ("RQT II"), sin que hasta la fecha las Autoridades
hayan dado respuesta a las solicitudes realizadas por la Sociedad.
Ajustes estacionales por variación
del precio de compra del gas
• En la Resolución ENRG N°
3.467/2006 del23/03/06, el ENARGAS no contempló la debida compensación por las
diferencias que se produjeron a partir de la rectificación, por parte del
ENARGAS, de los cuadros tarifarios actualizados por variación en el precio del
gas con vigencia a partir del 01/07/05, por lo cual retrotrajo a octubre de
2004 las tarifas para los segmentos R1, 2 y 3, SGP 1 y 2, con el inconveniente
además, de que tal rectificación se hiciera con un valor gas inferior al que
hubiera correspondido, e inferior al costo de adquisición. La Sociedad presentó
los recursos y reclamos que en cada caso correspondían.
El ENARGAS omitió nuevamente la
emisión de los cuadros tarifarios por variación en el precio del gas comprado
de todas las distribuidoras de gas, que debían tener vigencia a partir del
01/10/05, 01/05/06, 01/10/06, 01/05/07 y 01/10/07, y contener, además del
precio estimado para el siguiente periodo estacional, las compensaciones
adecuadas al costo del gas natural, de modo de resolver las diferencias
acumuladas desde mayo de 2005 en las tarifas residenciales. La Sociedad ha
presentado los recursos y reclamos correspondientes a cada uno de los cuadros
tarifarios no emitidos por el ENARGAS.
El transporte
• La Sociedad dispuso de la
capacidad contratada para el ejercicio. Asimismo, el Gobierno Nacional mediante
la Resolución N° 185/2004 del MPFIPyS creó un programa denominado "Fideicomisos
de Gas – Fideicomisos Financieros" para obras de expansión y/o extensión
en transporte y distribución de gas en el marco de lo dispuesto en el Artículo
2° de la Ley del Gas N" 24.076.
Como resultado del Concurso Abierto
N° 01/2004 ("CAO1") de Transportadora de Gas del Norte S.A. (''TGN
SA"), para la ampliación de la capacidad de transporte firme del Gasoducto
Norte, en julio de 2004 se le adjudicó a la Sociedad la disponibilidad de
720.468 m3/día hasta abril de 2028, sobre un total de
No obstante, diferentes definiciones
de la SE (Notas N° 1.565/2004, N° 1.521/2005 y N° 1.618/2005) establecieron que
a las Estaciones de GNC corresponde asegurarles una reserva de capacidad firme
inicial (Reserva Mínima 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 N° 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 CAO1, la Sociedad solicitó al ENARGAS que se expidiera
respecto a estas definiciones de la SE, ya que modificaban de manera sustancial
las Bases del CAO1 y, consecuentemente, correspondía revisar íntegramente las
asignaciones de capacidad realizadas. Ante la falta de respuesta por parte del
ENARGAS se le requirió un "Pronto Despacho" -no respondido por el
ENARGAS- y ante la profundización de las inconsistencias entre las bases del
CAO1 y las decisiones posteriores de las autoridades en la materia, la Sociedad
presentó recursos de reconsideración de las reasignaciones del CAOI efectuadas
por las autoridades, reclamando su derecho prioritario para la asignación de
capacidad destinada a sus clientes firmes.
Como consecuencia del persistente
silencio del ENARGAS en responder a los reclamos de la Sociedad a fin de
aclarar y resolver la adjudicación de capacidad del CAO1, la Sociedad presentó
el 24/02/06 ante la Justicia Federal de Córdoba un "Amparo por Mora"
contra el ENARGAS a fin de instar a dicha Autoridad a expedirse. La Justicia
dispuso "hacer lugar a la acción de Amparo por Mora" ordenando al
ENARGAS expedirse sobre el tema.
El ENARGAS, en respuesta a la
solicitud de la Sociedad, emitió la Resolución N° 3.703/2007 de fecha
27/02/2007, rechazando el recurso de reconsideración presentado por la
Sociedad.
Desde el 04/04/06 TGN SA puso a
disposición de los grandes usuarios que finalmente fueron convalidados por el
ENARGAS, la capacidad de transporte resultante del CAO1 en la Zona Centro. El
volumen confirmado por TGN SA asciende a aproximadamente 560.000 m3/día. En los
casos en que estos clientes contaban con contrato con capacidad firme -con
cesión de capacidad en el invierno- con la Sociedad, corresponde deducir esta
capacidad de la que contractualmente disponían, pasando a revestir en la
categoría "solo distribución".
Ante la falta de definición del
ENARGAS, la Sociedad volvió a remitir a TGN S.A. una nueva 01 por el remanente
de 339.441 m3/día reclamados al ENARGAS. El 28/12/06 TGN SA acepta esta 01, sin
que la misma fuera cuestionada por el ENARGAS. En consecuencia, la Sociedad
pasó a disponer de la titularidad de dicha capacidad en condición de servicio
de transporte firme a partir del 01101107 y hasta el 28/12/27. Posteriormente,
mediante Nota N° 2.306 del 19/04/07, el ENARGAS notifica a la Sociedad la adjudicación
de 346.392 m3/día correspondientes al citado CAO1, que incluyen los 339.441
m3/día iniciales.
En función de esto último, se
perfeccionó una Addenda a la 01 citada, alcanzando el total de la capacidad
firme contratada a partir del 01/05/07 el valor indicado por el ENARGAS. Desde
esa fecha, la Sociedad cuenta con un total de 6.046.392 m3/día de capacidad de
transporte firme total.
