i) inversiones - Ente Nacional Regulador del Gas

DESEMPEÑO DE LAS LICENCIATARIAS DE TRANSPORTE Y
DISTRIBUCIÓN DE GAS ................................................................................................
I) INVERSIONES............................................................................................................ 2
Inversiones Obligatorias ............................................................................................... 2
Inversiones Iniciales Obligatorias - Novena Zona ...................................................... 11
Sanciones aplicadas a las Licenciatarias ..................................................................... 14
Factor de inversión ("K") ............................................................................................ 14
Otras inversiones......................................................................................................... 15
II) CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO DE TRANSPORTE Y
DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................... 29
Indicadores de Calidad del Servicio ........................................................................... 29
Cumplimiento de normas técnicas .............................................................................. 37
III) ASPECTOS ECONÓMICO - FINANCIEROS................................................... 52
Régimen Tarifario ....................................................................................................... 52
Impuestos .................................................................................................................... 56
Tasas y Cargos ............................................................................................................ 59
Rebaja de aportes patronales y su incidencia en las tarifas de gas ............................. 59
Conductas anticompetitivas ........................................................................................ 62
Endeudamiento financiero y distribución de utilidades .............................................. 72
IV) USUARIOS.............................................................................................................. 76
Indicadores de calidad del Servicio Comercial ........................................................... 76
Facturación.................................................................................................................. 77
Atención de Usuarios .................................................................................................. 78
1
2
DESEMPEÑO DE LAS
DISTRIBUCIÓN DE GAS
LICENCIATARIAS
DE
TRANSPORTE
Y
I) INVERSIONES
Inversiones Obligatorias
Régimen normativo
Conforme lo establecido en el Marco Regulatorio, las Licenciatarias del Servicio
de Distribución y Transporte de Gas, estaban obligadas al cumplimiento del
Plan de Inversiones Obligatorias que, para cada una de ellas, se estableció al
momento del llamado a Licitación de Gas del Estado S.E. y que fuera
identificado al momento de la privatización como Anexo L del Pliego Licitatorio
y posteriormente como Apéndice I del Subanexo de las Reglas Básicas de la
Licencia.
Además de las Inversiones Obligatorias antes mencionadas, definidas como de
Categoría 1, el Anexo L del Pliego Licitatorio preveía la ejecución de otras
inversiones que no revestían el carácter de obligatorias - Inversiones Categoría
2 y Categoría 3.
Las Inversiones de Categoría 1 eran de cumplimento obligatorio y estaban
directamente relacionadas con la seguridad pública y la integridad del sistema.
Estas obras se centraban fundamentalmente en la renovación de cañerías y
servicios, protección catódica, renovación de gasoductos, reparación de cruce
de cursos de agua, adecuación de temperatura de descarga de plantas
compresoras, entre otras.
Las de Categoría 2 no eran obligatorias y estaban relacionadas con los
incrementos esperados en la demanda.
Las de Categoría 3 no eran obligatorias sino deseables para eficientizar la
operación del sistema.
Las inversiones obligatorias consistían en la realización de obras y tareas
(metas físicas u obligaciones de hacer) relacionadas directamente con la
prestación del servicio público. Tenían como principal objetivo adecuar las
instalaciones físicas y las operaciones de distribución y transporte de gas
natural por redes a los estándares internacionales de seguridad, en un plazo
promedio de 3 a 5 años.
2
Fueron definidas por el Estado Nacional al momento de la conformación del
Pliego de Bases y Condiciones para la Privatización de Gas del Estado S.E., y
formaron parte de los mismos - Anexo L-.
De esa manera, se establecieron determinadas inversiones que los grupos
adjudicatarios de las diez compañías en que se subdividió la empresa estatal,
debían realizar obligatoriamente con posterioridad a la toma de posesión ocurrida el 28 de diciembre de 1992- y dentro de los primeros cinco años de
Licencia.
La importancia de estas inversiones obligatorias resultaba esencial para
incrementar el grado de seguridad del sistema de distribución y transporte de
gas, y el efecto económico del cumplimiento de las mismas incidió, sin duda
alguna, en el precio ofertado por las Sociedades Inversoras al momento de la
puja licitatoria de la privatización de GdE.
Las inversiones obligatorias -Categoría 1- tenían dos aspectos de fundamental
importancia que se encontraban detallados en cuadros adjuntos al Anexo L a
saber:
El cronograma del desarrollo físico de las inversiones y relevamientos
obligatorios a realizar por las Licenciatarias.
El presupuesto anual considerado para realizar las inversiones de categoría 1,
que es también el monto mínimo a erogar por las Licenciatarias.
Además, se incluyó el presupuesto anual considerado para realizar obras de
Categorías 2 y 3, que si bien no resultaban de cumplimiento obligatorio, fueron
consideradas en la determinación de las tarifas iniciales.
En definitiva, las Licenciatarias debían realizar todas las inversiones necesarias
para alcanzar las metas físicas en los plazos establecidos, cualquiera sea el
monto a erogar; y para el caso en que las tareas se ejecutaran con una
erogación menor a la establecida como monto mínimo de inversión, debían
realizar obras adicionales, sujetas a la aprobación del ENARGAS, hasta cubrir
el defecto de inversión.
Es decir, que las Licenciatarias tenían la obligación de ejecutar todas las tareas
necesarias para alcanzar las metas físicas previstas y de erogar un monto
mínimo de dinero para ello. Tal como surge con claridad del punto 5.1. de las
RBL.
3
Cumplimiento de las Inversiones
El ENARGAS efectuó controles anuales de cumplimiento de las obligaciones,
tanto de las metas físicas (obligación de ejecutar obras específicas), como de
las económicas (compromiso de erogación mínima obligatoria) y en aquellos
casos en que fueron detectados incumplimientos procedió a cursar la
correspondiente imputación y luego del debido proceso aplicó la sanción
correspondiente.
Como resultado de la tarea realizada, surge que al final del quinquenio (19931997), las Licenciatarias han dado cumplimiento a la ejecución de las metas
físicas y erogado los montos mínimos previstos en sus respectivas Licencias,
mereciendo en la mayoría de los casos las sanciones y cauciones dinerarias
descriptas a continuación.
En cuanto a las inversiones obligatorias correspondientes a la Novena Zona,
serán objeto de consideración particular en el título siguiente, ya que sus
lineamientos difieren de los generales establecidos para las que analizamos en
este título.
Se adjunta el ANEXO I - INVERSIONES OBLIGATORIAS - MONTOS
EROGADOS APROBADOS donde se indican los montos de las inversiones
anuales finalmente aprobados por el ENARGAS para cada una de las
Licenciatarias.
En lo que respecta a los montos erogados, cabe destacar que, tal como se
encuentra previsto en el punto 5.1. de las RBL, los eventuales déficit
verificados han sido compensados con excesos de inversiones de años
anteriores o con la ejecución de otras mejoras o adiciones aprobadas por el
ENARGAS o en su defecto se aplicó una multa equivalente a dicha diferencia.
Sin perjuicio de lo indicado, durante el quinquenio se han verificado
incumplimientos parciales de las metas anuales que han merecido la aplicación
de distinto tipo de acciones y/o sanciones por parte del ENARGAS,
verificándose que, aunque excedidos en plazo, estos casos fueron
debidamente cumplimentados.
Con las salvedades antes señaladas, se incluye una breve descripción de los
incumplimientos verificados para cada una de las Licenciatarias y las acciones
llevadas a cabo por el ENARGAS:
Metrogas S.A.:
4
Al 31-5-94 la Licenciataria presentaba un déficit en las metas físicas previstas
en su Licencia para el año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden
Regulatoria, efectuó un depósito en caución por $ 4.414.000.- y presentó un
Plan de Recuperación y Completamiento de las Obras de Categoría 1 a
ejecutar durante los años 1994, 1995 y 1996 para cañerías de H° F° y servicios
de acero, acompañado de un Plan Complementario de Obras Adicionales, con
principio de ejecución a partir de 1993, que fuera aceptado por el ENARGAS.
Al 31-12-94 la Licenciataria presentaba un déficit en las metas físicas que
indicaba su Licencia. En consecuencia, fue oportunamente imputada y realizó
su descargo dentro del plazo legal.
Del análisis del descargo, surgieron algunas consideraciones que fueron
aceptadas, quedando pendientes de realizar obras en cañerías de acero que
representan un 9% del total, equivalente a un monto $ 606.000.-, por lo que se
le exigió el depósito en caución de dicho importe y se la intimó a ejecutar las
inversiones faltantes.
El ENARGAS sancionó a Metrogas S.A. por los incumplimientos aplicando una
multa de $ 1.304.616.-, y además retuvo los montos caucionados hasta la
completa ejecución de las tareas y obras pendientes.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Metrogas S.A. con una multa de $ 80.000 que fue abonada por
la Licenciataria. Atento a que a partir del segundo quinquenio se implementó un
Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad, que incluyen el Servicio
Técnico de las Transportadoras y de las Distribuidoras, el control del
cumplimiento y mantenimiento del nivel de protección catódica se continuó
verificando bajo dicho régimen.
Gas Natural BAN S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas indicadas en el
Cuadro 1 para el año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden
Regulatoria, efectuó un depósito en caución por $ 179.000.- y ofreció la
ejecución de obras adicionales por un monto estimado de $ 408.908, las que
han sido posteriormente cumplimentadas.
Al 31-12-94 la Licenciataria había cumplido con todas las metas físicas
previstas, a excepción de la Planta de Almacenamiento Criogénico donde el
monto erogado no compensaba la obligación prevista para el período 19931994.
Gas Natural Ban objetó el informe del consultor contratado por el ENARGAS en
dicho rubro, afirmando haber invertido por encima de lo allí expresado. En
consecuencia, se realizó una auditoría contable con personal del ENARGAS a
5
través de la cual se verificó que el monto realmente erogado en 1994 en dicha
Planta, era de $ 11.933.165 contra los $ 17.732.300 informados por GAS
NATURAL BAN.
No obstante lo descripto, la Licenciataria ejecutó y finalizó el proyecto con un
cronograma de inversiones adecuado al tipo de emprendimiento de que se
trata, cumpliéndose de esta manera los objetivos estipulados en la Licencia.
Atento a que la admisión del plan de ejecución propuesto por GAS NATURAL
BAN implicaba un cambió en la secuencia de las erogaciones, con el
consecuente beneficio financiero por el diferimiento de inversiones, se adicionó
al compromiso de la Licencia la ejecución de obras por un monto equivalente al
del mencionado beneficio, estimado en $ 582.000, neutralizando de esa
manera las consecuencias de haber alterado el presupuesto previsto, con lo
que se logró, además, una mejora adicional del sistema de distribución.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Gas Natural BAN S.A. con una multa de $ 80.000. La
Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que aún se
encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo quinquenio se
implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad, que
incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las Distribuidoras, el
control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de protección catódica se
continuó verificando bajo dicho régimen.
Camuzzi Gas Pampeana S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria registraba atrasos en su plan de inversiones previsto
para el año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria,
efectuó un depósito en caución por $900.000 y ejecutó obras adicionales por
un monto estimado de $ 1.820.000.
El atraso verificado en la implementación de su plan de Comunicaciones para
el año 1993 ha sido compensado con un adelanto del cronograma del proyecto
global, adelantando su finalización para fines de 1995 en lugar de 1997 como
se establecía en la Licencia.
Con respecto al año 1994, se comprobó un avance físico menor que el previsto
en la Licencia en el rubro Comunicaciones. Si bien la Licenciataria fue
imputada por el incumplimiento, el descargo presentado por la misma resultó
satisfactorio.
Con respecto a las inversiones previstas para el año 1995, se dispuso que la
Licenciataria constituya un depósito en garantía de $ 865.600 para asegurar el
cumplimiento de las tareas de protección catódica previamente identificadas
6
como faltantes, como así también ejecutar planes de capacitación para su
personal respecto de dicho tema.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Camuzzi Gas Pampeana S.A. con una multa de $ 90.000. La
Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue elevado
al Superior y aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo
quinquenio se implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de
Calidad, que incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las
Distribuidoras, el control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de
protección catódica se continuó verificando bajo dicho régimen.
Camuzzi Gas del Sur S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 198.000, y presentó un programa de ejecución de
obras adicionales por un monto estimado de $ 405.000, que fue cumplido
posteriormente.
Al 31-12-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para
el año 1994, imputándosele tal circunstancia. El déficit se registró en el rubro
Comunicaciones por un monto de $164.770, en tanto el monto erogado en
Categoría 1 tampoco alcanzaba los requerimientos del Cuadro 2 ya que la
suma invertida, $ 2.684.000 resultaba inferior en $ 20.000 a lo fijado por la
Licencia, multándose en consecuencia a la Licenciataria en la suma de $
20.000, importe que fue abonado por la misma.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Camuzzi Gas del Sur S.A. con una multa de $ 80.000. La
Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue elevado
al Superior y aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo
quinquenio se implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de
Calidad, que incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las
Distribuidoras, el control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de
protección catódica se continuó verificando bajo dicho régimen.
Distribuidora de Gas del Centro S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 167.000 y ejecutó obras adicionales por un monto
estimado de $ 270.000.
7
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Distribuidora de Gas del Centro S.A. con una multa de $ 80.000.
La Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue
elevado al Superior y aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del
segundo quinquenio se implementó un Sistema de Control mediante
Indicadores de Calidad, que incluyen el Servicio Técnico de las
Transportadoras y de las Distribuidoras, el control del cumplimiento y
mantenimiento del nivel de protección catódica se continuó verificando bajo
dicho régimen.
Distribuidora de Gas Cuyana S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 302.760, y ejecutó un programa de obras
adicionales por un monto estimado de $ 427.000.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Distribuidora de Gas Cuyana S.A. con una multa de $ 80.000. La
Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue elevado
al Superior y aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo
quinquenio se implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de
Calidad, que incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las
Distribuidoras, el control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de
protección catódica se continuó verificando bajo dicho régimen.
8
Litoral Gas S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 214.000 y ejecutó obras adicionales.
El reemplazo de cañerías efectuado durante el año 1995 resultó inferior al
requerido, pero dado que en los años 1993 y 1994 efectuó renovaciones en
exceso de lo exigido por la Licencia, la inversión en este ítem se dio por
cumplida como consecuencia del traslado horizontal autorizado del exceso de
inversión de años anteriores.
En lo que respecta a las inversiones previstas para el año 1995, se apercibió a
la Licenciataria por el incorrecto cumplimiento de las prácticas de protección
catódica y a la obligación de ejecutar un plan de capacitación a su personal
sobre el particular.
En lo que respecta a las inversiones previstas para el año 1996, se sancionó a
la Licenciataria con una multa de $ 30.000, en razón de haber incurrido en
incumplimientos en el rubro Control de Pérdidas y se la intimó a presentar un
programa en el que conste la definición de distritos comerciales, con la longitud
de red correspondiente, la que debe ser recorrida una vez por año
independientemente de la fecha de habilitación e indicar la longitud de la red
que se encuentre fuera de la zona de Alta Densidad Habitacional. La
Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que aún se
encuentra en trámite.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Litoral Gas S.A. con una multa de $ 85.000. La Licenciataria
presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue elevado al Superior y
aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo quinquenio se
implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad, que
incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las Distribuidoras, el
control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de protección catódica se
continuó verificando bajo dicho régimen.
Gasnor S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 258.000 y ejecutó obras adicionales por un monto
estimado de $ 435.000.
Al 31-12-94, registraba atrasos en la ejecución del proyecto SCADA, siendo
imputada por tal hecho. Sin embargo el descargo efectuado por la Licenciataria
en el que justifica el cumplimiento de su propio plan sobre el rubro, y la
9
circunstancia de haber alcanzado su culminación antes del invierno de 1995,
resultan razones atendibles para aceptar el cumplimiento de dicha obligación.
Como consecuencia de haber incumplido la meta física de alcanzar el 100% en
el nivel de protección catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio,
se sancionó a Gasnor S.A. con una multa de $ 85.000. La Licenciataria
presentó Recurso de Reconsideración y Alzada que fue elevado al Superior y
aún se encuentra en trámite. Atento a que a partir del segundo quinquenio se
implementó un Sistema de Control mediante Indicadores de Calidad, que
incluyen el Servicio Técnico de las Transportadoras y de las Distribuidoras, el
control del cumplimiento y mantenimiento del nivel de protección catódica se
continuó verificando bajo dicho régimen.
Transportadora de Gas del Norte S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido totalmente una de las metas
físicas previstas para el año 1993 -Estudio de cruce de un río en gasoducto
norte-. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó un
depósito en caución por $ 50.000.
Con respecto a las inversiones previstas para el año 1994, se dispuso que la
Licenciataria constituyera un depósito por $1.335.000 como garantía del
cumplimiento de las obras faltantes en el rubro Temperatura de descarga de
las estaciones compresoras / Revestimiento de cañerías y se la intimó a
completar de inmediato las tareas y obras previstas, lo que fue concluido.
Como consecuencia de no haber cumplido totalmente la meta estipulada para
el rubro Mejora de la Protección Catódica de los Conductos con Revestimiento
Asfáltico, que para el quinto año de operación debía haber alcanzado un
porcentaje del 100 % de cañería protegida, en base a los criterios establecidos
en el Apéndice D de las Normas Mínimas de Seguridad para el Transporte y
Distribución de Gases por Cañerías (N.A.G. 100), se aplicó a la Licenciataria
una multa de $ 100.000. La Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración
y Alzada, este último aún se encuentra en trámite.
Asimismo, por haber incurrido en el incumplimiento de lo establecido para el
rubro Inspección Interna, Relevamiento e Informe de los gasoductos con
revestimiento asfáltico, se aplicó a la Licenciataria una multa de $ 390.000 y se
le impuso la obligación de remitir al ENARGAS un cronograma de las tareas a
desarrollar en relación con los trabajos incumplidos de pasaje de scraper
instrumentado en el gasoducto entre Aldao y Santo Tomé, estableciéndose que
dicho cronograma contemplara como fecha máxima de finalización de las
tareas de normalización y de pasaje de herramental instrumentado, el 31 de
diciembre de 1999. La Licenciataria presentó Recurso de Reconsideración y
Alzada que aún se encuentra en trámite, no obstante lo cual las metas fueron
posteriormente satisfechas.
10
Transportadora de Gas del Sur S.A.:
Al 31-5-94 la Licenciataria no había cumplido las metas físicas previstas para el
año 1993. En consecuencia, cumpliendo con una Orden Regulatoria, efectuó
un depósito en caución por $ 1.401.000 y ofreció la ejecución de obras
adicionales por un monto estimado de $ 5.700.000, las que fueron cumplidas
por la Licenciataria.
Con respecto a las inversiones previstas para el año 1994, se dispuso que la
Licenciataria constituyera un depósito por $ 4.500.000 como garantía de
cumplimiento de las obras faltantes en el rubro Temperatura de descarga de
las estaciones compresoras / Revestimiento de cañerías y se la intimó a
completar de inmediato las tareas y obras previstas, lo que fue cumplido por la
Licenciataria.
Inversiones Iniciales Obligatorias - Novena Zona
Régimen normativo
Dentro de las obligaciones asumidas por NEA en su Licencia se encuentra la
de realizar las Inversiones Iniciales Obligatorias en las Provincias de Chaco,
Corrientes, Misiones y Formosa para proveer en tiempo y forma el servicio de
suministro de gas por redes.
Las Inversiones Iniciales Obligatorias son las inversiones necesarias y
suficientes para proveer en tiempo y forma el servicio de suministro de gas por
redes hasta la habilitación del mismo inclusive, a la cantidad de Usuarios
Potenciales Comprometidos (UPC) y a la cantidad de Usuarios Mínimos
Potenciales Comprometidos (UPMC) incluidos en la oferta.
Los UPC son los usuarios potenciales -medidos por unidad catastral
independiente- a los cuales el adjudicatario se compromete por su oferta a
proveer, a través de las Inversiones Iniciales Obligatorias y en un plazo no
mayor de CINCO (5) años el servicio de suministro de gas por redes sujeto a la
vigencia de las normas por contribución por mejoras o normas de similares
alcances a un valor máximo por conexión equivalente a la Contribución Máxima
de Capital de Acceso a la Red sobre una base de pago al contado.
Por su parte, los UPMC son los usuarios potenciales mínimos -medidos por
unidad catastral independiente- a los cuales el adjudicatario se compromete por
su oferta a proveer, a través de las Inversiones Iniciales Obligatorias y en un
plazo no mayor de CINCO (5) años, el servicio de suministro de gas por redes
a un valor máximo por conexión equivalente a la Contribución Máxima de
Capital de Acceso a la Red sobre una base de pago al contado
11
De acuerdo a lo establecido en el Pliego de bases y condiciones la cantidad de
UPMC para el conjunto de las Provincias de Corrientes, Chaco, Formosa y
Misiones es el mayor de los siguientes valores:
a) VEINTICUATRO MIL (24.000) usuarios potenciales.
b) El CUARENTA por ciento (40%) de los Usuarios Potenciales,
comprometidos en la Oferta, que alcanzaban 90.209 UPMC (la oferta previó
225.522 usuarios), en tanto no obtuviera la sanción de las ordenanzas por
contribución por mejoras o similares. De lo contrario, resultaba obligada al
100%.
Como mínimo debe abastecer a 4.000 usuarios en cada provincia, quedando la
distribución del resto a elección de la Distribuidora.
Cronograma de Tareas:
% ACUMULADO
CANTIDAD UPMC
Año 1
0%
Año 2
5%
Año 3
15%
Año 4
50%
Año 5
100%
----
4.510
13.530
45.105
90.209
La inversión se considerará cumplida cuando la Autoridad Regulatoria certifique
que el UPC y/o el UPMC, esté en condiciones de acceder a la red.
De acuerdo a lo requerido en el Pliego de Bases y Condiciones NEA presentó
una garantía de cumplimiento del contrato, por un monto de U$S 9.020.900 a
favor del Ente Nacional Regulador del Gas, incondicional y ejecutable total o
parcialmente a mero requerimiento de la Autoridad Regulatoria.
El monto de la garantía resulta de multiplicar Dólares Cien (U$S 100) por la
cantidad de UPMC que surgen de la oferta de NEA (90.209). (Pto. 4.15.1 del
Pliego).
