Resultados del cambio estructural en el mercado del gas natural en Argentina

Resultados del cambio estructural en el mercado del gas natural en Argentina.

La mejora en la eficiencia en el sector gasífero.

El sistema de transporte y distribución de gas natural basado en el sistema abierto indiscriminado, con un mercado libre en la etapa del "upstream" tendió a mejorar la eficiencia en la asignación de los recursos.

Las ventajas que un sistema de integración vertical puede tener en cuanto a menores costos para los usuarios del sistema, son menores que el ahorro que generan como upstream por menores precios inducidos por la competencia en esta etapa, en el mediano y largo plazo. Para ello es necesario que exista un gran número de compradores y vendedores. Una de las principales limitaciones que puede tener en el funcionamiento competitivo del mercado de gas, es la estructura concentrada de la producción. El reservorio de Loma de la Lata en Neuquén concentra el 44% del total de las reservas y es propiedad de YPF.

E l precio del gas natural en boca de pozo para todas las cuencas estaba establecido en 0,97U$S el millón de BTU, al momento de la privatización. Ese valor como se señaló era bajo ya que no cubría los costos de ciertas cuencas del país como Norte y Austral. Por ello, el país liberó el precio del gas a partir del 1 de enero de 1994 en boca de pozo, por gran disponibilidad del hidrocarburo. Las autoridades energéticas entendieron que ya había suficiente oferta privada de otras compañías distintas a YPF...

Como consecuencia se produjeron variaciones de los precios de gas natural en boca de pozo entre un 0%y un 18% en la cuenca neuquina, eliminando un precio político que no cubría el desarrollo de los nuevos campos de exploración ni de explotación de los hidrocarburos.

En los años posteriores el precio del gas natural en boca de pozo dependería y dependerá de los proyectos de exportación a los países limítrofes y su concreción, por ej: la exportación a Chile de 5.000.000M3/día, afectando su precio en la cuenca neuquina. (folio 59...) (VER PROYECTOS DE EXPORTACION EJECUTADOS, pág.36,42 y 43 del En. 97

PROYECTOS PARA EXPORTACION DE GAS NATURAL . Presentados en 1.998.
Gasoducto	País Abastecido	Longitud en territorio argentino	Diámetro
Casablanca (Expte.N° 3715)	Uruguay	9,5 km.	16"
Pacífico (Expte.N° 3586)	Chile	^{296 km}	20" y 24"
Methanex Patagonia (Expte.N° 4125)	Chile	1,2 km	8"

Fuente: Informe 1998, Enargás.

El más significativo de los proyectos es la exportación de gas a Brasil a partir de la cuenca Norte, que permitiría exportar 35 millones m3/día una vez cubierta la demanda interna de 7 millones m3./día.Con su concreción el precio en boca de pozo será igual al net back value del fuel-oil y del gas licuado en el mercado de San Pablo, llegando a hacer aumentar el precio del gas natural en boca de pozo por encima de los valores actuales de la cuenca Noroeste. Este aumento permitirá la exploración y el desarrollo, en especial de la citada cuenca Noroeste incrementando la oferta doméstica.

Esta cuenca posee en la actualidad unos 120 millones m3/día, y puede llegar a alcanzar a 620 millones m3/día de realizarse las inversiones necesarias.

El Marco Regulatorio de la Industria del Gas prevé que las autorizaciones para exportar sean autorizadas por el Poder Ejecutivo Nacional en la medida que no se afecte el abastecimiento interno.

Efectos de la privatizacion sobre la eficiencia estática.

El primer camino para evaluarla es a través de los indicadores físicos de las compañías de transporte y de distribución. El gas cargado por las firmas Transportadora Gas del Norte y Transportadora Gas del Sur, durante el año 1993 aumentó un 10% con respecto al año 1992 y 14,4% en comparación con 1991. En 1998 la inyección de gas sólo a los ductos de Transporte alcanzo a 77,2 MM m3/día; si a ello se agregan los consumos de los usuarios en las bocas de pozo y el Gas inyectado en los gasoductos propios de Distribución, que no ingresan al sistema de Transporte, la inyección total asciende a 84,2 MM m3/día. Con relación a 1993 significa un crecimiento del 24% para el Gas inyectado al sistema de Transporte, y del 31% en el caso de la inyección total de Gas Natural.

Gas Inyectado en el Sistema

( MM m3 de 9300 Kcal)

Gas del Estado	Gas del Estado	Privados
Año 1991	Año 1992	Año 1993

20,794	21,333	23,437

Variación 91/93: 12,7%
	Variación 92/93: 9,8%
* Incluye gas inyectado en gasoductos principales (Transporte) y en sistemas
de distribución que reciben el gas directamente de yacimientos.

* Fuente Enargas 1993.

Gas Inyectado por las Transportistas según cuenca de Origen

( MM m3 de 9300 Kcal)

Gas Inyectado	1993	1994	1995	1996	1997	1998	Variac. 98/97 (%)	Indice (1993=100)
a) Por Transco (1)
TGS	15,096	40,131	42,776	44,890	43,943	42,848	-2.49	103.6
TGN	7,589	22,020	23,961	25,846	29,170	34,327	17.68	165.1
b) Por Cuenca (1)
Neuquina	13,522	36,527	39,108	41,195	42,137	44,738	6.17	120.8
Austral	5,328	14,159	15,047	16,118	16,314	16,582	1.64	113.6
Noroeste	3,835	11,465	12,582	13,423	14,662	15,856	8.14	150.9
Total Sistema de Transporte	22,685	62,151	66,737	70,736	73,113	77,175	5.56	124.2
Total (2)	23,437	64,232	69,007	73,033	75,363	79,765	5.84	124.1
Total (3)		65,635	72,371	78,162	79,217	84,211	6.30	131.0

* Fuente Enargas 1998.