El ENARGAS determinó que el cargo
por Fideicomiso Gas fuera prorrateado entre todos los cargadores firmes de TGN
SA y Transportadora' de Gas del Sur S.A. (''TGS SA"), excluidos los
clientes de las distribuidoras y subdistribuidoras pertenecientes a las
categorías Residencial, SGP 1 y 2. Por lo tanto, los sistemas de transporte y
distribución contribuyen al repago del incremento de capacidad, actuando la
Sociedad, en lo concerniente a distribución, sólo como agente de percepción a
nombre y por cuenta y orden de Nación Fideicomisos S.A., de acuerdo a la
normativa emitida por las autoridades competentes.
Desde el 15/06/05 se encuentra
vigente el cobro de los cargos del Fideicomiso Gas organizado por la SE, con
destino al repago de las inversiones correspondientes a la expansión del CAO l.
Dicho cargo tiene un impacto significativo en el valor incluido en las tarifas
como costo de transporte.
• A finales del mes de setiembre de
2005 se publicaron las bases para un nuevo programa para expansión de
gasoductos hasta
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, SGPI 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
También las bases establecían
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, SGP1 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 SGP2
(proyectados al año 2008).
En función de estas definiciones y
de la proyección de demanda, el30 de noviembre de 2005 la Sociedad remitió una
OI a TON SA por
El ENARGAS realizó una validación
preliminar de las ofertas por un total de más de
En todos los casos la asignación
corresponde en un 8% sobre el Gasoducto Centro Oeste y 92% sobre el Gasoducto
Norte de TGN SA. La Sociedad desconoce aún los motivos por los cuales el
ENARGAS no validó el total de
Con relación a la O1 realizada por
la Sociedad bajo Prioridad 3, destinada a clientes no residenciales que
solicitaron capacidad a través de la
Sociedad, si bien el ENARGAS validó el total solicitado de 630.000 m3/día, este
volumen no fue asignado aún por carecer a la fecha del financiamiento
necesario.
Ante el escenario de demoras en la
ejecución de las obras de expansión que permitan disponer efectivamente de la
nueva capacidad de transporte, y habiendo verificado que el ENARGAS procedió,
mediante sendas resoluciones, a reasignar capacidad en firme a otra
distribuidora y a un subdistribuidor por el volumen completo de la capacidad
que les fuera asignado en el CA02 y hasta que la capacidad resultante de la
expansión prevista esté disponible, la Sociedad presentó un reclamo formal ante
la manifiesta discriminación incurrida por el ENARGAS y requirió trato
igualitario.
A tal fin solicitó la inmediata
reasignación de capacidad firme por el total que le fuera asignado en el CA02.
A la fecha el ENARGAS no ha emitido respuesta ni actuó conforme lo solicitado.
• El 18/05/06 se publicó en el
Boletín Oficial la Ley N° 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 N° 1.216/06
publicado el 18/09/06 se reglamentó la Ley N° 26.095. Adicionalmente, en el
mismo día se publicó la Resolución del MECON N° 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 PEN N°
616/2005 publicado el!0/06/05, 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 N° 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,
quedarán excluidas las categorías Residencial, estaciones de GNC, SGPI y SGP2.
Además estableció que estos nuevos cargos específicos tendrían aplicación a
partir del 01/01/07, alcanzando a todos los usuarios no exceptuados. Mediante
la Resolución N° 3.689/2007 del 09/01/07, el ENARGAS determinó por cada
transportadora los cargos específicos por metro cúbico/día aplicables.
El nuevo cargo específico constituye
un incremento del costo de transporte, con lo cual su costo actual -tarifa
original de TON con más los 2 cargos específicos creados- representa un valor
que multiplica varias veces a la propia tarifa de transporte vigente a la
fecha. Este nuevo cargo ha generado diversas reacciones por parte dé los
clientes industriales que están sujetos al pago del mismo, algunos de los
cuales han formulado reservas de derechos sobre los pagos realizados bajo este
concepto. La Sociedad ha dado a conocer tales circunstancias a Nación
Fideicomisos S.A., al ENARGAS y a la SE.
El 28/06/07 se publicó la Resolución
MPFIPyS N° 409/2007 por la cual se estableció una bonificación transitoria del
20% del cargo específico establecido en: la Resolución N" 3.689/2007 del
ENARGAS, para todas las categorías de usuarios comprendidos en el mismo, con
vigencia hasta el 31/12/07. Asimismo, se instruye al ENARGAS a evaluar
bimestralmente la posibilidad, conveniencia y mantenimiento en el tiempo de la
bonificación.
El gas
• Con relación a la disponibilidad
del gas natural es menester realizar una breve síntesis previa a lo acontecido
durante el año
La Resolución N° 208/2004 del
MPFIPyS -publicada el 22/04/04- 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 PEN
181/2004 (el "Acuerdo"), que fuera suscripto el 02/04/04 entre la SE
y los principales Productores de gas, previéndose, entre otras cuestiones, la
normalización de precios de gas en el PIST ("Punto de Ingreso al Sistema
de Transporte"), el compromiso de los productores a la provisión de
ciertos volúmenes de gas para el mercado interno, y la reestructuración de los
contratos de provisión de gas entre productores y distribuidores. El
vencimiento del Acuerdo operaba el 31/12/06.
Adicionalmente, se suspendieron
-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 requirió 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.