Dicha garantía es reintegrable a la finalización de las Inversiones Inicales
Obligatorias siempre y cuando no quedaren obligaciones pendientes cubiertas
por dicha garantía, la que se ejecutará en función del incumplimiento producido
(Pto. 4.15.3. del Pliego).
El incumplimiento del ritmo mínimo de las Inversiones iniciales obligatorias da
lugar a la ejecución de la garantía del cumplimiento del contrato, sin perjuicio
de las sanciones que pudieran corresponder de acuerdo al marco regulatorio,
por el monto que surja de multiplicar por CIEN (100) la diferencia entre el
número de usuarios Potenciales Mínimos acumulados previstos y el ejecutado
por GasNEA.
Cumplimiento de las Inversiones
12
La Licenciataria no dio cumplimiento a las inversiones previstas para el
segundo año de la Licencia (Abastecimiento a 4.510 UPMC). En consecuencia,
mediante Resol. 2346/01 se le aplicó a Gas NEA S.A. una multa de $ 100.000,
se ejecutó la garantía presentada por un importe de u$s 451.000 y se le ordenó
la reposición de la garantía ejecutada.
Consumado el tercer año de la Licencia, la Licenciataria no ha dado
cumplimiento con la totalidad de las Inversiones Iniciales Obligatorias previstas
en el Pliego de Bases y Condiciones de la Licitación, ya que debió tener
acumulado el 15% de dichas inversiones sobre un total de 90.209 usuarios
potenciales, lo que arrojaría un valor de 13.530 usuarios en condiciones de
acceder a la red.
Mediante Resolución Nº2346 de fecha 20/07/01, conforme el punto 10.6.16. de
las Reglas Básicas de la Licencia, se informó a la SECRETARIA DE ENERGIA
DE LA NACION la Sanción aplicada y la ejecución de la Garantía de
Cumplimiento de Contrato por el incumplimiento del cronograma de Inversiones
Iniciales Obligatorias correspondientes al segundo año de licencia e imputado
los incumplimientos incurridos en el tercer y cuarto año de la Licencia.
Con fecha 7 de noviembre de 2001, la Sala V de la Cámara Nacional de
Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal resolvió la medida
cautelar incoada por GAS NEA S.A., a fin de suspender los efectos de la Res.
Nº 2346/01, hasta tanto finalice el procedimiento de readecuación de la
Licencia solicitado por Gas NEA S.A.
El Tribunal decidió conceder parcialmente la medida cautelar con carácter
supletorio y con un efecto material y temporal restringido a la cautela requerida,
suspendiendo la aplicación de nuevas sanciones por el incumplimiento del
régimen de inversiones a realizar por las Licenciatarias, hasta tanto se resuelva
el recurso de reconsideración y alzada en subsidio, interpuesto por la actora
contra la Res. 2346/01 en todo lo referente a la readecuación de la licencia
solicitada.
Respecto a la suspensión de la ejecución de la Garantía Bancaria por la suma
de PESOS CUATROCIENTOS CINCUENTA MIL ($ 450.000.-), el Tribunal
consideró: "Que, resulta evidente y a todas luces improcedente el
requerimiento que plantea Gas Nea S.A. …” debido a que “no se trataría ya del
dictado de una medida de no innovar, sino –por el contrario- de una medida
innovativa (ordenar al ENARGAS que devuelva a la actora aquello que ya
cobró)”.
Asimismo la Sala V observó “que tampoco puede tener cabida la pretensión
referida a que se deje sin efecto la orden a la Licenciataria de restablecer la
garantía de cumplimiento de contrato hasta alcanzar la suma de dólares
estadounidenses 9.020.900; por iguales argumentos a los desarrollados en el
considerando anterior.-“
13
Con fecha 05/12/01 el ENARGAS interpuso un recurso de revocatoria contra la
sentencia de fecha 7 de noviembre de 2001 que hiciera lugar parcialmente a la
medida cautelar solicitada por GAS NEA S.A. a fin de obtener la suspención de
los efectos de la Resolución ENARGAS Nº 2346/01.
Con fecha 15 de febrero de 2002, el Tribunal decidió rechazar el recurso de
revocatoria formulado (notificado al ENARGAS en fecha 22/02/02) por
considerar entre otros conceptos: “Que, respecto de lo manifestado por la
recurrente en cuanto a que este Tribunal se habría expedido únicamente en
baso a lo expuesto por la accionante, sin tener en cuenta los antecedentes de
mérito que justificaron el dictado de la Resolución Nº 2346/01 del ENARGAS,
cabe señalar que ello no es así, en la medida que los mismos constituyen el
fundamento de la citada resolución, los cuales han sido oportunamente
merituados por esta Alzada al momento de resolver lo peticionado por la parte
actora.-“
Con fecha 01/02/02 se remitió el Expediente ENARGAS Nº 6087 y su
acumulado Expediente ENARGAS Nº 7032 (incumplimientos tercer y cuarto
año) a la SECRETARIA DE ENERGIA Y MINERIA dependiente del entonces
MINISTERIO DE INFRAESTRUCTURA Y VIVIENDA DE LA NACION, en los
términos de los puntos 10.2.1. y 10.6.16. del Capítulo X de las Reglas Básicas
de la Licencia de Distribución de gas por Redes en las Provincias de Chaco,
Formosa, Corrientes, Misiones y Entre Ríos, a efectos de analizar –en caso de
considerarlo pertinente- las cuestiones de hecho y derecho que estime
conducentes para fundar el temperamento que adoptará el PODER
EJECUTIVO NACIONAL respecto a la declaración de Caducidad de la Licencia
de GAS NEA S.A., la que fuera recomendada por la Autoridad Regulatoria
Sanciones aplicadas a las Licenciatarias
Los incumplimientos verificados en el cumplimiento de las obligaciones por
parte de las Licenciatarias, han merecido la aplicación de las sanciones que se
detallan en el ANEXO II - INVERSIONES OBLIGATORIAS - CUADRO
RESUMEN DE SANCIONES que se adjunta al presente.
Factor de inversión ("K")
Entre los “Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer”, que surgen de
la Licencia, se encuentra el previsto en oportunidad de la Revisión Quinquenal
de Tarifas. La primera de estas revisiones culminó en el año 1997.
Como resultado del proceso de revisión tarifaria se establecieron los factores
de eficiencia (x) y de inversión (k). El primero de ellos implicó una baja en las
tarifas y se aplicó en una única oportunidad al emitirse el primer cuadro tarifario
a posteriori del proceso de revisión.
14
Cabe recordar que el factor K es un valor porcentual que representa el
aumento de tarifas fundado en proyectos de inversión que requieren un aporte,
ya que a las tarifas vigentes no se hace viable el proyecto. En cuanto a la
oportunidad de efectivizarse el traslado, para el factor de inversión se ha
previsto que el ajuste tarifario se produzca una vez que los proyectos
presentados por las Licenciatarias y autorizados por ENARGAS, comienzan a
prestar el servicio a los usuarios (“cláusula gatillo”).
En consecuencia, si no se termina la obra no se produce el pase a tarifas de la
inversión realizada.
El Anexo III da cuenta de los montos aprobados de las obras habilitadas para
cada licenciataria. Cabe destacar que no cabe reseñar incumplimientos en esta
materia, toda vez que de no realizarse la obra, la empresa no contaba con el
traslado a tarifa.
Otras inversiones
Además de las Inversiones Obligatorias y las correspondientes al factor de
inversión resultantes de la Primera Revisión Tarifaria, existen otras inversiones
dirigidas fundamentalmente a la expansión del servicio. El Anexo IV da cuenta
del total de inversiones de las Licenciatarias desde la toma de posesión. Cabe
destacar que las inversiones mencionadas han sido claramente identificadas y
auditadas por la Autoridad Regulatoria.
Extensión de redes
Normativa aplicable a extensiones de redes:
La integran esencialmente el art. 16 de la Ley Nº24.076, su reglamentación, el
artículo 8.1.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución y las
Resoluciones ENARGAS Nº10/93 y 44/94.
Del análisis armónico de las normas antes mencionadas surge que: a) las
obras de magnitud requieren para su inicio, la previa autorización del
ENARGAS (art. 16 de la Ley N° 24.076); b) también necesitan esa autorización
previa, las que requieran el aporte y/o financiamiento de los interesados o
beneficiarios de la expansión; c) el concepto de “obra de magnitud” se
encuentra desarrollado en el art. 2° de la Resolución ENARGAS N° 10/93; d)
las situaciones de excepción a la exigencia de autorización del ENARGAS,
previo al inicio de ejecución, son las contenidas en la Resolución ENARGAS N°
44/94 y no son aplicables cuando las obras son de magnitud, ya que la primera
de ellas, hace referencia al financiamiento o aporte de los usuarios y la última,
15
a la existencia de una cantidad de usuarios notoriamente inferior a la
establecida en el concepto bajo análisis.
Sanciones aplicadas a las licenciatarias por incumplimiento a lo establecido por
el régimen normativo:
En los casos en que el ENARGAS logró comprobar acabadamente
incumplimientos a la normativa "ut supra" detallada, le aplicó al infractor las
sanciones que a continuación se detallan.
a) GAS NATURAL BAN S.A.
A esta Licenciataria, mediante la Resolución ENARGAS Nº 161/95 (Expediente
ENARGAS Nº 941/94) se le aplicó una multa de PESOS CINCUENTA MIL ($
50.000) por haber informado incorrectamente algunos datos contenidos en el
Anexo I de la Resolución ENARGAS Nº 10/93 (vgr. "Descripción del proyecto y
detalle de inversiones requeridas") y por haber presentado al ENARGAS un
contrato cuyo texto era distinto al que en realidad celebraba con los usuarios de
los emprendimientos correspondientes a los barrios "EL ROCÍO-DE VICENZO
CHICO" y "LA LONJA-ROBLES DEL MONARCA". Todo ello, en perjuicio al
interés de los usuarios quienes quedaban obligados a efectuar una contribución
al proyecto, superior a la legalmente exigible.
Contra esta Resolución la Licenciataria interpuso Recurso Directo, el que fue
desestimado por la Excma. CÁMARA NACIONAL DE APELACIONES EN LO
CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO FEDERAL DE LA CAPITAL FEDERAL,
convalidando en todos sus términos, lo resuelto por el ENTE NACIONAL
REGULADOR DEL GAS. Asimismo, la sancionada intentó la vía del Recurso
Extraordinario, el que también fue rechazado por el Superior. GAS NATURAL
BAN S.A. abonó la multa.
b) CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.
Mediante la Resolución ENARGAS Nº 1022/99 (Expediente ENARGAS Nº
3800) fue sancionada con una Multa de PESOS CINCO MIL ($ 5.000) en razón
de haber incumplido con lo establecido en el Artículo 16, incisos b) y c) de la
Ley Nº 24.076, Artículo 8.1.3 de las Reglas Básicas de la Licencia de
Distribución, la Resolución ENARGAS Nº 10/93 y el Apéndice 1 de las citadas
Reglas Básicas.
Contra esa Resolución, CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. interpuso el Recurso
Directo (art. 73 de la Ley N° 24076), el que fue desestimado por Excma.
CÁMARA NACIONAL DE APELACIONES
EN LO CONTENCIOSO
ADMINISTRATIVO FEDERAL DE LA CAPITAL FEDERAL.
16
Asimismo, por Resolución ENARGAS Nº 1743/00 emitida dentro del expediente
ENARGAS Nº 3799 fue sancionada con una multa de PESOS CINCUENTA
MIL (50.000) por haber encuadrado incorrectamente obras que fueron
informadas durante el año 1998 bajo la normativa de la Resolución ENARGAS
Nº 44/94, cuando hubiese correspondido aplicar la Resolución ENARGAS Nº
10. La resolución fue consentida y la multa fue abonada de inmediato.
c) GASNOR S.A.
Esta Distribuidora fue sancionada mediante la Resolución ENARGAS Nº
1759/00 (Expte. ENARGAS Nº 3620) en razón de haber iniciado las obras de
Provisión de Gas Natural a los BARRIOS SMATA, GRAN VINALAR, CGT,
MARIANO MORENO y CAMPO CONTRERA, todos ellos de la Ciudad de
SANTIAGO DEL ESTERO, sin contar con la previa y expresa autorización del
ENARGAS.
La sanción fue consentida por GASNOR S.A. y abonada la multa.
d) METROGAS S.A.
METROGAS fue multada con PESOS CINCO MIL ($ 5.000) por haber
incumplido con lo establecido en el artículo 16 inciso b) de la Ley Nº 24.076, su
reglamentación y en la Resolución ENARGAS Nº 10/93 ya que encuadró a la
obra de PROVISIÓN DE GAS NATURAL AL BARRIO IRALA como Resolución
ENARGAS Nº 44/94 cuando debió hacerlo como Resolución ENARGAS Nº
10/93, lo que implica que ejecutó la obra sin obtener la previa autorización de la
Autoridad Regulatoria.
Contra dicha Resolución, METROGAS interpuso un Recurso de
Reconsideración, que fue desestimado por Resolución ENARGAS Nº 1661/00.
Luego interpuso Recurso de Alzada, que fue rechazado por el MINISTERIO DE
ECONOMÍA DE LA NACIÓN mediante la Resolución Nº 110.
Ante tal situación, METROGAS decidió no ocurrir ante los estrados judiciales y
abonó la multa.
Conclusiones:
Cabe realizar algunas reflexiones acerca del modelo elegido por la regulación
para las extensiones de redes y su incidencia en el fomento de su crecimiento.
Según el modelo tarifario adoptado, las tarifas permiten cubrir las inversiones
para que el sistema opere con la máxima confiabilidad y seguridad, garantizar
la continuidad de los mantenimientos, y la concreción de las adecuaciones
tecnológicas de modo tal de que pudiera verificarse la mejora en la calidad de
servicio en su conjunto.
17
En relación a los aspectos económicos, del Marco Regulatorio se desprende
que cuando las tarifas autorizadas para los clientes de la zona donde se solicite
la extensión no proveen el ingreso suficiente a las Distribuidoras para financiar
su construcción, se permite requerir a los terceros interesados que provean el
financiamiento de las obras de extensión necesarias mediante mecanismos
acordados entre las partes interesadas de acuerdo a lo establecido en el
Artículo 16, inciso b) y c) de la Ley 24.076.
A esos efectos, las Licenciatarias deben determinar la rentabilidad (positiva o
negativa) de un proyecto de expansión, de modo de justificar económicamente
el importe de contribución de los terceros interesados en la ejecución del
emprendimiento, en caso de que el flujo de caja del proyecto, utilizando las
tarifas vigentes, arroje un valor actual neto negativo.
En consecuencia puede concluirse que el Marco Regulatorio no prevé la
expansión obligatoria de redes, en tanto y en cuanto, las distribuidoras se
encuentran obligadas a expandir el sistema cuando cada obra, analizada
individualmente, garantiza una rentabilidad positiva (Art. 16 Ley Nº24.076)
Además, vale recordar que el punto 2.2. de las Reglas Básicas de la Licencia
protege los derechos de las licenciatarias de distribución para la expansión en
su área de servicio, el que ha sido ejercido abusivamente, amparados por la
interpretación literal de la norma antes señalada, preferenciando su
conveniencia en cada caso. Como consecuencia de ello el ENARGAS
desarrolló una doctrina interpretativa tendiente a impedir tal abuso, de todo lo
cual se da cuenta en el título Conductas Anticompetitivas del Capítulo III de
este informe.
Los Anexos V y VI muestran la incorporación de usuarios al sistema y la
incorporación de redes por Distribuidora, cuyo desarrollo se solventó
mayoritariamente a través del financiamiento por parte de los usuarios.
Activación de redes
Durante el año 1995, el ENARGAS dispuso la realización de auditorías
contables a las Licenciatarias de Distribución de gas para verificar el
cumplimiento de la normativa vigente.
Como resultado de dichas auditorías, que abarcaron los años 1993 y 1994, se
observó que las Licenciatarias de Distribución habían adoptado criterios y
procedimientos para la incorporación y registración de redes de distribución en
sus Estados Contables que, si bien podrían no ser objetables desde el punto de
vista de normas técnico-contables vigentes sobre la materia (Resoluciones
Técnicas N° 6 y 10 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de
Ciencias Económicas), su aplicación no guardaba similitud entre las distintas
Licenciatarias, llegando algunas de ellas a registrar la incorporación de redes
18
como donaciones de los usuarios y revaluando las mismas y acrecentando su
patrimonio, criterio con el cual esta Autoridad disintió permanentemente.
Los distintos criterios seguidos por las Licenciatarias para registrar y valuar las
redes cedidas por terceros se pueden resumir de la siguiente manera: 1) a
costo de reposición con dos variantes a) contrapartida a Resultados del
Ejercicio o b) Creación de una Reserva Facultativa -Patrimonio Neto-; 2) al
Valor de Negocio de las redes incorporadas.
Profundizando el análisis iniciado, se observó a través de los Estados
Contables y de las auditorias realizadas “in situ” en cada una de las
Licenciatarias, que en la generalidad de los casos los usuarios cedentes de las
obras habían aportado para llevar a cabo los proyectos, valores superiores a
los autorizados en la Normativa vigente, ya que usualmente éstos estaban
financiando el 100% de las obras, independientemente de cual fuere el valor de
negocio que surgía del proyecto en particular, transfiriéndolas luego a la
Distribuidora por valores inferiores a los resultantes del valor de negocio o peor
aún, a título gratuito, vulnerándose de esta forma el Art. 16 Ley 24.076.
Contemporáneamente con ello, también se observó que en algunos casos la
metodología de valuación de las incorporaciones provocaba una
sobrevaluación de activos –valor superior al de utilización económica–
agravada por la posterior distribución de los mayores Resultados obtenidos o
por capitalización de las Reservas originadas en dicha sobrevaluación.
En virtud de lo observado y a los efectos de regularizar los aspectos
concernientes a la expansión de redes el ENARGAS encaró dos líneas
definidas de acción:
1.
Dictó las Resoluciones Nos. 268 - Camuzzi Gas Pampeana; 269 –
Camuzzi Gas del Sur; 275 – Gasnor;. 276 - Distribuidora de Gas Cuyana;
277 - Distribuidora de Gas del Centro; 278 - Litoral Gas; 282 - Gas Natural
BAN; y 283 – Metrogas, disponiendo que los emprendimientos que hayan
sido financiados total o parcialmente por terceros usuarios e incorporados
al patrimonio de cada una de las Licenciatarias desde la fecha de Toma
de Posesión en la privatización, deberán ser abonados a los mismos
calculando el importe adeudado por cada emprendimiento como la
diferencia entre el Valor de Negocio y el importe efectivamente
contraprestado en favor de los terceros usuarios.
Asimismo, se requirió a las Licenciatarias la remisión de información
relevante sobre los proyectos ejecutados y la presentación de una
propuesta de reintegro de los importes a favor de los usuarios que
ejecutaron las redes.
Posteriormente, el ENARGAS dictó nuevas Resoluciones rechazando las
propuestas de reintegro presentadas por las Licenciatarias
y
19
estableciendo los metros cúbicos a reintegrar a los terceros usuarios que
hubiesen solventado parcial o totalmente emprendimientos que hubieren
sido transferidos al patrimonio de la Licenciataria durante el período 19931995.
En los años sucesivos y siempre y cuando las obras no encuadraran en el
concepto de obra de magnitud, el ENARGAS continuó con la emisión de
Resoluciones estableciendo las contraprestaciones promedio debidas a
los usuarios cedentes de redes a las Licenciatarias. Se adjunta el ANEXO
VII donde se indican los valores de las contraprestaciones –en m3 de gasequivalentes establecidas para cada año y para cada una de las sub
zonas tarifarias.
Los valores establecidos por el ENARGAS fueron calculados a través de
la proyección del flujo de ingresos y egresos para cada Subzona tarifaria
en particular, teniéndose en consideración para ello, las características
principales de los proyectos, como ser, cantidad de usuarios a abastecer,
volúmenes consumidos, tipo de usuarios a servir, crecimiento esperado
de la demanda, etc.
Las Resoluciones mencionadas también hacen referencia al mecanismo a
seguir para ser acreedor de las contraprestaciones allí establecidas, de
modo tal que el beneficiario para acceder a la contraprestación debe
demostrar estar contribuyendo a la construcción de las obras, ya sea
mediante los recibos de pago o mediante el libre deuda otorgado por la
Municipalidad o Ente recaudador, disponiendo además el establecimiento
de un mecanismo particular de recepción y registro de los reclamos o
consultas que pudieran surgir, disponiendo la remisión mensual al
ENARGAS de una copia certificada de los mismos.
2.
El ENARGAS observó el criterio de registración y valuación de las
redes construidas por terceros sosteniendo el criterio que surge de la Ley
N° 24.076 y su Reglamentación, siendo el mismo aplicable desde la fecha
de Toma de Posesión (28-12-92). De ese modo, las redes así construidas
deben exponerse en el activo al valor de adquisición, que en este caso
debe ser coincidente con el Valor de Negocio de los activos y exponer
como pasivo la obligación de compensación, parcial o total, a los terceros
cedentes.
La postura adoptada por el ENARGAS, tuvo en cuenta los siguientes conceptos
fundamentales:
a) Principio de uniformidad: en tal sentido corresponde la aplicación del
mismo criterio que el utilizado en la privatización en lo concerniente a la
valuación de las redes, de modo tal de valuar las incorporadas con
posterioridad al inicio de actividades con igual criterio que las
preexistentes, máxime aún, cuando de acuerdo a la Normativa vigente,
20
(art. 11.3.1 de las RBLD), es el límite máximo de reconocimiento a la
Licenciataria a la finalización del período de la respectiva Licencia.
b) Reconocer el otorgamiento a los terceros cedentes de las obras un
valor no inferior al de negocio, atento a que los componentes de la tarifa
de gas prevén el recupero de ese valor a través de la prestación del
servicio.
c) Impedir la sobre valuación de Activos, a fin de cumplimentar
adecuadamente los aspectos regulatorios y tarifarios involucrados.
Contemporáneamente, el ENARGAS notificó lo actuado a la COMISIÓN
NACIONAL DE VALORES (CNV), haciéndole conocer la decisión adoptada por
el ENARGAS sobre el particular, lo que motivó el inicio del Expediente CNV N°
106/95 rotulado “Enargas s/valuación de activos en Sociedades de Transporte
y Distribución de Gas”.
