PRODUCCION

 

La gestión durante 1999 se focalizó en los siguientes objetivos estratégicos:

 

• Operar en forma eficiente y segura

• Consolidar la presencia en el mercado regional

• Mejorar la rentabilidad de los accionistas

• Actuar en recursos humanos para el mediano y largo plazo

• Responder eficientemente al contexto regulatorio.

 

En este marco de objetivos trazados cabe resaltar los siguientes hechos salientes:

 

Actividad comercial

 

Transporte de gas (actividad regulada)

 

TGN ha concentrado importantes esfuerzos para incrementar su capacidad de transporte, mejorar la eficiencia y asegurar un manejo operativo confiable de sus instalaciones de transporte.

 

La Sociedad ha incrementado en más ele 26 MMm³/d la capacidad original transferida por Gas del Estado Sociedad del Estado, lo que significa un aumento del 115 % conseguido en base a la instalación de cuatro nuevas plantas compresoras, más de 118.600 HP y 844 kilómetros de gasoductos adicionales.

 

El sistema de transporte de gas de TGN está formado por dos gasoductos troncales de 24" y 30" conectados a los yacimientos del norte y centro-oeste ele la República Argentina, cuya capacidad actual de transporte asciende a 48,7 MMm³/d y su longitud total aproximada asciende a 5.000 Km. Los duetos transportan gas a una presión variable de entre 20 y 70 Kg./cm² que es entregada a través de dieciséis plantas compresoras instaladas a lo largo del sistema.

 

En este año y sobre la base de un ambicioso plan de expansiones del sistema de gasoductos, se elevó la capacidad de transporte en firme de 1998 desde 43,0 MMm³/d a 48,7 MMm³/d a fines de 1999.

 

 

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Gasoductos: Km agregados

0

97,7

257,4

246,6

187,1

54,7

843,50

Compresoras: HP agregados

21.900

68.900

0

0

0

27.840

118.640

Aumentos de capacidad en

MMm³/d

5,69

6,38

4,06

3,51

1,91

4,50

26,05

 

Transportadora Gas del Norte en 5 años (MM: Millones)

 

 

 

1999

1998

1997

1996

1995

Variación%

Capacidad de transporte

MMm³/día

48,7

43,0

36,62

32,56

29,06

67,58

Gas entregado

en MMm³

13.229

12.136

10.234

9.126

8.465

56,28

Inversiones

MM$

137,0

187,8

168,7

123,7

95,3

 

En el sistema de

Transporte

130,9

187,2

168,7

115,8

89,8

 

Otras

6,1

0,6

15,3

7,9

5,5

 

Total de activo en MM$

1.214

1.101

927

830

682

78,1

Cantidad de clientes

35

31

23

17

14

 

 

 

En 1999 se puso a disposición capacidad de transporte para:

 

• Gasoducto NorAndino Argentina S.A. y TermoAndes S.A. a través del gasoducto Norte.

 

• A través del gasoducto Centro-Oeste, Metrogas S.A. de Chile y GasAndes S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A. y Gas NEA S.A. destinadas al abastecimiento del mercado interno, y Petrouruguay S.A., subsidiaria local de la empresa estatal uruguaya Ancap, para abastecer a las industrias ubicadas en la localidad uruguaya de Paysandú

 

Se efectuaron tres procesos de "Open Season” (llamado público a interesados en contratar capacidad de transporte en firme) a través del gasoducto Centro-Oeste para el periodo 199912003, por los cuales se firmaron nuevos contratos de transporte con:

 

• Distribuidora de Gas Cuyana, por 0,3 MMm³/d, parte del cual entró en vigencia en abril de este año;

 

• Central Termoeléctrica de AES Paraná S. C.A. por 1,81 MMm³/d, a instalarse en la localidad de San Nicolás, Pcia. de Buenos Aires. Se estima que la prestación del servicio comenzará en el arlo 2003.

 

• Distribuidora de Gas Cuyana S.A. y del Centro S.A., Litoral Gas S.A., Petrouruguay S.A. y GasAndes S.A. y se renegoció el contrato con Siderca S.A.I.C.. Estos contratos adicionales significarán un incremento real de la capacidad de transporte firme por un volumen total de 0,460 MMm³/d para el año 2000.

 

Clientes directos de TGN en Servicio

 

Año

STF

O&M

 

 

1999

10

21

4

35

1998

10

18

3

31

1997

9

13

1

23

1996

8

9

0

17

1995

8

6

0

14

1994

8

4

0

12

 

1 Considera la totalidad de clientes con contratos servicio de transporte en firme

(STF) actualmente en servicio.

2 Contratos de operación y mantenimiento (O&M) en vigencia.

 

Se inició la construcción de las expansionas para el proyecto Uruguayana que incluyen la construcción de loops en 30" y 24", la construcción de una nueva planta compresora en General Baldissera de 15.000 HP y la incorporación de otros 8.900 HP adicionales en La Carlota

 

b) Operación y mantenimiento de gaseoductos

 

Desde julio de 1997, TGN ha incorporado una nueva actividad consistente en la operación y mantenimiento de gasoductos de propiedad de terceros.

Actualmente se operan y mantienen 1.141 Km. de gasoductos y 17.800 HP adicionales a los propios, transformando a TGN en uno de los mayores operadores de gasoductos de alta presión de la región.

 

En particular, durante 1999 se ha sumado un nuevo servicio de operación y mantenimiento de gasoductos con Gasoducto NorAndino Argentina S.A. para el tramo argentino que va desde Pichanal hasta el paso de Jama en la frontera con Chile, a través de 378 Km. de extensión. Dicho tramo entró en operación a fines de octubre de 1999 y en el tramo chileno el servicio se encuentra a cargo de la empresa Comgas Andina S.A.. Este contrato se suma a los ya existentes con la Provincia de Entre Ríos, GasAndes y PetroUruguay S.A. mediante el cual se operan 763 Km. de gasoducto.

 

Adicionalmente, la Sociedad comenzará a brindar para mediados del 2000 servicios de operación y mantenimiento sobre el gasoducto de TGM desde Aldea Brasilera hasta la frontera argentino-brasilera entre Paso de los Libres y Uruguayana en Brasil.

 

El Cono Sur, una reglón gasífera integrada

 

En el año 2000 comenzaron las exportaciones de gas natural argentino por gasoducto a la República Federativa del Brasil, marcando un hito fundamental en el proceso de expansión de la infraestructura regional de transporte de gas, imprescindible para el fortalecimiento de la integración energética de la región. Asimismo, continuaron consolidándose el resto de los proyectos de integración gasífera entre la Argentina y sus vecinos Chile y Uruguay.

 

Adicionalmente, Bolivia continuó demostrando, mediante nuevos descubrimientos, su importancia como productor de gas natural en la región. Por su parte, el desarrollo del mercado en Brasil continúa a paso firme, habiéndose completado durante el año la segunda fase (Sao Paulo-Porto Alegre) del gasoducto que lleva gas natural desde Bolivia hacia los mercados de la región Sud-Sudeste de ese país.

 

Los años próximos serán años de consolidación de los mercados recientemente incorporados y de crecimiento para los más maduros, pudiendo preverse una sofisticación de los mecanismos de oferta y demanda y fortaleciéndose así la competencia entre las distintas cuencas de producción.

 

 

Como se vislumbra en el cuadro anexo, durante el año 2000 la demanda de gas en el país (datos preliminares) creció un 3,7% impulsada por un mayor consumo de usinas termoeléctricas, el constante incremento del parque de vehículos impulsados a GNC y un mayor consumo domiciliario en un año de invierno con temperaturas más bajas que la media normal de esa estación.

 

Consumo de Gas Natural - MMMm3 (Miles de millones de m3)

 

 

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Residencial

6,9

6,6

5,9

5,8

5,9

5,8

5,7

5,6

Comercial

1,1

1,0

0,9

1,0

1,2

1,2

1,4

1,6

Industrial

9,8

9,8

9,9

9,8

9,4

9,1

8,7

7,6

Usinas

11,0

10,7

8,5

8,5

8,6

5,9

5,2

5,9

GNC

1,7

1,5

1,2

1,2

1,1

1,0

0,9

0,8

Otros

0,6

0,6

0,5

0,5

0,3

0,3

0,3

0,3

Total

31,2

30,1

27,2

26,8

23,9

23,3

22,2

21,8

Índice %

143,0

138,3

1254,9

122,9

121,1

106,9

101,8

100

 

Así es que , merced al crecimiento promedio de más del 5 % anual en la demanda de gas natural, la Argentina es uno de los pocos países en los que el gas constituye la principal fuente energética.

 

Demanda de energía primaria por fuente (1999)

                

 

Petróleo

Gas  natural

Carbón

Nuclear

Hidroelectricidad

EE.UU.

40,0

25,2

24,6

9

1

Canadá

36,4

28,2

14,0

8

13

México

65,2

25,6

4,8

2

2

Total América del Norte

40,9

25,5

23,0

8

2

Argentina

40,1

52,0

1,6

3,1

3,5

Brasil

65,3

5,0

8,9

0,8

19,9

Chile

56,3

16,3

21,6

0

5,8

Colombia

51,2

22,3

12,8

0

13,7

Venezuela

39,1

51,4

0,5

0

9,1

Otros Países  Centroamé.