En cumplimiento de lo allí dispuesto
y luego de sucesivas y múltiples gestiones, la Sociedad logró reestructurar durante
el 2004 los acuerdos con siete productores de gas bajo cuatro contratos, los
cuales establecían como fecha de vencimiento el 31/12/06 en concordancia con el
Acuerdo. Asimismo no se pudo concretar acuerdo alguno con el principal
proveedor de gas natural, YPF S.A., a pesar de los ingentes esfuerzos
realizados al respecto por la Sociedad y de las estrictas instrucciones
impartidas por las autoridades en el marco del Acuerdo. No obstante YPF S.A.
continuó con la provisión de gas por medio del mecanismo de redireccionamiento
establecido por la SE y el ENARGAS.
Por otra parte, la Sociedad
cumplimentó cabalmente el proceso de ''unbundling" de gas implementado por
las Resoluciones SE N" 752/2005, 2.020/2005 y 275/2006 y normativas
concordantes, detrayendo en consecuencia los volúmenes de gas disponibles de
los acuerdos reestructurados con los Productores.
De igual manera, con sustento en el
Art. 16 de la Resolución SE No 752/2005, la Sociedad solicitó oportunamente a
dichos Productores y a YPF S.A. el incremento de las cantidades disponibles
hasta lo necesario para que pudiera seguir abasteciendo a los usuarios
prioritarios, lo que no fue cumplimentado por ningún Productor. Esta situación
obligó a la Sociedad a requerir los volúmenes faltantes a la SE y al ENARGAS
bajo los mecanismos previstos en la normativa vigente de manera similar a lo
aplicado durante los años 2004, 2005 y 2006.
Adicionalmente, en setiembre de 2006
la Sociedad manifestó formalmente a YPF S.A. y a los demás Productores con los
cuales mantenía contratos vigentes hasta el 31112/06, su voluntad de renovar
los acuerdos de abastecimiento, contemplando en tal sentido lo estipulado en el
Art. 16 de la Resolución SE N" 752/2005, y manteniendo los demás términos
y condiciones conforme surgiera de la eventual prórroga del Acuerdo. Solamente
un productor respondió, manifestando la imposibilidad de negociar lo requerido
dada la incertidumbre existente respecto de la normativa aplicable o que
pudiera emitir la Autoridad.
No obstante el vencimiento del
Acuerdo (el 31/12/06), y ante la demora de un nuevo acuerdo entre la SE y los
Productores para resolver la
situación de abastecimiento al mercado interno, los Productores con acuerdos
con la
Sociedad prorrogaron sucesivamente
los mismos. En similar sentido actuó YPF S.A. informando que mantendría sus
compromisos de abastecimiento. La Sociedad manifestó su conformidad con las
prórrogas y su disposición a lograr formalizar los acuerdos de abastecimiento
pertinentes.
• Finalmente, con fecha 14/06/07 se
publicó la Resolución SE N° 599/2007 que homologa la Propuesta para el
Acuerdo del Estado Nacional con Productores de Gas Natural 2007-2011 (el
"Acuerdo 2007-2011") tendiente a la satisfacción de la demanda de gas
del mercado interno. En él se establecen los mecanismos para asegurar el
abastecimiento de gas por los volúmenes comprometidos por los Productores en el
Acuerdo 2007-2011 y por los faltantes de gas para los casos en que la demanda
interna supere los volúmenes comprometidos.
Entre los principales aspectos del
Acuerdo 2007-2011 se citan los siguientes: (i) el compromiso de los Productores
Firmantes (''PF") de entregar un volumen diario de gas natural equivalente
al consumo promedio mensual de 2006 más el crecimiento vegetativo; (ü) no
define el precio "base" del gas para la demanda prioritaria ni los
criterios para su actualización a futuro, pero establece que las partes (SE y
PF) acuerdan discutir la segmentación del precio a partir del momento que lo
determinen, bajo el principio de propender a una más rápida adecuación a
precios de mercado de la parte de la demanda con mayor capacidad de pago; (üi)
cualquier PF puede dar por concluida su participación en el Acuerdo 2007-2011
en cualquier momento; (iv) cualquier productor podrá adherirse al Acuerdo 2007-2011
durante la vigencia del mismo; (v) los PF deberán ofrecer a las distribuidoras
celebrar acuerdos de compraventa en los términos y condiciones del Acuerdo
2007-2011; y (vi) si los PF no alcanzan acuerdos con las distribuidoras, se
asignará como arreglo de suministro los compromisos asumidos en el Acuerdo
2007-2011, para el abastecimiento a tales licenciatarias.
A la fecha la Sociedad ha recibido
propuestas de acuerdos de compraventa de gas natural de seis productores que
representarían el 72% del volumen total comprometido en el Acuerdo 2007-2011,
cuyos términos, no obstante, todavía no han podido ser satisfactoriamente
acordados. La Sociedad continúa en proceso de negociación con los productores.
La Sociedad ha puesto en
conocimiento del ENARGAS y de la SE sus observaciones respecto a la Resolución N°
599/2007 señalando: (i) que las cantidades de gas previstas en los Anexos
del Acuerdo 2007-2011 resultan
insuficientes para el abastecimiento
de la demanda prioritaria a cargo de la Sociedad, por cuanto se tomó como base
la demanda promedio mensual en lugar de los picos diarios que caracterizan esta
demanda; (ii) que el invierno de 2006 tomado como referencia no es
representativo ya que fue un año excepcionalmente cálido; (iii) que tampoco la
estacionalidad del año 2006 es representativa de lo ocurrido durante el año
2007 y de lo que pudiera ocurrir en los años
Esta resolución modifica
sustancialmente las condiciones estipuladas en la Licencia para la adquisición
de gas a los productores, atribuyendo a la SE la potestad de ser quien define
las condiciones de la provisión de gas. La Sociedad no puede asegurar el
resultado de las negociaciones respecto de los restantes aspectos.