Luego del intercambio de correspondencia mantenido y de una serie de
reuniones realizadas a nivel directivo y de cuerpos técnicos de ambos
Organismos con la finalidad de analizar la postura sustentada por ENARGAS
en el marco de la Normativa profesional-contable vigente y del marco del Marco
Regulatorio de la actividad, con fecha 28-07-1995 el Directorio de la CNV
resolvió sobre el particular coincidiendo con el criterio sustentado por el
ENARGAS.
El ENARGAS ha continuado monitoreando el grado de cumplimiento por parte
de las Licenciatarias de la normativa vigente, encontrándose actualmente en la
etapa de evaluación de lo actuado por cada una de ellas para aplicar, en caso
de corresponder, el mecanismo sancionatorio correspondiente.
A continuación se incluye una breve descripción del tratamiento particular
otorgado por cada una de las Distribuidoras a la incorporación de redes
cedidas por terceros durante el período comprendido entre el 1-1-1993 y el 3006-95.
- Metrogas S.A.
- La Licenciataria no efectuó ningún tipo de contraprestación a los usuarios
por la incorporación de redes cedidas, como así tampoco registró pasivo
alguno a favor de los usuarios cedentes.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 283/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
21
- El ENARGAS mediante Resolución N° 355/96 rechazó la propuesta y
determinó la cantidad de m3 que debía contraprestar Metrogas para
regularizar la situación.
- Metrogas registró las redes cedidas por terceros a título gratuito en
función del cálculo del Valor Actual Neto de las mismas, con
contrapartida a una cuenta regularizadora de Bienes de Uso denominada
Regularizadora Redes “Cedidas por Terceros”, no generando en
consecuencia sobre valuaciones del Activo ni del Patrimonio Neto de la
Licenciataria.
- Gas Natural BAN S.A.
- La Licenciataria no efectuó ningún tipo de contraprestación a los usuarios
por la incorporación de redes cedidas, como así tampoco registró pasivo
alguno a favor de los usuarios cedentes.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 282/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 361/96 rechazó la propuesta y
determinó la cantidad de m3 que debía contraprestar Gas Natural BAN
para regularizar la situación.
- Hasta el 30-06-95 Gas Natural BAN registró las redes cedidas por
terceros a título gratuito al Valor de Reposición, con contrapartida a una
cuenta de Patrimonio Neto denominada Reserva Bienes de Uso, que de
acuerdo a lo indicado en nota a los Estados Contables del año 1994 se
iría desafectando en función del consumo (amortización) de los bienes
que le dieron origen.
- Posteriormente, la Asamblea de Accionistas decidió capitalizar el saldo al
31-12-94 de dicha Reserva, actitud que fue convalidada por la CNV.
- La política adoptada por la empresa generó una sobrevaluación del
Activo y del Patrimonio Neto y a partir del año 1995 se incrementan las
Amortizaciones de Bienes de Uso como consecuencia de la
capitalización de la Reserva.
- Como consecuencia de lo descripto, la Administración Federal de
Ingresos Públicos (AFIP), luego de recibir la información remitida por el
Ente, notificó a la Sociedad de la determinación de oficio por la cual
impugna las declaraciones juradas del impuesto a las ganancias de los
años 1993 a 1997 y determina un ajuste de impuestos por MM$ 26.3, sin
considerar intereses ni multas.
- Camuzzi Gas Pampeana S.A.
22
- La Licenciataria no efectuó ningún tipo de contraprestación a los usuarios
por la incorporación de redes cedidas, como así tampoco registró pasivo
alguno a favor de los usuarios cedentes.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 268/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 356/96 rechazó la propuesta y
determinó la cantidad de m3 que debía contraprestar Camuzzi Gas
Pampeana para regularizar la situación.
- Hasta el 30-06-95 Camuzzi Gas Pampeana registró las redes cedidas por
terceros a título gratuito al Valor de Reposición, con contrapartida a una
cuenta de Resultados denominada Ganancia por Transferencia de
Redes.
- La política adoptada por la empresa generó una sobre valuación del
Activo y de los Resultados del Ejercicio, incidiendo en la determinación
de distribución de dividendos a los accionistas.
- En los EECC del año 1995 la Licenciataria constituyó una Reserva de
MM$ 33,9 para hacer frente a futuras obligaciones la que fue
incrementada en el año 1996 por MM$ 27,0.
- Como consecuencia de lo descripto, la Administración Federal de
Ingresos Públicos (AFIP) notificó a la Sociedad de la determinación de
oficio por la cual impugna las declaraciones juradas del impuesto a las
ganancias y determina un ajuste de impuestos por MM$ 21.7, sin
considerar intereses ni multas.
- Camuzzi Gas del Sur S.A.
- La Licenciataria no efectuó ningún tipo de contraprestación a los usuarios
por la incorporación de redes cedidas, como así tampoco registró pasivo
alguno a favor de los usuarios cedentes.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 269/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 389/96 rechazó la propuesta y
determinó la cantidad de m3 que debía bonificar Camuzzi Gas del Sur
para regularizar la situación.
- Hasta el 30-06-95 Camuzzi Gas del Sur registró las redes cedidas por
terceros a título gratuito al Valor de Reposición, con contrapartida a una
cuenta de Resultados denominada Ganancia por Transferencia de
Redes.
23
- La política adoptada por la empresa generó una sobrevaluación del
Activo y de los Resultados del Ejercicio, incidiendo en la determinación
de distribución de dividendos a los accionistas.
- En los EECC del año 1995 la Licenciataria constituyó una Reserva de
MM$ 28,2 para hacer frente a futuras obligaciones la que fue
incrementada en el año 1996 por MM$ 1,5.
- Como consecuencia de lo descripto, la Administración Federal de
Ingresos Públicos (AFIP) notificó a la Sociedad de la determinación de
oficio por la cual impugna las declaraciones juradas del impuesto a las
ganancias y determina un ajuste de impuestos por MM$ 11,1 sin
considerar intereses ni multas.
- Distribuidora de Gas del Centro S.A.
- La Licenciataria pactaba previamente con los usuarios el valor a
bonificar, existiendo casos en que la cesión se pactaba a título gratuito.
La Licenciataria registraba un pasivo global calculado en función de la
estimación de m3 que debía contraprestar y la tarifa vigente.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 417/96 amplió los plazos para
hacer uso de las contraprestaciones fijadas en los convenios respectivos
y estableció las contraprestaciones a favor de los usuarios que habían
cedido redes a título gratuito a favor de la Distribuidora.
- Distribuidora de Gas del Centro registró las redes cedidas por terceros al
valor de contraprestación estimada en función de los m3 a contraprestar,
con contrapartida a una cuenta de Pasivo, no generando en
consecuencia sobrevaluaciones del Activo.
- Distribuidora de Gas Cuyana S.A.
- La Licenciataria pactaba previamente con los usuarios el valor a
bonificar, existiendo casos en que la cesión se pactaba a título gratuito y
otros donde la Licenciataria aportada materiales. La Licenciataria
registraba un pasivo global calculado en función de la estimación de m3
que debía contraprestar y la tarifa vigente.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 406/96 amplió los plazos para
hacer uso de las contraprestaciones fijadas en los convenios respectivos
y estableció las contraprestaciones a favor de los usuarios que habían
cedido redes a título gratuito a favor de la Distribuidora.
- Distribuidora de Gas Cuyana registró las redes cedidas por terceros al
valor de contraprestación estimada en función de los m3 a bonificar, con
contrapartida a una de Pasivo, no generando en consecuencia sobre
valuaciones del Activo. No obstante lo cual se detectaron redes donde la
Distribuidora había aportado parte de los materiales y lo mismos no
fueron incorporados al valor contable de las redes originando una
subvaluación de las mismas.
24
- Litoral Gas S.A.
- La Licenciataria incorporó redes por las cuales otorgó contraprestaciones
y otras que fueron cedidas a título gratuito, aportando en ciertos casos
materiales para la construcción.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 278/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 368/96 rechazó parcialmente la
propuesta y determinó la cantidad de m3 que debía contraprestar Litoral
Gas para regularizar la situación.
- Hasta el 31-12-94 Litoral Gas registró las redes cedidas por terceros sin
contraprestación al costo de reposición, con contrapartida a una cuenta
de Resultados denominada Obras Recibidas de Terceros, en tanto que
aquellas en que comprometía contraprestación eran valuadas en función
de las contraprestaciones efectivamente efectuadas más los aportes
realizados.
- La política adoptada por la empresa generó una sobrevaluación del
Activo y de los Resultados del Ejercicio, incidiendo en la determinación
de distribución de dividendos a los accionistas.
- En los EECC de los años 1995/96 la Licenciataria provisionó en la cuenta
Bonificaciones a Otorgar las sumas de Reserva de MM$ 4,0 y MM$ 3,0
respectivamente.
- Gasnor S.A.
- La Licenciataria no efectuó ningún tipo de contraprestación a los usuarios
por la incorporación de redes cedidas, como así tampoco registró pasivo
alguno a favor de los usuarios cedentes.
- Mediante Resol. ENARGAS N° 275/96 se dispuso la manera de calcular
la contraprestación por los emprendimientos financiados total o
parcialmente por los usuarios y se le requirió a la Licenciataria que
presente información y una propuesta de reintegro a los titulares de
dichos créditos.
- El ENARGAS mediante Resolución N° 358/96 rechazó la propuesta y
determinó la cantidad de m3 que Gasnor debía contraprestar para
regularizar la situación.
- Hasta el 30-06-95 Gasnor registró las redes cedidas por terceros a título
gratuito al Valor de Reposición, con contrapartida a una cuenta de
Resultados denominada Donación Redes -en nota a los EECC del año
1994 la Licenciataria indica que la contrapartida se efectúa una cuenta de
Resultados "Otros Ingresos".
25
- La política adoptada por la empresa generó una sobre valuación del
Activo y de los Resultados del Ejercicio, incidiendo en la determinación
de distribución de dividendos a los accionistas.
- Como consecuencia de lo descripto, la Administración Federal de
Ingresos Públicos (AFIP) notificó a la Sociedad de la determinación de
oficio por la cual impugna las declaraciones juradas del impuesto a las
ganancias como consecuencia de las transferencias de redes a título
gratuito y determina un ajuste de impuestos por MM$ 11,8.
Finalmente, cabe concluir en esta materia que: 1) la activación de redes se
lleva a cabo conforme las instrucciones impartidas por esta Autoridad (a valor
de negocio), por lo que no permite una sobrevaluación del patrimonio de las
empresas,
2)
las
distribuidoras
constituyeron
pasivos por
las
contraprestaciones adeudadas a los usuarios y 3) se están realizando las
contraprestaciones a los usuarios según lo estipulado en las Resoluciones
ENARGAS Nº10/93 y Nº44/94 y las emitidas particularmente para cada
distribuidora.
En cuanto a las auditorías de control sobre las efectivas contraprestaciones, no
corresponde adelantar sus conclusiones, toda vez que atento a la complejidad
y magnitud propia de la información a procesar y a la falta de recursos
humanos y económicos para desarrollarlas, dado que se plantearon en el
marco de la Revisión Tarifaria y no pudieron concluirse al ser ésta suspendida
(Res. ME Nº38/02), el ENARGAS se encuentra reestructurando el plan de
auditorías anual para incorporar estas tareas.
Expansión de transporte
En cuanto a la expansión del servicio de transporte, los Anexos VIII y IX dan
cuenta del crecimiento en materia de capacidad de transporte, potencia
instalada y longitud de los gasoductos
En este punto, cabe recordar, el Marco Regulatorio de la Industria del Gas
dispone en el inciso 3) del artículo 16 del Decreto 1738/92 que “A menos que
se hubiere dispuesto de otra manera en la habilitación respectiva, si se trata de
instalaciones para el Transporte de Gas no previstas en la habilitación
correspondiente el Transportista no será obligado a ampliar las instalaciones de
conexión y medición que el Ente determine, cuyo costo quedará a exclusivo
cargo de quien las solicite.”
Por su parte, y en concordancia con lo anterior, el punto 8.1.3 de las Licencias
de Transporte establece que “La Licenciataria no estará obligada a llevar a
cabo extensiones del Sistema de Gasoductos”.
En ese sentido, las ampliaciones del sistema de transporte se realizan siempre
que existan requerimientos de nueva capacidad de transporte en firme
26
solicitada por cargadores que están dispuestos a celebrar contratos de compra
por plazos variables pero que en general superan los 10 años.
En función de lo expuesto precedentemente, las transportistas analizan la
factibilidad técnica y económica de ampliar la capacidad de transporte de sus
sistemas e invitan a los interesados en contratar servicio de transporte firme a
presentar solicitudes de servicio con sujeción a las bases previamente
determinadas, que establecen las rutas, volúmenes a expandir y plazos
mínimos de contratación.
Cabe destacar que las expansiones de transporte se realizaron,
mayoritariamente (exceptuando los proyectos financiados con factor K) con la
aplicación de las tarifas vigentes, esto es sin el aporte de los demandantes de
capacidad en su momento y sin que el usuario final tuviera que afrontar costo
alguno.
También es necesario tener en cuenta de acuerdo al inciso b) del artículo 16 de
la Ley de Gas (Nº 24.076), cuando un tercero interesado o cooperativa tiene
intención de conectarse con el sistema de transporte de una Licenciataria, debe
llegar a un acuerdo con la misma, caso contrario decide el ENARGAS luego de
celebrar una Audiencia Pública.
Cuando el solicitante es un cargador extranjero, debe obtenerse la autorización
previa de exportación ante la Secretaría de Energía, por parte del productor, se
implementa el acuerdo con el tercero interesado y el cargador extranjero es
quien afronta la inversión para la conexión desde el sistema nacional de
transporte hasta la frontera.
Bajo el amparo de esta normativa se construyeron los Gasoductos de
Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (Uruguayana), NorAndino,
GasAndes, Cruz del Sur S.A., Casablanca y Colón - Paysandú.
La capacidad que vende la transportista destinada a exportación es capacidad
"adicional" en relación a la existente para el mercado interno y, tal como se
señalara, la ampliación es soportada económicamente por el cargador
extranjero.
Es así que los gasoductos que construyen los “terceros interesados”, por ser de
titularidad de aquéllos, no forman parte de los activos de la Licenciataria de
Transporte –a pesar que ésta es la que tiene a su cargo la Operación y
Mantenimiento del ducto-.
Por otra parte, y dado el marco jurídico ya comentado, surge palmariamente
que la Licenciataria de Transporte no tiene ningún “derecho adquirido” para
exportar. En otras palabras, logró comercializar con un cargador extranjero el
transporte dentro de su sistema –es decir, desde la recepción del gas por el
productor hasta la conexión con el tercero interesado-, gracias a la
27
construcción del gasoducto de éste último. Si el Estado Nacional no otorga la
autorización de exportación al productor y si el tercero interesado no hubiera
puesto en marcha el proyecto, la Licenciataria de transporte no podría de
ninguna forma vender su capacidad de transporte con destino a exportación.
Para ello debemos señalar que el artículo 76 de la Ley 24.076 expresa que “La
privatización de los bienes de GAS DEL ESTADO SOCIEDAD DEL ESTADO
afectados a los servicios de transporte de gas natural se llevará a cabo sobre la
base de adjudicación de más de un sistema que será resuelto por la Autoridad
de Aplicación del proceso de privatización, …”, esto es en contraposición con lo
dispuesto en el artículo 77 de la misma ley que dispone que en el caso de las
distribuidoras “…se llevará a cabo sobre la base de adjudicación de áreas que
se corresponderán con las divisiones políticas provinciales…”.
Es así que podemos afirmar que si bien las Transportistas no tienen obligación
a ampliarse, ello no implica que tengan un derecho adquirido a ello. En otras
palabras, las ampliaciones se realizan (i) cuando se le otorga la posibilidad de
recuperar el costo de la inversión –ya sea con un proyecto que califica como
proyecto de inversión financiada a través de un factor “K” según las
condiciones del punto 9.4.1.3 y artículo 46 de la Ley de gas; o (ii) cuando el
proyecto es rentable, pero necesita en estos casos la aprobación del Ente
Regulador –por tratarse de obras de magnitud, según el artículo 16 de la Ley
de gas-.
28
II) CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO DE TRANSPORTE Y
DISTRIBUCIÓN
Indicadores de Calidad del Servicio
Indicadores de Calidad del Servicio: Aspectos Generales
La Resolución ENARGAS Nº 891/98 aprobó en forma provisoria el “Marco de
referencia del sistema de control por Indicadores de Calidad” aplicable a las
Licenciatarias de Distribución y Transporte de gas, el que fue puesto en
vigencia en forma definitiva por la Resolución ENARGAS Nº1192/99.
Esta normativa puso especial énfasis en la necesidad de fijar un nuevo régimen
de control que revelara el grado de cumplimiento de las normas de seguridad,
el nivel de mantenimiento de las instalaciones, la satisfacción del cliente, la
protección ambiental y, por otra parte, que puntualizara en el fomento de la
publicación de información teniente a incentivar la competencia y transparencia
en el mercado.
El sistema regulatorio vigente establece que las tarifas quedan fijas por el
término de 5 años por lo que las Licenciatarias tienen fuertes incentivos para
reducir sus costos en aras de aumentar sus ganancias, ya que éstas surgirán
de la menor o mayor eficiencia con que operen sus sistemas. Es por esto que
resultó indispensable la fijación de parámetros mínimos a cumplir de forma tal
de minimizar el impacto de tales acciones sobre la calidad de servicio al
usuario.
El esquema de Indicadores difería del utilizado en el primer quinquenio –
Inversiones Obligatorias-, sistema que estableció un período de cinco años
para la adecuación de los Activos Esenciales a niveles internacionales de
calidad, confiabilidad y seguridad en la materia.
Es así que alcanzados estos niveles correspondía complementar dicho plan de
inversiones, con un esquema que permitiera el seguimiento de aquellos
parámetros de vital importancia para dar continuidad a la calidad de servicio
alcanzada, situación que fue contemplada en el proceso de Revisión
Quinquenal de Tarifas.
Asimismo, las inversiones relativas a la fijación de las tarifas iniciales y las
unidades de negocio, ello es el “Projection Report” de Junio de 1992, si bien
calificó como mandatorias las inversiones de Categoría 1 sólo del primer
quinquenio, proyectó a lo largo de la vida útil de los negocios, similares montos
de inversión para hacer frente a los requerimientos normales del servicio, su
expansión acorde a la demanda esperada, el mantenimiento de la calidad de
las prestaciones, al igual que la introducción de mejoras tecnológicas.
29
Asimismo, el punto 4.2.2. del Capítulo IV, titulado “Régimen de Prestación del
Servicio” de las Reglas Básicas de las Licencias, establece la obligación de
operar y prestar el servicio licenciado “en forma prudente, eficiente y diligente y
de acuerdo con las buenas prácticas de la Industria”.
Es así que las Licenciatarias no sólo deben brindar un servicio seguro y
contínuo, sino que también tienen la obligación de alcanzar y mantener el nivel
de calidad del servicio, no siendo suficiente el cumplimiento de la normativa
técnica cuyo objetivo es definir niveles de seguridad en las instalaciones y su
operación.
En tal sentido, correspondía determinar qué se entendía por un servicio
prudente, eficiente y diligente, conceptos estrechamente vinculados con el nivel
de calidad internacional necesarios para la prestación del servicio.
La determinación de estos Indicadores permitió definir dichos conceptos, por lo
que su fijación no resultó una modificación de las obligaciones impuestas en las
respectivas Licencias, sino una forma de determinar el cumplimiento de la
obligación de prestar un servicio eficiente, diligente, prudente, seguro y
continuo.
Se estableció además que el modelo de indicadores sería de una sola
dirección, es decir, que no preveía recompensas y que el sistema estaría
basado en la no discriminación, atento que todos los usuarios de gas tienen
derecho a recibir el mismo nivel básico de calidad de servicio.
Se estipuló que los Indicadores cubrirían aspectos comerciales y técnicos.
Dentro de los aspectos comerciales se atenderían cuestiones como demoras,
relación comercial, resolución de reclamos y consultas, tiempo en que se
atendió un llamado telefónico, entre otros; es decir, todas aquellas relaciones
donde la Licenciataria interactúa con el usuario. Estos indicadores serán
considerados en el apartado correspondiente a Usuarios del presente informe.
En relación a los aspectos técnicos se comprenderían aspectos tales como: la
transparencia de mercado, la protección ambiental y la operación segura y el
mantenimiento adecuado de los sistemas de distribución y transporte de gas.
30
Indicadores de Calidad del Servicio Técnico del Sistema de Transporte de Gas
En lo que a los aspectos técnicos se refiere, la Resolución ENARGAS 1192/99
estableció para el servicio de transporte de gas los siguientes indicadores con
sus respectivos niveles de referencia:
1. Transparencia de mercado:
DEFINICIÓN: Publicación vía Internet de a) eventos críticos del sistema de
transporte, b) los concursos públicos de capacidad, c) las reventas de
capacidad y d) despacho operativo diario.
NIVEL DE REFERENCIA para d): 90 % para el año 1999, 92 % para el año
2000, y 95% en adelante.
2. Operación y Mantenimiento
2.1. Protección catódica
DEFINICIÓN: Control de la corrosión de gasoductos mediante la aplicación de
criterios normativos, verificados a través de una metodología predeterminada.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de protección en los sistemas.
2.2. Estado de los gasoductos (integridad estructural)
DEFINICIÓN: Evaluación de la integridad estructural del gasoducto sobre la
base de la inspección interna continua de espesores de cañería.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de defectos con FER (Factor Estimado de
Reparación) mayor a 1 reparados en el término de 12 meses.
2.3. Confiabilidad del sistema de compresión
DEFINICIÓN: Relación porcentual entre el tiempo fuera de servicio por avería
de los equipos y el total de horas disponibles del sistema, para cada año.
NIVEL DE REFERENCIA: 96 % a nivel sistema
2.4. Disponibilidad del sistema de compresión
DEFINICIÓN: Relación porcentual entre el tiempo fuera de servicio por
mantenimiento más avería y el total de horas disponibles del sistema, para
cada año.
NIVEL DE REFERENCIA: 88 % para 1999 y 90% en adelante.
2.5. Capacidad de reserva en plantas reguladoras
DEFINICIÓN: Porcentaje de plantas que alimentan sistemas aislados (tipo
antena), que no posean ramal de reserva.
NIVEL DE REFERENCIA: 90 % para el año 1999, 95 % para el año 2000, 100
% para el año 2001 en adelante.