Total de Usuarios

Usuarios a Dic. 91	Usuarios a Dic. 92	Usuarios a Doc. 93

4.418.486	4.552.714	4.739.883

Variación Usuarios 93/91: 7,3%
	Variación Usuarios 93/92: 4,1

Usuarios Residenciales por Distribuidora en Miles (1)

Distribuidora	1994	1995	1996	1997	1998	Incorp. Neta prom. Año
Metrogas	1,724.4	1,743.8	1,762.7	1,773.7	1,795.0	21.0
Gas Natural Ban	941.3	967.9	997.2	1,036.1	1,090.6	35.0
Litoral	315.9	330.1	345.2	359.1	373.7	17.3
Pampeana	675.7	693.0	728.8	754.5	789.1	32.6
Sur	296.4	310.8	324.8	336.9	348.3	14.4
Centro	306.1	321.2	340.6	357.0	371.6	17.3
Cuyana	251.1	262.7	276.1	291.0	305.0	13.8
Gasnor	205.6	212.5	222.9	242.5	267.0	13.4
TOTAL	4,716.5	4,842.0	4,998.3	5,150.8	5,340.3	164.8
(1) Usuarios al mes de Diciembre de cada año.

El gas natural distribuido por las compañías de distribución también se incrementó con respecto al primer semestre de 1992, especialmente debido al consumo de las centrales eléctricas (20%) y del Gas Natural Comprimido (GNC). Las Usinas registraron en 1998 un consumo 43,6% superior al de 1993. Las mismas y las industrias representan en conjunto mas de 2/3 del consumo total de Gas del País. El consumo Industrial de Gas en la Argentina con algunos altibajos, ha venido creciendo en forma ininterrumpida desde 1993, como primer consumidor, con una variación promedio anual de mas del 5%.

El número de usuarios residenciales aumentó en un 4,6% durante 1993, pasando de 4.352.570 a 4.554.695.

También el resto de los usuarios (centrales eléctricas y consumidores industriales) aumentó el 4,78%.

Gas entregado por las Distribuidoras

( MM m3 de 9300 Kcal )

	Año 1988	Año 1991	Año 1992	Año 1993	Var. 91/93	Var. 92/93
Residencial	3,463.49	4,743.50	4,834.70	5,604.80	18.2%	15.9%
Usinas	8,556.32	5,743.50	5,385.50	5,664.60	-1.4%	5.2%
GNC	0.00	380.90	582.20	764.50	100.7%	31.3%
Otros*	1,213.11	7,587.10	7,814.00	8,288.30	9.2%	6.1%
Total	13,232.92	18,455.00	18,616.40	20,322.20	10.1%	9.2%

Además creció el uso de la capacidad de transporte contratada por las firmas distribuidoras. La capacidad utilizada pasó del 80% en febrero de 1993 al 91% en abril y alcanzó el máximo de 105% en junio.

Esto muestra un importante incremento en las actividades de las compañías privatizadas .

Gas entregado por area de Licencia y Tipo de Usuario

( en MM de m3/día de 9300 Kcal)