En este contexto la Sociedad, en
caso de no obtener los derechos contractuales sobre el gas asignado para los
consumos prioritarios, se verá obligada a requerir los volúmenes faltantes a la
SE y el ENARGAS bajo los mecanismos previstos en la normativa vigente de manera
similar a lo aplicado desde el año 2004 y hasta agosto de 2007.
También se ha señalado al ENARGAS el
carácter particular del período invernal2007 en cuanto a que las perdurables y
extremadamente bajas temperaturas con relación a las crónicas de los últimas
décadas y su consiguiente impacto en el sistema, se vio agravada por la
insuficiencia de gas y de capacidad de transporte disponible, situación
advertida reiteradamente por la Sociedad a esa Autoridad. Esta situación,
generalizada en el sistema nacional, ha llevado a continuas restricciones de
servicio a industrias interrumpibles, semifirmes y firmes (propios o cargadores
directos), así como ocasionales restricciones a los servicios firmes de GNC. El
sistema fue declarado en situación de emergencia en forma casi permanente
durante todo el invierno. La difícil situación llevó a convocar al Comité de
Emergencia previsto en las Pautas de Despacho (conforme Resolución ENARGAS N'
716/1998) y, ante el agravamiento de la situación, intervinieron distintos
organismos del Estado Nacional impartiendo instrucciones directas a los
diferentes actores de la industria.
El 13/07/07 por Resolución N° 459/2007
del MPFIPyS se crea en su ámbito, con una duración de 90 días, el Programa de
Energía Total que tiene como objetivo incentivar a las empresas a la
sustitución del consumo de gas natural y/o energía eléctrica, por el uso de
combustibles alternativos para las diferentes actividades productivas y/o la
autogeneración eléctrica. La misma resolución destina un fondo específico para
el pago de las diferencias que sajan entre los precios de compra para la
habitual provisión de cualquier fuente de energía y la adquisición de los
combustibles líquidos sustitutos. Por Disposición N° 54/2007 del 23/07/07, la
Subsecretaria de Coordinación y Control de Gestión aprobó el reglamento
operativo del programa.
• Mediante instrucciones precisas,
la SE convalidó que se procediera a la cancelación, para el periodo comprendido
entre el 11/06/04 y el 20/08/04, de las diferencias determinadas en ciertas
facturas por compra de gas derivado en función de la Disposición 27/2004 de la
SSC (actualmente reemplazada por la Resolución 659/2004 de la SE), que
reglamentan restricciones a la exportación de gas y mecanismos para priorizar
el mercado interno, por cuanto corresponde a la Autoridad de Aplicación
informar con la periodicidad suficiente el detalle de productores que
cumplieron con la provisión al mercado interno y aquellos que incumplieron,
pues en función de ello se determina el precio que se debe pagar por el gas
entregado (paridad exportación o precio de cuenca, respectivamente).
En tal sentido y conforme lo avalado
por la SE, se solicitó al ENARGAS el traslado a tarifas de estos montos
incrementales. Las inyecciones de gas de exportación efectuadas en los periodos
comprendidos entre el 24/04/04 y el 10/06/04 y las derivadas por aplicación de
la Resolución SE N° 659/2004 durante el invierno de 2005, continúan con saldos
no autorizados pendientes de convalidación por parte de la SE y el ENARGAS.
Los clientes
• La evolución del ejercicio muestra
un crecimiento neto de 24.601 clientes, lo que lleva el total al cierre del
mismo a 533.586, y representa un incremento aproximado de 4,8% respecto de
2006, y un crecimiento acumulado de aproximadamente 93,1% desde el inicio de la
Licencia. En particular, se destaca el crecimiento operado en los últimos cinco
años en el número de estaciones de GNC conectadas al sistema, que al cierre de 2007
totalizan 228, en contraste con las 120 que existían al 31/12/01. Como ya se
apuntara, el crecimiento del número de clientes estuvo motivado
fundamentalmente por los altos precios de los combustibles alternativos y
sustitutos, y el congelamiento de las tarifas del gas natural.
• Se renovaron los acuerdos con los
Grandes Usuarios para el periodo comprendido entre el 01/05/07 y el 30/04/08
adecuándose los compromisos a la realidad de los escenarios actuales de
disponibilidad de transporte y distribución, ya que a partir del 01/09/05 todos
los usuarios de esta categoría debieron obligatoriamente asumir la condición de
"clientes directos" adquiriendo el gas por su cuenta.
En tal sentido, los compromisos
asumidos son únicamente en la modalidad "sólo transporte" con
periodos de cesión de capacidad por hasta 90 días y en el caso de los Grandes
Usuarios que obtuvieron capacidad de transporte firme en el sistema de TGN como
resultado del CAO1 los contratos celebrados con la Sociedad son bajo la
modalidad de "sólo distribución" por hasta la capacidad asignada.
También se encuentran vigentes las
renovaciones de los acuerdos con clientes de la categoría SGG para el periodo
01/05/07 al 30/04/08, manteniendo en los meses invernales de junio a agosto
inclusive la capacidad diaria reservada vigente en 2004, pero permitiendo que
el cliente reserve una capacidad mayor para los restantes meses de modo de
facilitar una mayor disponibilidad de servicio.
• En virtud de lo dispuesto por el
Decreto. PEN N° 180/2004, ratificado por la Resolución ENRG N° 3.035/2004 y
normativa de jerarquía superior, la Capacidad de Reserva Diaria
("CRD") que contratan las GNC Firmes es actualizada por la Sociedad
anualmente, en el mes de abril de cada año, en función de los picos de consumo
normales y habituales registrados en cada estación en el período anual
anterior. La posibilidad de incrementar la CRD está supeditada a la
disponibilidad de capacidad en firme remanente por parte de la Sociedad.