2.6. Tiempo de respuesta ante emergencias
DEFINICIÓN: Tiempo máximo en que la Licenciataria deberá restablecer el
servicio interrumpido como consecuencia de un evento.
31
NIVEL DE REFERENCIA:
Tiempo de Respuesta Inmediata (TRI): 2 horas
Tiempo de Restablecimiento del Servicio (TRS):
NIVEL 1: 36 horas,
NIVEL 2: 3 días,
NIVEL 3: 6 días.
2.7. Uso racional de la energía
DEFINICIÓN: Mejora paulatina del consumo específico de gas combustible con
relación al gas comprimido.
NIVEL DE REFERENCIA: información semestral del consumo mensual de gas
combustible por planta compresora, gas perdido y gas venteado.
3. Protección Ambiental
3.1. Control de emisión de gases contaminantes
DEFINICIÓN: Estado de las emisiones gaseosas de fuentes estacionarias de
cada Licenciataria y su impacto en la calidad del aire.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de realización de medición de rutina y de
referencia sobre toda fuente estacionaria.
3.2. Ruidos en plantas reguladoras
DEFINICIÓN: Nivel de ruido en las inmediaciones de plantas de regulación de
presión.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de mediciones en las instalaciones, de
acuerdo con lo reglamentado.
3.3. Ruidos en plantas compresoras
DEFINICIÓN: Nivel de ruido en las plantas de compresión del sistema de
transporte.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de mediciones en las instalaciones, de
acuerdo con lo reglamentado en la Norma GE-N1-126.
En base a los niveles de referencia, los valores alcanzados son ponderados a
un total de 100% resultante de la sumatoria de todos los indicadores, según la
siguiente escala de ponderación:
32
INDICADOR
S.Máx.
Transparencia de Mercado
Protección Catódica
Confiabilidad del Sistema de Compresión
Disponibilidad del Sistema de Compresión
Cap.de Res. en Plan. Reg.para Sist. Aisl.
Control de la Emisión de Gases Contamin.
Ruido en Estaciones Reguladoras
Ruido en Plantas Compresoras
Indice Global Estandarizado
Estado de los Gasoductos (integridad)
Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Uso Racional de la Energía
10.0%
20.0%
10.0%
5.0%
20.0%
20.0%
10.0%
5.0%
100.0%
Cumple
Cumple
Cumple
Resultados obtenidos desde 1999 a 2002
En base a los resultados e informes remitidos por las Licenciatarias de
Transporte, y de las auditorías efectuadas por el ENARGAS, las empresas
alcanzaron los valores para cada uno de los indicadores de calidad del servicio
técnico, indicados en los Anexos X y XI.
Como surge de los anexos antedichos, con las salvedades que se harán a
continuación y en virtud de la intervención del Ente Regulador imputando y
corrigiendo según los casos, se alcanzó el cumplimiento del régimen de
indicadores de calidad de servicio.
Incumplimientos e imputaciones sobre indicadores de calidad de servicio
técnico
Transportadora Gas del Norte (TGN S.A.)
 Período 2000:
No alcanzó el valor de referencia en:
- Indicador de Transparencia del Mercado. #1 d) Despacho diario del Sistema
de Transporte.
- Indicador de Operación y Mantenimiento. #2 Protección catódica
- Indicador de Protección Ambiental. #1. Control de emisión de gases
contaminantes.
- Indicador de Protección Ambiental. #2 Ruidos en plantas reguladoras
 Período 2001:
Alcanzó los niveles de referencia en todos los indicadores
 Período 2002:
33
No alcanzó el valor de referencia en:
- Indicador de Protección Ambiental. #1. Control de emisión de gases
contaminantes.
Transportadora de Gas del Sur (TGS S.A.)
 Período 2000:
No alcanzó el valor de referencia en:
- Indicador de Protección Ambiental. #1. Control de emisión de gases
contaminantes.
- Indicador de Protección Ambiental. #2 Ruidos en plantas reguladoras.
- Indicador de Protección Ambiental. #3 Ruidos en plantas compresoras.
 Período 2001:
No alcanzó el valor de referencia en:
- Indicador de Protección Ambiental. #1. Control de emisión de gases
contaminantes
 Período 2002:
No alcanzó el valor de referencia en:
- Indicador de Protección Ambiental. #1. Control de emisión de gases
contaminantes.
Nota: Los incumplimientos pertinentes al período 2002 y los respectivos
indicadores, se encuentran en fase de revisión por parte del ENARGAS.
Indicadores de Calidad del Servicio Técnico del Servicio de Distribución de Gas
En lo que hace al servicio de distribución, se establecieron los siguientes
indicadores con sus respectivos niveles de referencia:
1. Transparencia de mercado
1.1. Eficiencia de la restricción del suministro interrumpible
DEFINICIÓN: Porcentaje de la eficiencia que alcanza el Distribuidor, al requerir
a sus Clientes la restricción de los consumos, ante la necesidad de preservar
los servicios firmes e ininterrumpibles, frente a la ocurrencia de limitaciones
operativas del sistema.
NIVEL DE REFERENCIA 95% a partir del año 2001 inclusive. (El año 2000 se
consideró como período de ajuste metodológico).
1.2. Ocurrencia de restricciones del suministro interrumpible
DEFINICIÓN: Publicación de los volúmenes operativos cortados, las causas
34
que las originaron, el número de Clientes afectados por día y la última tarifa
afectada al corte, en cada subzona tarifaria, durante todos los días del período
invernal (desde el 01-05 hasta el 30-09).
NIVEL DE REFERENCIA 90 % para el año 2000 y 95% en adelante.
2. Protección Ambiental
2.1. Ruidos en plantas reguladoras
DEFINICIÓN: Nivel de ruido en las inmediaciones de plantas de regulación de
presión.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de mediciones en las instalaciones, de
acuerdo con lo reglamentado. El régimen de sanciones para este indicador fue
aplicable a partir del año 2000.
2.2. Difusión de Olor en Plantas de Odorización
DEFINICIÓN: Difusión de Olor por pérdidas de agente odorante en las
proximidades de Plantas de odorización..
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de las determinaciones, de acuerdo con lo
reglamentado. El régimen de sanciones para este indicador fue aplicable a
partir del año 2000.
2.3. Ruidos en plantas compresoras
DEFINICIÓN: Nivel de ruido en las plantas de compresión del sistema de
transporte.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de mediciones en las instalaciones, de
acuerdo con lo reglamentado en la Norma GE-N1-126.
2.4. Control de emisión de gases contaminantes
DEFINICIÓN: Estado de las emisiones gaseosas de fuentes estacionarias de
cada Licenciataria y su impacto en la calidad del aire.
NIVEL DE REFERENCIA: 100 % de realización de medición de rutina y de
referencia sobre toda fuente estacionaria.
3. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
3.1. Gas Natural no Contabilizado
Su tratamiento se fue diferido para ser incluido dentro del proceso de Revisión
Periódica de Tarifas iniciado en el año 2000, actualmente suspendido por la
Ley N° 25.561 de Emergencia Pública.
3.2. Protección catódica
DEFINICIÓN: Control de la corrosión de gasoductos mediante la aplicación de
criterios normativos, verificados a través de una metodología predeterminada.
NIVEL DE REFERENCIA: 1 (uno), equivalente al 100 % de protección en los
sistemas.
3.3. Fugas por Kilómetro
35
DEFINICIÓN Cantidad de fugas detectadas por denuncias, en el período de un
año, dividido por la longitud en kilómetros de los sistemas operados; en
relación con el valor calculado de igual forma para el año 1997.
NIVEL DE REFERENCIA: 90 % para 1999, 91% para 2000, 93% para 2001 y
95% para el año 2002 en adelante.
3.4. Tiempo promedio de reparación de Fugas Grado 2
DEFINICIÓN: Tiempo promedio que la Licenciataria tarda en reparar las fugas
de Grado 2
NIVEL DE REFERENCIA: 80 % (valor que representa un tiempo promedio de
aproximadamente cuatro meses). Este indicador no prevé sanciones por el
hecho de no alcanzar el valor de referencia.
3.5.a. Capacidad de reserva en plantas reguladoras Aisladas
DEFINICIÓN: Porcentaje de plantas que alimentan sistemas aislados, que
posean capacidad de reserva suficiente como para prescindir del mayor de sus
ramales de regulación.
NIVEL DE REFERENCIA: 90 % para 1999, 95% para 2000 y 100% para el año
2001 en adelante.
3.5.b. Capacidad de reserva en plantas reguladoras Ligados
DEFINICIÓN: Porcentaje de plantas que alimentan sistemas Ligados, que
posean capacidad de reserva suficiente como para prescindir del mayor de sus
ramales de regulación sin afectar el suministro de dicho sistema.
NIVEL DE REFERENCIA: 90 % para 1999, 95% para 2000 y 100% para el año
2001 en adelante.
3.6. Tiempo de respuesta ante emergencias
DEFINICIÓN: Porcentaje de Intervenciones por Emergencias, que el prestador
lleva a cabo, dentro de un tiempo máximo de respuesta preestablecido de una
hora.
NIVEL DE REFERENCIA: 90 % para 1999, 91% para 2000, 93% para 2001 y
95% para el año 2002 en adelante.
3.7. Interrupción del Suministro
DEFINICIÓN: Tiempo de afectación de los usuarios ininterrumpibles con cortes
del suministro, sobre el total de usuarios de la Distribuidora, en el período de un
año.
NIVEL DE REFERENCIA: 80 % de acuerdo a la metodología establecida al
finalizar el año 2000 (primer año de vigencia del indicador). Este indicador no
prevé sanciones por el hecho de no alcanzar el valor de referencia.
El Régimen de Control por Indicadores de Calidad de Servicio, estableció en
general para todos los Indicadores, que el año 1999 era considerado como
período de adaptación y por lo tanto los incumplimientos de los valores de
referencia no serían penalizados durante ese período.
36
A los efectos de establecer un Orden de Méritos entre las Distribuidoras, los
valores alcanzados para cada indicador son ponderados, según la siguiente
tabla:
CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO DE DISTRIBUCIÓN
Indicador
Ponderación
(%)
Transparencia de mercado (eficiencia)
5
Transparencia de mercado (Ocurrencia)
5
Ruido en Plantas de Regulación
8
Emisión de olor en Plantas de Odorización
8
Protección Catódica
14
Fugas por kilómetro
10
Tiempo Promedio de reparación Fugas Grado
8
2
Capacidad
de
Reserva
en
Plantas
10
(S.Aislados)
Capacidad
de
Reserva
en
Plantas
10
(S.Ligados)
Tiempo de Respuesta ante Emergencias
14
Interrupción del Suministro
8
TOTAL
100
Resultados obtenidos desde 1999 a 2002
En base a los resultados e informes remitidos por las Licenciatarias de
Distribución, y de las auditorías efectuadas por la Gerencias de Distribución del
ENARGAS, las empresas han alcanzado los valores obrantes en los Anexos
XII a XX para cada uno de los indicadores de calidad del servicio técnico:
Como surge de los anexos antedichos, con las salvedades que se harán a
continuación, y en virtud del accionar del Ente Regulador imputando y
corrigiendo según los casos, se alcanzó el cumplimiento del régimen de
indicadores de calidad de servicio.
Sanciones aplicadas por incumplimiento de indicadores técnicos de distribución
Se detallan las sanciones aplicadas en los supuestos de incumplimiento de los
valores de referencia, en el Anexo XXI.
Cumplimiento de normas técnicas
37
Transporte
Despacho de Gas
El despacho de gas es el encauzamiento del flujo de gas, desde su origen en la
cuenca productora hasta su lugar de utilización, en cantidad suficiente, a una
determinada presión y con una calidad satisfactoria, de conformidad con las
reglas.
La privatización de los servicios trajo – entre otros cambios – el paso de un
centro único de despacho de gas a múltiples oficinas de despacho, como
mínimo una por Licenciataria.
Se trata de un nuevo esquema de responsabilidades, tanto para
Transportadoras como para Cargadores, haciendo hincapié en la prioridad del
objetivo global del sistema sobre toda otra consideración operativa y comercial,
de tal manera de alcanzar un ambiente de libre acceso, no discriminatorio y
plenamente competitivo
Darle sustento normativo a este esquema obligó a que - conforme con lo
previsto en los documentos liminares de la privatización - los esfuerzos de los
primeros años se orientaran a la creación de herramientas normativas de
respaldo, capaces de dotar al nuevo sistema de la estructura necesaria para
instrumentar esta metodología de trabajo.
Cabe consignar que durante este período - mientras se sustanciaban las
nuevas Pautas de Despacho - se sucedieron Crisis que, fruto de la
inestabilidad normativa del sistema, dieron origen a situaciones donde el
servicio de transmisión y distribución se vio afectado.
Simultáneamente ENARGAS puso en marcha su CENTRO DE INFORMACIÓN
OPERATIVA (TDD – Tablero de Datos de Despacho), en su Sede Central, con
el propósito de contar con datos básicos que le permitieron controlar a los dos
Transportistas y a las respectivas Distribuidoras.
Los modelos de Pautas para la Administración de Despachos anexas a los
Reglamentos de Servicio de Transportistas y Distribuidores fueron
oportunamente modificados por la Resolución ENARGAS Nº 716 del 10/09/98,
dando lugar a la actual administración del despacho de gas natural, que rige la
actividad de los sujetos de la Ley 24.076.
Este proceso de adecuación de la normativa tuvo el propósito de permitir como ya se señalara anteriormente - el funcionamiento de un ambiente de libre
acceso, no discriminatorio y plenamente competitivo, introduciendo alternativas
que garantizan la calidad y continuidad del servicio público de transporte y
distribución de gas.
38
Dentro de sus objetivos se encuentra el de evitar las crisis recurrentes, que
afecten a los sistemas de transporte y distribución en los días de máximo
consumo, de modo de preservar - con una metodología de gestión eficiente - el
normal abastecimiento a los clientes que cuentan con servicios no
interrumpibles.
Cabe destacar que las citadas Pautas operan bajo cualquier circunstancia de
comunicación disponible y que su incumplimiento genera severas penalidades.
En ellas se hace especial hincapié en cuanto a transparentar el sistema
mediante una buena publicidad de los actos en que participan licenciatarias,
consumidores, intermediarios y el ENARGAS.
Las Pautas tienden a una mayor seguridad, confiabilidad y velocidad de
respuesta de los sistemas de transporte y distribución de gas natural con el
objetivo de preservar el abastecimiento de servicios de acuerdo a sus
prioridades, evitando las situaciones críticas de los sistemas.
Sus lineamientos básicos, se centran en un esquema de responsabilidades de
las Transportadoras y Cargadores (tanto distribuidores como no distribuidores)
para anteponer el objetivo global del sistema a cualquier otra consideración
operativa y comercial.
Las Transportadoras establecen una banda de tolerancia para los previsibles
desbalances operativos de los Cargadores, y cada uno de ellos ajusta su
accionar para mantenerse dentro de la amplitud prevista en cada caso.
Según la ocupación de las capacidades reales de transporte y de la capacidad
de reacción que cada Cargador tiene sobre la gestión de su demanda, se
definen día a día los distintos niveles de alerta del sistema, pautándose así la
exigencia de instrumentación de medidas de control y corrección cada vez más
rigurosas.
Sobre la base de las Reglamentaciones vigentes en cada momento, se evaluó
el comportamiento de las Licenciatarias en todos los aspectos vinculados al
Despacho de Gas y sus consiguientes obligaciones.
Como consecuencia de crisis operativas en el despacho de gas, este
seguimiento y evaluación ha originado la apertura de los expedientes que se
consignan, dando como resultado la aplicación de las medidas correctivas o
sancionatorias, según correspondiera:
A continuación se detallan las medidas correctivas o sancionatorias aplicadas:

TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.
39
Resolución ENARGAS Nº 19 – 15/10/93 - Infracción a las Reglas Básicas de la
Licencia. Puntos 4.2.1., 4.2.2., 4.2.3., 4.2.5. y 4.2.6. - Multa aplicada $ 175.000.
Resolución ENARGAS Nº 2286 – 17/05/01 - Infracción a las Reglas Básicas de
la Licencia. Punto 4.2.2. - Multa aplicada $ 50.000.
Resolución ENARGAS Nº 2680 – 7/08/02 - Infracción a las Reglas Básicas de
la Licencia. Punto 4.2.6. - Multa aplicada $ 100.000.

TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.
Resolución ENARGAS Nº 19 – 15/10/93 - Infracción a las Reglas Básicas de la
Licencia. Puntos 4.2.1., 4.2.2., 4.2.3., 4.2.5. y 4.2.6. - Multa aplicada $ 75.000.
Resolución ENARGAS Nº 407 – 28/11/96 - Infracción a las Reglas Básicas de
la Licencia. Puntos 4.2.3., 4.2.6. y 4.2.8. - Multa aplicada $ 17.000.
Resolución ENARGAS Nº 684 – 10/08/98 - Infracción a las Reglas Básicas de
la Licencia. Puntos 4.2.1., 4.2.2. y 4.2.3. – Apercibimiento y pagar el
equivalente a un (1) “Cargo Fijo por Factura” a los usuarios afectados.
Resolución ENARGAS Nº 1757 – 20/06/00 - Infracción a las Reglas Básicas de
la Licencia. Puntos 4.2.2. y 4.2.3. - Multa aplicada $ 5.000 y pagar el
equivalente a un (1) “Cargo Fijo por Factura” a los usuarios afectados.
En materia de despacho, un tema a destacar, por sus implicancias para el
sistema en su conjunto, es la declaración de emergencia de Camuzzi Gas del
Sur S.A. del 7 de mayo de 2002, en razón de no encontrarse en condiciones de
abastecer a sus usuarios ininterrumpibles, cuestión considerada de emergencia
para las Pautas de Despacho. Tal imposibilidad no devenía de problemas
técnicos, sino de la propia gestión de compra de gas de la Licenciataria, pero
ocasionaba inconvenientes de magnitud tal que el ENARGAS se vio en la
necesidad de dar asistencia obligatoria por parte de otros cargadores (Orden
Regulatoria del 11/05/02), cuestiones que se desarrollarán in extenso en el
capítulo Casos Especiales del presente Informe.
Cabe destacar que las Pautas de Despacho han sido diseñadas para la
colaboración mutua de los sujetos de la industria, de allí las asistencias
voluntarias que están previstas, mientras que el regulador ejerce una función
de veedor. Ahora bien, cuando uno de los actores del sistema actúa en modo
tal que puede perjudicar a éste en su conjunto, el Ente se ve obligado a
disponer sobre la materia. Sobre este caso en particular se brindará mayor
información en el capítulo de Casos Especiales.
Por todo lo expuesto cabe concluir que las Pautas para la Administración del
Despacho han resultado una herramienta eficaz para el ordenamiento del
despacho de gas.
40
Obligación de control de instalaciones de terceros - CONEXIONES DIRECTAS
O BY PASS FÍSICO AL DISTRIBUIDOR
En materia de seguridad, calidad del gas y odorización, las Licenciatarias de
Transporte - ejercitando primariamente el correspondiente poder de policía auditan periódica y regularmente las instalaciones de sus clientes, con el
propósito de observar el cumplimiento de las normas técnicas vigentes.
Precisamente en el ámbito de sus funciones, las Transportistas aprueban,
inspeccionan y habilitan este tipo de instalaciones.
La Licenciataria TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. ejerce el
poder de policía sobre diez (10) conexiones directas o by pass físico al
Distribuidor, mientras que TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.
controla siete (7) de este tipo de conductos, a saber:
TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.:
Empresa
Fecha de habilitación
Central Térmica San Miguel de Tucumán
setiembre/95
Central Térmica Guemes
mayo/96
Planta Ledesma
mayo/96
Central Térmica Tucumán
agosto/96
Central Térmica Ave Fénix
agosto/96
Planta Glucovil
febrero/97
Planta Louis Dreyfus
octubre/97
Central Térmica InterAndes
marzo/99
Central Térmica AES Paraná
diciembre/00
Compañía Minera Aguilar
setiembre/02
TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.
Empresa
Fecha de habilitación
41
Central Térmica Piedra Buena
antes de 1993
Central Térmica Turbine Power
mayo/96
Estancia San Ramón
setiembre/97
Establecimiento Cerro Vanguardia
octubre/97
Central Térmica Alto Valle
enero/98
Central Térmica Genelba
enero/98
Planta Profertil
diciembre/99
 METODOLOGÍA DE CONTROL
Las Licenciatarias de Transmisión dan cuenta a ENARGAS de las auditorías
que en materia de seguridad, calidad del gas y odorización, realiza a los by
pass físicos al Distribuidor.
A tal efecto presentan sendos resúmenes consolidados dos veces por año
(31/7 y 31/1), que informan sobre el cumplimiento de las normas técnicas
vigentes.
 CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES DE CONTROL
De las auditorías realizadas por parte del ENARGAS con el propósito de
verificar en el terreno lo informado por escrito por las Licenciatarias de
Transmisión no se han registrado observaciones respecto del cumplimiento de
la obligación de control.
Calidad de gas
 Lineamientos básicos:
Rige en la materia la Resolución ENARGAS Nº 622, a la que deben ajustarse
las partes involucradas, a saber: Productores, Transportistas, Distribuidores y
Cargadores.
Desde un principio ENARGAS dispuso establecer una base sólida para una
regulación técnicamente aceptable, de modo de garantizar la calidad del gas a
los usuarios, asignándole a las Licenciatarias de Transmisión una tarea
significativa en este orden.
42
Para ello se aprobó una normativa destinada a lograr una regulación
técnicamente correcta, asegurando la continuidad de la provisión de gas en
calidad a los usuarios y contemplando, simultáneamente, la racionalidad en el
uso de los recursos.
La Reglamentación de las Especificaciones de Calidad de Gas resulta aplicable
a los sujetos de la Ley 24.076, asegura la Calidad del Gas Natural suministrado
a los Consumidores y la protección de las instalaciones de Transporte y
Distribución del gas natural.
Los procedimientos dispuestos operan bajo cualquier circunstancia de
comunicación disponible y su incumplimiento genera penalidades.
Entre los lineamientos básicos se establece que el gas natural a inyectar en los
sistemas de transporte y distribución debe reunir determinadas
especificaciones de calidad, de modo de proveer a la calidad del producto
suministrado a los Consumidores y sus instalaciones en general y a la
protección de las instalaciones de los Transportistas, Distribuidoras y
Cargadores de gas natural.