Area de Licencia	% sobre	1993		1994		1995		1996		1997		1998		Variac. %	Indice
y Tipo de Usuario	Todo el País1997	Vol.	%	Vol.	%	Vol.	%	Vol.	%	Vol.	%	Vol.	%	97/96	1993=100
METROGAS	18.1%	16.684	100%	16.007	100%	16.260	100%	17.243	100%	15.556	100%	13.479	100%	-13.4	80.8
* Residencial	28.0%	5.365	32%	4.864	30%	4.598	28%	4.657	27%	4.536	29%	4.502	33%	-0.8	83.9
* Industrial	9.3%	2.717	16%	2.778	17%	2.414	15%	2.575	15%	2.556	16%	2.513	19%	-1.7	92.5
* Centrales Eléctricas	18.0%	6.417	38%	6.074	38%	6.946	43%	7.899	46%	6.259	40%	4.206	31%	-32.8	65.5
* Otros (2)	28.2%	2.185	13%	2.290	14%	2.301	14%	2.111	12%	2.205	14%	2.258	17%	2.4	103.3
GAS NATURAL BAN	11.3%	7.165	100%	7.231	100%	7.556	100%	7.893	100%	8.317	100%	8.403	100%	1.0	117.3
* Residencial	18.1%	2.447	34%	2.490	35%	2.852	38%	3.039	38%	2.994	36%	2.912	35%	-2.8	119.0
* Industrial	14.6%	3.906	55%	3.806	53%	3.744	50%	3.744	47%	3.988	48%	3.974	47%	-0.4	101.7
* Centrales Eléctricas	0.0%	.	0%	.	0%	.	0%	.	0%	.	0%	0.000	0%	n.a.	n.a.
* Otros (2)	18.9%	0.812	11%	0.927	13%	0.960	13%	1.110	14%	1.334	16%	1.517	18%	13.7	186.8
LITORAL	11.4%	6.422	100%	6.357	100%	6.834	100%	7.245	100%	8.493	100%	8.489	100%	0.0	132.2
* Residencial	5.1%	0.719	11%	0.682	11%	0.745	11%	0.739	10%	0.786	9%	0.828	10%	5.4	115.3
* Industrial	19.6%	3.629	57%	4.249	67%	4.655	68%	4.759	66%	4.929	58%	5.319	63%	7.9	146.6
* Centrales Eléctricas	7.2%	1.701	26%	1.020	16%	0.979	14%	1.244	17%	2.212	26%	1.686	20%	-23.8	99.1
* Otros (2)	8.2%	0.374	6%	0.405	6%	0.454	7%	0.503	7%	0.565	7%	0.655	8%	16.0	175.1
PAMPEANA	18.3%	11.567	100%	12.602	100%	13.604	100%	13.415	100%	13.934	100%	13.679	100%	-1.8	118.3
* Residencial	14.4%	2.143	19%	2.387	19%	2.287	17%	2.327	17%	2.275	16%	2.320	17%	2.0	108.2
* Industrial	25.2%	6.209	54%	7.106	56%	7.156	53%	7.044	53%	7.566	54%	6.840	50%	-5.6	110.2
* Centrales Eléctricas	15.1%	2.658	23%	2.483	20%	3.389	25%	3.177	24%	3.076	22%	3.522	26%	3.8	132.5
* Otros (2)	12.5%	0.557	5%	0.626	5%	0.773	6%	0.867	6%	1.017	7%	0.998	7%	-1.9	179.1
SUR	18.5%	7.277	100%	9.207	100%	11.532	100%	13.751	100%	12.560	100%	13.801	100%	9.9	189.6
* Residencial	20.5%	2.852	39%	3.262	35%	3.365	29%	3.188	23%	3.277	26%	3.297	24%	0.6	115.6
* Industrial	10.1%	0.987	14%	1.413	15%	2.274	20%	2.191	16%	2.295	18%	2.749	20%	14.2	278.6
* Centrales Eléctricas	10.2%	1.797	25%	1.540	17%	1.431	12%	2.198	16%	2.119	17%	2.381	17%	18.7	132.5
* Cent. Eléct. en boca de pozo	19.1%	.	0%	1.403	15%	3.364	29%	5.129	37%	3.854	31%	4.446	32%	15.4	n.a.
* Otros (2)	11.6%	1.641	23%	1.588	17%	1.099	10%	1.046	8%	1.016	8%	0.927	7%	-8.7	56.5
CENTRO	6.0%	3.774	100%	3.430	100%	3.445	100%	3.581	100%	4.013	100%	4.449	100%	10.9	117.9
* Residencial	5.3%	0.750	20%	0.669	19%	0.727	21%	0.777	22%	0.780	19%	0.861	19%	10.4	114.8
* Industrial	5.9%	1.055	28%	1.433	42%	1.329	39%	1.377	38%	1.454	36%	1.604	36%	10.3	152.0
* Centrales Eléctricas	5.2%	1.409	37%	0.784	23%	0.838	24%	0.841	23%	1.100	27%	1.209	27%	10.0	85.8
* Otros (2)	9.7%	0.561	15%	0.545	16%	0.551	16%	0.587	16%	0.679	17%	0.775	17%	14.1	138.3
CUYANA	6.5%	2.942	100%	3.049	100%	3.358	100%	3.529	100%	4.042	100%	4.864	100%	20.2	165.3
* Residencial	5.6%	0.783	27%	0.751	25%	0.812	24%	0.842	24%	0.844	21%	0.904	19%	7.2	115.5
* Industrial	7.2%	1.094	37%	1.657	54%	1.683	50%	1.758	50%	2.020	50%	1.952	40%	-3.6	178.4
* Centrales Eléctricas	6.4%	0.417	14%	0.323	11%	0.490	15%	0.518	15%	0.711	18%	1.491	31%	109.6	357.6
* Otros (2)	6.4%	0.648	22%	0.318	10%	0.373	11%	0.411	12%	0.466	12%	0.517	11%	10.7	79.7
NOROESTE	9.8%	3.946	100%	4.182	100%	4.580	100%	5.456	100%	6.699	100%	7.330	100%	9.4	185.7
* Residencial	3.0%	0.385	10%	0.370	9%	0.383	8%	0.396	7%	0.407	6%	0.479	7%	17.7	124.2
* Industrial	8.1%	1.630	41%	1.649	39%	1.950	43%	2.103	39%	2.084	31%	2.200	30%	5.5	135.0
* Centrales Eléctricas	18.8%	1.852	47%	2.065	49%	2.130	47%	2.800	51%	3.989	60%	4.386	60%	10.0	236.8
* Otros (2)	3.3%	0.079	2%	0.098	2%	0.118	3%	0.157	3%	0.219	3%	0.266	4%	21.1	334.6
TOTAL PAIS	100.0%	59.802	100%	62.097	100%	67.227	100%	72.186	100%	73.694	100%	74.593	100%	1.2	124.7
* Residencial	100.0%	15.445	26%	15.482	25%	15.770	23%	15.965	22%	15.899	22%	16.102	22%	1.3	104.3
* Industrial	100.0%	21.225	35%	24.092	39%	25.204	37%	25.550	35%	26.893	36%	27.150	36%	1.7	127.9
* Centrales Eléctricas	100.0%	16.251	27%	15.693	25%	19.567	29%	23.806	33%	23.320	32%	23.328	31%	-0.8	143.6
* Otros (2)	100.0%	6.882	12%	6.831	11%	6.686	10%	6.866	10%	7.582	10	8.014	11%	5.7	116.4

(1) Incluye gas entregado por Transportistas a usuarios directos y consumo de Gas en boca de pozo.
(2) Comercios, Entes Oficiales, GNC y Subdistribuidores.