Por otra parte, la Resolución SE
N° 606/2004 reglamenta
la posibilidad de que las estaciones revendan la CRD que no utilizan mediante
mecanismos administrados por el MEGSA.
En respuesta a cuestionamientos
efectuados por Asociaciones que agrupan a Estaciones de Servicio, la SSC
primero, y posteriormente la SE, emitieron una sucesión de notas
interpretativas de alcance particular que modifican -sin derogarlas
disposiciones relativas a la CRD del segmento GNC. Mediante este cambio de
criterio, la SE asigna a la RMI (Reserva Minima Inicial originalmente definida
por el Decreto N° 180/2004 en función de los picos de consumo diarios o
mensuales registrados en cada estación en el periodo anual anterior al comenzar
la aplicación) un supuesto carácter de inalterabilidad e ininterrumpibilidad
inexistente en los Decretos y en la Licencia de Distribución.
Es decir, un alcance mayor y más
extenso, ya que no considera la actualización de la CRD prevista en la
normativa vigente (Decreto PEN N° 180/2004, Resolución ENRG N°
3.035/2004).
Adicionalmente tampoco considera las posibilidades físicas y de falta de
disponibilidad efectiva de capacidad de transporte por parte de la Sociedad,
tal cual quedó demostrado durante el período invernal 2007, como así tampoco
tiene en cuenta la obligación de las estaciones de GNC de contar con un
contrato, tal cual lo prevé la Licencia de Distribución y el referido decreto.
Contra cada acto administrativo
emitidos por el ENARGAS y/o por la SE y SSC, la Sociedad interpuso Recursos de
Reconsideración, y adicionalmente de Alzada en Subsidio en cuanto fuere
pertinente. Los argumentos sostenidos por la Sociedad no han sido aún tenidos
en cuenta por las Autoridades. El reclamo administrativo principal se encuentra
actualmente en instancia de Alzada.
En este contexto la Sociedad
notificó a todos sus clientes del servicio Firme GNC la nueva reserva de
capacidad que les correspondía en ba8e a la actualización de la información
sobre sus consumos en los doce meses precedentes. Por otra parte la Sociedad
ofreció a sus clientes GNC los modelos de contratos aplicables a las estaciones
de GNC para el periodo 01/05/07 a 30/04/08 que reflejan la nueva situación de
compra directa de gas por parte de éstos a los productores.
Asimismo, el ENARGAS emitió el
24/05/06 la Resolución N° 3.515/2006 en la que dispuso que las prestadoras del
servicio de distribución de gas debían garantizar a las estaciones de GNC que
contasen únicamente con servicios interrumpibles, un abastecimiento mínimo
diario de 3.000 m3/día a los efectos de asegurar el normal suministro de GNC a
los consumidores. Posteriormente, con fecha 15/08/06 y mediante Resolución N°
3.569/2006 el ENARGAS incrementó dicho abastecimiento mínimo diario hasta un
total de 5.000 m3/día, manteniendo la vigencia hasta el 30/04/07.
El 19/04/07 el ENARGAS emitió la
Resolución N° 3.736/2007 por la cual prorrogó en todos sus términos la
Resolución N" 3.569/2006 con vigencia hasta el 30/04/08 inclusive. Todas
estas medidas fueron oportunamente recurridas por la Sociedad sin que a la
fecha se hayan obtenido respuestas que reflejen que los argumentos expuestos
por la Sociedad estén siendo atendidos.
No obstante, la SSC entendió que
esta decisión del ENARGAS representa una "interacción negativa" con las
disposiciones propias adoptadas, motivando a que estableciese, en una posterior
comunicación de la SE al MEGSA (Nota SE N° 402/2007 del 30/04/07) que mientras
esté vigente la mencionada resolución del ENARGAS, la reventa de los servicios
de transporte y distribución provistos por una estación de GNC titular de un
contrato vigente, deberá limitarse exclusivamente a otras estaciones de GNC de
la misma área o subzona de distribución.
Sin embargo, el 22/06/07 la SE
emitió la Resolución N° 714/2007 por la que ratifica la posibilidad introducida
por Nota SE N° 333/2007 de que las GNC Firmes comercialicen sin limitaciones su
RMI a clientes distintos del servicio GNC, aún en ausencia de contrato con la
distribuidora e inclusive fuera de la zona de distribución a la cual
pertenecen, siempre que cada GNC a título individual cumpla con adherir al
régimen previsto en la norma inscribiéndose en el "Registro de GNC
606", cuya creación se instruye al MEGSA, y comprometan parte de su RMI
(original) a la distribuidora, bajo la forma de "cesión en uso" para
que la distribuidora pueda satisfacer las necesidades de abastecimiento
derivadas de la Resolución ENARGAS N° 3.736/2007 que concede 5.000 m3/día en
condición firme a las estaciones GNC interrumpibles, en contraprestación de lo
cual la distribuidora bonificará a la GNC Firme cedente todos los costos por el
servicio de transporte y distribución.
Contra dicha Resolución N° 714/2007
la Sociedad ha presentado un Recurso de Amparo ante la Justicia Federal de la
ciudad de Córdoba solicitando la declaración de inconstitucionalidad. Mientras
se circunstancia el Amparo, se solicitó cautelarmente la suspensión de los
efectos de dicho reglamento y en subsidio de lo anterior, que se ordenare a la
SE, al ENARGAS - o a cualquier otra Autoridad Competente - que instruyeran lo
necesario para que TGN SA ponga a disposición y/o asegure a la Sociedad la
capacidad de transporte firme suficiente para atender todos sus consumos
prioritarios y los consumos firmes derivados del cumplimiento de la resolución
cuestionada.