Le corresponde a las Licenciatarias de Transmisión verificar la Calidad de Gas
en los Puntos de Recepción, extendiendo su responsabilidad a la
comprobación de la calidad de gas en los Puntos de Entrega.
De verificar incumplimientos, el Transportista aplica a el/los Productores
penalidades de conformidad con lo originalmente convenido.
 Cumplimiento de la reglamentación por parte de las Licenciatarias de
Transporte
Dentro del período las Transportistas fueron imputadas por incumplimientos a
las Reglamentaciones vigentes, según lo indicado en el ANEXO XXII adjunto.
Simultáneamente las Licenciatarias de Transmisión remitieron a ENARGAS, en
forma mensual, informes sobre la calidad del gas, de tal manera que la
Autoridad Regulatoria pudiera verificar si las empresas respetan la normativa
que rige en la materia.
Independientemente de este método de control, ENARGAS dispuso auditorías
de las instalaciones, ya sea por cuenta propia o contratando a terceros.
Incidentes y Accidentes 1993-2003
Un tema de particular importancia, en virtud de las magnitudes involucradas en
materia de transporte, es el de la prevención de accidentes. Si bien alguno de
43
los indicadores de calidad sirve para medir la conducta posterior al incidente,
no reflejan acabadamente el accionar preventivo de la Licenciataria.
En el Anexo XXIII se detallan los eventos acaecidos en cada una de las
transportistas y sus consecuencias de lo que cabe inferir que hubo
cumplimiento de sus obligaciones por parte de Transportadora de Gas del Sur
S.A ya que en la mayor parte de sus incidentes no fue objeto de reproche
sancionatorio y no así por parte de Transportadora de Gas del Norte S.A. (tanto
en su propia operación como en la operación de Norandino S.A.) cuyos
incumplimientos devinieron en serios incidentes que denotan fallas de
operación y mantenimiento.
Un hecho de gran significación ha sido el accidente ocasionado el 11 de
diciembre 1998 en el gasoducto paralelo al Gasoducto Norte de Transportadora
de Gas del Norte S.A., en la zona de Las Mesitas, provincia de Salta, producido
por un reventón seguido de fuego.
Este accidente ocasionó la muerte de 9 de los 10 trabajadores que la
Licenciataria había enviado a los efectos de iniciar tareas de zanjeo para la
reparación de una fuga detectada el día anterior.
Este hecho fue previsible debido a que en el tramo en cuestión se localizó una
fuga, y que en el mismo se había detectado previamente focos de corrosión
alineados, que si bien los mismos, en la oportunidad de su detección (1997),
presentaban una pérdida de material dentro de los límites de seguridad
indicados en las normas técnicas, la conjunción de estos dos hechos fuga/pérdida de material - producían indudablemente una situación de riesgo
que requería extremar las medidas tendientes a evitar comprometer la
seguridad de la cañería. El acontecimiento no fue ni imprevisible, ni extraño a la
Licenciataria, quien incrementó la presión en el tramo.
Así, con fecha 14 de diciembre de 1998, el ENARGAS imputó “prima facie” a
Transportadora de Gas del Norte S.A., haberse manejado con imprudencia y
negligencia, violando normas de seguridad y reglas del buen arte. Todo ello sin
perjuicio de ampliar la imputación de acuerdo al resultado que arrojare la
investigación a llevarse a cabo para determinar las causales del siniestro
ocurrido.
El 1 de octubre de 1999 el ENARGAS dictó la Resolución 1262, que sancionó a
la Transportadora de Gas del Norte atento a las serias irregularidades por ella
cometida además de obligarla a realizar otras tareas a fin de que adoptare
conductas preventivas de futuros incidentes. Tal ha sido la gravedad de las
distintas faltas analizadas, que el ENARGAS se encontró limitado a la
aplicación de un monto máximo de $500.000 por infracción, en razón de ser
ésta la suma tope determinada en las RBLT, aunque con la suma de
incumplimientos se aplicó un total de multa de $5.600.000. Se puede entender
por ocurridos incumplimientos de grave repercusión social, que causaron
44
alarma colectiva, alarma social, siendo los hechos graves y perjudiciales para
un vasto sector de la población. Estos hechos afectaron a toda la comunidad
en su conjunto. Cabe destacar que esta resolución ha sido confirmada por la
Alzada administrativa.
Mayor información sobre esta problemática en relación con Transportadora de
Gas del Norte SA, se detalla en el apartado Casos Especiales del presente
informe.
Distribución
Además de la evaluación realizada a través de los Indicadores de Calidad de
Servicio existen otras obligaciones en lo que hace a cuestiones técnicas que
son auditadas por el Ente, a saber:
Ingeniería y Construcciones
La normativa técnica y de seguridad básica que los operadores deben cumplir
en el diseño y construcción de obras es la NAG 100 - "Normas Argentinas
Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y otros
Gases por cañerías” y las mencionadas en la misma.
Comprende los aspectos relativos al proyecto, materiales y ejecución de la obra
que debe cumplimentar el prestador para asegurar que las instalaciones se
ejecuten de acuerdo con la normativa vigente y se adecue a las necesidades
del servicio.
A continuación se describirá sucintamente cada uno de los aspectos más arriba
enunciados.
 Proyecto
Cada obra debe contar con su plano de proyecto aprobado por la Distribuidora,
con el detalle de los cruces especiales. Estos cruces deben contar con la
autorización para su construcción emitida por la entidad con incumbencia en el
área (Vialidad, Ferrocarriles, Hidráulica, etc. ).
El dimensionamiento de la red y de los ramales de alimentación, como así
también la capacidad de las estaciones reductoras de presión, debe ser el
adecuado para que la provisión esté asegurada, y que el diseño permita la
continuidad del servicio.
Cabe poner de resalto que cuando las obras son costeadas parcial o
totalmente por los futuros usuarios, el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL
GAS controla fundamentalmente que las instalaciones no se encuentren
sobredimensionadas, a fin de que el futuro usuario no pague de más.
45
Si se advierte dicha situación, se analiza si se debe a que las instalaciones
formarán parte de un proyecto mayor, o se trata de un refuerzo a la red
existente, resultando entonces que:
 Para el primer caso, si bien el proyecto es aceptable para mantener la
armonía de la totalidad del sistema de distribución y permitir futuras
ampliaciones, dicha situación será tenida en cuenta en los aportes que le
correspondan realizar a la Licenciataria para la construcción de la red.
 En el segundo caso -refuerzo a la red existente- le corresponde a la
Licenciataria afrontar la totalidad de su costo, siendo ello una condición para la
aprobación del emprendimiento.
Cuando los servicios domiciliarios se realizan conjuntamente con la ejecución
de la obra; se controla que el usuario no tenga que afrontar costos superiores a
los autorizados a cobrar por las Licenciatarias para realizar dichas tareas.
 Materiales
Deben contar con la aprobación correspondiente que certifique que responden
a las normas aplicables.
 Ejecución de la obra
Las Licenciatarias deben verificar el cumplimiento de las normas vigentes en
las distintas etapas de la obra, a saber:












Replanteo de la traza y excavación.
Unión de las cañerías.
Prueba de fugas y preparación de las cañerías.
Instalación de las cañerías y tapado de zanjas.
Instalación del servicio domiciliario
Reparación de veredas y pavimentos
Prueba de hermeticidad final.
Instalaciones de superficie.
Conexión y habilitación de las instalaciones.
Restitución del terreno a su condición original y limpieza de obra.
Higiene y seguridad.
Protección ambiental
46
Obligación de control de instalaciones de terceros
El Anexo XXVII del Contrato de Transferencia de Acciones suscripto entre el
Estado Nacional y las licenciatarias, establece que respecto de la inspección de
calidad y seguridad de las instalaciones para el suministro en las Áreas de
Servicio, será responsabilidad de las Sociedades Licenciatarias, el control, la
inspección y la habilitación en cada caso.
Resulta evidente que al no estar explícitamente fijada en dicho Anexo
excepción alguna, la responsabilidad de las Licenciatarias se da respecto de
todas las obras que se ejecuten en la vía pública dentro de su jurisdicción, ya
sean realizadas directamente por ellas, por medio de sus contratistas o por los
futuros usuarios, quedando comprendidas dentro de ese concepto el control del
cumplimiento de las normas técnicas y de seguridad durante la ejecución de los
trabajos.
Corresponde destacar que este rubro comprende la inspección, aprobación y
habilitación de todas y cada una de las instalaciones internas domiciliarias e
industriales.
Este criterio ha sido recogido por la Excma. Cámara Nacional de Apelaciones
en lo Contencioso Administrativo Federal de la Capital Federal –Sala I- en su
fallo dictado dentro de los autos “Metrogas S.A. c/Resol. 209/95 –ENARGAS
(Exp. 949/94) cuando expresó que: “…., el Anexo XXVII del Contrato de
Transferencia (obrante a fs. 291/292 del expediente 949 acompañado)
establece la responsabilidad de la prestataria respecto del control, inspección y
habilitación de las instalaciones para el suministro en las Areas de Servicios, no
constando en él una excepción que determine relevarla de tal obligación. Así, la
responsabilidad se proyecta sobre las obras que se ejecuten en la vía pública
dentro de su jurisdicción, ya sean realizadas directamente por Metrogas S.A., o
a través de contratistas o futuros usuarios, quedando así delimitado el control
que debe efectuarse respecto de las normas técnicas y de seguridad durante la
ejecución de los trabajos”.
Es obligación de las Licenciatarias efectuar el control del cumplimiento de la
normativa técnica y de seguridad aplicable desde el inicio de los trabajos y
hasta la finalización de la obra debiendo ante cualquier incumplimiento que
constate, adoptar las conductas pertinentes tendientes a que se regularice la
situación.
En otro orden de ideas, la Resolución ENARGAS N° 35/93 (Reglamentación de
la subdistribución de gas por redes) establece que es responsabilidad de la
Distribuidora de la zona en que se encuentra operando el subdistribuidor, la
aprobación, inspección y habilitación de las instalaciones y del contralor de su
operación y mantenimiento (cfr. articulo 2º y punto 25 del Anexo I de la citada
resolución).
47
Operación y mantenimiento
Comprende las tareas y controles que debe llevar a cabo el operador para
garantizar la correcta operación y adecuado mantenimiento de los activos
afectados al servicio.
A continuación se enunciarán sucintamente los aspectos más significativos de
las actividades mencionadas.
 Plan de emergencia, prevención de daños y vigilancia continua
La Sección 613 de la NAG 100 exige a las Licenciatarias que establezcan un
procedimiento para la vigilancia continua de sus instalaciones, a fin de
determinar cambios de clase de trazado, averías, pérdidas registradas,
corrosión, cambios sustanciales en requerimientos de protección catódica y
otras condiciones inusuales de operación y mantenimiento, para tomar la
acción inmediata que corresponda.
Por su parte la Sección 614 de la misma norma indica que los prestadores
deben tener y cumplir un plan de prevención de daños a fin de evitar que sus
instalaciones sean dañadas durante actividades de excavación.
Finalmente la Sección 615 establece que las Licenciatarias deben contar con
procedimientos escritos para reducir al mínimo los peligros resultantes de una
emergencia en sus sistemas de distribución.
 Controles y mantenimiento de los activos
La NAG 100 le impone a las Licenciatarias la obligación de controlar y
mantener sus instalaciones, fijando para cada uno de ellos, una periodicidad
determinada (vgr. control de corrosión, estaciones reguladoras de presión y
válvulas de bloqueo, etc.). Dichos trabajos deben ser realizados teniendo en
cuenta las normas sobre preservación del medio ambiente y de higiene y
seguridad en el trabajo.
 Inspección y Control de pérdidas
La Sección 723 de la NAG 100 establece que las Licenciatarias deben prever
en su plan de operación y mantenimiento el reconocimiento periódico por
pérdidas.
 Odorización del Gas
Mediante las Resoluciones ENARGAS Nº 367/96 y 492/97 –modificatorias de la
Sección 625 de la NAG 100- se determinó el nivel de odorización que debe
tener el gas que se distribuye, como así también los controles y tareas que
48
deben realizar las Licenciatarias de distribución para asegurar el cumplimiento
de lo normado.
Calidad de gas
A partir del otorgamiento de las respectivas Licencias, las “Especificaciones de
Calidad” estuvieron dispuestas en los Reglamentos del Servicio: Artículo 3° de
la Licencia de Transporte y Artículo 4° de la Licencia de Distribución.
Mediante la Resolución ENARGAS N° 113 del 28/12/94, se modificaron los
respectivos Reglamentos del Servicio con relación al Punto de Rocío de
Hidrocarburos y se estableció un límite superior para el contenido de Oxígeno.
Asimismo en la mencionada resolución se fijó un período de transición hasta el
01/01/96 para permitir la paulatina adecuación de las instalaciones de
tratamiento y permitía que a partir del 01/01/96 y hasta el 01/08/96, si se
presentaban razones de inconveniencia en el abastecimiento de las zonas
licenciadas, se transportara y distribuyera gas fuera de especificación de
calidad, respetando un descuento del 30% en relación al precio promedio
autorizado de la cuenca para el distribuidor del área licenciada y el cual debía
ser trasladado al usuario.
Posteriormente a través de la Resolución ENARGAS N° 365 del 11/09/96 se
prorrogó el vencimiento de los apartados transitorios de la Resolución
ENARGAS N° 113/94 hasta el 31/10/96, disponiéndose por distintas
resoluciones nuevas prórrogas: hasta el 31/12/96 por la Resolución ENARGAS
N° 394 y finalmente hasta el 31/03/97 por la Resolución ENARGAS N° 415.
El 29 de setiembre de 1997 a través de la Resolución ENARGAS N° 500 se
puso en vigencia hasta el 31/05/98 la “Reglamentación de las Especificaciones
de Calidad de Gas” la cual complementaba transitoriamente los Reglamentos
de Servicio de transporte y distribución y reemplazaba los apartados de
vigencia transitoria de la Resolución ENARGAS N° 113/94, estableciendo un
período de observación y monitoreo de los nuevos procedimientos hasta el
31/01/98.
Desde el 29/05/98 y hasta el presente todo lo inherente a la Calidad del Gas
está reglamentado por la Resolución ENARGAS N° 622 que respetó las
generalidades que habían sido dispuestas por la anterior Res. ENARGAS N°
500 y además derogó las Resoluciones ENARGAS N° 113/94 y 500/97.
Un caso que merece destacarse en materia de control del Ente y consiguientes
devoluciones a los usuarios es el tramitado en el Expte Nº270 y resuelto por la
Resolución Nº588/98, mediante la cual se ordenó a Camuzzi Gas del Sur S.A.
reintegrar a los usuarios afectados las sumas que oportunamente no descontó
por no aplicar el artículo 5º de la Resolución Nº113/94, con más sus intereses.
Si bien el trámite del caso se encuentra en alzada, cabe recordar que a la fecha
se han efectuado devoluciones por alrededor de $2.600.000, restando el pago
49
de las astreintes impuestas a la Licenciataria que incurrió en mora en efectuar
las devoluciones, las que, dado el tiempo transcurrido, podrían superar
ampliamente el monto de la devolución antes mencionada.
Actuación del ENARGAS
A fin de constatar el cumplimiento de los items precedentemente indicados el
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS ha realizado auditorías a las
licenciatarias de distribución y en los casos que se detectaron irregularidades
se aplicaron las sanciones correspondientes, las que se encuentran detalladas
en los Anexos XXIV (INGENIERÍA Y CONSTRUCCIONES); XXV
(OBLIGACIÓN DE CONTROL), XXVI (OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO) y
XXVII (CALIDAD DEL GAS).
Es menester destacar que además de las sanciones aplicadas se dispusieron,
en algunos casos, devoluciones a los usuarios afectados cuyo impacto
económico supera al de la propia sanción. En el Anexo XXVIII se da un detalle
de estos reintegros en cuestiones técnicas de distribución.
De lo indicado en dichos Anexos surge que las licenciatarias de distribución
han incurrido en incumplimientos a la normativa técnica vigente.
No obstante cabe poner de resalto que en forma independiente a la aplicación
de las sanciones que merecieron las Licenciatarias, el ENTE NACIONAL
REGULADOR DEL GAS las intimó a que regularicen la situación y a que
cambien su proceder a fin de que las irregularidades detectadas no se reiteren.
Efectuadas las verificaciones pertinentes, el ENTE NACIONAL REGULADOR
DEL GAS advirtió una mejora en lo que hace a la seguridad pública, en función
de las medidas correctivas que se han tomado en su momento, entre otras, la
incorporación de nuevas técnicas en trabajos sobre líneas bajo presión,
evitando la liberación del fluido a la atmósfera; cumplimiento de las
reglamentaciones sobre higiene y seguridad en el trabajo, preservación del
medio ambiente, modernización de los equipos de trabajo; capacitación del
personal afectado a las tareas de mantenimiento; mejora en la señalización y
vallado de las obras y control y reparación de las fugas.
Por consiguiente se considera que la actuación de las licenciatarias en este
aspecto, salvo en los casos que fueron sancionadas, se desarrolló en general
cumpliendo la normativa técnica incluida en el Marco Regulatorio de la Industria
del Gas. Sin perjuicio de ello corresponde señalar que teniendo en cuenta la
cantidad de sanciones y los montos de las multas aplicadas, surge que las
licenciatarias Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A. son
las que han acumulado mayor cuantia.
En el caso particular de Camuzzi Gas Pampeana S.A. corresponde destacar
que en el año 1996 su deficiente operación del sistema de distribución
50
ocasionó la interrupción del suministro de gas a gran parte de los usuarios de la
Provincia de La Pampa. Por este motivo se la sancionó y se le realizó una
auditoria integral, cuyo resultado dio origen a la aplicación de la mayor multa
efectuada a una distribuidora (Anexo XXVI - Resolución Nº407/96).
Además, cabe recordar como se indicara en el apartado de Despacho, que
Camuzzi Gas del Sur S.A. experimentó durante el invierno del año 2002 una
situación de riesgo de abastecimiento declarando la emergencia de su sistema,
a la vez que la anunció en el año 2003, tal como se desarrollaraá en el
apartado Casos Especiales del presente informe. Para paliar la situación se
conformó un Comité de Emergencia, el que dispuso la intervención de otras
distribuidoras y las transportistas para asistirla y así paliar la situación.
Finalmente, cabe consignar que el régimen de control por Indicadores de
Calidad de Servicio Técnico de Distribución -que comenzó a regir en el año
1999- ha sido desarrollado particularmente para brindar información del nivel
de cumplimiento de determinadas variables que cubren un gran espectro de la
actividad técnica y que por su naturaleza, permiten efectuar mediciones
objetivas.
Así, los cuadros contenidos en el presente escrito, dan cuenta del grado de
cumplimiento de cada uno de los rubros, para cada período anual.
Es menester recordar que el sistema de indicadores de calidad de servicio es
una metodología de control que no agota el universo de actividades de la
licenciataria que son objeto de fiscalización de la Autoridad Regulatoria, quien
se vale de distintas herramientas para controlar el cumplimiento de las
obligaciones correspondientes al servicio licenciado.
Finalmente, cabe hacer una mención a la efectividad de los procesos
sancionatorios llevados a cabo por el Ente, los que se ven desvirtuados por las
constantes interposiciones de recursos administrativos por parte de las
empresas. Vale recordar que hasta tanto las sanciones no quedan firmes en
sede administrativa, no puede reclamarse el pago de las multas, a la vez que si
se opta por la vía judicial se debe caucionar su monto. Dada esta situación, las
licenciatarias, con o sin fundamento suficiente, interponen recursos de alzada,
menoscabando el efecto ejemplificador y preventivo de nuevas conductas
disvaliosas que tienen las sanciones.
Valga a título ilustrativo, la estadística del Ente respecto de la confirmación de
sus actos administrativos por parte de la justicia, que llega a un 82% de los
casos planteados, y por la Alzada que asciende al 92 % de ellos.
51
III) ASPECTOS ECONÓMICO - FINANCIEROS
Régimen Tarifario
Aspectos generales:
Las tarifas de los segmentos de transporte y distribución se encuentran
reguladas. De acuerdo con dicha regulación, el precio fijado a los usuarios
finales (sin impuestos) se compone del precio del gas natural en boca de pozo
(pactado libremente entre oferta y demanda), la tarifa de transporte y la tarifa
de distribución.
El mecanismo utilizado para regular las tarifas de los servicios mencionados
corresponde a una fórmula tipo “Price Cap” o de valores máximos: PPI (USA) X + K, donde PPI es el índice de precios al productor de Estados Unidos, X
representa una deducción porcentual dirigida a transferir a los usuarios parte
de las mejoras de productividad y K es una adición porcentual destinada a
incentivar las inversiones de las licenciatarias y a la recuperación de los costos
asociados a la inversión.
La Regulación por "Tarifas Máximas", simula un mercado competitivo y hace
que la empresa enfrente un precio máximo dado. De este modo, la regulación
le pone un límite superior a los ajustes de costos y hace que la rentabilidad de
las empresas dependa de su eficiencia para minimizar sus gastos operativos y
de capital.
Este tipo de regulación introduce un incentivo a la reducción de costos y al fijar
el factor X otorga certidumbre a las empresas acerca de su ingreso en los
siguientes períodos de revisión tarifaria, puesto que saben que podrán
maximizar su beneficio mediante la minimización de sus gastos. Es decir, que
una vez conocido el factor X la empresa tiene grandes incentivos para mejorar
su productividad a fin de lograr una rentabilidad mayor a la reconocida
(implícitamente) en sus tarifas.
Así se replica el comportamiento del mercado en competencia perfecta, donde
el precio es una variable exógena. Allí todas las empresas tratan de ser
eficientes y bajar costos para aumentar su rentabilidad porque no pueden
modificar el precio. Por eso, en el período siguiente, como todas las empresas
hacen lo mismo, bajan los costos del sistema y los precios se ponen en línea
con los costos.
El factor X que fija el organismo regulador es, entonces, un sucedáneo de la
presencia de competidores que pone un límite superior a los ajustes de costos
52
y obliga a ir transfiriendo gradualmente las ganancias de eficiencia a los
consumidores.
No obstante todo lo anterior, las empresas reguladas también están obligadas
a operar el servicio con ciertos estándares mínimos de calidad para evitar que
la reducción de costos se logre a expensas de la calidad del servicio.