Efectos de la privatización sobre la eficiencia dinámica.

Se repite que uno de los principales problemas de Gas del Estado fue la falta de capacidad para satisfacer la demanda de gas natural de aquellas regiones donde el servicio era ofrecido sólo a algunos clientes (problemas de distribución) y a ciertas zonas en las cuales los gasoductos no las servían (problemas de transporte). Esto sumado a la carencia de presión de gas durante el invierno, afectando la calidad del servicio prestado a los usuarios residenciales y comerciales. (Visintini, folio 63).

Las inversiones en transmisión y distribución es una de las principales obligaciones de los contratos de las empresas licenciatarias, consistentes en mantenimiento para mejorar la calidad de las redes. (VER Cuadros de Inversiones obligatorias y realizadas).

El Enargás tiene la obligación de supervisar su cumplimiento.

Reservas y Producción de Gas Natural en La Argentina

( en MM m3)

CUENCAS	RESERVAS	PRODUCC. POR AÑO	RESERVA / PROD. (%)

Norte	122827.3	2443.8	50.26078239
Cuyana	843.6	136.7	6.171177762
Neuquina	321087	14797.5	21.69873289
San Jorge	9958.7	2160.9	4.608589014
Austral	85731	5503.6	15.57725852

TOTAL	540447.6	25042.5	21.58121593

Las inversiones realizadas fueron para expandir 2,5 millones m3/día en el gasoducto NEUBA II, instalando plantas de compresión que entraron en operación en el invierno de 1.994. También se expandió el gasoducto Centro-Oeste en 3,5 millones m3/día a través de plantas de compresión y el Norte en líneas paralelas. La capacidad de transmisión creció en 6,9 millones m3/día en 1994, que representa un 10% de aumento con respecto a 1.993.

La planta "peak shaving" de 5 millones m3 permitió mejorar el abastecimiento a Buenos Aires en invierno.

La nueva estructura del mercado de gas natural en el país con la desregulación en el upstream y la regulación competitiva en las etapas de transporte y distribución estimulan la inversión destinada a atender la demanda doméstica y la internacional.

El mercado de gas natural de Brasil con un consumo potencial de 70 millones m3/día representa un incentivo a los productores de gas natural de la cuenca Noroeste. Un gasoducto a San Pablo para transportar 20 millones m3/día requiere invertir cerca de 1000 millones de dólares y así abastecer, además, a la región Noreste (Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, Norte de Santa Fe y Paraguay), de baja demanda, y que por sí, no justifica tal inversión.

Efectos expansivos.

Esta privatización ha tenido efectos macroeconómicos. La reducción de la deuda externa en 1540 millones de dólares disminuyó la relación Deuda externa/Producto bruto induciendo un decremento de la diferencia entre la tasa de interés interna y la externa.

Otro efecto significativo fue la disminución de las tarifas industriales de naturaleza interrrumpible, servicio del que antes no se disponía, reduciendo los costos de producción.

En ciertas regiones se redujeron las tarifas en firme de las empresas industriales.

Donde se produjo un incremento de las tarifas industriales en firme, las empresas cuyo proceso industrial lo permitiese pueden sustituir ese tipo de tarifas por interrumpibles utilizando en el invierno otros combustibles más económicos como fuel-oil y eventualmente carbón.

Efectos distributivos.

La privatización tuvo efectos distributivos sobre el sector gobierno, sobre los compradores de las unidades de negocios, sobre los consumidores y sobre los trabajadores.

Gobierno:

Uno de los principales beneficios del Gobierno Nacional fue el incremento en los impuestos netos.

Las compañías de transmisión y distribución están gravadas con los impuestos a las ganancias y a los activos.

Los impuestos abonados por estas empresas en 1.993 llegaron a 146,2 millones de dólares.

El resultado de los balances es positivo y favorece los ingresos fiscales.

Evolución Económico - Financiera de las Licenciatarias de Gas. (En $ MM y %)