Con fecha 01/08/07 la Sociedad fue
notificada por parte del Juzgado Federal N° 3 de la ciudad de Córdoba, de su
resolución favorable a la medida cautelar solicitada.
En la decisión judicial se requiere
a la SE que, en un plazo total de 12 días hábiles, presente un informe
circunstanciado con relación a la Resolución SE N° 714/2007. Por otra parte se
ordena a la SE, al ENARGAS y/o autoridad competente "que disponga lo
necesario para que la Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN) ponga a
disposición y/o asegure a su mandante [la Distribuidora] la capacidad de
transporte firme suficiente para satisfacer toda demanda de consumo no
interrumpible y prioritaria y a la vez, capacidad firme adicional para
satisfacer todas las operaciones que se realicen en el marco de lo dispuesto en
la Resolución 714/07 y su normativa concordante, permitiendo la normal
operación del servicio público, hasta el dictado de la sentencia."
Dicha medida cautelar continúa
vigente a la fecha.
La SE ha apelado la medida cautelar,
trámite que continúa según su curso. Por otra parte, dicha Autoridad ha
presentado el Informe circunstanciado sobre la Resolución N° 714/2007, más lo
ha hecho fuera de plazo, razón por la cual el Juzgado lo ha tenido por
extemporáneo, ordenando su desglose.
Como consecuencia de las
dificultades para acceder a mayor capacidad de transporte y provisión de gas de
los
productores y el incremento de la
demanda en virtud de la distorsión de precios relativos del gas natural con
relación a los combustibles alternativos, se continuó al igual que en 2004,
2005 y 2006 con la postergación temporaria del otorgamiento de factibilidades
para clientes SGP (3° escalón) con consumos superiores a 108.000 m3/año, y
nuevas disponibilidades o ampliaciones de consumo para grandes usuarios
industriales y servicios SGG, salvo que los mismos aseguren contar con equipos
duales u otra fuente alternativa de abastecimiento que les permitan acatar las
restricciones en el periodo invernal. Estas situaciones han sido informadas al
ENARGAS.
• Además del Programa de Uso
Racional de la Energía ("PURE") creado por la Resolución SE
N° 415/2004, con
vigencia permanente establecida por la Resolución SE
N° 624/2005 desde el 15
de abril y hasta el 30 de setiembre de cada año, el24/12/07 se publicó el
Decreto PEN N° 140/2007 por el cual se declara de interés y prioridad
nacional el uso racional y eficiente de la energía, aprobándose los
lineamientos del programa denominado PRONUREE, destinado a contribuir y mejorar
la eficiencia energética de los distintos sectores consumidores de energía.
En particular, en el apartado ''Regulación de eficiencia
energética" dentro del capítulo de disposiciones para el mediano y largo
plazo, se establece que deberán evaluarse distintas alternativas regulatorias y
tarifarías a fin de establecer mecanismos permanentes de promoción de la
eficiencia energética en el ámbito de las empresas distribuidoras de energía
eléctrica y gas natural sujetas a regulación federal .
• Las cifras relativas a los volúmenes
de gas entregado discriminados en los principales segmentos de mercado,
comparados con los correspondientes al ejercicio anterior, se exponen en el
siguiente cuadro:
|
Volúmenes de gas entregado por
principales segmentos |
Millones
de m3 de gas |
Variación
en |
||
|
|
31/12/07 |
31/12/06 |
Millones de m3 de gas |
porcentaje % |
|
Residenciales |
588,1 |
430,7 |
157,4 |
36,5 |
|
Grandes clientes |
1.120,6 |
1.089,7 |
30,9 |
2,8 |
|
GNC |
344,9 |
363,9 |
(19,0) |
(5,2) |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y |
293,6 |
247,2 |
46,5 |
18,8 |
|
Total del
volumen de gas entregado |
2.347,2 |
2.131,4 |
215,8 |
10,1 |
|
|
Millones
de pesos |
Variación
en |
||
|
Ventas brutas de gas por
principales segmentos |
31/12/07 |
31/12/06 |
Millones de pesos |
Porcentaje |
|
Residenciales |
111,7 |
87,8 |
23,9 |
27,2 |
|
Grandes clientes |
52,0 |
47,3 |
4,7 |
9,9 |
|
GNC |
18,6 |
29,4 |
(10,8) |
(36,7) |
|
Otros (pequeñas y medianas
industrias, comercios y Subdistribuidores) |
32,8 |
27,9 |
5,0 |
18,0 |
|
Total de ventas de gas en cifras
reexpresadas al 31/12/02 |
215,1 |
192,3 |
22,8 |
11,9 |
En 2007 las ventas brutas en pesos
estuvieron afectadas por la pesificación y el congelamiento de tarifas
producido en 2002 que aún subsiste respecto de la distribución y el transporte,
excepto por los incrementos en el precio del gas dispuestos en el sendero
establecido en la Resolución N° 208/2004 del MPFIPyS y la aplicación de la
Resolución ENRG N° 3.467/2006.
Los efectos del unbundling se
manifiestan en la disminución de la facturación a Grandes, estaciones de GNC y
Otros clientes, situación que en algunos casos se compensó con la expansión de
la economía.