77,3

11,8

0,9

0

9,9

Total S. s. Centro America

58,9

22,6

5,5

0,8

12,2

 

El negocio de la Sociedad

 

A nueve años de la toma de posesión del sistema de gasoductos Norte por parte de la Sociedad, resulta importante destacar la prioridad que TGN le ha conferido a la expansión de su capacidad, liberando los cuellos de botella existentes hasta 1991 que dificultaban gravemente el acceso al gas natural para uso residencial e industrial en todos los centros urbanos del país, permitiendo además el acceso al servicio de gas natural a vastos sectores de nuestra economía y facilitando el flujo del fluido con destino a la exportación.

 

Desde el año 1992, TGN expandió la capacidad de transporte en más de un 130 %(30 MMm³/d). Esta política requirió inversiones totales equivalentes a US$ 1.024 millones , las cuales fueron principalmente destinadas a la construcción de más de 1.240 Km. De cañerlas y de siete nuevas plantas compresoras, adicionando más de 140.000 HP de potencia instalada en todo su sistema.

 

Cabe señalar que durante el presente ejercicio la Fundación Invertir -una entidad de derecho privado, integrada por empresarios y autoridades gubernamentales, que promueve inversiones en nuestro país- otorgó a TGN el Premio Invertir 2001 por la concreción del proyecto que hizo viable la primera exportación de gas a Brasil en el segundo semestre de 2000.

 

TGN ha incursionado en otras actividades relacionadas con su negocio central, principalmente brindando servicios de operación y mantenimiento de instalaciones de transporte pertenecientes a terceros. De esta manera, en forma directa o a través de empresas relacionadas, actualmente opera gasoductos en nuestro país, Chile y Brasil.

 

 

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

Totales

Gasoductos

Km agregados

47,5

332,4

20

97,7

257,4

246,6

187,1

54,7

1.243,4

Compresoras

HP agregados

-

23.900

6.900

83.900

-

-

-

27.840

142.540

Aumento de capacidad

0,2

4,1

5,7

6,4

4,1

3,5

1,9

4,5

30,4

 

Hechos salientes del ejercicio 2001

 

Transporte de Gas

 

El año finalizado el 31 de diciembre de 2001, estuvo fuertemente marcado por la crisis económica del país. La sensación de deterioro progresivo de la situación socioeconómica, acompañada por la imposibilidad de acceso a los mercados de capitales, más importante aún, la Incertidumbre reinante sobre los tiempos y formas que asumiría un proceso de recuperación, determinaron la postergación de decisiones de inversión en casi todas las actividades productivas del país.

 

Para TGN en particular, luego de tantos ejercicios con altas tasas de reinversión en la actividad, sobre todo con destino a la expansión, el ejercicio 2001 trajo consigo la estabilización de su sistema, habiendo incrementado en sólo 0,2 MMm³/d, lo que representa menos del 0.4 % de su capacidad de transporte en firme sobre los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

 

Operación y Mantenimiento de Gasoductos de Terceros (O&M)

La Sociedad ha continuado incorporando actividades de operación y mantenimiento de gasoductos. El 24 de octubre de 2001 se firmó el contrato de Operación y Mantenimiento con Gasoducto del Pacifico SA, en virtud del cual, a partir del 30 de enero de 2002 y por un periodo de cinco años, TGN se hace cargo de la O&M de su gasoducto, el cual tiene una extensión de 644 Km. Los 299 Km. correspondientes al territorio argentino serán responsabilidad de TGN, en tanto que los 345 Km. Sobre territorio chileno serán operados y mantenidos a través de la sociedad vinculada Comgas Andina S.A..

 

Este nuevo contrato se suma a otros vigentes, acordados en ejercicios anteriores, como los gasoductos Norandino, Entrerriano, Petrouruguay, los gasoductos a Paso de los Libres (propiedad de TGM}, y Paso de los Ubres-Uruguayana (propiedad de TSB).

 

De la misma manera en que Comgas presta los servicios de O&M en territorio chileno (para Gas Pacífico y Norandino), COPERG, sociedad en la cual TGN participa accionarla y operativamente, presta servicios en territorio brasileño, actualmente para el tramo de 25 Km. de gasoducto que une el cruce del Río Uruguay en la frontera argentino-brasileña hasta el punto de conexión de la usina termoeléctrica de AES Uruguayana.

 

En lo que respecta al gasoducto Gas Andes, el plazo de vigencia del contrato de operación y mantenimiento vigente desde 1997 finalizó en octubre de 2001 y sólo fue prorrogado provisoriamente hasta febrero del 2002, a la espera de que el ENARGAS autorice el cambio de operador.

 

Estrategia comercial futura

 

La continuidad de la dinámica de crecimiento de la Compañía está condicionada a la forma en que se reestructure la actividad regulada del transporte y distribución de gas natural en el marco de la normativa vigente a partir de la sanción de la Ley 25.561 de Emergencia Pública y el Decreto 293/02.

 

No obstante, TGN continuará apostando al crecimiento de la demanda en el país y la región intentando estructurar, activar y viabilizar las iniciativas y proyectos propios y de terceros en los que la participación de la Sociedad permita el acceso al gas natural de nuevos consumidores.

 

En particular y en el corto plazo, TGN está intentando desarrollar nuevos proyectos para ampliar su capacidad de transporte en firme para abastecer el crecimiento eléctrico e industrial en la zona central de Chile a través del gasoducto Gas Andes y en el Litoral uruguayo para la distribuidora de gas de Paysandú a través del gasoducto Entrerriano hasta la localidad de Colón.

 

También Brasil es una prioridad para TGN, al acompañar el incremento en la penetración del gas natural en la zona sur de dicho país. Para ello, participa activamente en el desarrollo del proyecto TSB que uniendo las localidades de Uruguayana, hoy ya conectada al sistema de transporte argentino a través de los gasoductos de TGM y TGN, con Porto Alegre, permitirá, una vez concretado, exportar gas de Neuquén hacia esa reglón.

 

La Operación del Sistema de Gasoductos de TGN

 

Transporte

 

Durante el año 2001 TGN transportó y entregó a sus clientes 14.426 MMm³ de gas, registrándose el récord de entregas el 27 de julio con 53,2 MMm³.

 

• Se consolidó el transporte de gas asociado a exportaciones a países limítrofes. Al respecto cabe destacar que del total transportado, 3.300 MMm³ fueron exportados a Chile, Brasil y Uruguay (23%).

 

Se inauguraron obras de confiabilidad en el sistema de gasoductos de TGN, que incluyeron la mejora de los sistemas auxiliares de Plantas Compresoras y la construcción de 30 Km. de loop de 0,24"en el Sistema Norte y 18 Km. de cañería de 0,30" en el Sistema Centro-Oeste .

 

Luego de dos años consecutivos de caída en el consumo de gas natural, 2003 experimentó una importante recuperación que alcanzó una tasa del 10,1% respecto del año precedente.

 

El incremento más significativo, en términos absolutos, se produjo en el segmento industrial, superando aún su máximo valor histórico registrado durante el año 2000. En términos porcentuales el consumo de GNC fue el que tuvo mayor crecimiento, con un 30,0% respecto de 2002. Para el caso del GNC la explicación está directamente relacionada con el precio relativo del gas natural, cada vez más barato respecto de otros combustibles alternativos, en particular debido a la pesificación y al congelamiento de las tarifas.

 

La reactivación experimentada en el sector industrial, potenciada a su vez por el bajo precio relativo del insumo, fue el motor para la recuperación del consumo de gas en industrias y centrales térmicas. En el segundo caso también influyó el bajo nivel de despacho de las centrales hidroeléctricas.

 

Desde la privatización de los servicios públicos de gas natural; se evidencia un crecimiento acumulado del 41% en el consumo interno del fluido, destacándose un crecimiento del 225% en la demanda de gas originada en uso de GNC y un 41% correspondiente al consumo industrial, el de mayor crecimiento en valor absoluto. El otro segmento cuyo consumo tuvo gran desarrollo en este período es el de usinas, con un 49%.

 

El mismo se ha visto motorizado por el incremento del consumo de energía eléctrica registrado en el mismo período y por las ventajas competitivas de las nuevas tecnologías de ciclos a gas y combinados que indujo a los inversores privados, durante la década del 90, a priorizar la inversión en generación térmica a gas frente a otras alternativas de inversión.

 

Consumo de Gas Natural - MMm³ (Miles de millones de m3)

 

 

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Residencial

6,9

6,7

6,7

6,9

6,6

5,9

5,8

5,9

5,8

5,7

5,6

Comercial

 

1,0

1,0

1,01,1

1,0

0,9

1,0

1,2

1,2

1,4

1,6

Industrial

10,7

9,8

9,6

9,8

9,8

9,9

9,8

9,4

9,1

8,7

7,6

Usinas

8,8

7,8

8,9

11,0

10,7

8,5

8,5

8,6

5,9

5,2

5,9

GNC

2,6

2,0

1,9

1,7

1,5

1,2

1,2

1,1

1,0

0,9

0,8

Otros

0,8

0,7

0,7

0,6

0,6

0,5

0,5

0,3

0,3

0,3

0,3

Total

30,8

28,0

28,8

31,2

30,1

27,2

26,8

23,9

23,3

22,2

21,8

Índice %

141,3

128,3

132,1

143,0

138,3

1254,9

122,9

121,1

106,9

101,8

100

 

Demanda de energía primaria por fuente (2002)%

                

 

Petróleo

Gas  natural

Carbón

Nuclear

Hidroelectricidad

EE.UU.