Item	Año	Lic. Serv. Transporte		Total Transcos	Licenciatarias del Servicio de Distribución								Total Distcos	Total Licenc.
		TGS	TGN		Metro	Ban	Cuyana	Centro	Litoral	Gasnor	Pampeana	Sur
	1993	338.4	115.0	453.4	668.8	335.0	102.1	120.0	187.3	92.0	279.5	183.1	1967.8	2421.2
	1994	366.0	136.5	502.5	694.0	379.9	106.2	126.6	186.4	80.5	337.5	198.1	2109.3	2611.8
Ventas Netas	1995	393.5	155.4	548.9	699.1	378.8	115.5	133.9	185.4	81.9	360.7	195.8	2151.0	2699.9
	1996	402.2	163.0	565.2	687.4	390.9	121.0	139.1	177.6	81.9	350.8	204.0	2152.8	2718.0
	1997	412.3	182.1	594.4	627.8	388.6	129.5	137.7	169.0	85.7	372.4	206.0	2116.8	2711.2
	1998	395.1	202.7	597.8	602.3	395.7	128.0	147.0	167.6	90.7	367.7	201.4	2100.5	2698.3
Variación Ventas (%)	97/98	-4.2%	11.3%	0.6%	-4.1%	1.8%	-1.2%	6.7%	-0.8%	5.8%	-1.3%	-2.3%	-0.8%	-0.5%
	1993	50.0	6.1	56.1	29.9	24.6	8.7	10.0	2.9	3.7	7.4	2.7	30.1	146.2
	1994	54.0	16.5	70.5	20.5	23.3	9.3	6.3	6.6	3.2	12.2	4.2	85.6	156.1
Impuesto a las Ganancias	1995	64.5	19.0	83.5	6.9	17.3	9.5	6.5	9.1	3.7	14.0	5.9	72.9	156.3
	1996	72.8	23.2	96.0	24.1	20.3	10.2	8.9	8.8	5.1	11.8	8.2	97.3	193.3
	1997	77.2	21.3	98.5	17.9	18.7	11.1	9.0	9.7	8.6	18.2	10.9	104.0	202.5
	1998	73.9	23.3	97.2	13.9	25.2	11.4	12.5	15.5	7.5	22.1	12.1	120.3	217.5
	1993	143.6	39.0	182.6	86.3	50.6	23.5	25.6	23.4	21.1	52.1	36.2	318.9	501.5
	1994	181.3	50.5	231.8	51.2	54.0	24.4	17.6	19.0	14.4	55.2	38.2	274.0	505.8
Resultado del Ejercicio	1995	181.0	52.3	233.3	38.6	47.4	23.6	16.5	17.3	9.4	53.2	21.0	226.9	460.2
	1996	163.8	44.8	208.6	38.1	34.9	21.8	17.2	15.7	9.7	27.1	23.5	187.9	396.5
	1997	168.0	52.3	220.3	45.0	35.2	22.5	17.9	16.5	10.9	26.7	23.7	198.4	418.7
	1998	156.5	59.9	216.4	23.2	43.7	21.6	19.5	23.9	15.5	24.2	19.4	191.1	407.5
	1993	842.8	390.9	1233.7	567.3	325.3	212.3	166.9	146.1	113.5	376.1	205.1	2112.7	3346.3
	1994	980.7	428.3	1409.0	586.6	379.3	231.4	179.5	153.1	110.5	404.0	229.0	2273.4	3682.4
Patrimonio Neto	1995	1051.1	461.2	1512.4	615.7	403.3	240.4	187.9	151.5	107.9	452.3	244.2	2403.2	3915.5
	1996	1064.0	466.7	1530.6	611.2	395.2	244.8	188.9	149.0	114.7	443.8	232.3	2379.9	3910.5
	1997	1073.1	504.9	1577.9	600.0	394.0	247.6	199.5	161.8	112.7	457.0	246.5	2419.2	3997.1
	1998	1070.6	564.6	1635.2	586.9	401.2	251.8	194.0	152.0	114.6	431.9	235.1	2367.5	4002.7
	1993	1318.2	462.3	1780.5	791.6	484.1	236.4	231.9	194.1	130.3	460.6	247.3	2776.4	4556.9
	1994	1566.8	570.1	2136.9	907.5	603.3	252.7	236.8	196.2	126.3	534.0	289.7	3146.6	5283.5
Activo	1995	1704.5	681.7	2386.2	999.3	682.2	267.3	252.1	204.5	122.1	580.0	310.3	3417.8	5803.9
	1996	1717.1	829.9	2547.0	994.1	703.4	267.9	256.5	197.9	130.2	610.6	319.4	3480.0	6027.0
	1997	1876.8	926.5	2803.3	1009.8	701.9	291.9	263.9	198.3	153.2	615.9	330.7	3565.5	6368.8
	1998	1993.5	1101.2	3094.7	1031.5	693.6	293.8	270.9	209.6	195.4	596.8	334.3	3625.9	6720.6
	1993	475.4	71.4	546.8	224.4	158.8	24.0	65.1	48.0	16.7	84.5	42.2	663.7	1210.5
	1994	586.1	141.9	727.9	321.0	224.0	21.2	57.3	43.1	15.9	130.0	60.7	873.2	1601.1
Pasivo	1995	653.3	220.5	873.8	383.6	278.9	26.9	64.3	53.0	14.2	127.7	66.1	1014.6	1888.4
	1996	653.1	363.2	1016.3	382.9	308.2	23.2	67.6	48.9	15.5	166.7	87.0	1100.1	2116.4
	1997	803.7	421.7	1225.3	409.8	307.8	44.3	64.4	36.4	40.5	158.9	84.2	1146.3	2371.7
	1998	922.9	536.6	1459.5	444.6	292.4	42.0	76.9	57.6	80.8	164.9	99.2	1258.4	2717.9
	1993	17.00%	10.00%	14.80%	15.20%	15.60%	11.10%	15.30%	16.00%	18.60%	13.90%	17.70%	15.10%	15.00%
	1994	18.5%	11.8%	16.5%	8.7%	14.2%	10.6%	9.8%	12.4%	13.0%	13.7%	16.7%	12.1%	13.7%
Resultado/Patrimonio Neto (%)	1995	17.2%	11.3%	15.4%	6.3%	11.7%	9.8%	8.8%	11.4%	8.7%	11.8%	8.6%	9.4%	11.8%
	1996	15.4%	9.6%	13.6%	6.2%	8.8%	8.9%	9.1%	10.6%	8.4%	6.1%	10.1%	7.9%	10.1%
	1997	15.7%	10.4%	14.0%	7.5%	8.9%	9.1%	9.0%	10.2%	9.7%	5.8%	9.6%	8.2%	10.5%
	1998	14.6%	10.6%	13.2%	4.0%	10.9%	8.6%	10.1%	15.7%	13.5%	5.6%	8.2%	8.1%	10.2%

Fuente Enargas 1998.