La actividad en 2008
Cuadro de situación
En el siguiente cuadro se presenta a
los señores accionistas los principales indicadores de la actividad de la Sociedad
durante el décimo séptimo ejercicio, comparados con los correspondientes al
periodo inmediato anterior:
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Principales indicadores- Datos al 31 de diciembre de cada
año |
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2008 |
2007 |
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Clientes |
563.595 |
533.586 |
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Incremento acumulado desde 1993 |
287.278 |
257.269 |
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Participación en la venta de gas en Argentina (%) (1) |
7,2 |
7,3 |
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Capacidad de transporte reservada(millones de m³ día) |
6,0 |
6,0 |
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Volumen de gas natural entregado en millones de m³ |
2.295,6 |
2.347,2 |
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Venta bruta anual de gas en M$ (2) |
220,5 |
222,5 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las
ganancias en M$ históricos |
30,2 |
36,2 |
|
Utilidad (perdida) neta después del impuesto a las
ganancias en M$ |
39,1 |
44,9 |
|
Activo fijo total en millones de $ (2) |
461,8 |
463,8 |
|
Monto global de inversiones anuales en millones de $ (2) |
19,6 |
14,9 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses de cada
año (3) |
6,2 |
4,8 |
|
Inversiones en millones de dólares estadounidenses desde
1992 (3) |
119,9 |
113,7 |
|
Monto total de impuestos pagados en el año en M$ (4) |
129,6 |
130,7 |
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Sistema de distribución en kilómetros |
14.372 |
14.059 |
|
Incremento del sistema de distribución respecto del año
anterior |
312 |
422 |
|
Incremento del sistema de distribución desde el año 1992 |
7.299 |
6.986 |
|
Cantidad de empleados |
403 |
391 |
|
Cantidad de clientes por empleo |
1.399 |
1.365 |
(2) Cifras
ajustadas por inflación al 28 de febrero de 2003, en millones de pesos.
(3) Dólar
comprador BNA al cierre de cada mes de alta.
(4) Incluye
impuestos, tasas y contribuciones Nacionales, provinciales y municipales.
Principales aspectos de la actividad
La regulación y los principales
acuerdos
• La Sociedad desarrolla una
actividad regulada y por lo tanto la planificación que realiza está enmarcada
dentro de los límites que establece el contrato de licencia y el marco
regulatorio. Dichos límites han sido a su vez modificados existiendo una
intervención cada vez más pronunciada por parte de las Autoridades, influyendo
en la operación de la Sociedad. No obstante, debe destacarse que la
planificación es realizada por el Directorio de la Sociedad teniendo en cuenta
los límites antes indicados y, por lo tanto, no existe una planificación
centralizada de la sociedad controlante que se deba seguir. Las decisiones y
medidas de ejecución de las mismas son consideradas y tomadas por la propia
Sociedad.
• En los capítulos siguientes,
particularmente en los títulos "El gas" y "El transporte",
se exponen los principales acuerdos propios de la actividad de la Sociedad y
las incumbencias de los mismos. Dentro del marco regulatorio, su consideración
global permite observar que los mismos condicionan relativamente la autonomía
de la Sociedad. El capítulo "La emergencia y la renegociación del Contrato
de Licencia dispuesta por el Estado Nacional" referencia los principales
aspectos de la actual normativa que ha afectado ese marco regulatorio.
La gestión
• La Sociedad, conforme a su
política central de sostener el normal y seguro abastecimiento de gas natural
en las condiciones pautadas en la Licencia, continúa realizando los esfuerzos
necesarios para satisfacer los requerimientos que la demanda exige al sistema
de distribución, en particular para los clientes prioritarios del servicio, no
habiéndose registrado en 2008 limitaciones al consumo derivado de la capacidad
de distribución. En particular, en el presente y subsiguientes capítulos se
tratan las políticas, objetivos y actividades a tenor y complemento de la
política general referida.
• Durante el ejercicio se incrementó
el sistema de distribución en
• Aún cuando la actividad de la Sociedad
no genera residuos contaminantes, la preservación y protección del medio
ambiente forman parte de sus políticas y objetivos principales. Las operaciones
se ajustan en forma sustancial a las normas y procedimientos relativos a esta
materia. En el transcurso del año, se ejecutó el programa de búsqueda y
reparación de fugas para el año 2008, por el cual se relevaron aproximadamente
9.766 kms. de redes en zonas de alta densidad habitacional.
• Se realizaron los recorridos
anuales referidos al control técnico programado de las estaciones de GNC
sujetas a verificación, con la concreción de 949 inspecciones, y los
correspondientes al mantenimiento previsto de redes, gasoductos y cámaras, como
así también a la supervisión técnica de los Subdistribuidores. Al cierre del
ejercicio se cuenta con 243 estaciones de GNC conectadas al sistema de
distribución. En el marco de la Resolución del Ente Nacional Regulador del Gas
("ENARGAS") N° 3.164/2005, se realizaron las inspecciones
correspondientes a los establecimientos educacionales de las provincias del
área de servicio.
Por Resolución N° 52/2007 del
21/08/07, el ENARGAS prorrogó hasta el 31/12/08 el plazo para la finalización
de las inspecciones de seguridad, y hasta el 31/10/07 para que las autoridades
educacionales, a través de gasistas matriculados, evaluasen el estado de las
instalaciones. Por Resolución N° 599/2009 de fecha 12/01/09, el ENARGAS dispuso
prorrogar hasta el 31108/09 la finalización de las inspecciones de seguridad,
pero solamente aplicable en el área licenciada, a las instalaciones de gas de
la Universidad Nacional de Córdoba, a solicitud de la propia casa de altos
estudios. La Sociedad ha finalizado todas las restantes inspecciones en tiempo
y forma de acuerdo con lo requerido por el ENARGAS.