39,0

26,2

24,2

8,1

2,5

Canadá

31,1

25,1

10,6

5,9

27,2

México

60,5

28,3

5,2

1,6

4,2

Total América del Norte

39,2

26,2

21,8

7,5

5,2

Argentina

31,4

50,8

1,1

2,4

14,2

Brasil

48,1

6,9

6,8

1,9

36,3

Chile

45,2

24,7

8,4

0,0

21,8

Colombia

39,7

21,8

7,9

0,0

30,2

Venezuela

37,2

40,0

0,0

0,0

22,8

Otros Países s Centroamé.

64,6

11,9

1,1

0,0

22,4

Total S. s Centro America

47,9

19,7

4,0

1,0

27,4

 

Oferta de gas

 

En 2003 la producción anual de gas natural ascendió a 50.138 millones de metros cúbicos, provenientes un 55,8% de la cuenca neuquina y un 17:2% de la cuenca noroeste. Esto marcó un nuevo récord para el país, con un incremento del 9,5% con respecto al año 2002. Este incremento de la producción tuvo como destino tanto a los mercados de exportación (Chile, Brasil y Uruguay) como a la recuperación del consumo en el mercado interno.

 

Actualmente la Argentina se encuentra entre los países con mayores reservas de gas natural de Sudamérica (664 MMMm3 a diciembre de 2002)  que, combinadas con el alto grado de desarrollo de su estructura gasífera ya sea para el mercado local o para exportación, han posibilitado que el país se posicione como eje energético regional. No obstante ello, se observa una disminución importante respecto del año anterior, en el que las reservas comprobadas alcanzaban un monto de 764 MMMm3.

 

• Como resultado de esta reducción, el horizonte de reservas cayó de 16,6 a 14,5 años. La caída de reservas probadas tiene directa vinculación con el congelamiento de las tarifas de gas en boca de pozo, lo cual reduce volumen de gas cuya potencial explotación sería económicamente viable.

 

A pesar de lo expuesto, es de esperar que esta coyuntura negativa sea superada en el corto o mediano plazo, en caso de reencauzarse los marcos normativos en fundamentos de razonabilidad que viabilicen la inversión  necesaria por parte del sector privado. A ello contribuirán las obras de integración encaradas en los últimos años, así como los proyectos que se estiman concretar en el futuro a partir de la superación de la crisis argentina y regional. Esto se potencia por el crecimiento de los mercados del fluido en los países vecinos que, registrando aún una baja tasa de penetración del gas natural en su matriz energética, presentan expectativas de mantener altas tasas de crecimiento de la demanda energética en general y del gas natural en particular.

 

El negocio de la Sociedad 2003

 

En el marco de las serias dificultades presentes resulta necesario volver a remarcar el rol cumplido por la Sociedad en la modernización y expansión de uno de los activos de la infraestructura energética del país más críticos: los gasoductos de alta presión que conforman la red troncal de la transmisión de gas natural.

 

La prioridad dada a la reinversión y al crecimiento permitieron (i) que se superaran las restricciones invernales al acceso al gas natural para uso residencial e industrial en los centros urbanos del país, facilitando la calidad y confiabilidad del servicio de gas natural a vastos sectores de nuestra economía e (ii) inaugurando y extendiendo el flujo del fluido con destino a la exportación, una actividad inexistente al momento de la privatización.

 

Desde el año 1993, TGN expandió la capacidad de transporte en más de un 135% (30,9 MMm³/d). Esta política requirió inversiones por US$ 1.051,7 millones, las cuales fueron principalmente destinadas a la construcción de más de 1.200 Km. de cañerías y 5 nuevas plantas compresoras, adicionando más de 140 mil HP de potencia instalada.

 

Durante este ejercicio TGN ha continuado desarrollando exitosamente, además del transporte con destino a la exportación, otras actividades relacionadas, brindando servicios de operación y mantenimiento de instalaciones de transporte pertenecientes a terceros.

 

De esta manera, en forma directa o a través de empresas relacionadas, opera actualmente gasoductos en Argentina, Chile y Brasil.

 

 

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

Totales

Gasoductos

Km agregados

0

0

47,5

332,4

20

97,7

257,4

246,6

187,1

54,7

1.243,4

Compresoras

HP agregados

0

0

0

23.900

6.900

83.900

-

-

-

27.840

142.540

Aumento de capacidad

0,2

0,3

0,2

4,1

5,7

6,4

4,1

3,5

1,9

4,5

30,9

 

 

 

Gasoducto Norte

Gasoducto CO

O&M

Total

Km.

3.328,5

2.078,0

2.598,8

8.005,3

Diámetro

24”

30”

-

-

Estaciones Compresoras

9

8

2

19

Miles HP

130,77

169,40

12,2

312,37

Contratos Firme

MMm³/día

22,17

31,32

NA

53,49

Año de construcción

1960

1981

1996/2000

-

 

 

Gas Natural • Reservas y producción a fines de 2004

 

 

Reservas comprobadas

MMm³

Producción 20002

MMm³

Horizonte Años

Reservas Probables

MMm³

Noroeste

129.481

7.877

16,4

44.524

Neuquina

344.567

25.551

13,5

97.180

Otros

189.475

12.342

15,4

164.414

Total Argentina

663.523

45.770

14,5

306.117

 

El consumo de gas durante el 2005 continuó con la tendencia de fuerte crecimiento de los últimos cuatro años pero con una tasa menor a la del 2004. El aumento del consumo doméstico respecto al 2004 fue del 4,3%.

 

El incremento más significativo se produjo en el segmento de centrales térmicas con un crecimiento del 5,2%. Este aumento se debió principalmente al crecimiento de la demanda eléctrica del 5.8% y a una política de uso del recurso hídrico que priorizó a la generación térmica con gas natural durante el periodo estival.

 

El consumo de GNC continuó creciendo a una tasa del 4%, inferior al crecimiento sustancial de los años anteriores e inclusive menor que el crecimiento promedio de la década del noventa.

 

Por su parte el sector residencial aumentó su consumo en un 6,3% respecto al año pasado. El invierno 2005 fue levemente más frío que el del año 2004.

 

Desde la privatización de los servicios públicos de gas natural a fines de 1992 se evidencia un crecimiento acumulado del 59 % en el consumo interno del fluido, destacándose un crecimiento del 316% en la demanda de gas originada en uso de GNC y un 46 % correspondiente al consumo industrial.

 

El otro segmento cuyo consumo tuvo gran desarrollo en este periodo es el de usinas, con un 82 %. El mismo se ha visto motorizado por el incremento del consumo de energía eléctrica registrado en dicho periodo.

 

Consumo de Gas Natural - MMm³ (Miles de millones de m3)

 

 

2005

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Residencial

7,4

6,9

6,7

6,7

6,9

6,6

5,9

5,8

5,9

5,8

5,7

5,6

Comercial

1,1

 

1,0

1,0

1,01,1

1,0

0,9

1,0

1,2

1,2

1,4

1,6

Industrial

11,3

10,7

9,8

9,6

9,8

9,8

9,9

9,8

9,4

9,1

8,7

7,6

Usinas

10,7

8,8

7,8

8,9

11,0

10,7

8,5

8,5

8,6

5,9

5,2

5,9

GNC

3,2

2,6

2,0

1,9

1,7

1,5

1,2

1,2

1,1

1,0

0,9

0,8

Otros

0,9

0,8

0,7

0,7

0,6

0,6

0,5

0,5

0,3

0,3

0,3

0,3

Total

34,6

30,8

28,0

28,8

31,2

30,1

27,2

26,8

23,9

23,3

22,2

21,8

Índice %

158,7

141,3

128,3

132,1

143,0

138,3

1254,9

122,9

121,1

106,9

101,8

100

 

 

Demanda de energía primaria por fuente (2005)%

                

 

Petróleo

Gas  natural

Carbón

Nuclear

Hidroelectricidad

EE.UU.

40,2

25,0

24,2

8,1

2,6

Canadá

32,4

26,0

9,9

6,7

24,8

México

58,6

29,8

6,2

1,4

3,9

Total América del Norte

40,3

25,4

21,7

7,6

5,1

Argentina

30,1

54,9

1,1

2,9

11,0

Brasil

44,9

9,1

6,1

1,4

38,6

Chile

42,0

29,0

9,8

0,0

19,2

Colombia

37,3

21,0

10,0

0,0

31,7

Venezuela

38,8

37,4

0,1

0,0

23,6

Otros Países y Centroamé.

63,3

14,7

1,2

0,0

20,7

Total S. & Centro America

45,9

22,0

3,9

0,9

27,3

 

En 2005 la producción anual de gas natural ascendió a 51 ,3 millones de metros cúbicos, provenientes un 59% de la cuenca Neuquina, 14% de la cuenca Noroeste, 8% de la cuenca del Golfo San Jorge y 19 % de la cuenca Austral.

 

La Argentina, en diciembre de 2004 se posicionaba como el tercer país con mayores reservas de gas natural de Sudamérica luego de Venezuela y Bolivia, con reservas comprobadas por 534,2 MMMm3

 

• Sin embargo en el último año se observó una disminución importante: las reservas comprobadas a diciembre de 2003 alcanzaban los 612,5 MMMm3 cayendo 78,3 MMMm3 en un año, siendo ahora el horizonte de reservas comprobadas de 10,2 años.