Los impuestos al gas natural que pagaban los usuarios residenciales y comerciales antes de la privatización fueron eliminados, provocando un déficit fiscal de 109,3 millones de dólares.

El Gobierno decidió sostener los subsidios a la clase pasiva, llegando a unos 85 millones de dólares anuales.

Los residentes patagónicos residenciales y comerciales reciben otro subsidio (VER CUADROS DE TARIFAS) de 44 millones de dólares anuales. No corresponde incluirlos como costo neto para la sociedad porque su existencia precede y sucede a la privatización de Gas del Estado.

Efectos de los Impuestos y gastos de las Privatización de Gas del Estado.

*Concepto En millones de Dólares por año*
IMPUESTOS	1993	1994	1995	1996	1997
Impuestos a las ganancias	146,2	156,1	156,3	193,3	202,5
Eliminación impuesto a los combustibles	-109,33	-109,33	-109,33	-109,33	-109,33
Deficit Fiscal de Gas del Estado	230	230	230	230	230
Ahorro de Impuestos y Gastos	266,87	276,77	276,97	313,97	323,17

Impuesto a las Ganancias pagado por las Licenciatarias de Gas ( en Mill. De $)

Año	Lic. Serv. Transporte		Total Transcos	Licenciatarias del Servicio de Distribución								Total Distcos	Total Licenc.
	TGS	TGN		Metro	Ban	Cuyana	Centro	Litoral	Gasnor	Pampeana	Sur
1993	50.0	6.1	56.1	29.9	24.6	8.7	10.0	2.9	3.7	7.4	2.7	30.1	146.2
1994	54.0	16.5	70.5	20.5	23.3	9.3	6.3	6.6	3.2	12.2	4.2	85.6	156.1
1995	64.5	19.0	83.5	6.9	17.3	9.5	6.5	9.1	3.7	14.0	5.9	72.9	156.3
1996	72.8	23.2	96.0	24.1	20.3	10.2	8.9	8.8	5.1	11.8	8.2	97.3	193.3
1997	77.2	21.3	98.5	17.9	18.7	11.1	9.0	9.7	8.6	18.2	10.9	104.0	202.5
1998	73.9	23.3	97.2	13.9	25.2	11.4	12.5	15.5	7.5	22.1	12.1	120.3	217.5

Fuente Enargas 1998.

El beneficio neto anual en 1993 fue de 266,87 millones de dólares llegando a 323,17 millones en 1.997 .

Los beneficios y costos totales (computados a su valor presente neto) que resultan del proceso de privatización de Gas del Estado se presentan en el siguiente cuadro:

*CONCEPTO*	*MILLONES DE DOLARES*
Beneficios del proceso de privatización	3168
Efectivo	300
Deuda de corto plazo	380
Deuda doméstica y externa	1541
Total	2221
Otras deudas asumidas por las compañías	947
Valor de las acciones retenidas por el Gobierno a ser vendidas	517
Valor presente neto de beneficios fiscales	2077
Costo de Proyectos Petroquímicos	60
P.A.S.A. (Proyecto de fertilizantes)	40
Resinfor S.A. (Proyecto de metanol)	20
Gas del Estado residual Costos de juicios y otros	225
Deuda externa al BID asumida por el Gobierno	241
Pago de retiros voluntarios de Gas del Estado	24
Efectos fiscales totales.	5212

Deudas asumidas por las adjudicatarias.

Las compañías que participaran en el proceso licitatorio por las unidades de negocios debían hacer una oferta en efectivo, absorbiendo las deudas de corto plazo y largo plazo que fueron asignadas a cada una de las firmas privatizadas.

Se presenta en el cuadro la deuda de Gas del Estado asignada a cada unidad de negocio de acuerdo a los respectivos pliegos, correspondiéndole a las compañías de transporte 385 millones de dólares de deuda de corto plazo y de 350 millones de dólares de deuda de largo plazo a YPF, asignada principalmente a la transportadora Gas del Sur.

La deuda de corto plazo asignada a las compañías de distribución alcanzó los 195 millones de dólares y la de largo plazo a 100 millones de dólares. Las deudas de YPF iban a ser financiadas así: tasa LIBOR + 0,4% por mes, 10 pagos anuales comenzando a los 180 días después del cierre del concurso y los intereses pagados en forma semestral.

Deuda de gas del Estado asignada a las compañías transportadoras y distribuidoras.