• Se aprobaron 940 factibilidades y
anteproyectos de suministro para nuevas redes. En el Centro de Atención
Telefónica se recibieron y atendieron más de 164.900 llamadas con
aproximadamente un 91,04% de eficiencia de atención dentro de los 40 segundos.
También se realizaron 9.740 procedimientos de seguridad preventivos para la
detección de conexiones irregulares. Asimismo, se desarrollaron con normalidad
los procesos de medición de consumos, facturación y cobranza, con la
distribución de más de 3.317.000 facturas.
• Como ocurre desde el año 2003 la
Sociedad continúa cumpliendo las funciones de operador interino de las redes de
distribución e instalaciones complementarias de las localidades de Chepes,
Aimogasta y Villa Unión, provincia de La Rioja, y se mantiene en la espera de
que el ENARGAS designe al prestador definitivo según lo indica la Licencia. La
Sociedad ha efectuado reclamos sobre el particular en virtud de haberse
excedido el plazo razonable para designar al sujeto que se hará cargo en forma
definitiva de la operación.
• Ratificando la aplicación de su
política de manejo prudente y austero de los recursos, la Sociedad continuó con
el análisis de la evolución de los precios de los insumos, bienes y servicios,
y de las posibles sustituciones de los mismos, dado que los efectos de la
inflación se han ido reflejando en los costos de la Sociedad pese a la
prudencia y austeridad ejercidas, mientras que no ha existido reconocimiento
alguno de esos mayores costos en las tarifas. Por otra parte, los incrementos
salariales sugeridos en su momento por el propio Gobierno Nacional para el
sector privado de la economía y los acordados entre los distintos sectores
empresariales y sindicales, también tienen consecuencias que afectan las
actividades propias y tercerizadas.
• Se aplicaron las escalas
salariales acordadas con vencimiento al 30/04/08, según el Convenio Colectivo
de Trabajo firmado en 2007 que se mantiene vigente por el plazo de tres años. A
partir del 01/05/08 se renovaron las escalas salariales hasta el 30/04/09.
En lo que respecta a la estructura
remunerativa gerencial se mantiene la política de retribuciones fijas acordes
al mercado, con una bonificación anual sujeta al cumplimiento de objetivos
gestionales, 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 N° 19.550.
• Como parte esencial de la política
de formación y desarrollo de colaboradores, se ejecutó el plan anual de
capacitación, con una inversión de 4.708 horas/hombre.
• A nivel institucional se llevó a
cabo la habitual campaña de concientización para disminuir los riesgos del
monóxido de carbono, y también se implementó un nuevo programa polianual Ecogas
Escuelas que bajo la consigna "Investigas con ciencia" fue
desarrollado por la Sociedad como proyecto educativo destinado a la formación
de alumnos de los últimos grados del ciclo primario.
• Se mantuvo la práctica de políticas
financieras a los .efectos de atender las necesidades ciertas y eventuales de
fondos durante el ejercicio, mediante el uso adecuado del flujo de ingresos de
la Sociedad. De acuerdo a lo resuelto oportunamente por la Asamblea de
Accionistas, la Sociedad distribuyó en los meses de abril, julio y setiembre
las tres cuotas iguales previstas, correspondientes a los dividendos aprobados
sobre los Estados Contables al 31/12/07.
• Se ejecutaron las actividades
programadas respecto de las adecuaciones necesarias en los procedimientos y
controles existentes, la puesta en práctica de nuevas regulaciones sobre los
procesos y manuales de gestión. También se dio continuidad a la capacitación
específica para la actualización de manuales, a la creación y modificación de
formularios, a los cambios de estructura y descripción de los puestos de
trabajo de la misma, y a la emisión de informes sobre auditorías específicas
realizadas y la proyección de otras, como parte de la política de mejora
continua y de la definición de un modelo de organización, gestión y control que
tiene por objeto el logro de niveles crecientes de transparencia y
confiabilidad de su sistema de control interno.
En particular, se realizaron
actualizaciones de los procedimientos de administración y control, de
comercialización, y de operaciones y mantenimiento, se definieron y publicaron
instructivos, y se trabajó en nuevos procedimientos tales como los referidos al
acceso a las aplicaciones informáticas y a la digitalización de planos, el
relativo al tratamiento de riesgos vinculados a contactos y relaciones de
negocios, el de tratamiento de denuncias anónimas, el de informe y control de
eventos judiciales, el de contratos de intermediación, y el referido al
tratamiento de presuntos comportamientos ilícitos realizados por dependientes
-entre otros-.
También se llevó a cabo la
actualización de los manuales de gestión comercial y de gestión ambiental,
habiéndose publicado la última versión definitiva de este material. En lo
relativo a los sistemas informáticos, se administró la seguridad de las
aplicaciones y las operaciones rutinarias de resguardo de datos, se continuaron
desarrollando las adaptaciones necesarias a las aplicaciones de despacho de gas
y comercial, para el cumplimiento de nuevas normativas, automatizando procesos
de cálculo e incorporando nuevas operatorias.
Se finalizó la etapa 2 de
implementación relativa a la página institucional (www.ecogas.com.ar) y se concluyó con el desarrollo del master plan
referido a la evolución futura de la misma; se continuó con el desarrollo de la
etapa 2 del software sustitutivo correspondiente al sistema de colectores de
datos; se llevó a cabo el mantenimiento de los sistemas existentes y la
construcción de otros destinados al apoyo de la gestión de la Sociedad.
Fuente: Memorias y Balances Distribuidora Gas del Centro S.A.
(1993-2008).