 

La caída de reservas comprobadas, en particular, tiene directa vinculación con dos aspectos: el crecimiento de la demanda que se vio potenciado por el control de precios de la cadena gasífera (que incluye el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución) con la consiguiente creciente dispersión con el precio de los combustibles alternativos y la baja inversión, necesaria para la reposición de las mismas.

 

En los últimos dos años el Gobierno Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron en el 2004 un 2% del volumen total inyectado al sistema de trasporte y en el 2005 un 4%. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a contener la declinación de la oferta interna.

 

El negocio de la Sociedad

 

En el contexto de las dificultades presentes resulta necesario volver a remarcar el rol cumplido por la Sociedad en la modernización y expansión de uno de los activos de la infraestructura energética más críticos del país: los gasoductos de alta presión que conforman la red troncal de transmisión de gas natural La prioridad dada a la reinversión y al crecimiento permitieron: (i) que se superaran las restricciones invernales al acceso al gas natural para uso residencial e industrial en los centros urbanos del país, facilitando la calidad y confiabilidad del servicio de gas natural a vastos sectores de nuestra economía y (ii) que se extendiera el flujo del fluido con destino a la exportación, una actividad inexistente al momento de la privatización.

 

Desde 1993, TGN expandió la capacidad de transporte en más de un 158% (33,30 MMm³/día). Esta política requirió inversiones por un importe aproximado de US$ 1.100 millones, las cuales fueron principalmente destinadas a la construcción de más de 1.553 Km. de cañerías y 5 nuevas plantas compresoras, adicionando más de 176 mil HP de potencia instalada.

 

Durante este ejercicio TGN ha continuado desarrollando exitosamente otras actividades relacionadas al transporte con destino a la exportación, brindando servidos de operación y mantenimiento de instalaciones de transporte pertenecientes a terceros. Lo hace en forma directa en la Argentina y, a través de empresas relacionadas, en Chile y Brasil.

 

Durante 2007 el consumo de gas en el país tuvo un incremento de 4,6% respecto de 2006. El consumo residencial y comercial de gas natural creció fuertemente, 19% con respecto al valor de 2006, impulsado por un invierno muy fría que fue el más riguroso de la última década.

 

El segmento industrial, mostró una caída respecto a 2006 de 2,1 %, explicado principalmente por el crecimiento estacional de invierno de la demanda residencial.

 

El consumo de GNC, que el año pasado había mostrado por primera vez una caída del consumo, mantuvo su tendencia negativa cayendo este año 3,6% con respecto a 2006, acumulando así en los últimos dos años un descenso del 8,0%.

 

La demanda global de energía eléctrica aumentó un 2,9% en 2007 respecto a 2006. Como consecuencia de la menor generación hidroeléctrica el aumento del consumo de combustibles líquidos, gas y la importación de energía fueron superiores al aumento medio de la demanda. El consumo de gas natural para generación de energía eléctrica aumentó un 8,8% en 2007 respecto a 2006.

 

En 2007 la producción anual de gas natural fue de 51,3 MMMm³, 59% proveniente de la cuenca Neuquina, 13% de la cuenca Noroeste, 9% de la cuenca del Golfo San Jorge y 19% de la cuenca Austral.

 

Las reservas comprobadas de gas natural en Argentina al fin del año 2006 fueron de 406 MMMm³/d y el actual horizonte de reservas de 7,9 años.

 

La caída de reservas comprobadas, a la par de estar asociada a la madurez de alguna de sus cuencas tiene directa vinculación con otros dos aspectos: el crecimiento de la demanda, potenciado por el control de precios de la cadena gasífera (que incluye el congelamiento de las tarifas de transporte y distribución) con la consiguiente dispersión creciente del precio de los combustibles alternativos, y los incentivos a la inversión necesaria para su reposición.

 

Gas natural - Reservas y Producción a Diciembre de 2006 (Millones de metros cúbicos)

 

Cuenca

Reservas

Probadas

Reservas

Probables

Comprobadas +50% Probables

Producción

Horizonte

Reservas Probadas/Producción Años

Austral

116.712

78.132

155.778

10.215

11,4

Golfo San Jorge

36.655

10.063

41.687

4.605

8,0

Neuquina

184.258

78.178

223.347

29.798

6,2

Noroeste

68.6621

26.684

82.003

7.048

9,7

Total Argentina

406.286

193.057

502.815

51.666

7,9

 

En los últimos tres años el Gobierno Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron en 2005 4% del volumen total inyectado al sistema de trasporte, en 2006 4,5% y en 2007 4,4%. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.

 

ASPECTOS REGULATORIOS

 

En su calidad de prestadora de un servicio público nacional, TGN se encuentra sujeta a una significativa regulación estatal basada en la Ley del Gas W 24.076, que es ejercida por el Ente Nacional Regulador del Gas ("ENARGAS").

 

En enero de 2002 la Ley de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiaría 25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el monto de las contraprestaciones de los Contratos de Licencia celebrados en 1992 entre el Estado Nacional y las Licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas natural dentro del marco de la Ley N 24.076.

 

Seguidamente, el Poder Ejecutivo Nacional ("PEN") emitió el Decreto 293/02 por el cual se le encomendó al Ministerio de Economía llevar a cabo la renegociación de los contratos. La fecha original prevista para concluir el proceso, para el cual se establecieron normas y planes de trabajo, era junio de 2002. La misma fue prorrogada sucesivamente por el Congreso Nacional hasta diciembre de 2008.

 

Por otra parte, los intentos realizados por el PEN en 2002 con el fin de implementar ajustes limitados y de carácter transitorio para morigerar el impacto de la evolución del tipo de cambio y los indicadores macroeconómicos sobre la actividad de las prestadoras de servicios públicos, objeto del proceso de renegociación, fueron sucesivamente bloqueados por decisión judicial.

 

En julio de 2003, por decisión de la Administración del Presidente Kirchner, la Comisión de Renegociación creada por Decreto W 293/02 fue reemplazada por la Unidad de Análisis de Contratos de Servicios Públicos ("UNIREN") creada por el Decreto 311/03 en el ámbito de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.

 

Entre las misiones de la Unidad aparecen las de llevar a cabo el proceso de renegociación de los contratos dispuestos por la Ley 25.561, suscribir acuerdos ad-referendo del PEN, elevar proyectos normativos concernientes a posibles adecuaciones tarifarías y elaborar un Proyecto de Marco Regulatorio General.

 

En julio de 2004 la UNIREN remitió a TGN una propuesta del Estado Nacional, que en lo sustancial preveía un aumento tarifaría de 7% a partir de enero de 2005 y hasta que entrara en vigencia una revisión integral prevista para enero de 2007. En su respuesta de rechazo fundado, TGN solicitó retomar el cronograma de trabajo establecido a fin de negociar un acuerdo equitativo de partes.

 

En mayo de 2005 tuvo lugar una audiencia pública convocada por la UNIREN a fin de considerar la propuesta unilateral de adecuación de la licencia de TGN elaborada por la UNIREN en julio de 2004. En noviembre de 2005 UNIREN envió a TGN un nuevo proyecto de acta acuerdo de renegociación contractual haciéndole saber que dicho proyecto "representa el límite de posibilidades que puede ofrecer el Estado Nacional con el fin de lograr un acuerdo".

 

 Si bien dicho proyecto incorporaba algunos conceptos discutidos entre partes, mereció una serie de observaciones por parte de la Sociedad, tal como el hecho de omitir una propuesta de ajuste transitorio y una metodología para encarar una revisión tarifaria integral, y de requerir a TGN una indemnidad en beneficio del Estado Nacional por eventuales condenas que experimentase en el marco de procesos judiciales o arbitrales entablados por terceros a causa de los efectos de la LEP sobre la Licencia.

 

Durante el ejercicio 2006 la UNIREN envió a TGN dos nuevos proyectos de acta acuerdo que incorporaban como novedad un aumento tarifaría de transición de 1 0% con un tope de 15% sobre la tarifa de gas promedio a usuarios finales. TGN hizo notar que si bien dichas propuestas representaban un avance en el proceso, subsistían cuestiones relevantes planteadas por la Sociedad con anterioridad.

 

Una nueva propuesta de acta acuerdo enviada por UNIREN en abril de 2007, junto con una citación para suscribirla en un plazo perentorio, fue igualmente rechazada por la Sociedad habida cuenta de que la UNIREN omitía considerar diversas propuestas y contrapropuestas formuladas por TGN entre 2004 y 2006.

 

A la fecha de emisión de los Estados Contables de TGN al 31 de diciembre de 2007 no se han producido avances sustanciales que permitan asegurar que se cumplirá con el objetivo de firmar un acuerdo en el corto plazo. Asimismo, nada asegura que el eventual resultado de la renegociación restablezca de manera efectiva el equilibrio de la Licencia y procure a TGN una reparación justa por los perjuicios sufridos como consecuencia de la LEP.

 

En el curso de 2005 el Poder Ejecutivo avanzó en la implementación del Mercado Electrónico de Gas ("MEG") que había sido creado mediante Decreto 180/04. La Resolución 752/05 dictada por la Secretaría de Energía estableció el inicio de las operaciones de compra-venta de gas natural en boca de pozo para ciertos usuarios (excluidos los residenciales) por intermedio del MEG, a partir del la de setiembre de 2005. Desde mayo de 2005 el MEG comenzó a administrar la reventa de capacidad y de servicios prestados por las distribuidoras de gas.

 

Hasta el 31 de diciembre de 2007 no se han producido efectos sobre los ingresos por venta de la Sociedad. TGN considera incierto el impacto que la futura comercialización en dicho mercado de los servicios de transporte interrumpible de gas pudiera tener en sus resultados.

 

LA INDUSTRIA DEL GAS EN LA ARGENTINA

 

El gas natural es en la Argentina la principal fuente de energía. Incluso, es aproximadamente 30% mayor que el promedio de uso en la región.

 

Abastecimiento de energía primaría por fuente (2007) (%)

 

 

Petróleo

Gas  natural

Carbón

Nuclear

Hidroelectricidad

EE.UU.

39,9

25,2

24,3

8,1

2,4

Canadá

31,8

26,3

9,5

6,6

25,9

México

57,4

31,3

5,9

1,5

3,9

Total América del Norte

40,0

25,7

21,6

7,6

5,2

Argentina

31,9

53,8

0,5

2,2

11,6

Brasil

44,5

9,1

6,3

1,3

38,8

Chile

55,8

13,9

11,6

-

18,7

Colombia

34,4

23,1

8,8

-

33,6

Ecuador

76,6

2,2

-

-

21,1

Perú

47,9

17,4

2,8

-

31,9

Venezuela

37,5

35,9

0,1

-

26,6

Otros Países y Centroamé.

59,4

20,8

1,8

-

18,0

Total S. y Centro America

45,6

21,9

4,0

0,8

27,7

 

Desde la privatización del servicio público de gas natural a fines de 1992 y hasta 2008 se evidencia un crecimiento acumulado de 94% en el consumo interno del fluido, destacándose un crecimiento de 262% en la demanda de GNC y 74% en el consumo industrial. Asimismo el segmento para la generación eléctrica registró un importante incremento de 113%, debido a la intensificación del consumo de energía eléctrica registrado en este periodo y al crecimiento del parque termoeléctrico.

 

Consumo local de Gas (1)- Millones de m3/día

 

 

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

Residencial (2)

24,6

26,5

21,7

21,8

20,1

20,1

19,3

19,3

20,0

18,8

16,9

16,6

16,6

16,5

16,3

16,2

Comercial

3,2

3,4

3,0

3,1

3,1

2,8

2,7

2,8

2,9

2,8

2,6

2,7

2,5

2,6

2,4

2,4

Industrial (3)

31,2

29,7

29,9

27,2

26,5

25,3

22,9

22,7

23,2

22,5

23,6

22,9

21,5

21,0

20,9

18,0

Generadores Eléctricos

34,7

33,4

31,2

29,3

28,3

24,0

21,3

24,4

29,8

29,3

23,4

23,6

23,8

19,6

15,7

16,3

GNC

7,6

7,8

8,3

8,7

8,3

7,2

5,6

5,1

4,6

4,1

3,9

3,5

3,0

2,8

2,6

2,1

Otros (4)

19,8

18,6

19,7

21,4

21,0

19,5

16,6

14,3

10,4

6,6

10,7

9,2

9,8

10,5

8,6

9,2

Total uso Comercial

121,1

119,4

113,9

111,5

107,2

98,9

87,8

88,5

90,8

84,2

81,1

78,5

77,3

73,0

66,4

64,1

Consumo yacimientos y retenido en gasoductos

16,4

17,5

15,5

15,5

15,3

14,7

14,0

13,6

13,9

13,0

11,9

10,8

9,4

7,7

7,0

6,9

Total

137,5

136,9

129,4

127,0

122,5

113,7

101,9

102,1

104,6

97,1

93,0

89,3

86,7

80,7

73,4

71,0

Índice %

194

193

182

179

173

160

144

144

147

137

131

12,6

122

114

103

100

 

(1) Incluye Off System by pass comercial y físico.

(2) Incluye SDB

(3) No incluye RTP CERRI incluido en Otros

(4) Considera consumos de RTP (MEGA, REFINOR, CERRI, TDF), Entes Oficiales y gasoductos patagónicos

 Fuentes: ENARGAS y Secretaria de Energía.

 

A pesar de que el invierno de 2008 fue marcadamente n1enos riguroso que el de 2007, el consumo de gas en el país tuvo un incremento de 0,5% con respecto a 2007 y de 6.3% respecto de 2006.

 

En coincidencia con un invierno menos riguroso el consumo residencial y comercial de gas natural de 2008 mostró tasas negativas de 7% respecto de 2007.

 

Un menor consumo residencial amplió la disponibilidad de gas para el segmento industrial durante 2008 cuya tasa de crecimiento fue de 5,1% respecto de 2007.

 

El consumo de GNC en 2006 y 2007 mostró por primera vez tasas de crecimiento anual negativas de 4% y 6% respectivamente. En 2008 continuó con la tendencia negativa pero con valores más atenuados del orden de 3%.

 

El sector de la generación de energía eléctrica mostró en 2008 una tasa de crecimiento de 3,9% versus 7% de crecimiento de 2007. Una menor tasa de crecimiento obedece a una desaceleración del crecimiento de la demanda de energía eléctrica que pasó de tener tasas de crecimiento de 5% anual a 2,9% en 2008.

 

En 2008 la producción anual de gas natural fue de 50,4 MMMm³, 58,8% corresponden a la cuenca Neuquina, 13,9% a la cuenca Noroeste, 9,7% a la cuenca del Golfo San Jorge y 17,6% a la cuenca Austral.

 

A fines de 2007 las reservas comprobadas de gas natural fueron de 394 MMMm3 y el actual horizonte de reservas es de 7,7 años.

 

La caída de reservas comprobadas, a la par de estar asociada a la madurez de alguna de sus cuencas tiene directa vinculación con otros dos aspectos: el crecimiento de la demanda, potenciado por el control de precios de la cadena gasífera (que incluye el retraso de las tarifas de transporte y distribución) con la consiguiente dispersión creciente del precio de los combustibles alternativos, y la baja inversión para reposición de reservas.

 

GAS NATURAL- Reservas y Producción a diciembre de 2007 (Millones de metros cúbicos)

 

Cuenca

Reservas

Probadas

Reservas

Probables

Comprobadas +50% Probables

Producción

Horizonte

Reservas Probadas/Producción Años

Austral

116.712

78.132

155.778

10.215

11,4

Golfo San Jorge

36.655

10.063

41.687

4.605

8,0

Neuquina

184.258

78.178

223.3478

29.798

6,2

Noroeste

68.661

26.684

82.003

7.048

9,7

Total Argentina

406.286

193.057

502.815

51.666

7,9

 

El Gobierno Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron en 2005 4% del volumen total inyectado al sistema de transporte, en 2006, 4,5%, en 2007, 4,1% y en 2008, 2%. Adicionalmente, un barco regasificador de gas natural licuado, conectado entre mayo y agosto de 2008 en el nodo de Bahía Blanca, aportó inyecciones por 1% del suministro anual del sistema. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.

 

LA ACTIVIDAD DE TGN

 

A lo largo de sus 6.062 Km. de gasoductos, Transportadora de Gas del Norte S.A. es la empresa dedicada al transporte de gas natural por gasoductos de alta presión en el centro y norte de Argentina.

A través de sus dos gasoductos troncales, el Norte y el Centro Oeste, TGN abastece a 8 de las 9 distribuidoras y a numerosas generadoras eléctricas e industrias del mercado doméstico ubicadas en 14 provincias argentinas.

 

Asimismo, el sistema de TGN transporta gas al centro y norte de Chile a través de los Gasoductos Gas Andes y NorAndino, a la provincia de Entre Ríos y al litoral uruguayo por el Gasoducto Entrerriano y al sur de Brasil por medio del Gasoducto a Uruguayana.

 

Evolución del sistema de TGN

 

 

Unidades 

1994/95

1996/97

1998/99

2000/01

2002/03

2004/05

2006/07

2008/09

Totales

Nuevos Gasoductos

Agregados

Km.

          

242

455

168

380

-

309

-

347

1.899

Capacidad de Compresión

Agregada

HP

27.600

-

90.800

21.600

-

33.410

-

10.310

183.720

Aumentos de Capacidad

MMm³/día

6,4

7,6

12,1

4,3

0,3

1,2

-

-

31,8

 

Al cierre del ejercicio los contratos de transporte firme de la Sociedad, totalizaban 54,44 MMm³/día, correspondiendo 22,57 MMm³/día al Sistema Norte y 31,87 MMm³/día al Centro Oeste. En el contexto de las dificultades presentes vinculadas al proceso de recomposición de su Licencia y a las exigentes condiciones de operación que caracterizaron los últimos años, cabe destacar el rol cumplido por la Sociedad en la modernización y mejora de sus activos, lo que facilitó la calidad y confiabilidad del servicio de gas natural a vastos sectores de la economía.

 

 

El consumo residencial y comercial de gas natural, que había tenido un ligero incremento del 0,7% entre 2008 y 2009, presentó un mayor crecimiento entre 2009 y 2010 con una tasa estimada del 7,8%.

Los efectos de la crisis económica mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008 retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 6%. Hacia fines de 2010 se percibe una recuperación estimada del 1, 7% en el consumo de dicho fluido.

 

El consumo estimado de GNC en 2010 discontinuó la tendencia negativa luego de cuatro años consecutivos, incrementándose aproximadamente un 2% con respecto a 2009.

 

Por otro lado, la utilización de gas natural para generación eléctrica se contrajo fuertemente en 2010 cayendo un 15,5% respecto de 2009. Sin embargo, la demanda eléctrica creció en 2010 5,9% respecto de 2009. El menor consumo de gas para generación eléctrica se debe principalmente al aumento de la generación hidroeléctrica.