DISTRIBUCION	Deuda a pagar con la Oferta	Corto Plazo 1/ en millones de $	Largo Plazo 2/ en Millones de $	Otras Deudas	Deuda Total
Dist. Bs. As. Norte	33	50	20	41	144
Dist. Metropolitana	62	60	50	67	239
Dist. Noroeste	12			12	24
Dist. Centro	7	30		9	46
Dist. Cuyana				8	8
Dist. Del Litoral	13	10	15	19	57
Dist. Pampenana		10	15	30	55
Dist. Sur	10	5		11	26
TOTAL	137	165	100	197	599

TRANSMISION		Corto Plazo	Largo Plazo
Transp. Del Norte	38	40	30	6	114
Transp. Del Sur	205	175	220	4	604
TOTAL	243	215	250	10	718

DEUDA TOTAL	380	380	350	207	1317

Las deudas asumidas por las firmas de transporte y distribución de corto y largo plazo fueron de 947 millones de dólares. El valor presente neto de los impuestos y de los gastos fue computado usando una tasa de descuento del 12%, con lo que alcanza los 2077 millones de dólares. (Folio 68)....

Compradores de las Compañías.

De la Evolución Económico - Financiera de las Licenciatarias de Gas. (En $ MM y %) surge que los niveles de beneficios de las firmas adjudicatarias de las licencias de transmisión y distribución han mejorado como consecuencia de: a) reducción de costos de operación y mantenimiento y costos de ventas y b) incremento de las ventas en los servicios de transmisión y de distribución.

Observando los resultados financieros y económicos de las firmas distribuidoras y transportistas, los resultados han sido positivos.

Ventas y Resultados de las Licenciatarias de Gas (en MM de $ y %)

Licenciatarias	1994	1995	1996	1997	1998	Variación (%)		Indice
						´98/´97	Prom. Año	( 1993=100 )
VENTAS NETAS
Transportistas (1)	502.5	548.9	565.2	594.4	597.8	0.6	5.7	131.8
Distribuidoras (2)	2,109.3	2,151.0	2,152.8	2,116.8	2,100.5	-0.8	1.3	106.7
Total Sector	2,611.8	2,699.9	2,718.0	2,711.2	2,698.3	-0.5	2.2	111.4
RESULTADOS NETOS
Transportistas	231.8	233.3	208.6	220.3	216.4	-1.8	3.5	118.5
Distribuidoras	274.0	226.9	187.9	198.4	191.1	-3.7	-9.7	59.9
Total Sector	505.8	460.2	396.5	418.7	407.5	-2.7	-4.1	81.3
IMPUESTO A LAS GANANCIAS
Transportistas	70.5	83.5	96.0	98.5	97.2	-1.3	11.6	173.2
Distribuidoras	85.6	72.9	97.3	104.0	120.3	15.6	6.0	133.6
Total Sector	156.1	156.3	193.3	202.5	217.5	7.4	8.3	148.8

En 1998 se observa una tenue diferenciación en los ingresos de las transportistas y de las Distribuidoras con respecto a sus ingresos por ventas, con leve crecimiento para las primeras y una reducción cercana al 1% para las segundas. Ambos sectores vieron reducidas sus ganancias respecto del año previo. Analizando el período 1.993/1998 se visualiza que las transportistas incrementaron sus ganancias e ingresos por ventas entre un 20 y 30 %, ingresando al fisco un 75% más en concepto de impuesto a las ganancias. Las distribuidoras, por su parte, muestran en el mismo período un crecimiento cercano al 7% en sus ingresos por ventas y una reducción en las Ganancias del 40%.

Empleo

De acuerdo a los Pliegos, las compañías de distribución y transporte que serían transferidas al sector privado debían absorber el personal de Gas del Estado. A su vez, el personal de Gas del Estado que fue asignado a las firmas a privatizar participó en el Programa de Propiedad Participada (PPP) recibiendo un porcentaje de las acciones de la compañía entre el 3% y el 10%.

El personal comprometido a ser transferido a dichas compañías alcanzó a 10.013 personas.

Personal estimado a transferir a compañías Transportadoras

TIPO DE PERSONAL	Transmisión y Distribución	Marketing y otros consumidor	Otros	Total
DISTRIBUCION				8593
Distco. Buenos Aires Norte	905	453	452	1810
Distco Metropolitana	1536	768	769	3073
Distco Noroeste	258	130	130	518
Distco Centro	308	152	159	619
Distco Cuyana	274	135	142	551
Distco del Litoral	335	166	172	673
Distco Pampeana	675	337	337	1349
Distco Sur
TRANSMISION				1420
Transportadora Gas del Norte				554
Transportadora Gas del Sur				866
TOTAL	4291	2141	2161	10013

La compañía distribuidora Metropolitana recibió 3073 personas, Buenos Aires Norte 1810 personas y la Distribuidora pampeana 1349 personas, absorbiendo entre las tres el 72% del personal total asignado de Gas del Estado. La compañía distribuidora del Centro recibió 619 personas, Litoral 673 empleados y Cuyo y Noroeste absorbieron 551 y 518 personas, respectivamente. El personal de las distribuidoras se destinó a las áreas de redes y mercadotecnia principalmente.

La transportadora Gas del Norte tuvo que absorber 554 personas y la transportadora Gas del Sur incorporó 866 personas. Este personal llevarían a cabo principalmente tareas técnicas.

Después de la privatización:

La privatización disminuyó la cantidad de personal que trabajaba en las compañías distribuidoras y transportadoras. De las 10.003 personas que se había estimado transferir, en enero de 1.993, sólo 6.958 personas trabajaban en las compañías privatizadas, es decir el 70% existente a fines de diciembre. Esta cifra disminuyó a 5.594 en julio de 1.993 y llegó a 5.658 en diciembre de ese año.