En este sentido, las tarifas al usuario final enfrentan tres tipos de ajustes:
 Los ajustes tarifarios de carácter estacional: referidas a las
variaciones del precio del gas en boca de pozo que el ENARGAS
reconoce como valor máximo que puede ser incorporado a las tarifas
(pass through). Estos ajustes se realizan al comienzo del período
invernal (mayo) y estival (octubre). Se trata pues de un mecanismo
por el cual los distribuidores trasladan a precio final (usuario final) las
variaciones que sufre el precio del gas natural en boca de pozo
estipuladas en los contratos celebrados entre distribuidores y
productores, previa autorización del ENARGAS de dichos contratos.
 por variaciones en el PPI, se realizaban dos veces por año (enero y
julio). Se encuentra suspendido desde enero de 2000. En este punto
cabe recordar que en forma previa a lo dispuesto por la Ley de
Emergencia, las licenciatarias prestaron conformidad (acuerdo luego
ratificado por el Decreto Nº669/00) para diferir la aplicación del PPI.
 de carácter quinquenal, ajustando las tarifas por productividad (factor
X) e inversión (factor K)..
Las tarifas de transporte y distribución que de estos ajustes resulten deberán
alcanzar para cubrir los costos operativos, la amortización de activos y
posibilitar una razonable rentabilidad (“justa y razonable” en los términos de la
legislación vigente), a las empresas que operen con eficiencia, contemplando
que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo
comparable, y que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación
satisfactoria de los servicios.
En cuanto a la autorización a trasladar costos (pass through) suele funcionar
como un mecanismo que protege a la empresa contra factores que ella no
pueda controlar. Este mecanismo de traslado de variaciones de costos ha
recibido críticas, entre las que se cuenta el hecho de proveer escasos
incentivos a la empresa para contratar en forma eficiente, puesto que siempre
se encuentra en condiciones de trasladar las subas de sus costos a la tarifa
final.
En efecto, si los costos disminuyen los consumidores se ven beneficiados
puesto que cualquier baja de costos que se produzca antes de la revisión
general de tarifas implicará la reducción de las mismas. Sin embargo, para que
53
este beneficio se produzca es necesario que los mercados funcionen en forma
competitiva. Caso contrario serán los consumidores los que soporten el
«riesgo» de la suba en los costos. En tal sentido se destaca que el «peso» de
los mayores costos tendrá mayor incidencia para aquellos usuarios que se
encuentran «cautivos» de su distribuidora.
La ley otorgó al ENARGAS facultades que resulta necesario destacar -art. 52 f)
de la Ley Nº 24.076- que establece que el Organismo tendrá entre sus
funciones, la de «aprobar las tarifas que aplicarán los prestadores, disponiendo
la publicación de aquéllas a cargo de éstos» Por ello un procedimiento de
actualización tarifario sea automático y preestablecido, no significa que la
determinación del precio que del mismo surja tenga tal carácter y por lo tanto
pueda ser aplicado sin previa aprobación del Organismo Regulador.
Cabe señalar que la solicitud del pase a tarifas de una variación del precio de
adquisición, implica un ajuste de las tarifas cobradas por las Distribuidoras,
pero con los límites que puede establecer la Autoridad Regulatoria a la referida
solicitud. En tal inteligencia, la Autoridad Regulatoria puede y debe cumplir su
obligación legal de revisar los cuadros y aprobarlos para convertirlos en norma
con efectos jurídicos. Y estas tarifas son, según el art. 40 de la Ley Nº 24.076 y
concordantes, las máximas que las Licenciatarias tienen derecho a percibir,
una vez aprobadas por el ENARGAS.
Con relación a este aspecto, cabe señalar que el origen del mecanismo de
ajuste de las tarifas de gas no es contractual, sino reglamentario. Esto significa
que debe ser el Estado, a través del ENARGAS, quien fije normativamente la
Tarifa, debiendo entrar en vigencia, como toda norma, a partir de su
publicación (arts. 2 y 3 CC.).
La naturaleza reglamentaria de la tarifa de gas quedó consagrada en la Ley Nº
24.076 cuando en su artículo 1° establece la "publicación": "La presente ley
regula el transporte y distribución de gas natural que constituyen un servicio
público nacional...".
El Estado Nacional sólo privatizó la prestación del servicio, conservando la
potestad, por otro lado irrenunciable, del control de la actividad y la fijación de
sus tarifas. Por consiguiente, “la fijación de las tarifas de un servicio público
únicamente puede corresponder a la autoridad pública, única calificada para
decidir aquello exigido por el interés público”.
Es por ello que los Entes Reguladores tienen por ley una tarea fundamental
asignada dentro del esquema privatizador. Tienen a su cargo la protección del
interés público, velar por el equilibrio entre los legítimos intereses de las
empresas prestadoras y las necesidades de los usuarios.
En ese orden de ideas el ENARGAS limitó en numerosas ocasiones los precios
del gas pedidos por las Distribuidoras en atención a la competencia antes
54
expresada, en la medida que comprobó que las mismas habían ejecutado una
particular política comercial, dando prioridad a los contratos de gas de mayor
precio en detrimento de los que registran menor precio, por lo que no han
cumplido con el deber de “asegurar....el mínimo costo para los consumidores
compatible con la seguridad del abastecimiento” tal como lo exige el inciso d)
del artículo 38 de la Ley Nº 24.076.
Las principales acciones ejecutadas por el Organismo y que implicaron una
devolución a sus usuarios, en relación con los ajustes por variaciones en el
precios del gas, se detallan a continuación:
Fecha
Resolución
Nº
02/05/96
02/05/96
02/05/96
01/10/96
01/10/96
01/10/96
30/04/97
30/04/97
30/04/97
05/01/98
05/05/98
307
308
309
374
375
376
439
440
441
557
603
14/10/99
1.292
Distribuidora
CAMUZZI PAMPEANA S.A.
CAMUZZI SUR S.A.
METROGAS S.A.
METROGAS S.A.
CAMUZZI PAMPEANA S.A.
CAMUZZI SUR S.A.
CAMUZZI PAMPEANA S.A.
CAMUZZI SUR S.A.
METROGAS S.A.
METROGAS S.A.
METROGAS S.A.
DISTRIBUIDORA DE GAS DEL
CENTRO S.A.
Monto en ($)
1.053.182
283.185
1.533.279
1.812.287
645.857
230.268
351.699
190.485
1.206.435
4.298.025
5.659.850
223.264
Cabe destacar que se han efectuado, además, limitaciones importantes sobre
los precios de gas solicitados por las distribuidoras y que las resoluciones
aprobatorias de los cuadros tarifarios resultantes han sido objeto, en todos los
casos, de recursos administrativos por parte de las empresas.
55
Evolución de las tarifas
Resulta de interés conocer la evolución que existió en las tarifas desde la toma
de posesión de las empresas hasta la actualidad, comparada con otros índices
de la economía, lo que se grafica en los Anexos XXIX, XXX y XXXI.
De la información en ellos contenida, cabe concluir:
 En la etapa previa a la privatización (1991/1992) las tarifas para los usuarios
residenciales registraron aumentos del orden del 74% al 140%, según las
zonas tarifarias de que se trate, mientras que para los industriales no hubo
variaciones significativas entre las tarifas previas y a la privatización y las
resultantes de ella (variaciones +/- 5%).
 A partir del 28/12/1992 y hasta la fecha, el segmento regulado de la tarifa
(transporte y distribución) experimentó una suba de un 3,3% para el servicio
residencial y un 2,2% para el industrial.
 El gas en boca de pozo aumentó desde la desregulación (año 1994) hasta
el presente en valores promedio cercanos al 40%.
 El componente impositivo nacional y provincial contenido en la factura del
servicio, para los casos de Capital Federal y Provincia de Buenos Aires,
tuvo un incremento superior al 30% (sin considerar tasas municipales por la
diversidad de jurisdicciones, aunque no son menos significativas por su
impacto en la tarifa final).
A título informativo, cabe aclarar que desde 1992 al presente el Indice Precios
al Consumidor alcanzó el 58,7% (IPC), y el aplicado a la actividad industrial un
122% (IPIM).
Impuestos
Cuestiones conceptuales:
El marco regulatorio vigente contiene dos mecanismos de pass-through:
claramente identificados:
a) las variaciones en el precio del gas comprado que se rige por lo
dispuesto en el punto 9.4.2. de las REGLAS BASICAS DE LA
LICENCIA; y
b) las variaciones de impuestos, según lo establecido en el punto 9.6.2.
de dichas REGLAS.-
56
Como concepto general, cabe agregar entonces en ese sentido, que el
esquema jurídico de la regulación, a través de la Ley 24.076, (art. 38 –parte
pertinente- y concordantes), se ocupó de prever que “los servicios prestados
por los transportistas y distribuidores serán ofrecidos a tarifas que se ajustarán
a los siguientes principios: a) Proveer a los transportistas y distribuidores que
operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos
suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al
servicios, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable…” (el
resaltado nos pertenece).
Esto significa que dentro de los principios tarifarios consagrados por la Ley Nº
24.076 se encuentra comprendido el componente tributario en tanto se previó
que las tarifas de las habilitaciones deban permitir satisfacer la totalidad de los
tributos vigentes, en conjunto -como se interpreta del artículo de mención-, con
costos operativos razonables, amortizaciones y rentabilidad equitativa, mientras
que el Punto XIII de las REGLAS BASICAS DE LA LICENCIA consagra el
concepto de neutralidad fiscal (excepto para el Impuestos a las Ganancias).
Consecuencia de todo ello, el ENARGAS, como autoridad de aplicación del
mecanismo de ajuste tarifario por cambio en las normas tributarias, debe
atenerse al cumplimiento de la normativa debiendo verificar la existencia de la
configuración de los presupuestos habilitantes del traslado de costos, cuales
son: cambios en la norma tributaria; que dichos cambios (sanción,
modificación, derogación o exención) sean posteriores a la Toma de Posesión
y, que finalmente surja demostrada la efectiva incidencia de esos cambios
normativos en los costos de la prestación de los servicios licenciados,
demostrando –mediante instrumentos idóneos- el pago de los mismos.Al Ente Nacional Regulador del Gas creado por la ley Nº 24.076 le corresponde
entre sus facultades y funciones –derivadas del art. 52 de la norma citada-,
(particularmente incisos e) y f), entender en todo lo relativo a los ajustes
tarifarios en ejercicio de las atribuciones de las que está legalmente investida,
conforme a lo establecido en el art. 41 y concordantes de la ley Nº 24.076.- Y
en lo específicamente atinente a las variaciones de costos por cambios en los
impuestos, debe considerarse la previsión del punto 9.6.2. y concordantes de
las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución y Transporte (Dec. Nº
2255/92).
Así, el ENARGAS, como autoridad de aplicación del mecanismo de ajuste
tarifario por cambio en las normas tributarias, revisa las peticiones formuladas,
controlando si se verifican los supuestos que habilitan el traslado de costos,
cuales son: cambios en la norma tributaria, que dichos cambios (sanción,
modificación, derogación y exención) sean posteriores a la Toma de Posesión
y, finalmente, la efectiva incidencia de esos cambios normativos en los costos
de prestación del servicio.
57
Cabe señalar además que el marco regulatorio de la actividad consagra para
las Licenciatarias el principio de la neutralidad fiscal (excepto en Ganancias),
existiendo un mecanismo predeterminado de ajuste de tarifas por cambios en
los tributos, según lo expuesto en el ya citado punto 9.6.2. de las llamadas
Reglas Básicas, asignándose cierta particularidad a las Tasas de Uso de
bienes del dominio público, al requerírsele a las Licenciatarias una impugnación
previa especial ante la Justicia (artículo 6.1. Reglas Básicas de la Licencia),
para que ejerzan todas las acciones judiciales previstas en la normativa
vigente, derivadas de la necesidad de controvertir las pretensiones impositivas
que intenten gravar un uso u ocupación que se previsionó con carácter de
gratuidad.
En síntesis, el Marco Regulatorio contiene cinco pautas básicas en materia
tributaria:
a) la responsabilidad plena;
b) la expresa caducidad de las exenciones con las que
contaba Gas del Estado;
c) las tarifas máximas que permiten el pago de todos los
tributos vigentes;
d) el principio de la neutralidad fiscal (excepto en
Ganancias);
e) y un mecanismo predeterminado de ajuste de tarifas por
cambios en los tributos, según lo expuesto en la ya citado
punto 9.6.2. de las RBL.Eficacia práctica de la actividad regulatoria
Conceptualmente, el reacomodamiento de la carga tributaria fue uno de los
principios del nuevo concepto establecido en 1992 en oportunidad del proceso
privatizador.- Inicialmente, se habla en términos de reacomodamiento de la
carga tributaria y en términos jurídicos la continuidad de la modalidad de las
licencias de transporte y distribución otorgadas y los términos bajo los cuales
las licenciatarias se han hecho cargo de la prestación de dichos servicios
públicos, se advierte la importancia que el legislador ha previsionado para con
la materia impositiva y su reflejo regulatorio.
Queda de manifiesto en el presente informe, la importancia altamente
preponderante de la Autoridad de Regulación y Control acerca de las
evaluaciones de caso concreto, direccionadas a la pertinencia de reflejar en
tarifas las variaciones impositivas acaecidas en el curso de las Licencias.
Con ello, se remarca la importancia de la actividad regulatoria ya que la
legislación argentina, impone la obligación de llevar adelante determinados
análisis que permitan ulteriormente circunscribir y acotar la validez jurídica de
cada reflejo de los contenidos de derecho tributario -y la consecuente
aplicación de los conceptos de derecho regulatorio- en materia de tarifas.-
58
Asimismo debe señalarse que existe en los últimos tiempos un marcado
incremento de las pretensiones recaudatorias municipales a través de tasas
que gravan distintas actividades comerciales, como por ejemplo; Seguridad e
Higiene, Derechos Registro de Inspección, Derechos de Inspección y
Mantenimiento de redes, o que gravan directamente el consumo del usuario y
hasta la Ocupación de la Vía Pública (en este supuesto, algunos casos se
encuentran ante los estrados judiciales).
Si bien los porcentajes más usuales se situaban en un rango del 6 al 12%, al
presente se están recibiendo Ordenanzas -tal es el caso de la Municipalidad de
Maciel, Provincia de Santa Fe- que establece una alícuota del 22%.
Tasas y Cargos
El punto 9 del Reglamento de Servicio de Distribución habilita el cobro de
prestaciones particulares que las Distribuidoras realicen a usuarios de su área
de licencia.
Las tasas y cargos admitidos por la Autoridad Regulatoria fueron ajustados
hasta el mes de enero 2002, fecha a partir de la cual permanecen inalterados.
Asimismo como consecuencia de los procedimientos de auditoría realizados
oportunamente, se determinó que algunas Distribuidoras estaban percibiendo
cargos no autorizados contraviniendo lo dispuesto oportunamente.
En todas las auditorías se ordenó efectuar la devolución de los cargos
cobrados en exceso con más los intereses acumulados en el lapso que media
entre el cobro indebido y su efectiva devolución, calculados a la misma tasa
utilizada para la percepción de las facturas canceladas fuera del plazo de
vencimiento, que indica el artículo 5 inciso g) del Reglamento del Servicio.
En los casos en que el usuario no fue detectado se instruyó a las compañías a
depositar los saldos no devueltos en el ENARGAS. Lo actuado en ese sentido
se sintetiza en el Anexo XXXII.
Entre las sumas a reintegrar por tasas y cargos cobrados indebidamente, cabe
mencionar el monto estimado en tal concepto para Metrogas S.A. que asciende
a $ 13.914.743.
Rebaja de aportes patronales y su incidencia en las tarifas de gas
Decreto PEN 292/95
El Artículo 23 del Decreto Nº292 del 14 de agosto de 1995 establece que, sin
perjuicio de lo dispuesto en el Artículo 22 respecto de los requisitos para
acceder a los beneficios de la reducción de contribuciones a cargo de los
59
empleadores, las empresas que brinden servicios públicos con precios
regulados deberán ser autorizados por el Ente Regulador correspondiente,
debiendo presentar un estudio que cuantifique la incidencia sobre la tarifa de la
reducción de los costos laborales.
La implementación de lo dispuesto en el citado Decreto 292 es de carácter
opcional y en una consulta previa las Licenciatarias del Servicio de Transporte
y Distribución de gas por redes, en general, habían decidido no acceder al
beneficio referido en los artículos 1º y 2º del mencionado decreto.
La insistencia ejercida por esta Autoridad sobre el particular dio lugar a que las
Licenciatarias hicieran uso favorable de la opción, lo que determinó que el
ENARGAS, en uso de sus facultades, emitiera las Resoluciones N° 234, 235,
242, 243, 244, 245, 247, 248, 249, 251 y 265 y 1102.
La metodología de aplicación a la facturación de los menores aportes
patronales, es la siguiente:
1) Determinar el monto del ahorro de los aportes patronales de las
Distribuidoras de acuerdo a lo definido por el Dto. 292/95 y sus modificatorias
en forma mensual.
2) Adicionar a (1) el monto del ahorro en el costo de transporte, motivados por
la aplicación de la reducción de aportes patronales aplicado por la transportista.
3) El ahorro total obtenido en el punto (2) deberá ser distribuido en función del
monto total facturado por la Distribuidora en dicho mes, descontado el costo del
gas incluido en dicha facturación y aplicado a cada uno de sus clientes
industriales en proporción al importe por servicio de las respectivas facturas,
neto del costo del gas contenido en las mismas.
4) Dicha bonificación deberá ser incluida en una línea separada, dentro de la
factura al cliente con la leyenda " Bonificación DECRETO PEN Nº 292/95"
La decisión del ENARGAS de aplicar las rebajas al sector industrial encuentra
sus principales fundamentos legales en: a) el Decreto Nº2609 del 22 de
diciembre de 1993, que estipula que “es un objetivo prioritario de la política
económica nacional establecer las bases para un crecimiento sostenido de la
actividad económica, la productividad y niveles de ocupación. Con miras a ese
objetivo resulta particularmente necesario instrumentar medidas que tiendan a
la reducción del nivel de los costos en el proceso económico” y b) en el
dictamen de la Subsecretaría de Relaciones Fiscales y Económicas con las
Provincias, organismo encargado del seguimiento y control del cumplimiento
del Pacto Federal, que ha expresado “…en caso de las disminuciones de
costos
provocadas
por
exenciones
impositivas,
previsionales
o
desregulaciones, las empresas de servicios públicos privatizadas, en mercados
no competitivos, deberán trasladarlas a los precios…”.
60
Con todos los elementos reseñados, el ENARGAS orientó la rebaja que se
origina por la aplicación del Decreto N° 292/95 y sus modificaciones, hacia los
sectores ligados al proceso productivo, de modo de potenciar sus efectos.
Decreto PEN 1520/98
La ley Nº 25.063 del 7 de diciembre de 1998 en su artículo 3º, instruye al Poder
Ejecutivo Nacional para que ejerza la facultad de disminuir las contribuciones a
cargo de los empleadores sobre la nómina de salarios, con destino al Sistema
Unico de Seguridad Social (SUSS), fijadas en el artículo 11 de la Ley 24.241,
conforme a los criterios diferenciales establecidos en el decreto 2609 del 22 de
diciembre de 1993.
Conforme a la instrucción impartida el Poder Ejecutivo Nacional mediante de
fecha 24 de diciembre de 1998 (B.O. 31/12/1998), reglamenta la norma citada
en el párrafo precedente, disponiendo la disminución de las contribuciones
sociales de los empleadores en el sentido indicado, y en el artículo 3º dispone
que mantienen su plena vigencia las disposiciones del Decreto Nº 2609, sus
modificatorios y complementarios, en la medida que no se contrapongan a lo
establecido en el mismo.
En este contexto, el ENARGAS emitió la Resolución Nº1190/99, trasladando la
menor incidencia previsional sobre el costo laboral a la facturación de los
usuarios industriales. Dicha bonificación deberá ser incluida en una línea
separada, dentro de la factura al cliente con la leyenda "Bonificación
DECRETO PEN Nº292/95 y Nº1520/98"
Reforma impositiva de dic-99
La reforma impositiva del 1-12-99 reduce el total de las cargas del 33% al 32%.
Decreto 814/01
El Decreto 814/01 (artículo 2º) establece una alícuota única del 16% con
destino a los subsistemas de la seguridad social. A ese porcentaje debe
agregarse el 5% de Obra Social, el que es aplicable solamente para jul-01. El
artículo 4º dispone que según la escala del Anexo I del Decreto 814/01 las
Empresas pueden tomar como Crédito Fiscal de IVA, un porcentaje que varía
desde el 1.30 % pasa la Ciudad de Buenos Aires hasta el 10.75% en la zona
de Salta, Jujuy, Sgo. del Estero, Formosa, Misiones. Por el artículo 1º se
derogan los Dtos. 2608/95, 292/95, y 1520/98 y todos los demás referentes al
tema.
61
Ley 25453/01
La Ley 25453/01 (artículo 2 a)) incrementa el porcentaje global de los
subsistemas de la seguridad social (SUSS) al 20% con más el 5% de Obra
Social.
Nota Enargas Nº 3548/01
El ENARGAS s/Nota ENRG/GDyE/GAL/D 3548/01 comunica a las
Distribuidoras y a las Transportistas la continuación de la metodología
instaurada.
La Ley de Presupuesto Nº25.565 en el art. 80, incrementa en el 1% la
contribución para Obra Social modificándose del 5% al 6% y en un punto la
contribución patronal para el INSSJP (Ley 19032), modificándose del 0.65 al
1.65%, a partir de mar-02.
A partir de mar-02 las cargas patronales vigentes ascienden al 27%, las que
comparadas con el 33% vigentes en 1992 implican una disminución efectiva del
6%.
Ley 25723/02
Posteriormente la Ley 25723/02 ha establecido la reducción del 1.5% de los
porcentajes computables como crédito fiscal del Decreto 814/01 (escala de1.3
al 7%), los superiores a este último porcentaje no se reducen.
Por lo expuesto, se informa que todas las Licenciatarias a partir de principios
de 1996, y como resultado de las auditorías e imputaciones pertinentes, han
transferido el ahorro producido por las menores erogaciones de las cargas
sociales propias como las del transportista, a la facturación emitida a los
usuarios industriales.
Conductas anticompetitivas
El Marco Regulatorio definido por la Ley Nº 24.076 establece el principio de
libre acceso, prohibiendo a los transportistas y distribuidores realizar actos que
impliquen competencia desleal o abuso de posición dominante en el mercado,
estando obligados a permitir el acceso indiscriminado de terceros (by pass
comercial) a la capacidad de transporte y distribución siempre que no
comprometa el abastecimiento de la demanda contratada, no pudiendo otorgar
ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso.
62
Así, en los años transcurridos desde el inicio de la prestación de los servicios
por las compañías licenciatarias, se han presentado distintos casos de intentos
de abuso de posición dominante. El ENARGAS sostiene que la mejor
regulación es la que provee la maximización de la competencia. Se deben
llevar adelante todos los esfuerzos posibles para lograr la mayor competencia,
aun cuando las características propias de este tipo de actividad (monopolio
natural) pueden no facilitar el ingreso de nuevos actores al mercado.
Se describen a continuación algunos de los casos más importantes,
desarrollados algunos de ellos en detalle por resultar precedentes de
interpretación regulatoria vigentes en la materia:
1) CASO METROGAS-BAGLEY S.A.:
BAGLEY S.A., un usuario de METROGAS S.A., con fecha 9/3/99 solicita a la
misma un servicio de distribución interrumpible.
Ante dicha pretensión, la Licenciataria manifestó que el Servicio Completo (gas,
transporte, gas retenido y distribución), sólo puede ser ofrecido bajo dos
modalidades: firme o interrumpible. En el caso de transporte y distribución,
entiende que ocurriría lo mismo. La condición de firme o interrumpible debe ser
interpretada como un concepto global, en tanto su combinación (transporte
firme y distribución interrumpible o viceversa) encarecería el sistema pues
siendo el servicio de gas sumamente estacional, y estando normalmente
sobredimensionada la distribución de cada usuario, la inversión no es similar en
la producción y el transporte troncal.
Al respecto, el ENARGAS destacó que el Reglamento de Servicio prevé
Condiciones Especiales para el Servicio de Distribución Firme (Transporte FD)
o Interrumpible (Transporte ID). No surge de la normativa aplicable que los
servicios contratados deban ser agregados.
Así, la desagregación de servicios está prevista expresamente para que pueda
plantearse la competencia entre los distintos actores del sistema. El Marco
Regulatorio procura la no integración vertical de sus agentes, como medio para
incrementar la competencia entre éstos y estimular su eficiencia. Para ello,
prevé la posibilidad de que un usuario adquiera diferentes servicios a distintos
sujetos de la industria.
El comentario de METROGAS, acerca de la supuesta vinculación del principio
de no discriminación en perjuicio de los usuarios del servicio completo que no
pueden acceder a la separación y combinación de los componentes de cada
servicio, resulta inexistente, en tanto todos los usuarios tienen acceso a la
adquisición de los servicios que consideren más convenientes a sus intereses,
en tanto cumplan con el requisito que estipula el RSD.
63
El Reglamento de Servicio de Distribución define en el art. 2 (k) el concepto de
contrato de “Gran Usuario Transporte “ID”, como “un contrato de servicio
conforme al modelo adjunto a las Condiciones Especiales del Reglamento, o
cualquier otro Contrato entre la Distribuidora y un Cliente, conforme al modelo
presentado ante la Autoridad Regulatoria”.
Posteriormente, dicho Reglamento prevé los distintos tipos de servicios que
están a disposición de los clientes. Entre ellos se encuentran las “Condiciones
Especiales Gran Usuario- Transporte “ID” que están disponibles para cualquier
cliente para el transporte de gas por parte de la Distribuidora cuando: (a) el
cliente desee el servicio de gas bajo las condiciones especiales, (b) el cliente
satisfaga los requisitos para Gran Usuario “ID” según la definición que figura en
el Artículo 2 de las Condiciones Generales del Reglamento, y (c) la
distribuidora y el cliente hayan suscripto un contrato de servicio bajo estas
Condiciones Especiales”.
El argumento expuesto por METROGAS S.A. es que al definir la tarifa, las
Condiciones contemplan la reducción del concepto abonado por la tarifa de
Transporte Interrumpible (TI), si correspondiera. En su criterio, el margen de la
distribuidora en un servicio interrumpible es la diferencia entre la tarifa que
percibe y el costo del gas.
En relación a lo expresado precedentemente, cabe aclarar que las tarifas de los
distintos tipos de servicio completo incluyen todos los componentes necesarios
para brindar dicho servicio, es decir: gas, transporte, gas retenido y
distribución. El hecho de que las Distribuidoras puedan brindar un servicio
interrumpible sin contratar especialmente transporte para esos usuarios, ha
sido considerado por este Ente como un incentivo tendiente a que las
Licenciatarias optimicen la utilización de su capacidad de transporte, lo que no
es igual a interpretar que es un derecho que no puede sufrir alteraciones en su
valoración económica a lo largo del período de Licencia.
Resulta insostenible- a criterio del ENARGAS- que el transporte deba
descontarse sólo si la Distribuidora compra efectivamente transporte para ese
usuario particular. Un pilar fundamental del esquema de la regulación, tal cual
es el sistema tarifario, no puede ser examinado bajo el criterio que sean las
Licenciatarias las que definan los cuadros tarifarios.
La interpretación que realiza METROGAS S.A. es incorrecta por cuanto la
determinación de la tarifa, parte del servicio completo interrumpible y descuenta
de dicha tarifa, los conceptos que no están incluidos en esa Condición
Especial, es decir sólo el gas, si el usuario contrata la compra con un tercero, o
gas y transporte, si el usuario adquiere dichos conceptos con alguien distinto a
la Distribuidora. Pero ello resulta independiente de que el transporte contratado
por el cliente sea firme o interrumpible.
64
Las nuevas alternativas de servicios que han empezado a surgir en la industria,
como el caso de clientes que adquieren gas y transporte firme a un tercero y
solicitan el servicio de distribución interrumpible a una Distribuidora, ponen de
manifiesto la necesidad que oportunamente el ENARGAS, realice un análisis
general de la estructura tarifaria, a fin de optimizarla evitando eventuales
distorsiones.
En relación a dicho tópico, debe decirse que las tarifas hoy vigentes para el
servicio de distribución interrumpible son las correspondientes a las
condiciones especiales del “Transporte ID” del Reglamento de Servicio. No
existe posibilidad de modificar dichos cargos en el transcurso de un quinquenio,
excepto las previstas en el Art. 46 de la Ley y su reglamentación.
El caso antes comentado sirvió como precedente para la resolución de
controversias similares en los siguientes asuntos: entre DISTRIBUIDORA DE
GAS DEL CENTRO y RENAULT S.A (resuelto previa Audiencia Pública), GAS
NATURAL BAN con VANDENFIL S.A., y LITORAL GAS S.A. con VITRA
ARGENTINA S.A. y LA PLATA CEREAL S.A.
2) TRÁMITE DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD FIRME DE TGS S.A. CON
LA FIRMA ENRON INTERNACIONAL ARGENTINA S.A.
TGS.S.A. realizó un “Concurso Abierto de Capacidad” tanto de capacidad
remanente como de capacidad adicional a fines de noviembre de 1997.
Entre los cargadores que se presentaron para el concurso de capacidad
remanente se encontraba ENRON INTERNACIONAL ARGENTINA. Debe
tenerse presente para evaluar este caso, la relación societaria existente entre
ENRON PIPELINE COMPANY ARGENTINA S.A., el operador técnico de TGS
y el mencionado comercializador. Aunque dicha participación no estaría
prohibida en los términos fijados por el Artículo 34, éste sin embargo establece
la obligación de la aprobación por el ENARGAS de todos aquellos contratos
realizados entre partes vinculadas, justamente para verificar que no exista un
trato de carácter preferencial.
También debe controlarse que el mencionado contrato no vulnere lo estipulado
en el Artículo 52 inc. d) de la Ley, respecto de la prevención de conductas
anticompetitivas, monopólicas o indebidamente discriminatorias entre los
participantes de cada una de las etapas de la industria.
De la adjudicación realizada por TGS S.A. y anulada por el ENARGAS, aquélla
asignó a ENRON un volumen firme de 700.000 m3/día en invierno y uno de
50.000 m3/día en verano. Esta particular forma de contratación, resulta
objetable para el ENARGAS ya que no existen antecedentes previos de ofertas
con esa modalidad estacional solicitada.
65
Puede observarse entonces que, no sólo se favoreció a una empresa vinculada
con una modalidad inusual en la industria, sino que tampoco se ofreció
públicamente dicho potencial beneficio a todos aquellos cargadores que
pudieron estar interesados en contratar la capacidad de transporte en las
condiciones aceptadas por ENRON, pero no ofrecidas por la Transportista.
Con respecto a la modalidad de servicio estacional, cabría realizar ciertas
precisiones sobre el diseño tarifario que se encuentra vigente en la industria, ya
que el mismo tiene sustento en la teoría económica de la formación de precios
en industrias con plantas de capacidad fija y demanda fluctuante.
En el caso del transporte de gas es evidente que la capacidad es fija, ya que se
requieren fuertes inversiones para incrementar la capacidad de transporte
disponible una vez que se utilizó completamente la existente. Por otro lado, la
demanda es de carácter estacional, siendo el invierno el momento de consumo
pico y el verano un momento de “valle” en la demanda. Bajo estas
circunstancias, la teoría económica indica que los costos de capital asociados a
la capacidad de transporte disponible deben pagarlos fundamentalmente
quienes demanden en el “pico”.
Así el ENARGAS opinó que en tanto los costos de capital asociados a la
capacidad de transporte no varían con el grado de utilización del servicio ni con
la estacionalidad –ya que son costos fijos-, el servicio de Transporte Firme
contempla una tarifa que depende sólo de la capacidad de la que se desea
disponer en el día pico, independiente de la capacidad efectivamente utilizada
cada día y es por ello, además, que los contratos contemplan un mínimo de un
año.
En consecuencia, dada la estructura tarifaria existente y las características del
servicio de transporte Transporte Firme, el caso de un contrato en el que el
transportista acuerde una reserva de capacidad variable estacionalmente
(mayor en invierno que en verano), es decir, un menor pago total sin una
disminución en la disponibilidad del servicio en el día pico, significa una
reducción en el gasto anual del cargador y, teniendo en cuenta que los costos
de capacidad no varían a lo largo del año, una resignación de rentabilidad para
la transportista, lo que evidentemente equivale a un descuento.
Debe destacarse, en consecuencia, que la disposición de TGS a asignar
capacidad estacional implica un descuento en la tarifa y, por lo tanto, según lo
establecido en el artículo 21 de la licencia de transporte –punto (b)- (“Si el
transportista decidiere ofrecer tarifas reducidas, deberá ofrecer reducciones
equivalentes a todos los cargadores que se hallaren en condiciones similares,
informando de tales descuentos a la Autoridad Regulatoria”) la obligación de
ofrecer un descuento similar a todos aquellos cargadores con capacidad
contratada en las mismas rutas.
66
A partir de la intervención del ENARGAS, TGS debía calcular las reducciones
tarifarias equivalentes a todos los cargadores que reciban de ella un servicio de
transporte firme de, por lo menos, 700.000 Sm3/día. Esta rebaja de las tarifas
TF, deberá ser ofrecido por el plazo de duración de este contrato, es decir 1
año.
En virtud de lo expuesto, TGS S.A. decidió anular el contrato firmado con
ENRON S.A. e instrumentó los cambios contractuales necesarios para que
dicho convenio, acorde a lo establecido en el marco regulatorio, contenga
condiciones de contratos similares entre sociedades no vinculadas.
3) ESTUDIO DE LA CONDUCTA DE YPF S.A. y OTROS PRODUCTORES
POR INTENTO DE ABUSO DE SU POSICION DOMINANTE EN EL
MERCADO DEL GAS NATURAL
La intervención del ENARGAS en el mercado de oferta de gas surge como
consecuencia de que el mecanismo de traslado de variaciones de los costos
del gas a tarifas provee escasos incentivos a las Distribuidoras para contratar
en forma eficiente, puesto que éstas se encuentran en condiciones de trasladar
las subas de sus costos a la tarifa final. Ello quedó plasmado en diversas
Audiencias Públicas en las que las compañías aceptaron mansamente las
solicitudes de los productores de gas en cuanto a la fijación de precios y
condiciones comerciales.
Con motivo de lo dispuesto en las Resoluciones Tarifarias de Mayo de 1999, el
ENARGAS inició un estudio circunstanciado sobre el desenvolvimiento del
mercado de gas natural, su desarrollo desde la sanción de la Ley Nº 24.076,
las características que presenta la oferta desde el punto de vista de la alta
concentración, ciertas conductas observadas a través del análisis de los
contratos de compra de gas y los eventuales perjuicios que surgirían de
continuarse con tales políticas.
En el mercado de producción de gas natural, la naturaleza no transable del
producto y la baja desafiabilidad por parte de potenciales inversores, hace que
el grado de concentración de la oferta en una empresa líder y en las principales
seguidoras sea muy determinante de las conductas y de los resultados que se
observan en el mercado.
Esos resultados, en los segmentos de transporte y distribución han sido en
general juzgados positivamente, tanto en términos de calidad del servicio como
de eficiencia. Pero no ocurre lo mismo respecto de los precios del gas natural
en boca de pozo, cuyo sendero expansivo ha sido influido no sólo por la fuerte
concentración de la oferta que resultó de la privatización, sino también por
conductas que, al restringir, limitar o distorsionar la competencia inter-gas,
aumentaron la capacidad de YPF y otros productores para liderar aumentos de
los precios.
67
Estas conductas anticompetitivas están abundantemente documentadas,
serían encuadrables como abusos de una posición dominante, y son
básicamente las siguientes:
(a) La renovación del contrato de compra de gas boliviano;
El contrato que originalmente Gas del Estado cedió a YPF vencía en 1994. Su
renovación por parte de éste cerró una fuente de aprovisionamiento alternativa
a algunas licenciatarias argentinas, cuando estaban negociando con YPFB
para obtener una opción de suministro independiente de gas. Adicionalmente
YPF S.A. compró y vendió el gas boliviano al mismo precio, lo que implica
haber vendido a pérdida, al absorber los impuestos y otros costos de
transacción involucrados.
(b) Los contratos de adquisición de gas de terceros;
Éstos configuran una conducta esencialmente similar a la del mencionado
contrato con YPFB. Estos contratos no fueron una carga pública impuesta a
YPF, ya que luego de la privatización continuó con esta política de acaparar la
comercialización del gas de otros productores e impedir la competencia
efectiva.
(c) Las cláusulas anticompetitivas contenidas en los contratos de venta con
clientes directos y con distribuidores;
Por dichas cláusulas se prohibe a los compradores de gas de YPF la
posibilidad de revender el gas fuera de su planta ó de su área de exclusividad,
imponiendo en caso de no respetar esta condición, multas que duplican o
triplican el precio acordado por dicho insumo.
(d) La discriminación de precios con la exportación y las cláusulas que la hacen
posible;
Este tipo de cláusulas, que en otros países con una larga tradición
antimonopólica son consideradas ilegales, adoptan en Argentina distintas
formas, pero el común denominador es flexibilizar las condiciones hacia la
exportación, cobrar menores precios y prohibir la reventa del gas en el territorio
argentino.
(e) La imposición de fórmulas de ajuste a los distribuidores;
Es otra imputación que cabe formular a YPF S.A.. El análisis de su trámite
denota la existencia de una posición de dominio y la arbitrariedad de su uso
pone de relieve el poder de negociación del que claramente hace abuso.
(f) Otras conductas presuntamente anticompetitivas
68
A estas conductas de YPF cabe agregar otro conjunto de evidencias respecto
de cláusulas contractuales que subordinan las decisiones de precios de los
productores independientes a las de YPF S.A.. La literatura especializada las
considera en forma prácticamente unánime, como medios para facilitar la
coordinación de conductas paralelas. Son básicamente las siguientes:
a- Cláusulas de cliente más favorecido.
b- Cláusulas que referencian los precios propios a los similares que venda YPF
S.A. en la misma cuenca.
c- Cláusulas en las que se adoptan precios y fórmulas de ajuste idénticas a las
usadas por YPF S.A..
El objetivo de este estudio ha sido que se investiguen las conductas siendo el
objetivo principal para el ENARGAS, en definitiva, encontrar soluciones a los
problemas creados por un déficit de competencia en este mercado.
En forma concomitante con la elaboración del documento de que se trata, se
produjo la adquisición por parte del grupo REPSOL de la empresa YPF S.A. que ya controlaba ASTRA S.A.-, siendo públicos posteriormente, los
compromisos asumidos ante el Gobierno Nacional, los que concluyeron en el
Decreto Nº 666/99, que explícita que se han “contemplado satisfactoriamente
los aspectos que han sido considerados significativos para el sector energético
y la competencia interna, procurándose al mismo tiempo no desalentar la
inversión futura ni la eficiencia en ese sector”.Como consecuencia de las acciones desarrolladas por el Ente, en la Audiencia
Pública celebrada el 28/09/99, YPF S.A. se vio obligado a reducir el costo del
gas natural en un 3%, además de comprometerse adicionalmente a reducir su
participación en el mercado a la que arroje su producción propia (obligación
ésta más amplia que la asumida según el decreto antes mencionado), así
como también eliminar todas las cláusulas observadas por el ENARGAS como
restrictivas de la competencia, ajustándolas a las mejores prácticas de
competencia internacional, tanto en los contratos celebrados en el mercado
interno como en los contratos de exportación de gas natural.
En tal sentido, las acciones producidas a través de los compromisos asumidos
por YPF S.A. implican prever una mejora sustancial en el funcionamiento del
mercado de gas natural en boca de pozo.
4) CASOS DE DISCRIMINACIÓN DE CLIENTES
TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.
POR
PARTE
DE
Durante más de diez años de vigencia de la Licencia otorgada a TGN, se ha
podido observar que en ocasiones y con determinados cargadores del sistema
(son aquellos que contratan capacidad de transporte) la Transportista intenta
reiteradamente implementar conductas abusivas y discriminatorias respecto de
69
sus clientes. Estos casos son objeto de análisis en el apartado Casos
Especiales del presente informe.
5) INTENTOS DE ABUSO DE POSICIÓN DOMINANTE EN LA VENTA DE
SERVICIOS NO REGULADOS POR PARTE DE GAS NATURAL BAN S.A.
Y METROGAS S.A.
5.1. En el Expediente ENARGAS Nº6103 se analizó una denuncia formulada
por la “Asociación de profesionales instaladores y afines de gas Zona Oeste”
por la vinculación de la Licenciataria Gas Natural BAN S.A. con la firma
Serviconfort.
Gas Natural BAN S.A. promocionaba en la facturación del consumo de gas
entre sus usuarios, los servicios que brindaba Serviconfort, consistentes en
modificaciones, reparaciones, reemplazo de artefactos, ampliaciones, nuevas
instalaciones de gas natural etc.
Además, Serviconfort atendía en dependencias de la Licenciataria. Al conocer
Gas Natural BAN S.A., como concesionario del servicio de gas en la zona los
nuevos usuarios, le brindaba la información a Serviconfort, quien visitaba luego
a los usuarios para ofrecerle los servicios que necesitaba, siendo aventajada
esta firma con relación al resto de los matriculados. Para ello, empleaban a una
cantidad de matriculados que en forma previa habían adherido al sistema de
trabajo ofrecido por Serviconfort.
Se efectuó la correspondiente imputación por la violación de la siguiente
normativa: Art. 23 de la Ley Nº 24.076 y el Art. 4.2.14 de las Reglas Básicas de
la Licencia por su actuación con SERVICONFORT S.A. y ANEXO XXVII,
OTRAS OBLIGACIONES del Contrato de Transferencia de Acciones de Gas
del Estado en cuanto al control en la ejecución, inspección y habilitación de
instalaciones para el suministro de gas en su Area de servicio.
Como resultado de las intimaciones efectuadas, Serviconfort dejó de llevar a
cabo este tipo de prácticas.
5.2. El otro caso tramitó en el Expediente ENARGAS Nº6668 y se trata de una
denuncia formulada por la “Asociación de instaladores de gas” por la
vinculación de la Licenciataria Metrogas S.A. con la firma Soluciones (Club de
Servicios S.A.).
El mecanismo de funcionamiento de Soluciones era promocionado por la
Licenciataria Metrogas S.A., quien difundía la publicidad en forma conjunta con
el envío de las facturas de consumo, además de instalar stands en sus oficinas
comerciales.
La firma Soluciones realizaba modificaciones, reparaciones, reemplazo de
artefactos, ampliaciones, nuevas instalaciones de gas natural etc. entre otras
70
tareas ajenas al rubro. Para ello, empleaba a una cantidad de matriculados que
en forma previa habían adherido al sistema de trabajo ofrecido por Soluciones.
El ENARGAS realizó auditorías donde constató la existencia de “stands”
colocados en el interior de algunas sucursales de Metrogas y otras verificando
varios domicilios donde había intervenido Soluciones.
La firma Soluciones cesó de ofrecer sus servicios aproximadamente en
noviembre de 2001, después de las intimaciones efectuadas por este
Organismo en notas 1345 del 3/4/2004 y 3822 del 27/8/2001.
6) INTENTOS DE ABUSO DE POSICIÓN DOMINANTE POR PARTE DE
LITORAL GAS S.A.
Además de los casos reseñados en el punto 1) de este título, cabe recordar
para Litoral Gas S.A., el caso planteado ante el Ente por diversas empresas
aceiteras en el que se dilucidó la problemática atinente a las cláusulas
contractuales ofrecidas por Litoral Gas S.A. a diversos clientes que no
guardaban las debidas garantías de equidad y correspondiente equilibrio
contractual, imponiendo cargas excesivas a los clientes, sin contrapartida por
parte de la Distribuidora.
Al respecto el Ente resolvió que las condiciones contractuales quedaban
sometidas a las preestablecidas en el modelo obrante en el Reglamento de
Servicio y que la distribuidora debía asignar capacidad en firme a todos y cada
uno de los clientes que se detallaban y conforme los volúmenes diarios por
ellos solicitados, resultando inválidas las cláusulas abusivas ofrecidas por la
distribuidora.
7) CASO DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -USUARIOS CON BY
PASS COMERCIAL
Del análisis de los contratos de la Distribuidora con distintos grandes clientes
de su área de abastecimiento, el ENARGAS verificó que la Distribuidora no
respetó las tarifas máximas, cobrando un "plus" a la suma de los componentes
de los servicios que presta (Transporte y Distribución).
La maniobra de la Licenciataria consistió en no acatar la Resolución ENARGAS
Nº 658 que ordena separar los impuestos a los IIBB de las tarifas y cobrarlos
por separado en su justa incidencia. Así CENTRO reconstruyó las “tarifas base
iniciales" (es decir incluyendo Ingresos brutos Distribución), que le permitieron
vulnerar el concepto de "neutralidad fiscal" (el punto 9.6.2 y el Cap. XIII de las
RBL), y no de los Cuadros Tarifarios emitidos por el ENARGAS
periódicamente, que son los únicos autorizados para su aplicación.
La conducta de CENTRO provocó como efecto el hecho de percibir ingresos
mayores a los que le corresponde en el estricto marco de la normativa vigente,
71
incumpliendo, el régimen tarifario establecido en el capítulo IX de la Licencia de
Distribución. Asimismo resulta evidente que los grandes usuarios afectados,
por una cuestión de “asimetría de información”, desconocieron que estaban
pagando una tarifa superior a la indicada por el ENARGAS, lo cual refuerza la
obligación del Organismo de advertir a los mismos esta circunstancia.
Como resultado de estas actuaciones el ENARGAS multó a la Distribuidora y
les ordenó compensar a los usuarios lo percibido incorrectamente.
8) ABUSO DE DERECHO EN MATERIA DE DEMANDAS DE EXPANSIÓN
DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN
El punto 2.2. de las Reglas Básicas de la Licencia establece que "la Licencia se
otorga a la Licenciataria con carácter exclusivo para el Area de Servicio". Ahora
bien, este derecho, tuitivo respecto de las licenciatarias, como todos los
derechos otorgados, no reviste carácter absoluto y no puede en modo alguno
ser ejercido en forma abusiva. Cabe recordar lo previsto en el artículo 1071 del
Código Civil que establece que "La ley no ampara el ejercicio abusivo de los
derechos."
Las licenciatarias del servicio de distribución han optado por no renunciar a su
derecho en aquellas áreas en las que no estaban dispuestas a llevar a cabo las
obras necesarias, a la vez que obstaculizaban la posibilidad de que las
realizara un tercero, amparados por la interpretación literal de la norma antes
señalada, preferenciando su conveniencia en cada caso.
De allí que el ENARGAS, al resolver diversas controversias entre estos
terceros y las licenciatarias zonales (valgan como ejemplo la provisión de gas a
Humboldt, a Villa Carlos Paz y a Pinamar, entre otras), fue elaborando una
doctrina consistente básicamente en que el ejercicio del derecho de prioridad
por parte de la licenciataria no debe ser meramente retórico, sino que debe ir
acompañado de conductas concretas que evidencien su decisión de brindar el
suministro. Claro está que ello ha resultado de una cuidadosa interpretación
para cada caso de los hechos o conductas que se evidenciaban en el
expediente y no eran la aplicación automática de la normativa que, como ya se
indicara más arriba, les confería la exclusividad en el área de servicio.
Endeudamiento financiero y distribución de utilidades
La mayoría de las Licenciatarias decidió financiar las inversiones en Activo Fijo
mediante la toma de préstamos bancarios en moneda extranjera (sólo
marginalmente en moneda nacional), como así también mediante la emisión de
Obligaciones Negociables en los mercados de capitales nacionales e
internacionales.
Durante el período 1993-2001, la decisión voluntaria de las empresas de
endeudarse les generó, entre otros, dos importantes efectos que resultaron
72
positivos y complementarios.
1) El efecto de apalancamiento financiero sobre la rentabilidad de su
capital propio; y
2) El menor pago de Impuesto a las Ganancias como consecuencia de
las deducciones previstas en la normativa vigente.
Debido a la inexistencia expresa de restricciones en el marco regulatorio de la
industria, la política de financiamiento adoptada por las distintas Licenciatarias
resultó decisión exclusiva de las mismas, tanto en lo que respecta a los montos
del endeudamiento, como a la modalidad de su instrumentación y tasas de
interés pactadas. Debe recordarse en este punto, que el negocio licenciado, es
decir la prestación de los servicios tanto de transporte como de distribución, se
privatizó transfiriendo solamente activos, sin considerar los pasivos de Gas del
Estado (excepto una deuda contraída con YPF y el Tesoro Nacional que a la
fecha se encuentran totalmente canceladas). No obstante, durante el año 1999
el ENARGAS observó a TGS, TGN y Metrogas advirtiéndoles sobre los riesgos
asumidos al implementar agresivas políticas de endeudamiento y de
distribución de utilidades.
En efecto, el ENARGAS, a través de la Nota ENRG/GDyE/GAL/D N°1906 del
día 27 de abril de 1999 y de la Nota ENRG/GDyE/GAL/D N°3734 del 3 de
setiembre de 1999 advirtió a TGN y TGS y a Metrogas respectivamente acerca
de la evolución de sus endeudamientos, el perfil de vencimientos y sus
agresivas políticas de distribución de utilidades, a la vez que recomendó la
extensión de los plazos de vencimiento de sus deudas y el aporte de capital
propio.
Durante al corriente año TGS envió una nota al ENARGAS (Nota GAL
N°0805/03 del 10 de junio de 2003) en la que sostiene que esta Autoridad
Regulatoria avala su política de endeudamiento y considera que su nivel de
deuda se encuentra cercano a los niveles autorizados por el ENARGAS en la
suspendida RQT II. Al respecto esta Autoridad Regulatoria le contestó, a través
de la NOTA ENRG/GDyE/GAL/D Nº3548 del 24 de julio de 2003, que ya
durante el año 1999 el ENARGAS había advertido a TGS acerca del
crecimiento de la proporción de capital de terceros dentro de su financiamiento
total y le recordó algunos de los párrafos de la mencionada Nota
ENRG/GDyE/GAL/D N°1906 del día 27 de abril de 1999 en la cual el
ENARGAS expresó, respecto a la política adoptada por TGS, que “…el
incentivo que guía a TGS para financiarse con deuda financiera en detrimiento
de mayores capitalizaciones se relaciona con la mayor utilidad por acción que
logra y con el menor impuesto a las ganancias que abona al fisco como
consecuencia de la deducibilidad de los intereses pagados de la base
imponible de este impuesto”. Adicionalmente el ENARGAS añadió que “…para
revertir esta situación la Compañía debería reducir durante los próximos
ejercicios económicos el monto de utilidades que distribuye como dividendos,
extender los plazos de su endeudamiento y/o realizar aportes genuinos de
73
capital”.
Asimismo, el ENARGAS le aclaró a TGS que los niveles de endeudamiento
fijados por el ENARGAS en el cálculo del Costo de Capital de la suspendida
Segunda Revisión Quinquenal de Tarifas procuraron reflejar el estado de
situación de las Licenciatarias y surgieron de efectuar un promedio de sus
stocks de endeudamiento vigentes a la fecha, lo cual no implica, de manera
alguna, la aprobación de las respectivas políticas de financiamiento de las
empresas.
El repaso de algunos números permite una mejor comprensión de la situación:
las Licenciatarias de gas de Argentina abonaron al momento de la privatización
(diciembre de 1992 un monto total de U$S 3.772 MM (valor implícito del 100%
de activos fijos que incluyen la deuda asumida de YPF y Tesoro Nacional por
U$S 730 MM). A partir de la privatización, las empresas continuaron realizando
inversiones para expandir y mejorar el sistema hasta totalizar a diciembre de
2001 U$S 3.149 MM (cabe aquí aclarar que este último monto corresponde a la
información aprobada por las Consultorías contratadas por el ENARGAS en el
marco de la RQT II en lo que se refiere al período 1993-2000 y a las Altas de
Bienes de Uso del Anexo “A” para el año 2001). La suma de la inversión inicial
más las inversiones posteriores alcanza un monto de U$S 6.921 MM.
El endeudamiento registrado por las Licenciatarias a diciembre de 2001
alcanzó un total de U$S 2.620 MM, de los cuales U$S 803 MM son de corto
plazo (31% del total). Este endeudamiento representa sólo 38% del total de
inversiones realizadas si se considera la inversión inicial y el 83% del total de
las inversiones realizadas con posterioridad a la privatización (en realidad lo
correcto es comparar el stock de deuda con las inversiones posteriores al
momento de la privatización ya que las empresas a diciembre de 1992 no
poseían financiamiento de terceros).
Entre diciembre de 1993 a diciembre de 2001 el endeudamiento a nivel
agregado de las Licenciatarias (medido como el cociente entre la deuda
financiera de la totalidad de las Licenciatarias y la suma de sus patrimonios
netos y deudas financieras) creció
desde el 14.1% al 39.2%. Dicho
endeudamiento promedio constituye un porcentaje aceptable si se lo compara
con los mayores niveles existentes en países desarrollados donde existen
mercados de capitales que funcionan adecuadamente y donde los reguladores
incentivan a las empresas a contraer deuda hasta objetivos específicos que se
ubican, por ejemplo, en Inglaterra, Australia y EE.UU. alrededor del 60%. El
objetivo que persiguen aquellos reguladores al promover el endeudamiento es
que las empresa registren un menor costo de capital que les permita a los
usuarios acceder a menores tarifas (recordar que el costo del capital de
terceros es inferior al costo del capital propio). En Argentina, sin embargo, el
problema radica en que algunas empresas (principalmente las mencionadas
anteriormente: TGS, TGN y Metrogas) llegaron a niveles de endeudamiento
cercanos al 50% y con la particularidad de encontrarse los mismos,
74
prácticamente en su totalidad, contraídos en el exterior y con estructuras de
vencimientos concentradas en el corto plazo (en especial Metrogas),
circunstancias que fueron advertidas en las Notas mencionadas anteriormente.
En materia de dividendos el total distribuido a diciembre de 2001 alcanzó U$S
3.121 MM, lo cual representa un 81% de las utilidades netas acumuladas a
igual fecha (las utilidades netas alcanzaron un total de U$S 3.858 MM durante
el período 1993-2001).
Al comparar el nivel de inversiones alcanzado durante el período comprendido
entre 1993 y diciembre de 2001 (U$S 3.149 MM) con el stock de deuda
financiera a diciembre de 2001 (U$S 2.620 MM), puede concluirse que las
Licenciatarias no contrajeron deuda para distribuir dividendos, sino por el
contrario, para financiar el total de inversiones realizado. Al no realizarse
prácticamente aportes de capital adicionales y distribuirse la mayor parte de las
utilidades obtenidas, las Licenciatarias financiaron una porción sustancial de su
crecimiento de activos fijos a través del financiamiento de terceros. En este
punto cabe manifestar que la escasa distribución de dividendos de TGN como
porcentaje de sus utilidades netas que puede observarse en el gráfico que se
adjunta, obedece a restricciones impuestas por sus acreedores financieros y no
es producto de la adopción de una política financiera conservadora por parte de
la empresa, en efecto, los contratos de préstamos celebrados con sus
acreedores establecieron para TGN la imposibilidad de declarar o pagar
dividendos, distribuir acciones, rescatar o adquirir capital propio como así
tampoco pagar Honorarios por Asistencia Técnica que superen el U$S 1 MM si
la relación de Pasivo Total sobre Patrimonio Neto era superior a 0.9 y a
diciembre de 1998 TGN había ya superado dicha relación (0.95).
En conclusión, durante el período 1993-2001 el criterio de gestión empresaria
adoptado por algunas Licenciatarias (TGS, TGN y Metrogas) se caracterizó por
privilegiar la toma de deuda financiera en detrimento de mayores aportes de
capital propio y/o mayor proporción de reinversión de utilidades las cuales
resultaron, a nivel agregado, casi en su totalidad, distribuidas entre sus
accionistas, sin existir barreras legales para impedirlo, dentro del marco general
que regla las Sociedades Comerciales (Ley Nº19.550). De ninguna manera,
como queda demostrado en las Notas enviadas en el pasado por el ENARGAS
y mencionadas en los párrafos precedentes, esta Autoridad Regulatoria avaló
en momento alguno la política de endeudamiento de las Licenciatarias. Las
empresas que aplicaron en el pasado más agresivamente esta política de
financiamiento basada en el endeudamiento lograron maximizar su rentabilidad
sobre el capital propio durante el período mencionado pero actualmente se
encuentran enfrentando serias dificultades de solvencia.
En los Anexos XXXIII, XXXIV, y XXXV se grafica lo precedentemente expuesto.
75
IV) USUARIOS
Indicadores de calidad del Servicio Comercial
Los Indicadores o Índices de Calidad de Servicio Comercial están destinados a
evaluar la gestión de las Licenciatarias de Distribución de Gas por Redes en las
actividades que interaccionan con los usuarios y terceras personas: situaciones
propias de las relaciones comerciales, de la prestación de los servicios, del
suministro de gas domiciliario y de la atención de los reclamos.
Asimismo, permiten conocer tendencias y anticipar rectificaciones que
posibiliten mejorar el servicio y uniformar la calidad de la atención al usuario en
todo el País.
Complementariamente a calificar y obtener opinión fundada respecto de la
gestión de cada Licenciataria, los índicadores se emplean en el
direccionamiento de auditorías hacia áreas con inconvenientes en la gestión de
las empresas.
Por sus características particulares y con el objeto de definir áreas de gestión,
los Indicadores se agrupan en tres conjuntos: A, B y C.
Los índices de los tres grupos conformados son evaluados anualmente y
operan sobre la base de información generada por las propias licenciatarias.
Los Índices de los Grupos A y B, adoptan como base de información la
cantidad de reclamos que los usuarios plantean a las Licenciatarias. Las áreas
de acción de estos dos Grupos, comprenden las gestiones de facturación, de
prestaciones al usuario, de inconvenientes que se presentan en el suministro
de gas domiciliario y la evaluación de la satisfacción del usuario en la atención
de los reclamos que plantea en la licenciataria.
En el Grupo C, la determinación de los índices es directa y tratan de evaluar
aspectos relacionados con la demora en la atención telefónica y la tardanza en
establecer contacto con los recurrentes una vez planteados los reclamos por
libro de quejas o vía postal.
A fin de controlar el efectivo cumplimiento de este grupo de indicadores, las
empresas debieron instalar centros de atención telefónica ("Call Centers") para
contar con los datos fehacientes de demora en atención a los usuarios,
información a la que tiene acceso el Ente Regulador.
Para el control de los datos suministrados por las Licenciatarias se efectúan
auditorías en los lugares de recepción de reclamos y en las fuentes de
información; para ello, las empresas deben disponer de un sistema integral que
permita demostrar fehacientemente la validez de los valores remitidos, esto es,
76
arbitrarán los medios para que se pueda auditar la información que suministren
para la conformación de los Índices, tanto sea en la cantidad de reclamos como
en la calificación de la procedencia.
Cabe recordar que esta metodología de control mediante indicadores de
calidad de servicio no fue aceptada pacíficamente por las distribuidoras en la
etapa previa a su implementación, lo que demandó considerables esfuerzos del
Ente en la definitiva puesta en marcha del sistema.
En caso que las licenciatarias no cumplan con los niveles de referencia
previstos incluyendo sus respectivas tolerancias, se aplican las sanciones
previstas en el Capitulo X de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución.
En el Anexo XXXVI se transcriben las sanciones aplicadas o en trámite de
aplicación desde el comienzo de la vigencia plena del Sistema de Control
mediante Indicadores de Calidad del Servicio en el año 2000.
En los gráficos obrantes como Anexo XXXVII, se registra la evolución de los
niveles de cumplimiento de los Indicadores alcanzados por las Licenciatarias
de Distribución desde el establecimiento del Sistema de Control mediante
Indicadores de Calidad del Servicio en el año 1999.
Con anterioridad a la implementación del sistema de indicadores, se hizo
necesario frecuentes observaciones sobre el accionar de las empresas en
materia de calidad del servicio comercial. A posteriori, se observó, con las
salvedades mencionadas en los actos sancionatorios, una tendencia a corregir
sus conductas a fin de alcanzar los valores mínimos previstos, excepción
hecha del indicador de "acuse de recibo".
En este punto, es menester destacar que Metrogas S.A. es quien peor califica
en el índice de satisfacción del usuario, que es igual a uno menos la cantidad
de reclamos procedentes recibidos en el ENARGAS cada 1000 usuarios de la
Distribuidora, previo tratamiento por parte de ella, dividido los reclamos
procedentes recibidos en la licenciataria cada 1000 usuarios. Es decir, el
número de usuarios de la distribuidora no afecta el valor del índice ya que éste
ha sido ponderado y refleja en qué porcentaje los usuarios han debido acudir al
regulador por no contar con adecuada respuesta de la Licenciataria.
La Licenciataria Distribuidora Gas NEA S.A., en los índices
correspondientes a los Grupos “A” y “B”, se incorpora al Sistema a partir del
período 2003, en razón de habérsele adjudicado la licencia en el año 1999, no
contando en esa oportunidad con la cantidad de usuarios requerida.
NOTA ACLARATORIA:
Facturación
El ENARGAS audita los procedimientos de facturación de las sociedades
licenciatarias a través de diversos mecanismos: declaraciones juradas de
77
consultores externos, auditorías propias o contratadas, trámite de reclamos,
etc. A partir de tales procedimientos se detectaron infracciones a la normativa
vigente que fueron oportunamente sancionadas, tal como da cuenta el Anexo
XXXVIII. Ahora bien, más allá de los montos de las sanciones involucradas,
revisten particular interés las devoluciones a los usuarios de los montos mal
facturados, de las que da cuenta el citado anexo.
De la información obrante en anexo, puede concluirse que Metrogas S.A.,
Camuzzi Gas del Sur S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Gasnor S.A. son las
que han presentado un mayor nivel de incumplimientos, no resultando éste
demasiado apreciable en las restantes distribuidoras.
En cuanto a la facturación, y como parte de los controles que realiza el Ente
observó aquellos casos en que se facturaba erróneamente los impuestos
respectivos. Un caso a destacar es el de Metrogas S.A. a quien se ordenó la
devolución de pesos $3.300.000, por la incorrecta facturación de Ingresos
Brutos, ya que trasladó a los usuarios residenciales los descuentos no
efectuados a las usinas.
Atención de Usuarios
En este punto cabe analizar, por un lado, las vías de atención brindadas a los
usuarios, para lo que nos resulta de utilidad tener en cuenta el número de
sucursales que cuentan las empresas para ello, como parámetro de
accesibilidad del usuario a la prestadora del servicio, y por otro, el tratamiento y
resolución de los reclamos de los usuarios.
Respecto del primer punto, puede observarse en el cuadro que se encuentra
más abajo que el número de sucursales desde la privatización hasta la
actualidad se ha incrementado en razón de las nuevas localidades abastecidas
y el número de usuarios conectados. En el Anexo XXXIX se brinda un detalle
por licenciataria.
DISTRIBUIDORAS
Metrogas
Gas Natural BAN
Gasnor
Distr. de Gas del Centro
Distr. de Gas Cuyana
Camuzzi Gas Pampeana
Camuzzi Gas del Sur
NEA
Litoral Gas S.A.
Total Distribuidoras
Al 31/12/1992
Al 31/07/2003
9
8
12
9
7
51
17
0
11
10
17
18
63
9
126
33
15
16
124
307
78
Sin embargo, existen situaciones que no se reflejan adecuadamente en el
cuadro de apertura y cierre de sucursales, pero que hacen directamente a la
calidad de atención a los usuarios. Tal es el caso de Camuzzi Gas del Sur S.A.
y su decisión de restringir los días y horarios de atención, cuestión que se
explica in extenso en el Capítulo dedicado a Casos Especiales.
Más grave aún es la decisión adoptada por Camuzzi Gas Pampeana S.A. en el
transcurso del año 2002, relacionada con no sólo la disminución de los horarios
de atención al público, sino también el cierre de oficinas comerciales.
Durante el mes de Julio del año 2002, se ha puesto en conocimiento del
ENARGAS, un nuevo cronograma de horarios restringidos para la atención al
público con fecha de implementación el 15/07/02. En esa instancia, luego de
evaluar las implicancias del caso, se cursó a la Licenciataria la NOTA
ENRG/GR/GAL/D Nº 3747, por la que se le informó que a mérito de los
cambios producidos debía adecuar la modalidad de cálculo de intereses y días
de aviso de deuda, en las oficinas en las que no se atendiera al público durante
los cinco días hábiles de cada semana.
Respecto del cierre de tres sucursales, cabe aclarar que la Licenciataria no
había informado oficialmente a esta Autoridad Regulatoria, hecho que recién
fue puesto en conocimiento del ENARGAS a raíz del requerimiento formulado
en tal sentido.
Los resultados de la gestión de la Licenciataria en el tiempo transcurrido desde
la modificación del régimen de atención, en particular, luego del cierre de
algunas oficinas comerciales, permitieron denotar una disminución en la calidad
del servicio, situación que no se compadece con la responsabilidad que sobre
Camuzzi pesa en su condición de prestataria de un servicio público nacional.
En virtud de ello, se encuentran en trámite tanto la imputación a Camuzzi Gas
Pampeana S.A como a Camuzzi Gas del Sur S.A. por la disminución incausada
de la calidad del servicio de atención comercial en perjuicio de los deberes de
eficiencia y diligencia receptados por el artículo 4.2.2 de las Reglas Básicas de
su Licencia de Distribución y la intimación a las Distribuidoras a fin de que
implementen las medidas conducentes para adecuar la situación actual de
prestación del servicio a las condiciones de calidad imperantes con anterioridad
a la fecha en que implementó las reducciones en los días y horarios de
atención.
En cuanto a la tramitación de los reclamos de las licenciatarias, cabe destacar
que Metrogas S.A. es quien cuenta con el mayor número de reclamos, no sólo
en términos absolutos, por contar con el mayor número de usuarios, sino que
ponderando el número de quejas por cada 100.000 usuarios sigue siendo la
que es mayor objeto de reclamos, cuestión que se ha mantenido constante a lo
largo de la licencia. Todo ello surge de la información contenida en el Anexo
XL. Ello debe añadirse a lo ya expresado respecto del Indice de Satisfacción
79
del Usuario, cuyo valor expresa la insatisfacción de los clientes de esa
Distribuidora.
Por lo expuesto cabe concluir que la gestión en materia de atención de
usuarios de las licenciatarias de distribución se fue encuadrando en los
parámetros previstos como resultado de las permanentes intervenciones del
ENARGAS. Cabe destacar la excepción de Camuzzi Gas del Sur S.A.,
Camuzzi Gas Pampeana S.A: y Metrogas S.A. en mérito a lo enunciado
precedentemente.
80