 

En 2010 la producción anual de gas natural en Argentina fue de 47 mil MMm³ de los cuales el 55% corresponden a la cuenca Neuquina, 22% a la cuenca Austral, 12% a la cuenca Noroeste y 11% a la cuenca del Golfo San Jorge. El total producido fue un 3% menor a lo producido en 2009. Asimismo, el nivel de las reservas continúa en disminución debido a la caída de la actividad exploratoria A fines de 2009 las reservas comprobadas de gas natural fueron de 352 mil MMm³ y a esa fecha, el horizonte de reservas, considerando la producción de 2009, era de 7,3 años.

 

Gas natural - Reservas y Producción a Diciembre de 2009 (Millones de metros cúbicos)

 

Cuenca

Reservas

Probadas

Reservas

Probables

Comprobadas +50% Probables

Producción

Horizonte

Reservas Probadas/Producción Años

Austral

100.815

60.647

131.138

9.916

10,2

Golfo San Jorge

41.308

17.415

50.016

5.190

8,0

Neuquina

153.847

54.532

181.133

27.030

5,7

Noroeste

55.710

1.994

56.707

6.280

8,9

Total Argentina

351.680

134.588

418.794

48.418

7,3

 

El Gobierno Argentino firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron cerca del 3,5% del volumen total inyectado al sistema de transporte entre 2005 y 2007.

 

Ese valor cayó a 1 ,8% en 2008 y desde 2009 vuelve a representar cerca del 3,5%. Adicionalmente, un barco regasificador de gas natural licuado ("GNL"), fue conectado en el invierno de 2008 en el nodo de Bahía Blanca aportando inyecciones del 0,9% del suministro anual del sistema. La misma operación fue practicada en 2009 y 2010 aportando inyecciones por 1,6% y 3,8%, respectivamente, del suministro anual del sistema. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.

 

Para reforzar el abastecimiento a la demanda pico de invierno en la zona del Gran Buenos Aires y Capital Federal, se está construyendo una nueva estación regasificadora de GNL en la localidad de Escobar. Dicha planta es construida y operada por YPF S.A. y se conectará al gasoducto de TGN Las operaciones de regasificación se estima que iniciarán durante el invierno de 2011.

 

ASPECTOS REGULATORIOS

 

La Ley de Emergencia Pública

 

En su calidad de prestadora de un servicio público esencial, TGN se encuentra sujeta a una significativa regulación estatal basada en la Ley 24.076 ("Ley del Gas"), que es ejercida por el ENARGAS.

 

En enero de 2002 la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario 25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el régimen tarifario establecido en los Contratos de Licencia celebrados en 1992 entre el Estado Nacional y las Licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas natural dentro del marco de la Ley del Gas, al disponer la pesificación de las tarifas y el cese de su ajuste semestral por Producer Price lndex ("PPI").

 

La LEP autorizó al PEN a renegociar los contratos de servicios públicos tomando en consideración los siguientes criterios: 1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los sistemas comprendidos y 5) la rentabilidad de las empresas. Asimismo, la LEP dispuso que las empresas prestadoras de servicios públicos no pueden suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones.

 

La vigencia de la LEP fue prorrogada sucesivamente por el Congreso de la Nación hasta diciembre de 2011.

 

La renegociación de la Licencia

 

En 2002 el PEN constituyó una Comisión ad-hoc y dio inicio al proceso de renegociación, para lo cual fijó un cronograma de trabajo que debía completarse en junio de 2002.

 

En julio de 2003, las nuevas autoridades nacionales crearon la UNIREN en el ámbito de los Ministerios de Economía y Producción ("MEP") y de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS"). Entre las misiones de la UNIREN aparecen las de llevar a cabo el proceso de renegociación de los contratos dispuestos por la LEP, suscribir acuerdos ad referendo del PEN, elevar proyectos normativos concernientes a posibles adecuaciones tarifarías y elaborar un proyecto de marco regulatorio general.

 

Adicionalmente, la Ley 25.790 ha dispuesto que las decisiones que adopte el PEN en el desarrollo del proceso de renegociación "no se hallarán limitadas o condicionadas por /as estipulaciones contenidas en /os marcos regulatorios que rigen /os contratos de concesión o licencia de /os respectivos servicios públicos". Dicha norma establece asimismo que "e/ PEN remitirá /as propuestas de los acuerdos de renegociación al Congreso de la Nación y que corresponderá al Congreso de la Nación expedirse dentro del plazo de 60 días corridos de recepcionada la propuesta. Cumplido dicho plazo sin que se haya expedido, se tendrá por aprobada la misma. En el supuesto de rechazo de la propuesta, el PEN deberá reanudar el proceso de renegociación del contrato respectivo”

 

 

El 18 de mayo de 2005 tuvo lugar una audiencia pública convocada por la UNIREN a fin de considerar la propuesta unilateral de adecuación de la licencia de TGN elaborada por la misma UNIREN en julio de 2004. El 11 de noviembre de 2005 la UNIREN envió a TGN un nuevo proyecto de acta acuerdo de renegociación contractual haciéndole saber que dicho proyecto "representa el límite de posibilidades que puede ofrecer el Estado Nacional con el fin de lograr un acuerdo".

 

 Si bien dicho proyecto incorporaba algunos conceptos discutidos entre las partes, mereció una serie de observaciones por parte de la Sociedad, tal como el hecho de omitir una propuesta específica de ajuste transitorio y una metodología para encarar una revisión tarifaría integral, y de requerir a TGN una indemnidad en beneficio del Estado Nacional por eventuales condenas que experimentase en el marco de procesos judiciales o arbitrales entablados por terceros a causa de los efectos de la LEP sobre la Licencia.

 

Durante el ejercicio 2006, la UNIREN envió a TGN un nuevo proyecto de acta acuerdo que incorporaba como novedad un aumento tarifario de transición del 10% con un tope del 15% sobre la tarifa de gas promedio a usuarios finales. TGN hizo notar que dicha propuesta conservaba los lineamientos de la anterior remitida en 2005.

 

Si bien hasta agosto de 2008 no se advertían avances significativos en el proceso de renegociación de la Licencia, el 16 de setiembre de 2008 la Sociedad recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo transitorio ("Acuerdo Transitorio") que no involucraba el otorgamiento de una indemnidad a favor del Estado Nacional y contemplaba un régimen tarifario de transición a partir del 1° de setiembre de 2008 por el cual se aplicaría un aumento del 20% sobre la remuneración de la actividad regulada de TGN vigente al 31 de agosto de dicho año. La propuesta fue aprobada por el Directorio de TGN, y el Acuerdo Transitorio fue suscripto por TGN el 7 de octubre de 2008, ad referéndum de la asamblea extraordinaria de accionistas de TGN que lo ratificó el 4 de diciembre de 2008.

 

El Acuerdo Transitorio establece que TGN cederá los derechos de la recaudación incremental resultante a un fondo específico que adoptará la forma instrumental de un fideicomiso destinado al pago de las obras y/o trabajos detallados en un documento anexo al Acuerdo Transitorio.

 

El Acuerdo Transitorio suponía que la LEP dejaría de tener vigencia el 31 de diciembre de 2008. No obstante, su vigencia fue prorrogada hasta diciembre de 2011, razón por la cual, para esa fecha las partes deberían haber alcanzado un consenso respecto de las modalidades, plazo y oportunidad de la suscripción de un acta acuerdo de renegociación contractual integral. En defecto de aquella renegociación, el PEN, de considerarlo conveniente, resolvería respecto de la vigencia del Acuerdo Transitorio y a su vez la UNIREN procedería a efectuar al PEN las recomendaciones que considerara pertinentes de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 1° inciso e) del Decreto 311/03 y el artículo 11 de la Resolución Conjunta 188/03 y 44/03 de los Ministerios de Economía y de Planificación.

 

El Acuerdo Transitorio recién fue ratificado por el PEN en abril de 2010 (Decreto 458/10). No obstante, TGN aún no pudo facturar el aumento respectivo porque el ENARGAS no aprobó los nuevos cuadros tarifarios. Ante el silencio de la administración frente a reiterados pedidos, en octubre de 2010 TGN inició una acción judicial de amparo por mora contra el ENARGAS y contra la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS con el objeto de obtener un pronunciamiento expreso que de cumplimiento al Acuerdo transitorio y al Decreto 458/10.

 

De todos modos, TGN ejecutó las obras previstas en el Acuerdo Transitorio a su costo. Al 31 de diciembre de 2010 no se han producido efectos económicos relacionados con el Acuerdo Transitorio.

Adicionalmente, y sin perjuicio del proceso de renegociación ante la UNIREN, TGN solicitó al ENARGAS la realización de una revisión tarifaría integral, con fundamento en el artículo 46 de la Ley del Gas y en consideración que las tarifas de transporte doméstico se encuentran congeladas desde julio de 1999.

 

Ante la negativa de la administración, en noviembre de 2010 TGN inició una acción judicial de amparo contra el ENARGAS con el objeto de obtener un pronunciamiento judicial que ordene llevar adelante dicha revisión.

 

TGN considera que el obstáculo principal que hasta la fecha impide alcanzar un acuerdo de renegociación integral de la Licencia es la insistencia del Estado Nacional en incorporar una cláusula de indemnidad en su beneficio, que transfiere a TGN los efectos de sentencias o laudos arbitrales que, en relación con su Licencia, condenen a la República Argentina a pagar indemnizaciones fundadas en el efecto de la LEP.

 

A la fecha de emisión de los Estados Contables de TGN correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 no se han producido avances sustanciales que permitan asegurar que se cumplirá con el objetivo de firmar un acuerdo de renegociación integral de la Licencia en el corto plazo. Asimismo, nada asegura que el eventual resultado de la renegociación reestablezca de manera efectiva el equilibrio de la Licencia a través de una tarifa justa y razonable que procure a TGN una reparación por los perjuicios sufridos como consecuencia de la LEP.

 

La intervención dispuesta por el ENARGAS

 

Por las razones que se indican más adelante, en relación a su situación financiera, el 22 de diciembre de 2008 el Directorio de TGN se vio en la necesidad de postergar el pago de las cuotas de capital e intereses que vencían en diciembre 2008 y los vencimientos posteriores a dicha fecha.

 

A pesar de que la decisión fue adoptada con la finalidad explícita de privilegiar la prestación segura y confiable del servicio público de transporte de gas natural (tal como exigen la Ley del Gas y la LEP), preservar el principio de empresa en marcha y asegurar la igualdad de trato a todos sus acreedores financieros, el 29 de diciembre de 2008 el ENARGAS dispuso mediante Resolución 1/587 la intervención de TGN por 120 días y designó a un interventor con funciones de "coadministración societaria" y "fiscalización y control de todos los actos de administración habitual y de disposición que puedan afectar la normal prestación del servicio público de transporte de gas" a cargo de TGN en virtud de la Licencia.

 

Por el mismo acto, se dispuso una auditoría integral en el ámbito de TGN. TGN apeló judicialmente la Resolución 1/587 alegando que el ENARGAS carece de facultades para designar un interventor-coadministrador en las compañías licenciatarias que se hallan bajo su regulación y control y, además, porque la Resolución 1/587 carece de motivación habida cuenta de que la decisión de postergar el pago de obligaciones financieras no representa ningún riesgo para la prestación del servicio público a cargo de la Sociedad.

 

El 26 de marzo de 2009, la Sala 1de la Cámara Nacional en lo Contencioso-Administrativo Federal dispuso cautelarmente (i) suspender los efectos de la Resolución ENARGAS 1/587 en cuanto ella dispuso la intervención de TGN y se designó interventor con funciones de co-administración societaria; (ii) mantener en cabeza del funcionario designado por el ENARGAS lo relativo a las tareas de fiscalización y control de todos los actos que razonablemente puedan afectar la normal prestación del servicio público prestado por TGN y (iii) ordenar al ENARGAS restituir a TGN los libros de actas que habían sido retirados de la sede social por la intervención.

 

La Resolución 1/587 fue sucesivamente prorrogada por el ENARGAS hasta el 19 de junio de 2011. TGN continúa prestando el servicio público a su cargo con total normalidad y sin afectación de sus clientes.

 

Transporte de gas

 

El volumen anual recepcionado por TGN en los gasoductos Norte y Centro Oeste y en los puntos de vinculación con Transportadora de Gas del Sur ("TGS") ubicados en Gran Buenos Aires, alcanzó durante el ejercicio un valor aproximado de 16.449 MMm³, lo que representa un promedio de 45,1 MMm³/día. Con respecto al año anterior, la cuenca neuquina incrementó su inyección de 23,4 MMm³/día a 24,0 MMm³/día, debido a la mayor disponibilidad de gas en la cuenca en razón del aporte de GNL al sistema de TGS.

 

La 'inyección en Gasoducto Norte disminuyó de 19,2 MMm³/día a 18,0 MMm³/día a pesar de un incremento promedio del gas de Bolivia de 2,1 MMm³/día respecto a 2009. En un escenario de escasez de gas, el sistema de transporte operado por TGN continuó siendo utilizado por debajo de su capacidad.

 

Las exportaciones ligadas a los aportes neuquinos, incluidas Gas Andes, Gas Pacífico y Colón, se vieron reducidas de 423 MMm³ en 2009 a 306 MMm³ en 2010. Para el caso del Gasoducto Norandino se exportaron solamente 54 MMm³ debido a la puesta en marcha de la Planta regasificadora de GNL en la localidad de Mejillones (Chile) cerrando la exportación totalmente durante el mes de junio de 2010.

 

Actualmente, sólo se transfieren 0,020 MMm³ mensuales por requerimientos de aduana. Como viene ocurriendo desde 2007, la operatoria del despacho de gas se encontró sujeta a un activo control ejercido por funcionarios del ENARGAS y del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios quienes adoptaron las decisiones relevantes en la materia.

 

El consumo residencial y comercial de gas natural, se incrementó un 7,3% entre 2009 y 2010 y presentó entre 2010 y 2011 una tasa de crecimiento del 3,9%,

 

Los efectos de la crisis económica mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008 retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 6%. En 2010 y 2011 el consumo de dicho fluido se recuperó un 2,1% y un 4,6% respectivamente.

 

En 2010 el consumo de GNC revirtió su tendencia negativa creciendo un 2% respecto del 2009 y en 2011 creció un 2,4% respecto del 2010,

 

La utilización de gas natural para generación eléctrica se contrajo en 2010 un 12% a pesar de que la demanda eléctrica creció un 5,9% ese año. La menor disponibilidad de gas natural para el mercado local llevó a una sustitución del gas natural por combustibles líquidos e importación de energía desde Brasil.

 

En 2011 el consumo de gas natural del sector eléctrico creció un 6,5%, en parte explicado por el incremento de las importaciones de gas natural de Bolivia y gas natural licuado ("GNL"),

 

En 2011 la producción anual de gas natural en Argentina fue de 45,5 mil MMm³/d de los cuales el 56% corresponden a la cuenca Neuquina, el 23% a la cuenca Austral, el 10% a la cuenca Noroeste y el11% a la cuenca del Golfo de San Jorge. El total producido fue un 3% menor a lo producido en 2010, Asimismo, el nivel de las reservas continúa en disminución debido a la caída de la actividad exploratoria,

 

A fines de 2010 (último dato publicado a la fecha) las reservas comprobadas de gas natural fueron de 332 mil MMm³/día y, a esa fecha, el horizonte de reservas considerando la producción de 2010, era de 7 años,

 

 

Cuenca

Reservas

Probadas

Reservas

Probables

Comprobadas +50% Probables

Producción

Horizonte

Reservas Probadas/Producción Años

Austral

94.756

58.004

123.758

10.435

9,1

Golfo San Jorge

43.693

20.109

53.747

5.219

8,4

Neuquina

156.005

30.521

171.265

26.039

6,0

Noroeste

37.442

829

37.856

5.403

6,9

Total Argentina

331.896

109.463

386.626

47.096

7,0

 

El Estado Nacional firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia, que representaron cerca del 4% del volumen total consumido entre 2005 y 2010 con excepción de 2008 donde la importación cayó a 2%, En 2011 la importación desde Bolivia representó el 6% de dicho volumen.

 

Adicionalmente, un barco regasificador de GNL, fue conectado en el invierno de 2008 en el nodo de 2008 en el nodo de (Bahía Blanca) Provincia de Buenos Aires aportando inyecciones del 0,9% del volumen total consumido.

 

La misma operación fue practicada en 2009 y 2010 aportando inyecciones por 1,6% y 3,7%, respectivamente, del suministro anual del sistema. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.

 

Para reforzar el abastecimiento a la demanda pico de invierno en la zona del Gran Buenos Aires y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se instaló un segundo barco regasificador en la localidad de Escobar (Provincia de Buenos Aires), que inyecta gas a una instalación operada por YPF S.A. que a su vez se conectó al sistema de gasoductos de TGN en mayo de 2011. Ambas operaciones de regasificación (Escobar y Bahía Blanca) representaron en 2011 el 8% del volumen total de gas consumido en Argentina.

 

ASPECTOS REGULATORIOS

 

La Ley de Emergencia Pública

 

En su calidad de prestadora de un servicio público esencial, TGN se encuentra sujeta a una significativa regulación estatal basada en la Ley 24.076 ("Ley del Gas"), que es ejercida por el ENARGAS.

 

En enero de 2002 la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiaría 25.561 ("LEP") modificó unilateralmente el régimen tarifario establecido en los contratos de licencia celebrados en 1992 entre el Estado Nacional y las licenciatarias prestadoras de los servicios de transporte y distribución de gas natural dentro del marco de la Ley del Gas, al disponer la pesificación de las tarifas y el cese de su ajuste semestral por Producer Price lndex ("PPI").

 

La LEP autorizó al PEN a renegociar los contratos de servicios públicos tomando en consideración los siguientes criterios: 1) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de los ingresos; 2) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente; 3) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios; 4) la seguridad de los sistemas comprendidos y 5) la rentabilidad de las empresas. Asimismo, la LEP dispuso que las empresas prestadoras de servicios públicos no pueden suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones.

 

La vigencia de la LEP fue prorrogada sucesivamente por el Congreso de la Nación hasta diciembre de 2013.

 

El consumo residencial y comercial de gas natural se incrementó un promedio anual de un 5,5% en los últimos 3 años.

 

Los efectos de la crisis económica mundial que impactaron sobre el sector industrial desde fines del año 2008 retrajeron el consumo de gas natural de 2009 en un 5,3%.

 

En 2010 y 2011 el consumo de dicho fluido se recuperó un 2,1% y un 5,5% respectivamente, pero volvió a caer en 2012 un 4,6%.

 

En 2010 el consumo de GNC revirtió su tendencia negativa creciendo un 1,8% respecto del 2009 y en 2011 creció un 4,1% respecto del 2010. El año 2012 tuvo incrementos menores al 0,8%.

 

La utilización de gas natural para generación eléctrica se contrajo en 2010 un 12,2% a pesar de que la demanda eléctrica creció un 5,9% ese año. La menor disponibilidad de gas natural para el mercado local llevó a una sustitución del gas natural por combustibles líquidos e importación de energía desde Brasil. En 2011 y 2012 el consumo de gas natural del sector eléctrico creció un 12,0% y 11,6% respectivamente, en parte explicado por el incremento de las importaciones de gas natural de Bolivia y de gas natural licuado ("GNL").

 

En 2011 la producción anual de gas natural en Argentina fue de 45,5 mil MMm³ de los cuales el 55% corresponden a la cuenca Neuquina, el 24% a la cuenca Austral, el11% a la cuenca del Golfo de San Jorge y el 10% a la cuenca Noroeste. El total producido fue un 3% menor a lo producido en 2010.

 

A fines de 2011 (último dato publicado a la fecha} las reservas probadas de gas natural fueron de 331 mil MMm³ y, a esa fecha, el horizonte de reservas considerando la producción del mismo año era de 7,3 años.

 

GAS NATURAL- Reservas y Producción a diciembre de 2011 (millones de ).

 

Cuenca

Reservas

Probadas

Reservas

Probables

Comprobadas +50% Probables

Producción

Horizonte

Reservas Probadas/Producción Años

Austral

103.953

70.420

139.963

10.818

9,6

Golfo San Jorge

48.559

19.388

58.253

4.880

10,0

Neuquina

145.295

40.449

165.519

25.155

5,8

Noroeste

33.644

6.989

37.138

4.609

7,3

Total Argentina

331.451

137.246

400.073

45.462

7,3

 

El Estado Nacional firmó acuerdos para la importación de gas natural desde Bolivia que representaron cerca el 4% del volumen total consumido entre 2005 y 2010, con excepción de 2008 cuando la importación cayó al 2%. En 2011 la importación se incrementó al 5% y en 2012 representó el 8,5% de dicho volumen.

 

Adicionalmente, un barco regasificador de GNL fue conectado en el invierno de 2008 en el nodo de Bahía Blanca (Provincia de Buenos Aires) aportando inyecciones del 0,9% del volumen total consumido. La misma operación fue practicada en los siguientes años, que mediante constantes incrementos, alcanzó un nivel del 4,4% del suministro anual del sistema en el año 2012. Estos volúmenes contribuyeron en cierta medida a cubrir la declinación de la oferta interna.

 

Para reforzar el abastecimiento a la demanda pico de invierno en las zonas del Gran Buenos Aires y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se instaló un segundo barco regasificador en la localidad de Escobar (Provincia de Buenos Aires}, que inyecta gas a una instalación operada por YPF S.A. ("YPF") que a su vez se conectó al sistema de gasoductos de TGN en mayo de 2011. Ambas operaciones de regasificación (Escobar y Bahía Blanca) representaron el 7,6% y el 8,5% del volumen total de gas consumido en Argentina en 2011 y 2012, respectivamente.

 

Con un sistema de 6.310 Km. de gasoductos, TGN es la empresa dedicada al transporte de gas natural por gasoductos de alta presión en el centro y norte de la República Argentina. A través de sus dos gasoductos troncales, el "Norte" y el "Centro Oeste", TGN abastece a ocho de las nueve distribuidoras de gas y a numerosas generadoras eléctricas e industrias ubicadas en catorce provincias argentinas. El sistema de TGN se conecta a los gasoductos "GasAndes" y "Norandino" que transportan gas al centro y norte de Chile respectivamente, al gasoducto "Entrerriano" que transporta gas a la provincia de Entre Ríos y al litoral uruguayo y al gasoducto de Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

 

Desde el inicio de sus operaciones en 1992, TGN expandió la capacidad de transporte desde cabecera de 22,6 MMm³/d a 56,22 MMm³/d , lo que representa un incremento del 49%. Las expansiones, así como las numerosas obras de mantenimiento y confiabilidad del sistema, requirieron inversiones por un importe aproximado de US$ 1.211 millones por parte de TGN.

 

En términos físicos, las expansiones a cargo de TGN exigieron la instalación de 1.323 Km. de nuevos gasoductos, la construcción de cinco nuevas plantas compresoras y la instalación de catorce equipos turbocompresores, los que adicionaron 150.000 HP de potencia instalada.

 

La Resolución 185/04 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios ("MPFIPyS") dictada al amparo del Decreto N" 180/04 constituyó un Programa de Fideicomisos de Gas organizados por la Secretaria de Energía de la Nación para la financiación de obras de infraestructura de transporte y distribución de gas natural.

 

Bajo dicho programa, TGN continuó actuando como Gerente Técnico del proyecto de las obras definidas por la Secretaría de Energía de la Nación y el ENARGAS. En 2012 se habilitaron obras bajo este esquema que permitieron alcanzar un incremento total en el gasoducto Norte de 3,25 MMm³/d desde su cabecera en Campo Durán, de los cuales 2,33 MMm³/d se transportan hasta tramos finales. Se encuentran en ejecución las obras aprobadas por el ENARGAS, que permitirán en una primera etapa, entregar la totalidad

incremental mencionada en tramos finales y en una segunda etapa adicionar a la misma 2,0 MMm³/d en la misma ruta.

 

El aumento de capacidad de transporte sobre el gasoducto Centro Oeste realizado en 2011, fue de 1,4 MMm³/d y se da exclusivamente entre Beazley y La Dormida (capacidad que se obtuvo por la construcción de un loop de 28,3 Km. en esa zona, única obra de la ampliación ejecutada sobre el gasoducto Centro Oeste). Durante 2012 no se realizó trabajo alguno en este gasoducto, y no hay certeza sobre la ejecución de las obras remanentes.

 

Evolución del sistema de TGN

 

 

Unidades 

1993/95

1996/97

1998/99

2000/01

2002/03

2004/05

2006/07

2008/09

2010/11

2012

Totales

Nuevos Gasoductos

Agregados

Km.

          

245

455

168

379

-5

310

0

346

122

128

2.148

Capacidad de Compresión

Agregada

HP

28

0

91

22

0

33

0

21

10

0

204

Aumentos de Capacidad

MMm³/día

6,41

7,57

12,6

4,31

0,30

1,15

0,00

0,00

-1,47

3,25

33,57

 

Al cierre del ejercicio MMm³/d los contratos de transporte firme de la Sociedad desde cabecera de los gasoductos totalizaban 52,64 MMm³/d, correspondiendo 24,05 MMm³/d al gasoducto Norte y 28,59 MMm³/d al Centro Oeste. Asimismo, la Sociedad cuenta con 2,35 MMm³/d de contratos firmes sobre rutas parciales.

 

Debido a las exigentes condiciones de operación que caracterizaron los últimos años, cabe destacar el rol cumplido por la Sociedad en la modernización y mejora de sus activos, lo que facilitó la calidad y confiabilidad del servicio de transporte de gas natural a vastos sectores de la economía.

 

ASPECTOS OPERATIVOS SALIENTES

 

Transporte de gas

 

El volumen anual recepcionado por TGN en los gasoductos Norte y Centro Oeste, mediante el barco regasificador ubicado en Escobar y en los puntos de vinculación con Transportadora de Gas del Sur SA ubicados en el Gran Buenos Aires, alcanzó durante el ejercicio un valor aproximado de 18.048 MMm³ lo que representa un promedio de 49,3 MMm³/d.

 

Por efecto de la disminución en la cuenca neuquina, la inyección promedio en el gasoducto Centro Oeste disminuyó de 21,7 MMm³/d a 18,5 MMm³/d. En el caso del gasoducto Norte, la producción local disminuyó de 10,4 MMm³/d a 8,5 MMm³/d. A nivel país, esta menor inyección fue compensada mediante el aporte de GNL en el Puerto de Escobar a través de barcos regasificadores y por un mayor abastecimiento desde Bolivia. El volumen total regasificado en el Puerto de Escobar durante 2012 alcanzó a 2.215 MMm³.

 

Las exportaciones ligadas a la cuenca neuquina (incluidas en los gasoductos "Gas Andes", "Gas Pacifico" y "Colón-Paysandú") continuaron con un marcado descenso, ubicándose en 52,29 MMm³ en 2012. Para el caso del gasoducto "Norandino" se exportaron sólo 0,121 MMm³. Ambas reducciones tienen su origen en la operación de plantas de regasificación de GNL en Chile, que se encuentran en pleno funcionamiento y abastecen a los clientes de los gasoductos "Gas Andes" y "Norandino".

 

La operatoria del despacho de gas estuvo caracterizada, al igual que desde el año 2007, por una activa presencia y participación de funcionarios del ENARGAS y del MPFIPyS en la toma de decisiones sobre los lineamientos de despacho. Durante el año 2012 continuó la aplicación del "Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas" emitido por el ENARGAS mediante la Resolución I1410/10. Como en años anteriores, la operatoria del despacho demuestra que la producción local de gas no alcanza para satisfacer la demanda doméstica.

 

Fuente Memorias y Balances Transportadora Gas del Norte S.A. (1999-2012)