En la Transportadora Gas del Sur, Transportadora Gas del Norte, en la Distribuidora Gas Metropolitana y en la Distribuidora Gas de Buenos Aires Norte se concentra la mayor parte de la reducción del personal.

Se incrementó el salario medio por persona para toda la actividad del sector de gas natural, pasando u$s $1.175,57 en enero a u$s 1.717,21 en julio y a u$s 2.001,40 en diciembre de 1.993.

Con excepción de Distribuidora Gas del Sur, en todas las empresas distribuidoras y transportadoras, hubo incrementos en el salario nominal. Considerando que la tasa de inflación fue del 7,4% en 1.993, esta privatización significó un aumento en el salario real del personal existente. La administración de las compañías de transporte y distribución siguieron una estrategia de personal sustitutiva de cantidad por calidad, buscando incrementar la productividad sectorial.

Personal de las Compañías Distribuidoras y

Transportadoras Privatizadas. 1993.

COMPAÑIAS	Perso-nal	Salarios enero	Salario/ persona	Personal	Salarios julio	Salario/ persona	Personal	Salarios diciem.	Salario/ persona
*Distr.Gas del Sur*	495	1709974	3454.493	474	728589	1537.108	458	1253305	2736.474
*Distr. Cuyana*	252	276934	1098.944	233	327605	1406.030	279	214650	769.355
*Distr. Centro*	227	302167	1331.132	245	459881	1877.065	259	543700	2099.228
*Distrib. del Noroeste*	211	283519	1343.692	247	376477	1524.198	247	411770	1667.085
*Distrib. Metropo-litana*	259	221042	853.444	241	350669	1455.058	240	354723	1478.013
*Distrib. del Litoral*	1844	1800345	976.326	1265	2073248	1638.931	1222	2380196	1947.787
*Distrib. Pampea-na*	580	463349	798.878	621	894429	1440.304	675	1068901	1583.557
*Distrib. Bs.As. Norte*	1150	1016148	883.607	821	1349841	1644.143	854	1490732	1745.588
*Transport.Gas del Sur*	1230	1359533	1105.311	861	2043469	2373.367	847	2329488	2750.281
*Transport.Gas del Norte*	710	747649	1053.027	586	1001859	1709.657	577	1274449	2208.750
Total	6958	8180660	1175.720	5594	9606067	1717.209	5658	11321914	2001.045

Los trabajadores que han quedado en las distintas unidades de negocios privatizadas se han beneficiado con el Programa de Propiedad Participada (PPP), por la que se asigna el 10% del patrimonio neto de cada compañía en acciones al personal. En el caso de las Transportadoras, la de Gas del Sur asignó el 3% y la del Norte el 4% en razón de los elevados montos de capital o patrimonio neto de las mismas.

Se ha realizado una estimación de cuál es el monto que les correspondería a los empleados de las actuales distribuidoras. Las acciones de las compañías que el Gobierno vendiera en 1.994: Transportadora de Gas del Sur y Distribuidora Metropolitana, se valuaron a su valor de mercado y el resto al valor de los activos obtenidos al momento de su privatización (diciembre 1.992). Para las transportadoras el beneficio alcanzó los 50,6 millones de dólares, para las distribuidoras 206,7 millones de dólares, con un total de 275,75 millones de dólares. Teniendo en cuenta que el número de empleados existentes al 31-12-93 era de 5.658 personas le correspondería un valor promedio de 45.500 dólares a cada uno de ellos.

Estimación del valor de las acciones de los empleados de las Firmas Privatizadas por el Programa P.P.P.

Compañías Licenciatarias	Valor estimado en millones de u$s
Transportadora Gas del Norte	29.32
Transportadora Gas del Sur	21.5
Total Transportadoras	50.82
Distribuidora Metropolitana	41.54
Distribuidora Buenos Aires Norte	38.1
Distribuidora Pampeana	39.1
Distribuidora Litoral	17.4
Distribuidora Centro	20
Distribuidora Cuyana	21.1
Distribuidora Noroeste	10.5
Distribuidora Sur	19.2
Total Distribuidoras	206.94
TOTAL	257.76

Observaciones .

Según ciertos estudios (Visintini, FIEL) los cambios en la industria al sustituir la empresa estatal centralizada con importantes pérdidas por empresas privadas descentralizadas han mejorado los niveles de eficiencia.

Las firmas de transporte de gas vendieron toda su capacidad a los distribuidores basados en contratos de largo plazo firmados a principios de 1993. El Enargás permitiría más tarde a las firmas distribuidoras liberar capacidad en el futuro si no la pueden vender a sus clientes, desarrollando un mercado de reventa de capacidad de transporte. Si a una determinada compañía de distribución le asignaron una capacidad de transporte por encima de sus necesidades al comienzo de la privatización, tendrá pérdidas si no la puede vender. Sin embargo, si se la autoriza a liberar parte de esa capacidad, podrá decidir la capacidad de transporte óptima requerida para atender a sus usuarios residenciales, comerciales, industriales y centrales eléctricas, ahorrando recursos y aumentando sus beneficios. Por otra parte, la transportadora puede buscar consumidores que deseen realizar un bypass conectándose directamente con ella.

"Las nuevas reglas del juego del mercado de gas natural han dado los incentivos para mejorar la tasa de beneficio de las empresas de transporte y de distribución".

Fuentes:
"Informes Anuales de ENARGAS."
* Diseño de Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP