2012_208info.pdf

INFORME DE AUDITORÍA
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)
Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS)
SUBSIDIOS
Actuación AGN N° 257/10
AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN
Gerencia de Entes Reguladores y Empresas Prestadoras de Servicios Públicos
Departamento de Control de los Sectores de Energía y Agua
Índice del Informe de Auditoría
INFORME DE AUDITORÍA .........................................................................................1
1
OBJETO DE AUDITORÍA .....................................................................................1
2
ALCANCE DEL EXAMEN .....................................................................................1
3
ACLARACIONES PREVIAS .................................................................................4
I. MERCADO ELÉCTRICO..........................................................................................4
3.I.1. Marco jurídico ...................................................................................................4
3.I.2. Mercado eléctrico mayorista.............................................................................4
3.I.3. Organismo encargado de despacho (OED) – CAMMESA ...............................7
3.I.4. Determinación de precios dentro del MEM.....................................................10
3.I.4.1. Sistema de programación de precios estacionales......................................10
3.I.4.2. Programación estacional .............................................................................11
3.I.4.3. Precio spot de la energía .............................................................................11
3.I.5. Fondo de estabilización..................................................................................12
3.I.6. Determinación de la tarifa eléctrica abonada por el usuario...........................13
3.I.7. Ley Nº 25.561 - emergencia económica.........................................................14
3.I.8. Afectación de los subsidios del estado nacional al sector eléctrico................16
3.I.9. Importación de combustible para cubrir el déficit de la demanda. ..................24
II. MERCADO DEL GAS ...........................................................................................27
3.II.1. Marco jurídico ................................................................................................27
3.II.2. Sujetos y regulación .....................................................................................27
3.II.3. Ley nº 25.561 - emergencia económica ........................................................28
3.II.4. Facturación....................................................................................................31
3.II.4.1. Cargos tarifarios .........................................................................................31
3.II.4.2. Otros cargos por impuestos y tasas............................................................32
3.II.5. Subsidios al consumo residencial..................................................................33
3.II.5.1. Fondo fiduciario para consumos residenciales de gas art. 75 Ley 25.565 ...33
3.II.5.2. Fondo fiduciario para la compensación de consumos residenciales de glp,
Art. 44 ley nº 26.020. ....................................................................................38
3.II.5.3. Fondo fiduciario para atender las importaciones de gas natural (Decreto
Nº 2067/2008) y aportes del Tesoro Nacional para la adquisición de gas importado
de Bolivia. ...........................................................................................................41
4
OBSERVACIONES Y COMENTARIOS ..............................................................48
5
COMUNICACIÓN AL ENTE................................................................................68
6
RECOMENDACIONES .......................................................................................69
7
CONCLUSIONES ...............................................................................................70
ANEXO I....................................................................................................................72
ANEXO II...................................................................................................................74
ANEXO III..................................................................................................................77
ANEXO IV Descargo del Auditado ...........................................................................79
INFORME DE AUDITORÍA
Al Señor
Secretario de Energía
Ing. Daniel CAMERON
Av. Paseo Colón 171 – 5º piso
(C1063ACB) - Ciudad Autónoma de Buenos Aires
1
OBJETO DE AUDITORÍA
En uso de las facultades conferidas por el artículo 118 de la Ley Nº 24.156 la
AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN procedió a efectuar una auditoría de gestión, en
el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGÍA (SE), dependiente del Ministerio de
Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (MINPLAN), con el objeto de realizar
una evaluación de los montos transferidos en carácter de subsidios y aportes no
reintegrables destinados al Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), al sostenimiento de la tarifa de gas y a la importación de combustibles líquidos, de
gas natural (GN) y gas licuado de petróleo (GLP).
El período auditado se extiende desde 1º de enero de 2009 hasta el 31 de marzo
de 2010.
2
ALCANCE DEL EXAMEN
El examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa de la
Auditoría General de la Nación, aprobadas por la Resolución N° 145/93, dictadas en virtud
de las facultades conferidas por el artículo 119, inciso b) de la Ley N° 24.156, habiéndose
practicado los procedimientos que se exponen a continuación.
2.1. Análisis Documental:
1
2.1.1. Del marco normativo aplicable al sistema de estabilización de precios del
Mercado Eléctrico Mayorista - Fondo Unificado Ley Nº 24.065, al mercado
del gas natural y gas envasado, y a las importaciones de combustibles
líquidos y el régimen aplicable para las importaciones realizadas para
garantizar el suministro de gas natural.
Las normas referidas se detallan en el Anexo I de este informe.
2.1.2. De los informes periódicos remitidos por CAMMESA con informe de auditor
externo sobre los aportes recibidos del Fondo Unificado con destino al
Fondo de Estabilización.
2.1.3. De la información y/o documentación suministrada por el organismo auditado
y de la obtenida de otros organismos públicos, sobre cuestiones vinculadas
al objeto de examen.
2.2. Estudio del Ente a auditar, que comprende:
2.2.1. Revisión de la estructura orgánica, misiones y funciones asignadas, gestión
operativa, registros utilizados y normativa aplicable, todo ello en relación con
el objeto de auditoria.
2.2.2. Relevamiento del circuito operativo correspondiente al sistema auditado.
2.3. Pruebas de cumplimiento:
2.3.1. Verificación del circuito de aprobación de las cuotas devengadas y de la
efectivización de su pago, correspondientes a los fondos transferidos al
Fondo de Estabilización del MEM procedentes del Tesoro Nacional a través
del Fondo Unificado.
2.3.2. Verificación del circuito de aprobación para el pago para las compensaciones
que permiten la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos
residenciales de gas en las regiones alcanzadas por los beneficios de la
norma (Art. 75 Ley Nº 25.565).
2.3.3. Verificación del circuito de aprobación de los pagos correspondientes a las
compensaciones tarifarias por el subsidio de gas licuado de petróleo
envasado (Art.44 Ley Nº 26.020).
2
2.3.4. Comprobación de las transferencias y movimientos de fondos por parte del
Tesoro Nacional a los organismos responsables de la gestión de los
Programas de subsidios y de la aplicación de los fondos, de las cuentas y su
afectación presupuestaria.
2.3.5. Verificación de la cancelación en los plazos y mediante los procedimientos
establecidos, de las Letras de Tesorería, que garantizan las operaciones de
importación gas oil, para la Sustentabilidad del Sistema Eléctrico.
2.3.6. Verificación de las órdenes de pago (en concepto de Sustentabilidad del
Sistema Eléctrico). Criterios y modalidad de pago como contraprestación al
suministro de combustible procedente del Convenio Integral de Cooperación
entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina
suscripto el 06 de abril de 2004, vigente durante el periodo auditado.
2.3.7. Relevamiento, mediante muestreos, de los estados contables relacionados
con el Fondo Fiduciario para subsidios de consumos residenciales de gas en
el marco del art.75 Ley Nº 25.565 y del Fondo Fiduciario para consumo
residencial de GLP conforme al art.44 Ley Nº 26.020.
2.3.8. Verificación de las transferencias de fondos a través del cotejo de las
Rendiciones de Cuentas Mensuales del Fondo Fiduciario para subsidios de
consumos residenciales de gas emitidos por el Banco de la Nación Argentina
en
su
carácter
de
Banca
Fiduciaria
con
los
listados
mensuales
confeccionados por la SE y su correspondencia con la documentación
respaldatoria.
2.4. Relevamiento y cotejo de los montos transferidos destinados a las importaciones
de gas natural en el marco del Decreto 2067/08.
2.5. Entrevistas y cuestionarios a los funcionarios y al personal de las distintas áreas
que se encuentran vinculadas al objeto de auditoria.
2.6. Comisión de Servicios realizada en las Provincias de Chaco, Formosa,
Corrientes y Misiones en el marco del Programa Nacional de Consumo
Residencial de Gas Licuado de Petróleo Envasado, según Resolución SE
3
Nº 1083/08, con la finalidad de verificar el grado de cumplimiento y alcance de
dicho Programa y su receptividad por parte de los sujetos involucrados
(beneficiarios,
Provincias,
Municipios,
centros
de
canje,
operadores,
fraccionadores y productores).
2.7. Relevamiento, a través de una muestra, de los convenios celebrados por la SE
con la Provincias, en el marco del Programa detallado en el punto anterior.
2.8. Validación de la información entregada por el auditado y cotejo con la
información procedente de fuentes de acceso público (páginas Web,
publicaciones de boletines informativos, etc.), y elaboración de cuestionarios de
prueba al efecto.
2.9. Análisis ex -post de la modalidad de operación del mercado para determinar si
los precios contratados respondieron a valores de mercado.
Las tareas de campo se iniciaron con fecha 1 de julio de 2010 y finalizaron con
fecha 30 de diciembre de 2011.
3
ACLARACIONES PREVIAS
I.
MERCADO ELÉCTRICO
3.I.1.
Marco Jurídico
Las principales Leyes, Decretos del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) y las normas y
resoluciones de la Secretaría de Energía (SE) específicas del tema, se detallan en el
ANEXO I del presente informe.
3.I.2.
Mercado Eléctrico Mayorista
El Art.1° de la Resolución SEyP (Secretaría de Energía y Producción) Nº 21/97 del
15/01/1997, define como MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) al conjunto de
4
transacciones de energía eléctrica en bloque que se ejecutan a través del Sistema
Argentino de Interconexión (SADI) o de cualquier otra instalación de vinculación eléctrica
sujeta a jurisdicción federal por estar afectada al comercio interjurisdiccional mayorista de
energía eléctrica. Cuando las transacciones referidas no se efectivicen a través del SADI,
no serán de aplicación las normas regulatorias de asuntos que por su naturaleza se
vinculan a la operatoria en sistemas interconectados.
De acuerdo a ello se encuadran dentro del MEM, todas las transacciones físicas y
monetarias de energía, de potencia y de los servicios asociados de regulación de
frecuencia, aportes de energía reactiva, y arranque y parada de máquinas.
A efectos de la articulación del MEM, el artículo Nº 35 de la Ley Nº 24.065
establece que el Despacho Técnico del Sistema Argentino de Interconexión1 (SADI)
estará a cargo del Despacho Nacional de Cargas (DNC), órgano que se constituirá como
una S.A. (Actualmente esta S.A. es CAMMESA, Compañía Administradora del Mercado
Mayorista Eléctrico S.A.)
Según Resolución SEE (Secretaría de Energía Eléctrica) Nº 61/92 – art. 9, el MEM
esta compuesto por:
a) El Mercado a Término que son los contratos por cantidades, términos, precios
y condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores.
b) El Mercado Spot que surge de los precios en forma horaria en función del
costo económico de producción, que representa el costo marginal de corto
plazo, medido en el centro de carga del sistema. En estos casos los
generadores pueden vender en forma indiscriminada al Mercado Spot y los
precios se fijan en función de la oferta y la demanda en un momento dado,
1 Defínese como SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI) al conjunto de instalaciones de transporte de energía eléctrica
que integren el SISTEMA DE TRANSPORTE EN ALTA TENSION y el de TRANSPORTE POR DISTRIBUCION TRONCAL.
(Resolución SE Nº 137/92 -Art. 6°.-).
5
bajo determinadas condiciones, preestablecidas por la SE en “Los
Procedimientos”2
c) Un Sistema de Estabilización de precios trimestrales previstos para el
mercado spot, destinado a la compra de los distribuidores.
La Ley Nº 24.065 sancionada en 1.992 (Régimen de la Energía Eléctrica), regula el
funcionamiento del MEM, definiendo el sistema actualmente vigente en cuanto a las
instituciones, desregulación y privatización del sector, actores y sistema de precios y
establece el ordenamiento del mercado eléctrico en todo el territorio nacional, sobre la
base conceptual de la desintegración vertical de las actividades en generación,
transporte, distribución y consumo de energía eléctrica.
En su artículo primero caracteriza como servicio público al transporte y distribución
de electricidad y más adelante, en su artículo cuarto nomina a los actores del MEM
categorizándolos como:
a) Generadores o productores, autogeneradores y co-generadores3.
b) Transportistas4.
c) Distribuidores5.
d) Grandes usuarios6.
e) Comercializadores7.
2
Toda normativa relativa a la operación técnica y comercial del MEM está compilada en el compendio denominado “Los
Procedimientos” que es actualizado y publicado periódicamente por CAMMESA.
3 Ser titular de una central eléctrica que coloque su producción en forma total o parcial en el sistema de transporte sujeto a jurisdicción
nacional y/o en los nodos de otros agentes del MEM (Según Resolución SE Nº 137/92, modif. de su similar Nº 61/92-Anexo 17.Punto 1.
Generalidades.)
4 Ser titular de una concesión de transporte de energía eléctrica, otorgada bajo el régimen de la Ley Nº 24.065, con responsabilidad de
transportar y transformar la energía desde el punto de entrega del Generador hasta el punto de recepción del Distribuidor o Gran
Usuario. (Según Resolución SE Nº 137/92, modif. de su similar Nº 61/92-Anexo 17.Punto 1. Generalidades.)
5 Ser titular de un contrato de concesión y responsable de atender toda demanda de servicios a usuarios finales que no tengan
facultad de contratar su suministro en forma independiente. (Según Resolución SE Nº 137/92, modif. de su similar Nº 61/92-Anexo
17.Punto 1. Generalidades.)
6 Ser titular de contratos de energía eléctrica con un Generador del MEM de por lo menos el 50% de su demanda, en forma
independiente y para consumo propio. La potencia mínima que habilita al gran usuario es de 5 MW. (Según Resolución SE Nº 137/92,
modif. de su similar Nº 61/92-Anexo 17.Punto 1. Generalidades.)
7 La actuación del Comercializador se limita a la compra y venta de energía eléctrica producida y consumida por terceros. El
Comercializador no tiene un rol en la operación física del sistema siendo una figura separada del generador.
6
Por imperio de la ley, tanto el transporte como la distribución8 de la energía
eléctrica son un servicio público, por lo cual para su prestación se exige ser titular de una
concesión otorgada por autoridad competente y por lo tanto sujeto a regulación, mientras
que la generación, destinada total o parcialmente a abastecer de energía a un servicio
público, si bien se considera de interés general, puede negociar los precios libremente
con los distribuidores y grandes usuarios.
3.I.3.
Organismo Encargado De Despacho (OED) – CAMMESA
Tal cual lo dispone el art. 35 de la Ley Nº 24.065, el Despacho Nacional de Cargas
deberá constituirse como una S.A., para tal fin se crea CAMMESA (Decreto 1.191/92)
cuya función es coordinar técnica y administrativamente la oferta y la demanda dentro de
un sistema de operación en tiempo real, centralizando y procesando la información
producida por los agentes del MEM.
Conforme a ello, realiza el despacho de cargas del SADI y sanciona hora por hora
los precios spot marginales, es decir, el costo de satisfacer la próxima unidad de
demanda, que cobran los generadores de acuerdo al despacho diario real.
Por otra parte, CAMMESA elabora mensualmente un Documento de Transacciones
Económicas (DTE), con toda la información contenida en la base de datos para facturar a
los actores del mercado, determinando para cada agente los créditos y deudas según sus
compras y/o ventas en el MEM. En base a esta información, CAMMESA emite las facturas
y liquidaciones de ventas de las operaciones por cuenta y orden del MEM (mercado Spot)
y los generadores, como parte vendedora de los contratos de abastecimiento, emiten
facturas a los distribuidores y/o grandes usuarios.
8 Se trata de una actividad intrínsecamente local o provincial, por lo que a lo largo del país, cada provincia ha otorgado su propia
concesión de distribución dentro de su territorio. El Estado Nacional ha otorgado tres concesiones de distribución en territorios que se
ha considerado estaban bajo su jurisdicción en el área de Capital Federal y Gran Buenos Aires, donde estos servicios habían sido
prestados hasta 1992 por Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires Sociedad del Estado (SEGBA).
Estas concesiones de distribución son las de EDENOR, EDESUR y EDELAP. Las características fundamentales de estos contratos
han sido seguidas por las concesiones provinciales, adaptando algunos aspectos a la realidad local.
7
Sistema de Operación de CAMMESA
Como mencionamos más arriba, CAMMESA se encarga del despacho de cargas y
administra todas las transacciones físicas y comerciales producidas en el MEM.
Para cumplir con esta función, se establece en “Los Procedimientos” la forma en
que se compilan los datos necesarios para determinar los componentes de la planificación
de las necesidades de energía (demanda) y la disponibilidad y capacidad de los
generadores (oferta), los cuales se ingresan en el sistema, donde, una vez, ejecutado el
proceso sistémico, queda determinado el precio.
A continuación se realiza una descripción conceptual del procedimiento que
efectúa CAMMESA, siguiendo los lineamientos de un modelo de optimización.
A fin de abastecer la demanda de energía, CAMMESA ordena la entrada en
servicio de los generadores, comenzando por los que cotizan el menor costo de
producción y así sucesivamente, hasta que toda la demanda esté cubierta.
Cada sitio en que la energía se transfiere de un generador a un transportista y de
éste a un distribuidor, se denomina punto de intercambio (nodo) y ese es el punto en el
que se define el precio de compra/venta.
Conforme la regulación y los procedimientos normados por la SE, CAMMESA
aplica los modelos de optimización utilizando las estimaciones climáticas, los niveles de
los embalses, los pronósticos de precipitaciones de los próximos meses y la disposición
de las centrales nucleares y máquinas térmicas, de modo que resulte el menor costo de
operación posible para las condiciones dadas para el trimestre en análisis y estimaciones
para el siguiente, así efectúa el despacho del día.
Para ello, los generadores deben informar a CAMMESA, los costos variables de las
centrales térmicas, acorde con la disponibilidad de combustibles previstos por CAMMESA,
que diferirán según el combustible que se disponga (gas, fuel oil, gas oil).
Así, efectúa el despacho diario contemplando, no sólo las necesidades del día
presente, sino también el estado de situación de los embalses.
8
CAMMESA debe considerar la oferta integrada por las máquinas pertenecientes a
generadores del MEM de acuerdo con su disponibilidad prevista, las importaciones
comprometidas por parte de países interconectados e incluidas en la “base de datos
estacional” y la disponibilidad informada por autogeneradores y cogeneradores.
Asimismo, desde el lado de la demanda, CAMMESA calcula las curvas de
consumo horario típicas e incorpora las restricciones al transporte de red. A su vez, la
demanda debe estar integrada por los requerimientos de distribuidores, grandes usuarios
y autogeneradores que compren en el MEM, y las exportaciones comprometidas con
países interconectados e incluidas en la base de datos estacional, condicionadas a la
existencia del excedente necesario en la oferta.
Como resultado de este proceso queda definido un precio de mercado óptimo,
como el menor precio resultante de adicionar al costo variable de producción estacional el
costo variable de transporte desde el punto de conexión (nodo) hasta el mercado
(usuarios).
Cabe señalar que el precio de la energía así definido es uniforme para todo el
S.A.D.I., excepto casos particulares denominados “apartamientos por precios locales”
(dado por la distancia para la conexión con un punto de intercambio), definidos como
restricciones activas al transporte que no permita vincular la generación a la demanda en
el área. En ese caso queda determinado el precio local.
El procedimiento descripto constituye la base de la planificación de las necesidades
futuras, con la cual opera el sistema, por lo cual, durante el período de operación real se
producen desfases entre la planificación y la realidad operativa, situación que generará
diferencias dinerarias entre lo recaudado por compras de energía y lo abonado por
ventas, que se acumulan en el FONDO DE ESTABILIZACION del MEM. Dichas
diferencias reflejan los valores acumulados entre el precio estacional de la energía y el
precio spot medio de la energía.
9
3.I.4.
Como
Determinación de precios dentro del MEM
consecuencia
de
las
actividades
desarrolladas
por
CAMMESA,
precedentemente descriptas, se definen los precios dentro del MEM.
3.I.4.1.
Sistema de Programación de Precios Estacionales
El precio de la energía consiste en un valor denominado Precio Marginal del
Sistema o Precio del Mercado, y representa al costo económico de generar el próximo
kWh.
El sistema de fijación dentro del Mercado de Precios Estacionales se encuentra
directamente relacionado con los promedios trimestrales proyectados del Mercado Spot.
CAMMESA realiza los cálculos a los fines de la obtención de los precios
estacionales, que surgen de la sanción del precio promedio que pagarán los
demandantes a las distribuidoras, definidos mediante Resoluciones emitidas por la SE,
que fijan semestralmente el precio de la potencia y de la energía para el centro de cargas.
Conforme lo establece el Capítulo 2 de “Los Procedimientos”, los precios
estacionales se fijan periódicamente según una tarifa binómica que contempla el costo
marginal probable y el precio de la potencia para cubrir la demanda y nivel de reserva, e
incluye cargos de potencia y energía, calculados en función de la operación del MEM.
A su vez para esta determinación se debe tener en cuenta la división que se
realiza del período anual, en dos períodos semestrales, denominados períodos
estacionales, dividiéndose a su vez cada uno de ellos en dos períodos trimestrales y a su
vez diariamente en tres bandas horarias, período de horas valle (de 23 hs. a 5 hs.),
período de horas pico (de 18 hs. a 23 hs.) y período de horas restantes (de 5 hs. a 18 hs)
10
3.I.4.2.
Programación Estacional
La Programación Estacional, puede ser de Verano o de Invierno, según el período
que abarque. En la mitad de dicho período semestral, se revisa la actualidad del PE
(Precio Estacional) vigente y, de ser necesario, la SE dicta otra resolución que aprueba la
denominada Reprogramación Trimestral, modificando el PE, el cual regirá para el
segundo trimestre del período semestral en cuestión.
Los dos períodos estacionales en que se divide el año son:
• Período Estacional de Invierno: Corresponde a los días comprendidos entre el
1° de mayo y el 31 de octubre de cada año inclusive, y se divide en Primer
Trimestre de Invierno (mayo a julio) y Segundo Trimestre de Invierno (agosto a
octubre).
• Período Estacional de Verano: corresponde a los días comprendidos entre el 1°
de noviembre y el 30 de abril inclusive, y se divide en Primer Trimestre de
Verano (noviembre a enero) y Segundo Trimestre de Verano (febrero a abril).
3.I.4.3.
Precio Spot de la Energía
Aplicando la metodología del Anexo 5 de “Los Procedimientos”, CAMMESA calcula
el costo medio de producción de una máquina térmica ($ / kWh), para cada tipo de
combustible que pueda consumir, sobre la base del costo variable de producción de la
central para el tipo de máquina con dicho combustible ($ /unidad de combustible), el
poder calorífico inferior del combustible (Kcal / unidad de combustible) y el consumo
específico bruto medio (Kcal / kWh) que mide su eficiencia calórica. Hay tantos costos
medios de producción de una máquina térmica como tipos de combustibles pueda
consumir.
CAMMESA sanciona los Precios Spot del MEM utilizando los Costos Variables de
Producción (CVA) con gas natural declarados y/o los Máximos Reconocidos aceptados
11
para cada unidad generadora según la Res. SE 1/2003, debiendo excluir de la fijación de
dichos precios a toda Central Hidroeléctrica y/o importación Spot que se hubiere
despachado, salvo que con su inclusión en el cálculo del Precio de Mercado, el mismo
resulte inferior.
CAMMESA despacha la generación disponible, cualquiera sea su costo, en tanto
que, en caso de ser necesario, aplicar restricciones a la demanda, el precio Spot máximo
se limita a 120 $/MWh, procedimiento que está vigente desde la promulgación de las
Resoluciones SE Nº 01/03, Nº 240/03 y sus complementarias Nº 406/03 y Nº 99/04.
3.I.5.
Fondo de Estabilización.
Este fondo se crea por el artículo 37 de la Ley Nº 24.065, a fin de absorber los
excedentes y/o déficit entre los precios del MEM, estas diferencias surgen debido a que
los procedimientos vigentes implican que, en el Mercado Spot del MEM, se establezca un
precio distinto para la energía en cada hora (precio horario) en el Centro de Carga del
Sistema (nodo de Ezeiza) y que, además, ese precio horario varía para cada nodo del
sistema (son los distintos puntos de intercambio).
Dado que se produce una disparidad entre lo que pagan los demandantes y lo que
perciben los generadores, se hace necesario la creación de un fondo que sirva para
equilibrar el sistema; al mismo ingresan los pagos de los distribuidores que surgen de sus
compras de energía valuadas al precio estacional (PE) y egresan los pagos a los
generadores por las entregas de energía valuadas al precio sancionado (PS). Cuando el
PE es superior al PS, existen excedentes sobre los fondos necesarios para pagar a los
generadores. Los mismos se van acumulando en el denominado Fondo de Estabilización.
De igual manera cuando el PE es inferior al PS existen déficit que son absorbidos por el
mismo.
12
3.I.6.
Determinación de la tarifa eléctrica abonada por el Usuario.
La tarifa eléctrica comprende la generación y el valor agregado de distribución
(VAD), que se reflejan en la tarifa periódica mediante dos componentes:
1. Un cargo fijo periódico en $, que refleja el costo del mantenimiento activo de
la conexión, aún cuando no se utilice el servicio, refleja el costo que le
representa a las distribuidoras el mantenimiento del usuario como activo.
2. Un
cargo
variable
($/KWH
por
cantidad
consumida),
que
refleja
exclusivamente el consumo del usuario en el período facturado.
Entre ambos, configuran lo que las distintas empresas llaman “costo de la energía”.
Es importante destacar que este concepto abarca tanto el costo de la energía mayorista
(costos de generación más transporte) como el costo de distribución (o VAD). Es decir,
que cuando un usuario paga la factura está remunerando a tres segmentos de la cadena:
generación, transporte y distribución.
No obstante, si aumenta el cargo variable o el cargo fijo no necesariamente
aumenta el ingreso de los tres segmentos. Concretamente, en el incremento otorgado por
el Gobierno Nacional en julio de 2008, por medio de Resolución ENRE Nº 324/08
(modificada por sus similares Nº 356/08 y Nº 384/08) se modificó únicamente el ingreso
del segmento distribución.
Por el contrario, en octubre de 2008 dispuso un aumento en el costo de la energía
eléctrica estacional que pagaban todos los usuarios del país. Esta medida se dio para
mitigar el déficit entre el costo de la energía eléctrica a nivel mayorista (un sector no
regulado) y lo que el usuario paga por tarifa, que se encuentra por debajo del primero,
diferencia ésta que, actualmente, se cubre con subsidios estatales.
En resumen, la factura eléctrica se compone de:
13
a) El costo eléctrico reflejado en el cargo fijo y cargo variable que remunera a la
generación (precio mayorista estacional) y al VAD (Valor Agregado
Distribución)
b) Carga impositiva, que incluye los impuestos y tasas tanto nacionales,
provinciales como municipales.
3.I.7. Ley Nº 25.561 - Emergencia Económica
Sobrevenida la crisis de finales de 2001 y a consecuencia del dictado de la ley de
emergencia económica que dispuso, entre otras cosas, la pesificación de las tarifas de los
servicios públicos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar, se dejan sin efecto las
cláusulas de ajuste e indexación. En este contexto, todos los precios regulados del
mercado eléctrico (precios estacionales a distribuidores, costos variables de producción,
precio de la potencia y de energía no suministrada (ENS)) fueron pesificados mediante
Resolución SE N° 2/02.
En particular, el Art. 13 de la Ley de Emergencia Económica faculta al Poder
Ejecutivo Nacional a regular, transitoriamente, los precios de insumos, bienes y servicios
críticos, a fin de proteger a los usuarios y consumidores de la eventual distorsión de los
mercados. La aplicación de mecanismos de contención de precios, principalmente el
congelamiento de tarifas a usuarios finales y de remuneración a generadores, provoca un
desbalance progresivo en las cuentas del sector eléctrico, en particular del fondo de
estabilización.
3.I.7.1. Resoluciones SE que afectan las variables del calculo del precio de la
energía eléctrica
En el marco de Ley de Emergencia económica, y de la Resolución Nº 2/02 de la
SE, se hace necesario adaptar algunas de las variables consideradas en la metodología
14
de cálculo de los precios del MEM. Para ello mediante la Resolución SE Nº 240/03 se
establece que para la metodología de cálculo de la programación de la operación, el
despacho de cargas y el cálculo de precios, se asuma el costo de producción de las
usinas térmicas, como si únicamente fuesen alimentadas con gas natural, aunque
realmente utilizaran combustibles líquidos cuyo precio es mayor y elevaría por lo tanto el
mismo.
Ésta situación fue generando sucesivamente un déficit creciente en el fondo de
estabilización, desvirtuando la mecánica de funcionamiento para el cual fuera creado,
según lo expresado en el punto 3.I.5. del presente informe.
Los tres precios que se verán afectados son los que se aplican a la energía
eléctrica producida y consumida, a saber:
El Precio Estacional para la compra de los distribuidores, que se calcula con el
procedimiento habitual, pero en base a un despacho que incluye máquinas
térmicas operando solamente con gas natural a un precio reconocido por
CAMMESA.
El precio horario, que se sanciona en base a las máquinas despachadas y se limita
a un máximo de 120 $/MWh.
El precio Spot marginal que se utiliza para el despacho real.
Las diferencias económicas entre los costos reales de combustible utilizado por los
generadores y los que pueden solventarse con los precios reconocidos, son cubiertas
mediante acreditaciones por “Sobrecostos Transitorios de Despacho”. En algunos casos,
el combustible es suministrado directamente por CAMMESA.
A partir de entonces, el Fondo de Estabilización que operaba como “amortiguador”
del sistema se torna deficitario, ya que la tarifa que pagan los usuarios no cubre el costo
de generación.
15
Asimismo, la Resolución SE Nº 406/03 reconoce a los generadores solamente los
costos variables de producción sin comprender otros gastos y costos fijos por lo que se
acrecienta la brecha mencionada anteriormente, a esta situación confluye otro hecho que
es el creciente déficit en el suministro de gas natural local con la consecuente necesidad
de importación.
Como paliativo al aumento constante del déficit del fondo de estabilización la SE
dictó la Resolución SE Nº 208/04, que valoriza el precio del gas natural en boca de pozo,
entre otros usos como combustible de usinas de generación eléctrica y prevé un acuerdo
de normalización de precios a futuro.
3.I.7.2.
Congelamiento de tarifas
Asimismo, en línea con la Ley de Emergencia Económica, se produjo el
congelamiento de las tarifas a los usuarios, esto significó, para el servicio eléctrico y el
esquema de cálculo, la suspensión de las adecuaciones de los precios estacionales del
MEM (que, normalmente, se realizan en abril y octubre de cada año) y de las revisiones
tarifarias que deberían regir cada cinco años para las distribuidoras EDENOR, EDESUR y
EDELAP (bajo jurisdicción del ENRE).
3.I.8.
Afectación de los Subsidios del Estado Nacional al Sector Eléctrico.
A fin de visualizar, la composición de la tarifa y la incidencia de los subsidios
otorgados por el Estado Nacional al sector energético, se realiza a continuación un
desarrollo comparativo de la tarifa abonada por los usuarios, en todo el territorio nacional,
analizando los dos componentes, el valor de la energía y la carga impositiva, según fuera
descripto en 3.I.5. del presente informe.
16
3.I.8.1.
Tarifa eléctrica
En la gráfica de barras se expone el valor de la tarifa domiciliaria de todas las
distribuidoras que brindan servicio en todo el país, sin considerar los impuestos, vigente
para el periodo febrero-abril/2010:
Fuente: IV Conferencia Argentina Energética – Tarifas Eléctricas. Sitio IAE.org.ar.Instituto Argentino de la Energía
“General Mosconi”. 28-09-2010.
Realizando una visión comparativa, en la base de todas las barras se grafican los
valores de generación por la energía suministrada por CAMMESA, allí se observa que el
valor al cual ésta despacha para todo el país, no difiere sustancialmente, manteniéndose
uniforme para todas las distribuidoras, las diferencias mínimas se originan en gastos
operativos por transporte al nodo. El precio de la electricidad en cada nodo vinculado al
mercado es igual al precio de mercado afectado por el valor de las pérdidas marginales
debidas al transporte de la energía.
17
La parte superior de las barras representan el VAD (Valor Agregado de
Distribución) más las pérdidas de las distribuidoras. En dicho gráfico se puede visualizar
una clara divergencia de valores consignados, en particular entre las distribuidoras que
son reguladas por el Estado Nacional (EDENOR (Empresa Distribuidora Norte S.A.),
EDESUR (Empresa Distribuidora Sur S.A.) y EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata
S.A.) bajo jurisdicción del ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad)) y las
restantes.
Esta divergencia se debe a dos factores concurrentes: 1) en cada provincia se han
aplicado diferentes criterios en la definición de la tarifa (particularmente las residenciales)
respecto a las reguladas por la Autoridad de Aplicación en el orden Nacional vigentes en
el AMBA (Área Metropolitana de Buenos Aires); 2) La ausencia de las revisiones tarifarias
quinquenales en el área regulada por ENRE, que han mantenido la tarifa prácticamente a
los valores vigentes a la fecha de sanción de la Ley de Emergencia Económica.
Por lo expuesto, las diferencias en los valores tarifarios no provienen de la
generación eléctrica, tal como se visualiza en el gráfico que se agrega, ya que los fondos
del tesoro destinados a subsidiar el sector eléctrico se aplican a la generación de energía
eléctrica, es decir en la primera etapa del proceso, y por lo tanto, afecta uniformemente a
todo el país, lo que implica que esas diferencias se generan en los costos de distribución
y en la carga impositiva de cada punto del país, etapas subsiguientes del proceso.
18
Comparación Nacional Residencial hasta 1000kWh/bim promedio de
generación periodo enero-2009 a marzo-2010.
160
140
120
$/KWh
100
80
60
40
20
0
Distribuidores
Precio de Energía por Distribuidora
Precio Subsidiado
Precio de Energía sin subsidio
Fuente: Elaboración Propia
3.I.8.2.
Carga impositiva
Dado que, por sus características, la factura eléctrica configura el pago regular que
registra la menor morosidad, se le suman impuestos nacionales, provinciales, municipales
y servicios anexos, que poco tienen que ver con la prestación individual del servicio
público de electricidad, que incrementan el valor final que abona el usuario.
En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los impuestos que se suman agregan un
28,10 % sobre la facturación del consumo eléctrico: 21% de IVA, 0,6% de Ley Santa Cruz
(ambos impuestos nacionales) y 6,5% municipal. Sin embargo, usuarios pertenecientes a
la misma empresa (EDENOR o EDESUR) pero que viven en el Gran Buenos Aires pagan
más en su factura eléctrica, porque está gravada con más impuestos: 15,5% impuestos
provinciales y 6,5% municipal. En total, se les suma un 43,6% de carga impositiva.
19
Estos impuestos y tasas de cada provincia, sumado a los mayores cargos que por
VAD (distribución), deben soportar los usuarios del interior del país, hacen que una
factura correspondiente a un mismo nivel de consumo, en el interior del país pueda
duplicarse respecto de Capital y GBA (AMBA).
A fin de ejemplificar lo expuesto, se exhibe la comparación para un usuario
residencial9 con un consumo promedio de 791 kWh por bimestre (año 2010), que reside
en el AMBA, versus un usuario que habita en Córdoba y otro en Santa Fe, resultando:
Monto total a abonar por el usuario (incluye impuestos)
EPEC
EPE
(CORDOBA) (SANTA FE)
$ 91,21
$ 237,96
$ 232,85
Monto reconocido como Subsidio
$ 147,68
$ 147,68
$ 147,68
Monto total facturado (sin subsidio)
$ 238,89
$ 385,64
$ 380,53
161,91 %
62,06 %
63,42 %
61,82 %
38,29 %
38,81 %
EDENOR
% de impacto del subsidio en el monto total a abonar.
% de incidencia del subsidio en el monto total facturado
Estas diferencias entre los valores del AMBA (bajo jurisdicción del ENRE) respecto
de las restantes distribuidoras se vinculan en forma directa con el congelamiento tarifario
y la suspensión de las renegociaciones de tarifas, no siendo atribuibles a los subsidios
otorgados por el Estado Nacional.
3.I.8.3.
Asignación de subsidios por tipo de usuario.
Conforme se dispuso mediante distintas Resoluciones emitidas en los años 2008, y
2009, por la SE10, se definieron las Reprogramaciones Trimestrales para el MEM,
considerando que los Precios Estacionales a ser abonados por las demandas atendidas
por los Agentes prestadores del servicio público de distribución de energía del MEM,
9 Según factura EDENOR Nº 003-91781976 emitida el 26/01/2011.
10 Resoluciones SE Nº 1169/08 del 03/11/2008; Nº 652/09 del 14/08/2009 y Nº 666/09 del 21/08/2009.
20
deben ser acordes a la situación existente en cada periodo estacional y compatibles con
la capacidad de pago de las distintas categorías de los cuadros tarifarios de los Agentes
referidos. En base a ello, dichas resoluciones establecen un mecanismo que refleje el
“Subsidio Estado Nacional”, en cada una.
Así, el subsidio que se reconoce a cada usuario difiere proporcionalmente por
categoría, haciendo que el impacto del subsidio en el usuario residencial resulte mayor
respecto del resto de las categorías, alcanzando al 95% del componente generación, tal
como se refleja en los siguientes cuadros:
Subsidio por tipo de usuario
S/Res. SE 652/09
Precio Medio
Tipo de
Suministro
P<10KW
P<10KW
P<10KW
P<10KW
AP
P<10KW
P<10KW
10< P>
Grandes Usuarios 300KW
Grandes Usuarios 300 <P
Fuente: Elaboración propia
Sin
Subsidio
(2)
E<1000kWh/bim.
1000<E<1400kWh/bim.
1400<E<2800kWh/bim.
2800kWh/bim.
Alumbrado Público
E<4000kWh/bim.
4000kWh/bim.
15,73
15,73
15,73
15,73
22,81
45,58
54,58
134,73
134,73
134,73
134,73
134,73
134,73
134,73
119
119
119
119
111,92
89,15
80,15
11,68%
11,68%
11,68%
11,68%
16,93%
33,83%
40,51%
88,32%
88,32%
88,32%
88,32%
83,07%
66,17%
59,49%
Grandes Usuarios
Grandes Usuarios
54,64
84,64
134,73
134,73
80,09
50,09
40,56%
62,82%
59,44%
37,18%
Rango
Subsidio por tipo de usuario
Precio Medio
Tipo de
Suministro
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Alumbrado Público
Suministros Grales
Suministros Grales
Segmento
P<10KW
P<10KW
P<10KW
P<10KW
AP
P<10KW
P<10KW
10< P>
Grandes Usuarios 300KW
Grandes Usuarios 300 <P
Fuente: Elaboración propia
% respecto de la tarifa sin
subsidio
Subsidiado
(1)
Segmento
Residencial
Residencial
Residencial
Residencial
Alumbrado Público
Suministros Grales
Suministros Grales
Diferencia
en $
(3)= (2)-(1)
Rango
E<1000kWh/bim.
1000<E<1400kWh/bim.
1400<E<2800kWh/bim.
2800kWh/bim.
Alumbrado Público
E<4000kWh/bim.
4000kWh/bim.
Grandes Usuarios
Grandes Usuarios
% Abonado
(1) sobre (2)
%
Subsidiado
(3) sobre (2)
S/Res. SE 666/09
% respecto de la tarifa sin
subsidio
Diferencia
en $
(6)=(5)-(4)
Subsidiado
(4)
Sin
Subsidio
(5)
15,73
45,73
74,73
134,73
22,81
45,58
54,58
106,7
106,7
106,7
106,7
106,7
106,7
106,7
90,97
60,97
31,97
-28,03
83,89
61,12
52,12
14,74%
42,86%
70,04%
126,27%
21,38%
42,72%
51,15%
85,26%
57,14%
29,96%
-26,27%
78,62%
57,28%
48,85%
54,64
84,64
106,7
106,7
52,06
22,06
51,21%
79,33%
48,79%
20,67%
21
% Abonado
(4) sobre (5)
%
Subsidiado
(6) sobre (5)
El incremento continuo del consumo eléctrico, (particularmente el consumo
domiciliario), es consecuencia, entre otros factores, del atraso del valor de la energía
respecto de otras variables de la economía.
Como consecuencia de lo expresado, al quebrarse la ecuación económica del
sistema, el Estado Nacional debió asumir el rol de inversor en infraestructura de
generación, creándose:
1) “Fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de
energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista” - FONINVEMEM11, y
2) En transporte, “Plan Federal de Transporte en Extra Alta Tensión”12.
En síntesis, de lo expuesto surge que:
•
El precio de generación de la energía es uniforme para todo el país, dado que el
pago del subsidio recae únicamente sobre la generación y en igual proporción en
todo el territorio nacional para cada categoría de usuario, acorde a los cuadros
tarifarios aprobados por la SE mediante Resoluciones SE Nº 652/09 y
complementarias.
•
El subsidio que se reconoce a cada usuario difiere proporcionalmente por
categoría, por lo que el impacto del subsidio en el usuario residencial es mayor
respecto del resto de las categorías. El precio de distribución de la energía (VAD)
es diferente para cada distribuidora (excepto el área regulada - AMBA).
•
Los impuestos y tasas aplicados por cada provincia sobre el precio de la energía
son diferentes y asimismo aplican algunos otros conceptos de gastos adicionales.
•
Los fondos del Tesoro Nacional aplicados a subsidiar el consumo eléctrico se
aplican uniformemente para todo el país, ya que el valor al cual CAMMESA
despacha, es casi idéntico en todo el SADI.
11 Creado mediante Resolución SE Nº 712/2004, del 15/07/04 y tiene por objeto administrar los recursos económicos con destino a las
inversiones que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica hacia el año 2007.
12 Para impulsar la ampliación de la red de transporte, la SE dicta la Resolución SE 174/2000 y complementarias, en consonancia con
el CFEE (Consejo Federal de Energía Eléctrica), con un acuerdo de todas las provincias para implementar lo que se denominó Plan
Federal de Transporte Eléctrico, con el objetivo de lograr la ejecución de cuatro obras claves en 500 kV, a saber, la Línea Minera, la
Interconexión NEA-NOA, la Interconexión MEM-MEMSP (Choele Choel – Puerto Madryn) y la Interconexión Comahue-Cuyo.
22
3.I.8.4.
Fondos transferidos del Tesoro Nacional.
Para compensar,
el esquema que devino luego de la Ley de Emergencia
Económica, y mantener estabilizados los precios a usuarios finales y cubrir los déficit
acumulados en el Fondo de Estabilización, diseñado para regular el balance entre los
ingresos provenientes de la demanda a precio spot y estacional del MEM, con los egresos
para remunerar la generación en el mercado spot en condiciones de equilibrio de precios,
se dispone su compensación a través del Fondo Unificado (transferencias del Tesoro a
CAMMESA), al Fondo de Estabilización que opera en el MEM.
En tal sentido, su circuito operativo se canaliza mediante transferencias de fondos
desde el Tesoro Nacional, a los fines de cubrir y sostener el Fondo de Estabilización, cuya
administración se encuentra a cargo de CAMMESA, la que, en su calidad de
administrador del MEM, solicita al MINPLAN los fondos necesarios para la operatoria del
MEM, y éste instruye a la SE que proceda a efectuar los trámites necesarios para las
transferencias de fondos desde el Programa 74 – Formulación y Ejecución de la Política
de Energía Eléctrica, a los fines de cubrir tales necesidades.
Conforme a ello, la SE solicita a la Dirección de Contabilidad y Finanzas del
MINPLAN la emisión de las respectivas ordenes de pago imputables a las partidas
5.1.9.2075 de la Fuente de Financiamiento 11- Tesoro Nacional – Actividad 9 del
Programa 74 – Secretaría de Energía – a favor de CAMMESA hacia la cuenta corriente Nº
51889/71 CAMMESA p/cta. y orden del Estado Nacional R.S.E. Nº 389/2004.
A continuación se detallan los montos totales transferidos por tal concepto, durante
el periodo auditado:
23
Total “PAGADO” durante
el período auditado
Gastos Corrientes.
Gastos de Capital
TOTAL
AÑO 2009
En $
1er.TRIM. 2010
En $
8.074.580.144,00 1.355.921.005,00
TOTAL
En $
9.430.501.149,00
138.225.556,00
437.988.434,00
8.374.343.022,00 1.494.146.561,00
9.868.489.583,00
299.762.878,00
Transferencia del 16/02/2010 recibida por
CAMMESA para el pago de cuota
refinanciada por PDVSA por las operaciones
del 2007 y 2008 deuda asumida por el Estado
Nacional, según lo dispuesto por el Art.68 de
la Ley 26.546.
TOTAL GENERAL
272.404.897,27
272.404.897,27
1.766.551.458,27
10.140.894.480,27
Dentro de los Gastos Corrientes se observa la emisión de tres series de Letras del
Tesoro Nacional para garantizar la importación de Gas Oil
(en el marco de la Ley
Nº 26.422 - Ley de Presupuesto de Gastos y Recursos ejercicio 2009), totalizando un
importe $ 2.355.976.635, para el período auditado, monto que fue cancelado en su
totalidad.
Cabe destacar que, la Dirección General de Administración (DGA) del MINPLAN
dentro de su estructura organizativa, fue creada a través del Decreto N° 477/11 de abril
del año 2011, por lo que las funciones inherentes dentro del período auditado se llevaban
a cabo a través de la DGA del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, de acuerdo a
lo establecido por el art. 6 del Decreto 27/03 de creación del MINPLAN.
3.I.9.
Importación de combustible para cubrir el déficit de la demanda.
Entre los antecedentes normativos realizados entre Argentina y los países de
América del Sur en materia de importación de combustibles y energía eléctrica, se
destacan los mencionados mas abajo.
24
Con fecha 09/04/96 se suscribió el Protocolo de Intenciones entre la República
Argentina y la República Federativa del Brasil, sobre integración en materia energética y
con fecha 13/08/97 el Memorandum de Entendimiento entre ambos países, sobre el
desarrollo de intercambio eléctrico y futura integración eléctrica. A su vez con fecha
23/07/98, a través del MERCOSUR/CMC/Decreto Nº 10/98 se suscribe el Memorandum
de entendimiento relativo a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el
MERCOSUR.
En ese marco, la SE a través de la Resolución SE Nº 434/04 instruyó al Organismo
Encargado del Despacho (OED) a adquirir energía eléctrica proveniente de la República
Federativa del Brasil por cuenta y orden del Estado Nacional, realizando a tal efecto una
Licitación Pública Internacional.
Por otra parte, mediante Ley Nº 23.390 del 11/03/87 se aprueba el Convenio de
Ejecución del Acuerdo de Interconexión Energética con el Uruguay, suscripto en Salto
Grande el 27/5/83 y por Decreto Nº 247/87 del 24/02/87 se celebra el Convenio de
Cooperación Recíproca de Interconexión Eléctrica entre ANDE (Paraguay) y la Secretaría
de Energía (Argentina) del 30/03/87.
A su vez, con fecha 12/07/2000 mediante Ley Nº 25.786, se suscribe un acuerdo
sobre Cooperación Energética (acciones de cooperación de interés mutuo en materia
energética) con la República Bolivariana de Venezuela, y posteriormente se celebra el
Convenio Integral de Cooperación entre la Argentina y Venezuela suscripto el 6 de abril
de 2004 por el Ministro del Ministerio de Planificación (MINPLAN) y el Ministro de Energía
y Minas de Venezuela.
Así, el MINPLAN, por medio de la Resolución N° 183 del 14 de abril de 2004, no
publicada en el Boletín Oficial, dio intervención a la (SE) para que coordine y atienda la
25
operatoria tendiente a la adquisición del combustible líquido en los volúmenes y plazos
comprometidos en el referido Convenio.
En ese marco, mediante Resolución SE Nº 389/04, se instruyó a CAMMESA para
que actuando por cuenta y orden del Estado Nacional suscribiera los documentos
necesarios con la Empresa Estatal Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA)
para el suministro de Fuel Oil y Gas Oil, en el marco del Convenio Integral de
Cooperación. Asimismo, se le encomendó coordinar y realizar toda la gestión que resulte
necesaria para el abastecimiento de combustible líquido a los Agentes Generadores
Térmicos que así lo requieran en base al acuerdo que, a tal efecto, celebre con la
empresa PDVSA.
Dicha instrucción ordena la reglamentación de los términos y condiciones en que
se llevará a cabo la misma, previéndose la calidad y seguridad en el suministro de los
volúmenes de los combustibles ya indicados y permitiendo la más eficiente utilización de
los recursos obtenidos por Argentina a través de dicho Convenio.
Por lo tanto, CAMMESA dentro del marco de su objeto social, actúa por cuenta y
orden del Estado Nacional en cumplimiento de fines de interés público, bajo la regulación
y/o instrucciones impartidas por la SE y/o de la Subsecretaría de Energía Eléctrica
(Resolución SE Nº 2022/05).
En ese marco, de acuerdo a la información suministrada por el auditado, los pagos
efectuados, por CAMMESA a PDVSA durante el periodo auditado responden al siguiente
detalle:
Pagos a PDVSA
Año 2009
1º Trim./2010
Total Período
Importe en U$S
200.798.735,36.116.343.826,35.317.142.561,81.-
26
II. MERCADO DEL GAS
3.II.1.
Marco Jurídico
Las principales Leyes, Decretos del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) y las normas,
resoluciones de la Secretaría de Energía (SE) y resoluciones del ENARGAS, específicas
del tema, se detallan en el ANEXO II del presente informe.
3.II.2.
Sujetos y regulación
La extracción y producción de gas se rige por la Ley Nº 17.319, sus modificatorias
y decretos, mientras que el Marco Regulado para la explotación de las concesiones de los
monopolios naturales de transporte y distribución fue establecido por Ley Nº 24.076, la
que define como sujetos del sistema a
los productores13, captadores, procesadores,
transportistas14, almacenadores, distribuidores15, comercializadores y consumidores que
contraten directamente con el productor de gas natural. 16
Las tarifas de transporte y distribución se definen a través de la determinación por
parte del Ente Regulador de precios máximos. En los pliegos de las licitaciones para
transporte y distribución se fijan tarifas topes, sujetas a revisión quinquenal. Los
mecanismos de ajustes deben incluir un factor para estimular la eficiencia asignativa y
otro factor para fomentar la inversión en el servicio.
13 Art.10 — A los efectos de la presente ley se considera productor a toda persona física o jurídica que siendo titular de una concesión
de explotación de hidrocarburos, o por otro título legal extrae gas natural de yacimientos ubicados en el territorio nacional disponiendo
libremente del mismo.
14 Art. 11. — Se considera transportista a toda persona jurídica que es responsable del transporte del gas natural desde el punto de
ingreso al sistema de transporte, hasta el punto de recepción por los distribuidores, consumidores que contraten directamente con el
productor y almacenadores.
15 Art. 12. — Se considera distribuidor al prestador responsable de recibir el gas del transportista y abastecer a los consumidores a
través de la red de distribución, hasta el medidor de consumo, dentro de una zona, entendiéndose por tal, una unidad geográfica
delimitada. El distribuidor, en su carácter de tal, podrá realizar las operaciones de compra de gas natural pactando directamente con el
productor o comercializador.
16 Art.9 de la Ley 24076.
27
Así la tarifa final a los usuarios consta de tres componentes: el precio del
transporte; el de distribución y el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de
Transporte17 (PIST) (estos se diferencian del costo en boca de pozo porque incluyen los
costos de tratamiento, acondicionamiento y transporte de los mismos), así, el proceso
hasta la red de transporte define la calidad del gas y su correspondiente precio según el
poder calórico, impurezas presentes, sustancias contaminantes y otros elementos
nocivos. De esta forma, al usuario, cuyo consumo es comercializado por la distribuidora,
se le traslada el precio del gas negociado por esta última.
3.II.3.
Ley Nº 25.561 - Emergencia Económica
A partir de la situación de emergencia pública declarada ante la crisis del año 2001
se inicia un proceso de renegociación de los contratos de servicios públicos, se pesifican
las tarifas y se prohíbe el ajuste de las mismas, es decir que la revisión quinquenal no se
efectuó, asimismo, se caracteriza esta etapa por la adopción de distintas medidas
orientadas a garantizar el normal abastecimiento y promover inversiones en exploración y
explotación. Entre ellas se destacan:
• Se crea el Mercado Electrónico del Gas (MEG), cuya administración y operación
está a cargo de la sociedad anónima MEG SA, controlada por la Bolsa de
Comercio de Buenos Aires, cuya función es transparentar el funcionamiento físico
y comercial de la industria del Gas Natural (GN) y coordinar en forma centralizada
y exclusiva todas las transacciones vinculadas a mercados de plazo diario o
inmediato (mercados "Spot"), de GN y a los mercados secundarios de transporte
y de distribución de GN.18
• A partir del año 2004 se limita el uso de la técnica del traslado de los costos de
adquisición de GN a la tarifa final, (pass-through), a cierta categoría de usuarios.
17 Art.37 de la Ley 24076.
18 Artículos. 6 y ss. Decreto Nº 180/04. Resolución Nº 1146/2004 SE: “Acuerdo de Implementación del Mercado Electrónico de Gas
suscripto con la Asociación Civil Bolsa de Comercio de Buenos Aires.”
28
Situación que luego se modifica parcialmente mediante los acuerdos que la SE
podía celebrar con productores de gas a fin de realizar un ajuste progresivo en el
precio del gas en los contratos con las Distribuidoras y un esquema de
normalización de los precios del gas en boca de pozo (PIST).19
•
Se ajustan las alícuotas de derechos de exportación de GN20, (los contratos de
exportación estaban excluidos de la pesificación en virtud del Decreto 689/02) y
se suspenden o limitan, según la disponibilidad del mercado interno, a partir del
año 2004 las exportaciones de excedentes de GN a Chile.21.
• Se importan combustibles sustitutos para abastecer las turbinas eléctricas en
períodos de escasez de GN (fueloil y gasoil).22
• Se importa GN desde Bolivia.23
(Fuente: Informe de Auditoría aprobado por Resolución Nº 172/07 -AGN. Estudio Especial Gestión ENARGAS.)
En ese marco, mediante el Decreto 181 del 13 de febrero de 2004, se definen,
entre otros aspectos, las facultades de la SE para realizar acuerdos con los productores
de gas natural a fin de establecer un ajuste del precio en el PIST adquirido por las
prestadoras del servicio de distribución de gas por redes y debe ser el que utilice el
ENARGAS, creado por el Art. 50 de la Ley Nº 24.076, como Ente Regulador de transporte
y distribución para todo el territorio nacional, en cumplimiento del punto 9.4.2 de las
Reglas Básicas de la Licencia, para cada una de las tarifas máximas afectadas.
Conforme a ello, con fecha 2 de abril de 2004 la SE firmó un acuerdo marco con
los productores de gas denominado "ACUERDO PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL
19 Artículos 1 y 12 Decreto Nº 181/04. Esquema de normalización del precio del GN en el Punto De Ingreso Al Sistema De Transporte
(PIST), que no podrá extenderse más allá del 31 de diciembre de 2006. Resolución Nº 208/04 MPFIPyS que homologa el Acuerdo para
la implementación del esquema de normalización de los precios del GN en el PIST.
20 Resolución MEyP N° 534/06.
21 Resolución Nº 265/04, Disp. Sub.Combustibles N° 27/04.
22 Convenio integral de Cooperación entre la Republica Argentina y la Republica Bolivariana de Venezuela suscripto el 6/04/04 y su
addendum nº 4, ampliatoria de fecha 1º de febrero de 2005. 23 Desde el año 2004 rigen convenios con Bolivia –siendo el último celebrado el de fecha 29/06/06
29
ESQUEMA DE NORMALIZACIÓN DE LOS PRECIOS DEL GAS NATURAL EN PUNTO
DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE”, dispuesto por el Decreto 181/2004; el
que fue homologado a través de la Resolución MINPLAN Nº 208/04, comenzando a regir
a partir de mayo de 2004, previendo una recomposición progresiva del precio del gas
mediante ajustes sucesivos.
Con fecha 13 de Junio de 2007, se homologó, mediante el dictado de la Resolución
SE N° 599/2007, el ACUERDO CON PRODUCTORES DE GAS NATURAL 2007-2011,
que garantizó la continuidad del abastecimiento desde 2007 en adelante.
Finalmente, con fecha 16 de diciembre de 2008 la SE dicta la Resolución SE Nº
1417/2008, por la que se fijan los valores de Precios de Cuenca (es el PIST en cada
ubicación geográfica) para aplicar a los consumos realizados a partir del 1º de noviembre
de 2008, y el ENARGAS determina los nuevos cuadros tarifarios para cada
Licenciataria24, a partir de esa fecha.25
Se expone a continuación el gráfico que refleja los valores autorizados al efecto,
para cada Distribuidora en todo el territorio nacional, dicho gráfico pone de manifiesto la
uniformidad de los precios consignados en cada caso para los cargos fijos aprobados por
el ENARGAS que incluyen los gastos administrativos en los que incurren las
Distribuidoras para la emisión de las facturas, para cada tipo de usuario.
24 Resoluciones ENARGAS Nros. 566/08; 567/08; 568/08; 569/08; 570/08; 571/08; 572/08; 573/08 y 574/08 para Metrogas S. A., Gas
del Centro S.A.; Gas Cuyana S.A.; Litoral S.A.; Gasnor S.A.; Camuzzi Gas Pampeana S.A.; Camuzzi Gas del Sur S.A. y Gasnea S.A.
respectivamente.
25 Resolución ENARGAS Nº 563/08.
30
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Fuente: Elaboración propia, sobre la base de los cuadros tarifarios vigentes a partir del 1/11/2008.
3.II.4.
Facturación
3.II.4.1.
Cargos Tarifarios
A partir de lo descripto en el punto anterior, las tarifas en transporte y en
distribución se han mantenido en los mismos valores en pesos desde entonces, las
ampliaciones en Transporte (gasoductos) se realizan bajo programas de fideicomisos
financiados por el Estado Nacional, a través de cargos específicos, sin participación por
parte de los transportistas.
Así, la factura de gas de los usuarios residenciales posee cuatro componentes
básicos principales a saber:
•
•
•
•
Gas26
Transporte 27
Distribución28
Impuestos y Cargos 29
26 Es el valor que corresponde al fluido que se consume.
27 Es el valor del servicio que cobran las transportistas para llevar el gas desde la boca de pozo hasta las zonas de concesión de cada
distribuidora.
28 Es el valor del servicio de distribución que reciben las empresas para brindar el servicio de distribución del gas.
31
A modo de ejemplo se expone en el siguiente gráfico, la composición de la
estructura tarifaria para la distribuidora METROGAS, con la incidencia de cada uno de los
componentes en la facturación:
Impacto sobre Clientes (Factura Residencial bajo consumo)
$/m 3
0,60
0,50
0,40
0,30
0,20
Impuestos
0,066
0,065
0,065
0,068
0,065
0,049
0,044
0,044
0,044
0,044
0,120
0,120
0,120
0,120
0,120
0,072
0,072
0,072
0,072
0,072
Oct/2001
Oct/2004
Jul/2005
Sep/2008
Oct/2010
0,10
Valor del Gas
Remuneración al
Distribuidor
Remuneración al
Transporte
0,00
Fuente: Ciclo de Conferencias Instituto General Mosconi del 19/10/2010 – Cuadros Tarifarios
Metrogas, calculado para un consumo de 500 m3 /año.
3.II.4.2.
Otros Cargos por Impuestos y Tasas
Las empresas distribuidoras de gas, además de facturar los cargos fijos y los
cargos por cada metro cúbico consumido, incluyen, entre otros conceptos y conforme a
cada jurisdicción, los Impuestos a los Ingresos Brutos por Transporte y por Distribución,
dado que según dispone la Resolución Nº 658/98, los cuadros tarifarios deben expresarse
netos de la incidencia del impuesto, así también se consigna el Impuesto sobre Créditos y
Débitos en cuenta corriente que corresponden al Impuesto Ley Nº 25.413, que en su Art.
2 impone el cargo del 6 ‰ a todo movimiento o entrega de fondos propios o de terceros
29 Impuestos: son los tributos que han de pagarse al Estado Nacional y/o Provincial. Cargos: son los cargos específicos que establece
la autoridad regulatoria, para ser utilizados con distintos fines.
32
aún en efectivo, además de otros gravámenes municipales y/o provinciales que se cargan
a la factura según la jurisdicción a la que correspondan.
3.II.5.
Subsidios al consumo residencial
A partir de la política del Estado Nacional para el sostenimiento de las tarifas de
los usuarios de gas, se han implementado diferentes Programas para subsidiar el
consumo residencial de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo envasado (GLP), para las
distintas zonas del país.30
Dichos programas así como las necesidades de importación de combustibles para
garantizar el suministro de gas natural para el consumo residencial, son financiados
mediante las siguientes fuentes de recursos:
1. Fondo Fiduciario Para Consumos Residenciales De Gas - Art.75 Ley Nº 25.565.
2. Fondo Fiduciario Para La Compensación De Consumos Residenciales De GLP,
Art. 44 Ley Nº 26.020.
3. Fondo Fiduciario para Atender las Importaciones De Gas Natural (Decreto Nº
2067/2008) y aportes del Tesoro Nacional para la adquisición de gas importado
de Bolivia.
3.II.5.1. Fondo Fiduciario para Consumos Residenciales de Gas Art. 75 Ley
Nº 25.565
Respecto al sostenimiento de la tarifa de Gas Natural (GN), cabe señalar que el
Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, fue creado por el
30
Zonificación: Conforme el Anexo IV del Reglamento del Programa (fs.121), creado por Decreto Nº 1539/08 y aprobado por
Resolución S.E. Nº 1083/08, las Zonas I y II están compuestas por las siguientes provincias:
Zona I: Buenos Aires, Catamarca, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Córdoba, Entre Ríos, Jujuy, La Rioja, La Pampa, Mendoza,
Salta, San Juan , San Luis, Santa Fe (Desde R.P. Nro. 98 Reconquista-Tostado al Sur), Santiago del estero y Tucumán.
Zona II: Chaco, Corrientes, Formosa, Misiones, y Norte de Santa Fé (Desde R.P. Nro. 98 Reconquista-Tostado al Norte).
Zona III Malargüe (Pcia. De Mendoza), Neuquén, Chubut, Santa Cruz, Río Negro,Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.
33
Artículo 75 de la Ley Nº 25.565 aprobatoria del presupuesto de gastos y recursos de la
Administración Nacional para el ejercicio 2002, reglamentado por el Decreto Nº 786/2002.
A partir de esta fecha se prorroga anualmente con la sanción de la Ley de Presupuesto de
cada ejercicio.
Este Fondo tiene por objeto financiar: a) las compensaciones tarifarias para la
Región Patagónica y Departamento Malargüe de la Provincia de Mendoza (ZONA III), que
las distribuidoras o subdistribuidoras zonales de gas natural y gas licuado de petróleo de
uso domiciliario, deberán percibir por la aplicación de tarifas diferenciales a los consumos
residenciales, y b) la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano
comercializado a granel y otros, en las provincias ubicadas en la ZONA III.
El mencionado Fondo Fiduciario, tiene al Estado Nacional como Fiduciante,
representado por la SE dependiente de MINPLAN, en tanto que el Banco de La Nación
Argentina actúa en carácter de Fiduciario. Tiene asimismo, un patrimonio que se integra,
principalmente, con el denominado “recargo” de hasta 0,004 $/m3 (pesos cuatro milésimos
por cada metro cúbico) de 9.300 Kcal, que se aplica a la totalidad de los metros cúbicos
de GN que se consumen por redes o ductos en el territorio nacional, cualquiera fuera la
utilización final del mismo.
Ese recargo, que, en última instancia, es abonado por los consumidores finales de
GN por redes de todo el país a través de las respectivas facturas de servicios, es
ingresado mensualmente por las empresas productoras o importadoras, que revisten el
carácter de Agentes de Percepción, mediante la presentación al ENARGAS de las
correspondientes declaraciones juradas. La recaudación del recargo es realizada por la
AFIP, que mediante Resolución AFIP N° 1307/2002 del 28/06/2002 (modificada por su
similar N° 1330/2002 del 21/8/2002), determina el ingreso de la percepción de dicho
recargo, requisitos, plazos, formas y condiciones, modalidad de presentación y pago de
34
los montos retenidos, para luego ser transferidos a la cuenta especial del Fondo
Fiduciario abierta en el Banco de La Nación Argentina.31
Los Agentes de Percepción son los importadores, permisionarios y concesionarios,
así como también todo otro sujeto que por cualquier instrumento legal goce de derechos
de explotación. Son sujetos pasibles de la percepción del recargo quienes distribuyan el
producto por redes y/o ductos en el Territorio Nacional y/o lo destinen a consumo propio.
En ese marco, la Resolución ENARGAS Nº 2605/02 de fecha 28/05/2002 autoriza
a los prestadores del Servicio de Distribución y Subdistribución de GN a incluir en las
respectivas facturaciones el monto del recargo destinado a constituir el Fondo Fiduciario,
el que no es considerado en el precio final del gas sino que es expuesto como un ítem
específico en la factura denominado “Fiduciario para Subsidios de Consumos
Residenciales de Gas”.
Las tareas de control relativas a la revisión posterior de las declaraciones juradas
ya aprobadas por el ENARGAS, son efectuadas por la Dirección Nacional de Economía
de los Hidrocarburos, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, en virtud de las
funciones que le han sido asignadas en la estructura de la SE y el registro de las
operaciones, tanto de ingresos como de egresos, está a cargo del Banco de la Nación
Argentina.
Modalidad de asignación del subsidio
En función de la normativa precedentemente detallada, el objetivo es subsidiar a un
conjunto de consumidores residenciales a través de la compensación a las personas
físicas y/o jurídicas que operen en la ZONA III indicadas por las provincias, que realicen
31 Artículo 20 del Decreto Nº 786/2002.
35
ventas mayoristas de cilindros, garrafas o GLP para uso domiciliario, efectuadas a precios
diferenciales inferiores a los de mercado.
A tal efecto, el Art.25 del Decreto Nº 786/2002 establece las compensaciones
contempladas en el marco del Programa, la determinación de cálculo del importe del pago
mensual de las mismas y los requisitos que deben reunir los informes de las respectivas
autoridades provinciales, relativos a las declaraciones juradas presentadas por las
empresas que solicitan el pago del subsidio a dichos consumos, reglamentado por
Resolución SE Nº 153/2003 del 23/04/2003, siendo luego complementado y modificado
por su similar N° 1083/08 que aprueba el Reglamento del Programa Nacional de
Consumo Residencial de GLP. El cálculo para la determinación del monto máximo a
abonar en concepto de compensación a los consumos residenciales de Gas Licuado de
Petróleo (GLP), envasado y a granel, se efectuará por medio de la comparación entre el
importe del pago mensual de las compensaciones solicitadas y la suma devengada del
período correspondiente del año que se adopta como base, ajustada por la variación del
precio del producto final (Art. Nº 37 Resolución 153/2003.
Así, el punto 10.1.1.10 “Tramitación del Pago de las Declaraciones Juradas”, aclara
que a los efectos del respectivo pago, se establece el límite de las compensaciones
mensuales como el promedio de las sumas devengadas del trimestre correspondiente al
periodo anual inmediato anterior que contenga centralmente al mes por el que se solicita
la compensación.
A esos efectos, se adoptan como base de análisis, los volúmenes correspondientes
del año inmediato anterior al mes por el que se presenta la solicitud de compensación.
El citado artículo 25 establece además, que las compensaciones indicadas no
podrán superar la suma devengada en igual mes del año inmediato anterior, ajustada por
las variaciones que se hayan producido en el valor del producto final.
36
A continuación, se agrega el detalle de las compensaciones abonadas por el Fondo
Fiduciario correspondientes al período Enero – Diciembre de 2009 y primer trimestre de
2010, tanto para el sostenimiento de las tarifas diferenciales de gas natural como para las
compensaciones por GLP, identificados por beneficiario de acuerdo a cada caso:
Pagos realizados a los Distribuidores por el período 01/01/2009 al 31/03/2010
Beneficiario
CAMUZZI GAS DEL SUR S.A.
CAMUZZI GAS PAMPEANA
S.A.
TECNOGAS SA
HIDROCARBUROS
DEL
NEUQUÉN S.A.
DISTRIGAS
Total Compensaciones por
Producto
Total General
Importe
S/Nota S.E.
$
2009/2010 183.043.208,84
Período
de Pago
Compensaciones
GLP $
Compensaciones GN
$
10.691.862,39
172.351.346,45
2009/2010
11.282.821,28
0,00
11.282.821,28
2009/2010
1.547.581,90
0,00
1.547.581,90
2009/2010
5.307.773,19
2.788.480,79
2.519.292,40
2009/2010
14.022.388,24
2.185.695,26
11.836.692,98
15.666.038,44
199.537.735,01
215.203.773,45
215.203.773,45
Pagos realizados a Productores y Fraccionadores
01/01/2009 al
Beneficiario
31/03/2010
COOPETEL EL BOLSON LTDA.
5.635.347,73
SURGAS S.A.
5.892.675,97
GAS AUSTRAL S.A.
6.005.671,34
SARTINI GAS S.R.L.
4.748.158,17
GAS TRELEW S.A.
1.344.495,46
DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A.
10.139.661,32
REPSOL YPF GAS S.A.
9.617.594,20
TOTAL
43.383.604,19
%
12,99
13,58
13,84
10,94
3,10
23,37
22,17
100,00
Por su parte, las provincias integrantes de la ZONA III han implementado distintos
mecanismos de control para verificar el cumplimiento del programa en cada jurisdicción.
Para el caso de Neuquén y Tierra del Fuego, por ejemplo, cuentan con un padrón de
usuarios residenciales utilizado para el seguimiento de la entrega de las garrafas.
37
3.II.5.2. Fondo Fiduciario para la Compensación de Consumos Residenciales de
GLP, Art. 44 Ley Nº 26.020.
Mediante el artículo 44 de la Ley Nº 26.020 se creó un Fondo Fiduciario para
atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo envasado para usuarios de
bajo recursos y para la expansión de redes de gas a zonas no cubiertas por redes de gas
natural. A su vez, por Decreto 1.539 de fecha 19/9/2008 se crea el Programa Nacional de
Consumo Residencial de Gas Licuado de Petróleo Envasado, reglamentado por
Resolución SE N° 1083/2008 de fecha 01/10/2008.
El artículo 46 de la ley mencionada establece que los recursos que integrarán el
Fondo Fiduciario serán los siguientes:
a) La totalidad de los recursos provenientes de las sanciones establecidas por la Ley
Nº 26.020
b) Los fondos que por Ley de Presupuesto se le asignen.
c) Los fondos que se obtengan en el marco de programas especiales de créditos que
se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e
internacionales.
d) Aportes específicos que la Autoridad de Aplicación convenga con los operadores
de la actividad.
e) Los Aportes Obligatorios que efectúen los Fiduciantes en virtud del acuerdo
Complementario32.
f)
Los aportes efectuados por el Co-Fiduciante al Fondo de Estabilización.
Según surge de las rendiciones de cuentas presentados por el Fiduciario Banco de
la Nación Argentina, se constituye un fondo conformado por el depósito inicial que realiza
32
El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de GLP, creado por el artículo 44 de la Ley Nº 26.020 se constituirá
con los aportes de los productores de Gas Natural de conformidad al Acuerdo suscripto con fecha 19 de septiembre de 2008 en el
marco de lo establecido en el inciso d) del artículo 46 de la citada ley, siendo los montos de sus aportes deducibles a los efectos de la
determinación del impuesto a las ganancias de las empresas aportantes. - – Art. 2º del Decreto 1539/2008 - "Reglamentación de los
artículos 44, 45 y 46 de la Ley Nº 26.020".
38
el Estado Nacional, en la cuenta fiduciaria abierta bajo la denominación “Fideicomiso para
Consumos Residenciales de GLP – Ley 26.020 –Fondo de Estabilización –Pesos BNA
Fiduciario” y por cualquier otra suma que con posterioridad se acredite, indicando que las
acreditaciones pasaran a incrementar este concepto.
Este fondo tiene por objeto financiar:
a) la adquisición de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en envases (garrafas y
cilindros) para usuarios de bajo recursos.
b) La expansión de ramales de transporte, distribución y redes domiciliarias de
gas natural de zonas no cubiertas a la fecha de creación de la norma, en
aquellos que resulte técnicamente posible y económicamente factible,
priorizándose las expansiones de redes de gas natural en las provincias que
actualmente no cuenten con dicho sistema.
c) Un precio regional diferencial, establecido por la Autoridad de Aplicación33,
para los consumos residenciales de
GLP en garrafas de 10, 12 y 15
kilogramos, en todo el territorio de las Provincias de Corrientes, Chaco,
Formosa y Misiones y norte de la Pcia. de Santa Fé, hasta tanto la región que
comprende las provincias mencionadas acceda a las redes de gas natural
(punto 6 del reglamento aprobado por la Resolución SE Nº 1.083/08)
Para ello, se compensará el valor del GLP a las empresas productoras,
fraccionadoras o distribuidoras que adhieran al Programa, es decir que la empresa
percibe un precio fijo por la venta de la garrafa al usuario y una compensación del Estado
por el menor precio al que éste la obliga a venderlo.
33
Será Autoridad de Aplicación de la presente ley la Secretaría de Energía de la Nación, la que podrá delegar en el Ente Nacional
Regulador del Gas (ENARGAS), las tareas de fiscalización y control técnico. Asimismo, la Autoridad de Aplicación podrá delegar en las
provincias, el ejercicio de sus facultades mediante acuerdos particulares con cada una de ellas. Art.8º de la Ley 26.020.
39
De la documentación analizada se desprende el circuito entre los distintos sujetos
que participan del Programa, que se describe en el siguiente cuadro:
Modalidad de asignación del subsidio
La SE a través de la Dirección de GLP asigna cupos por toneladas a las provincias
beneficiarias, las que contribuyen a determinar las necesidades de distribución y
presentar informes a solicitud de la SE y acuerdan con las empresas el abastecimiento
local, éstas declaran lo comercializado por la totalidad de jurisdicciones en las que operan
y perciben las compensaciones por este concepto.
La efectivización de dichas compensaciones a las empresas fraccionadoras se
realizó, durante el periodo auditado, mediante anticipos mensuales y ajustes posteriores
en base a la comercialización efectiva de GLP, es decir que, en cada autorización de
pago por parte de la SE (por nota), se liquida el anticipo del mes y el ajuste de dos
períodos anteriores. Se expone en el cuadro siguiente los valores pagados por estos
conceptos:
40
Fondo Fiduciario - Programa Garrafa Para Todos -Zonas I y II – LEY Nº 26.020
Período
2009
2010
TOTALES
Fraccionadores Productores
322.154.273,50 188.775.317,00
115.695.810,00 23.932.667,50
437.850.083,50 212.707.984,50
TOTALES
510.929.590,50
139.628.477,50
650.558.068,00
Se describe el circuito operativo de dichas compensaciones, a través del siguiente
cursograma:
3.II.5.3. Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural (Decreto
Nº 2067/2008) y aportes del Tesoro Nacional para la adquisición de gas
importado de Bolivia.
Por medio del Art. 1, del Decreto 2067/2008 de fecha 27 de noviembre de 2008, se
crea “…el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de GN y toda aquella
41
necesaria para complementar la inyección de GN de gas natural que sean requeridas
para satisfacer las necesidades nacionales de dicho hidrocarburo, con el fin de garantizar
el abastecimiento interno y la continuidad del crecimiento del país y sus industrias.”
Entre los fundamentos del dictado, expresados en los considerandos se
mencionan:
“…Que sin perjuicio de las acciones llevadas adelante por distintas áreas del
PODER EJECUTIVO NACIONAL tendientes a satisfacer la demanda y lograr optimizar la
prestación del servicio de gas natural a los usuarios, resulta necesario establecer un
marco para aquellas situaciones de posible insuficiencia de gas generadas por la falta de
inversión suficiente en el sector de producción…”
“…Que cabe destacar que constituye una obligación para el Estado Nacional
asegurar el abastecimiento interno de gas natural, conforme los lineamientos previstos en
la Ley Nº 17.319 y en la Ley Nº 24.076…”.
“…Que al respecto el Estado Nacional, a través de ENERGIA ARGENTINA
SOCIEDAD ANONIMA (ENARSA), ha tomado una serie de medidas para complementar
la inyección de gas natural necesaria para el normal abastecimiento a los usuarios…”.
“…Que dichas medidas se concretaron a través de la importación de gas natural
realizada por ENERGIA ARGENTINA SOCIEDAD ANONIMA (ENARSA)...”.
“…Que la presente medida se dicta en virtud de las facultades conferidas por las
Leyes Nº 17.319, Nº 24.076 y Nº 25.561 y sus modificatorias, y el Artículo 99 Incisos 1) y
2) de la CONSTITUCION NACIONAL…”.
Dicho Fondo Fiduciario se encuentra conformado, de acuerdo al Art. 2 del Decreto
por:
“(i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de
transporte y/o distribución, por los sujetos consumidores de gas que reciben
directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de
42
transporte o distribución de gas natural y por las empresas que procesen gas
natural los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución,
(ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito
que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e
internacionales
(iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los sujetos activos
del sector.
Los cargos referidos no constituirán ni se computarán como base imponible de
ningún tributo de origen nacional, con excepción del Impuesto al Valor Agregado
(IVA).”
Con relación a los cargos de los cuales se nutre el fondo, se verifica que diferentes
Defensorías del Pueblo, tanto de la Nación como provinciales y municipales, cada una de
ellas dentro de su ámbito de competencia territorial, han formulado oportunamente,
acciones de amparo por ante los tribunales federales, por ejemplo: Defensor del Pueblo
de la Nación (Sala V de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso
Administrativo Federal, Salta (Cámara Nacional de Apelaciones de Salta), entre otros34,
solicitando la suspensión de los efectos derivados de las normas impugnadas y a fin de
declarar la inconstitucionalidad por manifiesta ilegitimidad del Decreto del Poder Ejecutivo
Nacional (PEN) N° 2067/2008; basados en la naturaleza tributaria de los “cargos
tarifarios”, toda vez que vulneran el principio de reserva de ley garantizado por la
Constitución Nacional en la creación de tributos, competencia exclusiva del Honorable
Congreso de la Nación en el ejercicio de la función legislativa.
34
Listado de otras jurisdicciones, ver www.defensoria.org.ar/institucional/doc/amparogas.doc, punto V.
43
Se destaca que la cuestión sometida a decisión judicial sobre la naturaleza tarifaria
o tributaria de los mismos, aún se encuentra pendiente de resolución en el ámbito de la
Corte Suprema de Justicia de la Nación (CSJN).
La resolución del mencionado conflicto en un sentido o en otro puede tener
consecuencias que se extiendan más allá de lo estrictamente financiero, la exigibilidad del
pago del cargo a los usuarios, la cual se encuentra suspendida por una medida
precautoria, ya que el carácter tributario del cargo pondría en duda su constitucionalidad y
legalidad del Fondo Fiduciario en los términos del artículo 48 de la Ley N° 25.565 y el
incumplimiento del artículo 3 de la Ley de Presupuesto N° 25.917.
Por otro lado, la confirmación del carácter tarifario del cargo y la naturaleza privada
de los bienes que administra el Fondo Fiduciario ratificaría la legalidad de su
instrumentación, descartando las impugnaciones presentadas.
El MINPLAN, tiene a su cargo la reglamentación, el alcance, la constitución y el
funcionamiento del Fondo Fiduciario, así como la definición
en forma previa de las
importaciones de gas natural a realizarse en ese marco, pudiendo suscribir los acuerdos
y/o convenios pertinentes con entidades públicas y/o privadas, teniendo en cuenta para
ello el objeto de creación del Fondo. (Reglamentado por Resolución Nº 1451/08)
Así, se definieron los términos y sujetos del Fideicomiso, donde el Fiduciante es
ENARSA en su carácter de Unidad de Gestión Técnico Operativa del PROGRAMA DE
ENERGIA TOTAL (PET), creado por la Resolución MINPLAN N° 459/07, el fiduciario que
es la entidad financiera autorizada a actuar como tal por el Banco Central de la República
Argentina (Nación Fideicomisos S.A.) y como beneficiario la Unidad de Gestión Técnica
Operativa (ENARSA) responsable de llevar adelante las acciones necesarias para la
comercialización de los respectivos combustibles.
44
El artículo 4 (Resolución MINPLAN Nº 1451/08), establece que la administración de
los Bienes Fideicomitidos estará a cargo del Fiduciario de conformidad con las
instrucciones que al respecto le imparta el Fiduciante, previa intervención de la Unidad
Ejecutora del PET (Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MINPLAN)
respecto a la utilización de los recursos y de acuerdo a la programación comunicada por
la SE y el ENARGAS.
Por lo expuesto, el Fideicomiso se constituye con la única finalidad de garantizar y
asegurar la disponibilidad de recursos necesarios para atender el pago de las diferencias
del costo de las importaciones y/o adquisiciones de gas realizadas y la reventa y/o
entrega del mencionado producto, a fin de satisfacer las necesidades de dicho
hidrocarburo con el fin de garantizar el abastecimiento interno.
En ese sentido, con fecha 19 de octubre de 2006 se suscribió el contrato entre la
República de Bolivia y la República Argentina del 21 de abril de 2004 y sus addendas,
siendo las partes, ENARSA y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El objeto del contrato es la compra de GN por un plazo de 20 (veinte) años
computados a partir del inicio del suministro y puede ser prorrogado por acuerdo entre las
partes, con una antelación de 24 meses antes de la finalización del mismo, sin perjuicio
de lo establecido por la cláusula V que dispone que las entregas iniciales de GN, objeto
del contrato, comenzaran a partir del 01 de enero de 2007, previa programación y
confirmación de las partes en una cantidad máxima de 7.7 MM m3/d, en los tres primeros
años. El gas que comprará ENARSA es solo para consumo interno de la República
Argentina y sin acuerdo de las partes no se podrá exportar a terceros países.
El precio del GN en unidades de dólar por millón de BTU (British thermal unit) en el
punto de entrega, frontera Argentina Bolivia, será calculado para cada trimestre de
acuerdo a la aplicación de una fórmula que incluye un precio base que sería establecido
45
por las partes hasta el 15 de enero de 2007, calculado en unidades de dólar por millón de
BTU (U$S/MMBTU), de manera tal que el precio gas del primer trimestre de 2007 sea
igual a 5 U$S/MMBTU, este valor será dividido por un factor35 y permanecerá constante
para su aplicación en los trimestres posteriores.
En virtud de lo expuesto, se agrega a continuación un gráfico con la evolución de
los precios del gas natural importado de Bolivia versus el procedente de las cuencas
argentinas desde el inicio del contrato.
Precio Gas Natural: Importación Bolivia vs. Cuencas Argentinas
U$S/MMBTU
11
10,35
10
9,03
9
8
7,84
6,97
6,16
6
5,08
4,58
4,92
4,56
3
2
7,41
6,99
6,01
5
4
7,33
7,37
7,80
7
0
1 ,5
5
1 ,2
2
1 ,2
3Tr
4Tr
9
1 ,2
4
1 ,4
1
1 ,5
3
1 ,6
2Tr
3Tr
4Tr
0
1 ,6
4
1 ,7
0
1 ,8
9
1 ,8
2Tr
3Tr
4Tr
8
2 ,0
0
2 ,3
3
2 ,4
9
2 ,4
2Tr
3Tr
4Tr
1
0
2Tr 07
1Tr 08
1Tr 09
1Tr 10
Período
Precio GN en Frontera u$s/MMBTU
Precio Promedio Ponderado GN Cuencas Argentinas (Incluye Precio GN para Segmento
Fuente: Elaboración propia.
35
Se entiende por factor, la canasta y las ponderaciones de los Fuel Oil y Diesel que componen la fórmula de ponderación del Precio
Gas aplicable al primer trimestre.
46
Por otro lado, en el siguiente gráfico, se observa el significativo incremento de las
importaciones de gas:
Fuente: Ciclo de Conferencias del Instituto Argentino de la Energía
“Ing.General Mosconi” – del 19/10/2010.
De los gráficos precedentemente expuestos, se observa el incremento progresivo
de las importaciones de gas en los últimos períodos a precios superiores a los
procedentes de las cuencas argentinas.
A continuación, se exponen las transferencias realizadas por el Tesoro Nacional a
ENARSA, verificadas a través del SIDIF. Cabe aclarar, que las mismas responden a toda
erogación destinada a operaciones en la órbita de ENARSA.
Período/Concepto
1er. Trim.
2010
2009
Período
Posterior período
auditado
Total
2.894.174.900
Gastos Corrientes
Gastos de Capital (devengado en
2009 y pagado en 2010)
Gastos de transporte
Aportes de Capital (devengado en
2009 y pagado en 2010)
Transferencias ENARSA Contrato
refinanciamiento PDVSA
2.606.174.900 288.000.000
0 165.371.119
165.371.119
Total por período
3.456.518.627 518.678.112
94.818.632 4.070.015.371
652.930.743
0
69.818.632
722.749.375
197.412.984
50.306.993
0
247.719.977
15.000.000
25.000.000
40.000.000
47
Dado que ENARSA es la empresa responsable de la gestión del Programa y de la
aplicación de los fondos y siendo que ésta no opera bajó la órbita de la SE, se da trasladó
del requerimiento de auditoría a la empresa (mediante Nota SE Nº 4745 del 26 de julio de
2010). En ese sentido, ENARSA informa por Nota ENARSA Nº P3171/2010, que los
montos referidos al Fondo Fiduciario para la importación de gas, ascienden a
$ 552.011.113,64, para el año 2009 y a $ 120.004.706,59 para el primer trimestre del año
201036.
4
OBSERVACIONES y COMENTARIOS
4.1. En el marco del Convenio Integral de Cooperación entre la Argentina y
Venezuela, las compras de combustibles líquidos no se ajustaron a los valores
de mercado y se inhibió al comprador de usufructuar las ventajas
comparativas dadas por el mercado.
El Convenio Integral de Cooperación entre la Argentina y Venezuela firmado el 6
de abril de 2004, establece que: “1) las ventas efectuadas por parte de PDVSA a
CAMMESA se realizarán de acuerdo al valor de mercado de dichos combustibles líquidos
y serán abonadas por CAMMESA a un fideicomiso cuyos fiduciarios serán Bandes y
Bice…”. Este Convenio Integral fue suscripto en el marco del acuerdo sobre Cooperación
Energética celebrado, entre ambos países, con fecha 12/07/2000 y ratificado por la Ley
Nº 25.786 de fecha 1/10/2003. No obstante, el fideicomiso no fue celebrado, en
reemplazo se realizó una modificación al Convenio reflejada en el Anexo I de la Addenda
del 4 de febrero de 2005, donde se incluye el mecanismo aplicable.
36
La información forma parte del PET, objeto de auditoría en el ámbito de ENARSA, Actuación AGN Nº 315/19, Resolución AGN Nº x
48
Al respecto, de los antecedentes relevados para el periodo 2009, no obran
constancias de haberse realizado algún procedimiento de cotejo de precios en el
mercado, que aseguren su cumplimiento.
Asimismo, cabe mencionar que en las notas emitidas por la Subsecretaría de
Energía Eléctrica a CAMMESA se deja constancia de la aceptación de la oferta
presentada por PDVSA para la adquisición de combustibles líquidos para determinado
periodo de 200937.
A su vez, para el periodo 2010, surge de la documentación aportada por el
auditado38 que: “De acuerdo a lo informado por CAMMESA, no existieron procesos
licitatorios para la compra de combustibles líquidos para el periodo 2010…”, a su vez
agrega que “para las contrataciones y adquisiciones de combustibles líquidos que no
hayan sido realizadas por medio de un proceso licitatorio, se verificó que las mismas
cuenten con las expresas aprobaciones de la Secretaría de Energía o Autoridad
Competente”, en su caso Subsecretaría de Energía Eléctrica.
Con el objetivo de verificar si los precios pactados se ajustan a las condiciones de
mercado de cada momento, se analizaron los mismos siguiendo la modalidad operativa
del mercado, la cual se describe a continuación, con los supuestos de cálculo incluidos en
el ANEXO III.
Teniendo en consideración que los precios de los combustibles importados, en el
mercado se rigen por un precio fórmula que adquiere la forma de un binomio donde el
primer término es el valor del marcador (valor del producto en el mercado de referencia en
una fecha o fechas determinadas, normalmente la del conocimiento de embarque) con
37
Nota S.S.E.E. Nº 570/09 del 01/06/2009 en respuesta a la Nota CAMMESA B-50250-1 del 01/06/2009.
38
Informe Ejecutivo del proceso de adquisición, circuitos administrativos y circuitos de pago de combustibles líquidos emitido con fecha
06 de diciembre de 2010 por la firma Ernst & Young (Punto III – Tareas Realizadas, apartado b) 1. b.).
49
más un segundo término (premio) que refleja el valor del flete desde el puerto de
embarque hasta el puerto de destino más el valor del seguro, es decir que el precio
fórmula es:
PRECIO FORMULA
DES
=
VALOR DEL
MARCADOR
+
1ER Término
PREMIO
FLETE + SEGURO
2do Término
Asimismo, como surge de lo anterior, el precio fórmula de las operaciones de
compra de fuel oil por parte de CAMMESA a PDVSA, se realizaron bajo la modalidad DES
(Delivery exship). Dicha figura del grupo Costo y Flete prevista por las Normas Incoterms
2004, contempla que la transferencia de la propiedad de la mercadería se realiza en la
bodega del buque transportador, en el puerto de destino. De modo tal que todos los
gastos y riesgos de la operación de descarga son por cuenta del comprador.
A fin de corroborar la razonabilidad de los precios consignados en los contratos, se
han comparado los valores de premio de los precios fórmula incluidos en los contratos de
compra de fuel oil suministrados por CAMMESA, con los valores de flete, calculados por
esta auditoría utilizando las tarifas básicas y los niveles de WS (World Scale) aplicables,
acorde a la fecha y condiciones de cada embarque, más un valor de seguro (estimado en
3 ‰ (tres por mil) del costo del cargamento, por ser el normalmente utilizado en el
mercado asegurador de combustibles).
En las referidas operaciones de importación fue utilizado como marcador el precio
promedio del New York Nº6 1 Pct S publicado en Platt`s US Marketscan. Los precios
fórmula contractuales para los distintos puertos de descarga resultantes son (Anexo III):
50
Puerto
Bahía Blanca
/Campana
Buenos Aires
Precio Fórmula USD/BBL
(dólares por barril)
2do Término
1er Término
Premio (Fletes +
Valor del Marcador
Seguro)
Premio
Calculado por
Auditoria 2do.
Término
Diferencia
en
USD/BBL
8,49
3,80
4,69
8,35
3,66
4,69
New York Nº 6, 1% S
Se puede observar que los valores de premio consignados en los contratos que
suscribió CAMMESA con PDVSA, denotan valores de premio por encima de los vigentes
en el mercado, de acuerdo se detalla en la tabla precedente.
Respecto de las ventajas comparativas dadas por el mercado y teniendo en cuenta
que, siendo el combustible un commoditie, si el producto se encuentra dentro de
especificación, su valor surge como consecuencia de las transacciones del mercado en el
que se opera, las que son reflejadas en las publicaciones Platt´s, entre otras formas. Para
el caso que nos ocupa (operaciones en el continente Americano) ese valor de referencia
es el marcador New York Nº 6 1Pct S (New York fuel oil con 1 % de contenido de azufre)
Por lo tanto, al quedar explícito el primer término del binomio (DES = Valor del
marcador + Premio (flete + seguro)), cualquier variación en el valor del DES quedará
circunscripta a las oportunidades de disponibilidad de bodega ociosa y/o bien a la
existencia de excedentes regionales que pueden otorgar a la operación ventajas
comparativas.
Dado el superávit de producto en Brasil, éste puede ser colocado en el mercado
natural (New York) y por lo tanto la paridad de exportación a New York será (Anexo III):
FOB (Santos) = N°6 NY 1 Pct – (flete Santos-NY), es decir:
FOB (Santos) = N°6 NY 1Pct – 3,29 usd/bbl
Por otro lado, dada una necesidad de importación del producto en el mercado
argentino, la paridad de importación será (para puerto de arribo Buenos Aires) (Anexo III):
51
CIF Bs. As. = NY Nº6 1Pct + (flete NY- BUE)
CIF Bs. As. = NY Nº6 1Pct + 3,66 usd/bbl
Entonces, para el caso en que se produzcan las necesidades de importación de la
Argentina y teniendo Brasil disponibilidad de fuel oil excedente, hacen que en el mercado
regional se genere una brecha, producto de los fletes no incurridos de aproximadamente
7 usd/bbl (3,29 + 3,66). Debiendo considerarse el costo de flete entre Santos y Buenos
Aires cuyo valor calculado es 0,92 usd/bbl (Anexo III).
Es habitual que en operaciones de estas características, ambas partes (Brasil
vendedor y Argentina comprador) compartan esta brecha dada por fletes no incurridos y
se realice la operación dentro de la región.
En el marco del Convenio Integral de Cooperación con Venezuela, se han
celebrado con PDVSA distintos contratos de suministro para abastecimiento de fuel oil, de
los cuales sólo se han tenido a la vista dos de ellos, los que incluyen cargamentos para el
periodo junio/2009 a setiembre/2009. En ambos casos constan los volúmenes solicitados
y precios contractuales.
Dichos contratos son remitidos por CAMMESA al Subsecretario de Energía
Eléctrica, quien instruye a CAMMESA a aceptar la oferta presentada por PDVSA y
suscribir la documentación correspondiente.
Cabe informar que, la documentación respaldatoria que se tuvo a la vista fue: una
copia de una factura del año 2008 (fuera del periodo auditado) y un listado con las fechas
de pagos realizados por CAMMESA a buques, sin referencia a la factura u otro
documento por el que se realiza cada pago donde conste el volumen, precio y calidad del
combustible comercializado en cada operación, ni del contrato al que corresponde y al
cual debe ajustarse. Es oportuno mencionar, que del relevamiento de la información
52
suministrada por el auditado surgen evidencias de importaciones tanto de fuel oil como de
gas oil, respecto de las cuales el auditado agrega como documentación respaldatoria los
informes especiales emitidos por el auditor externo.
Por otra parte, y según surge de la información suministrada por el auditado, de los
11 (once) cargamentos informados como importados por CAMMESA y vendidos por
PDVSA, 5 (cinco) son procedentes de Brasil, donde los precios fórmula a los que se
ajustaron las operaciones de importación del producto (y aceptados por la SE), exceden
los existentes de acuerdo a la realidad del mercado, que fueron calculados por esta
auditoría a fin de realizar la comprobación, reflejándose la falta de aprovechamiento de
las condiciones regionales por parte de Argentina. Se expone a continuación el cuadro
comparativo (Anexo III):
Puerto/s de descarga
Bahía Blanca y
Campana
Buenos Aires
Premio s/ contrato
PDVSA
Premio estimado origen Brasil
8,49 usd/bbl
1,25 usd/bbl
8,35 usd/bbl
1,11 usd/bbl
4.2. No pudo verificarse que en las compras de combustible efectuadas a PDVSA
se cumpliera con los términos y condiciones contractuales.
En nuestro país la normativa aplicable39 establece las especificaciones que deben
cumplir los combustibles que se comercialicen para consumo en todo el Territorio
Nacional, fijando para el fuel oil, el contenido máximo de azufre en 1%.
Respecto del contrato de importación de fuel oil con Venezuela, corresponde
aclarar que si bien, Venezuela es uno de los grandes productores de petróleo crudo del
39 Resolución SE Nº 1283 del 6/9/2006 modificada por su similar SE Nº 150/08 del 10/04/2008.
53
mundo y el más fuerte actor del mercado en toda América, sus crudos se caracterizan por
ser muy “agrios”, es decir con gran contenido de azufre40, y cuando se los refina el azufre
queda mayormente en el residuo. Por lo tanto, el fuel oil que produce Venezuela es de
mayor contenido de azufre que lo requerido por la normativa argentina, no reuniendo las
características necesarias para su consumo en el mercado nacional, al menos sin
mezclarlos previamente con fuel oil de bajo contenido de azufre.
Por lo tanto, a efectos de cumplir con las características exigidas respecto del tenor
de azufre, sólo es factible la comercialización de este combustible entre Argentina y
Venezuela, mediante la obtención de cargamentos de procedencia de otros productores
que reúnan las características requeridas por Argentina.
En ese marco, el contrato suscripto con PDVSA incluye, a su vez, la cláusula 2.4
especificación de producto, particularmente para el contenido de azufre: máx 1pct %P/P
ASTM D-4294, y agrega en el ítem 2.4.3, que el comprador puede rechazar cargamentos
fuera de especificación, o en su defecto ambos (comprador y vendedor) podrán negociar
para ajustar el cargamento a una calidad aceptable a la descarga, en cuyo caso las
demoras y ajustes de precio por diferencias de calidad resultantes serán por cuenta del
vendedor.
Cabe aclarar que, el tenor de azufre condiciona el precio, ya que los valores de los
marcadores de mayor contenido de azufre que el de 1pct máximo admitido, cotizan a
precios menores.
40
Si bien, en el mercado de hidrocarburos se conocen estas características de los crudos, se pueden consultar publicaciones referidas
al tema en www.oilfieldwiki.com y/o www.zonaeconomica.com entre otros.
54
En el mercado de combustibles se prevé la intervención de un inspector
independiente que certifique la calidad y cantidad de los cargamentos a la descarga para
las operaciones con modalidad CIF.
Conforme a ello, se solicitó al auditado41, respecto de cada cargamento de
importación, la remisión de documentación respaldatoria de la operación (facturas,
documentos de embarque, certificados de inspector independiente, etc.) informando en
cada caso la calidad del combustible importado, su procedencia, fecha, volúmenes, monto
y modalidad de pago, así como la discriminación del valor FOB, Seguro y Flete y cualquier
otro gasto involucrado en cada operación.
En respuesta al requerimiento, el auditado presenta una planilla que detalla
algunas de las características del producto importado, excluyendo el dato referido al tenor
del azufre de cada cargamento, y aclara que la información incluida se encuentra
respaldada por un Informe Especial de Contador Público Independiente relativo a
procedimientos acordados sobre el proceso de adquisición, circuitos administrativos y de
pago de combustibles líquidos periodo abril 2009 a setiembre 2009, emitidos por Deloitte
& Co S.R.L. y un Informe Ejecutivo del proceso de adquisición, circuitos administrativos y
de pago de combustibles líquidos para el periodo 2010, emitido por Ernst & Young.
En el primer informe citado, se menciona, entre otros procedimientos, la
verificación de la existencia de documentación respaldatoria sobre 41 casos que
representan el 34% y 22% del total de compras de fuel oil y gas oil y que además, el
precio de los combustibles facturados se correspondan con las cláusulas de calidad y
precios establecidos en los contratos.
41
Nota Nº 181/10-RCSER (punto 5.4.) de fecha 13/12/2010.
55
Si bien, de acuerdo a lo expresado por Deloitte, de dicho informe no surgieron
observaciones que formular, agrega que “De haberse aplicado otros procedimientos,
podrían haber surgido otros temas relacionados con el proceso de adquisición, circuitos
de pago de combustibles líquidos de la Sociedad. Por esta razón, estos procedimientos
no deberían ser tomados en reemplazo de otras averiguaciones y procedimientos que
ustedes consideren necesarios. Desde este punto de vista, es conveniente destacar que
la suficiencia de los procedimientos aplicados es exclusiva responsabilidad de la
Sociedad.”
Por su parte, en el segundo informe tenido a la vista, Ernst & Young destaca que,
conforme a los términos de referencia detallados en un anexo, cuya copia no consta
agregada al mismo, “la aplicación de los procedimientos es responsabilidad de la
Gerencia de CAMMESA. Nuestra responsabilidad se limita a la realización de las tareas
acordadas…”.
Atento lo expuesto, no surge de dichos informes el monto total correspondiente al
universo sobre el cual se ha definido la muestra, por lo que no es posible conocer los
valores involucrados, ya que no se ajusta al período auditado por ésta auditoría, dado que
se refieren a un semestre de 2009 y al año 2010.
Por lo expuesto, no es posible:
•
verificar que las operaciones realizadas en el marco del Convenio con
Venezuela se ajusten a las exigencias especificadas en el respectivo
contrato,
•
determinar las posibles diferencias y perjuicios, en caso de corresponder,
•
determinar la correspondencia de los precios oportunamente acordados con
los facturados,
•
determinar si hubo incidencia de la calidad del combustible en el valor final
de cada operación.
56
4.3. En el proceso operativo que comprende la asignación, la autorización, el pago
y la rendición de los subsidios, no se verifica el correcto funcionamiento de
los controles por oposición de intereses.
De acuerdo con su Decreto de creación (Nº 1192/92), CAMMESA es una sociedad
anónima encargada del despacho técnico y la administración de las transacciones
económicas que se realizan a través del SADI de acuerdo a lo previsto por la Ley 24.065
y sus normas complementarias y reglamentarias.
A estos fines tendrá a su cargo: (a) determinar el despacho técnico y económico
del SADI propendiendo a maximizar la seguridad del sistema y la calidad de los
suministros y a minimizar los precios mayoristas en el mercado horario de energía
("Mercado Spot"); (b) planificar las necesidades de potencia y optimizar su aplicación
conforme reglas que fije de tiempo en tiempo la Secretaría de Energía; (c) supervisar el
funcionamiento del mercado a término y administrar el despacho técnico de los contratos
que se celebren en dicho mercado42.
El capital accionario de CAMMESA, se divide en partes iguales (20 % cada una)
entre los actores del mercado, Estado Nacional (EN), Generadores (AGEERA),
Distribuidores (ADEERA), Transportistas (ATEERA) y Grandes Usuarios (AGUEERA)
Si bien, en su estatuto constitutivo se designa al Secretario de Energía del
Ministerio de Economía como Presidente del Directorio de modo de ejercer el rol de
regulación y control por sobre los actores de mercado, a partir del reordenamiento
implementado por los Decretos Nº 27/2003 del 27 de mayo de 2003 y Nº 1142/2003 del
26 de noviembre de 2003, aprobatorios del Organigrama de Aplicación de la
Administración Centralizada del MINPLAN y su estructura organizativa, respectivamente,
42 Según Decreto 1192/92, art. 3º del Anexo I - Estatuto de CAMMESA.
57
a través de los cuales la SECRETARIA DE ENERGIA pasa a la órbita del MINPLAN, se
modifican las normas de constitución y composición de CAMMESA. Por Decreto 172/07
se establece que la Presidencia del Directorio de CAMMESA estará a cargo del Señor
Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
Por otra parte, a los efectos de llevar a cabo la metodología aplicada para la
sustentabilidad del sistema eléctrico y de estabilización de precios del MEM, se
transfieren desde el año 2003, periódicamente los montos destinados a cubrir y sostener
el Fondo de Estabilización que opera en el MEM cuya administración opera CAMMESA.
En tal sentido, CAMMESA solicita, sin constar en los antecedentes la modalidad
y/o procedimiento utilizado, al MINPLAN los fondos necesarios para la operatoria del
MEM, y éste instruye a la SE para que proceda a efectuar los trámites necesarios para la
transferencia de los fondos desde el Programa 74 – Formulación y Ejecución de la Política
Energética, a los fines de cubrir tales necesidades.
Una vez ingresados dichos fondos del Tesoro al Fondo de Estabilización,
CAMMESA tiene a su cargo su posterior utilización dentro del MEM, dado que puede,
entre otras facultades, realizar operaciones de importación de combustible, por cuenta y
orden del Estado Nacional, con destino a las centrales de generación del MEM.
En ese marco y como consecuencia de la operatoria descripta, CAMMESA procede
a informar periódicamente, a través de su vicepresidente, al Secretario de Energía
juntamente con informes de auditor externo, respecto de la contabilización de los aportes
recibidos, su aplicación y el resultado de los Fondos y Cuentas del MEM.
A partir de la situación descripta y teniendo en consideración que CAMMESA en su
rol de mandataria del Estado Nacional, configura una empresa de gestión privada con
propósito público, se pone de manifiesto la concentración de funciones dentro del circuito
58
operativo y de administración de fondos públicos, toda vez que el funcionario
responsable, en carácter de Director/Presidente de CAMMESA, de determinar y solicitar
el monto en concepto de subsidios, es a su vez, quien los autoriza y dispone su pago a
través de la Secretaria de Energía - MINPLAN, y luego la aplicación y rendición de dichos
fondos es realizada por el mismo funcionario, o quien este designe, pero esta vez, en su
carácter de presidente de CAMMESA.
4.4. La Secretaría de Energía no ejerce un control sistemático que permita verificar
la correcta aplicación y seguimiento de los aportes que realiza desde el Fondo
Unificado al Fondo de Estabilización del MEM.
De acuerdo a lo informado por el auditado, el sistema de control implementado
para llevar a cabo el seguimiento de los fondos realizados en concepto de aportes del
Tesoro Nacional, se basa en los informes presentados por CAMMESA a la Secretaría de
Energía, por la rendición de los fondos recibidos, los que son acompañados en cada caso
por informes de auditor externo, en cumplimiento de lo establecido por la Ley de
Presupuesto General de la Administración Nacional para cada ejercicio.
Dichas rendiciones informan la contabilización de los aportes ingresados, su
aplicación y el resultado de los Fondos y Cuentas del MEM para los periodos
comprendidos desde el año 2003 en adelante.
A tal efecto se relevaron los informes que reflejan los montos totales transferidos,
según el siguiente detalle:
Aportes de FU al FE
Total origen de fondos ($)
30-12-03 al 30-04-09
01/05/2009 al 31/12/09
22.108.032.553
7.638.016.658
59
01/01/10 al 30/04/10
2.541.910.093
Con relación a la aplicación de tales importes se describen los conceptos a los que
son asignados, entre los que se incluyen la compra de combustible, importación de
energía eléctrica de Brasil y transacción económica y pagos por Resolución SE Nº
406/03.
De acuerdo a lo informado por el auditado, por aplicación de la citada resolución,
los pagos efectuados a los Agentes Acreedores del MEM, principalmente generadores y
transportistas, responden a los costos de producción y potencia puesta a disposición, y
cuyo importe total para el periodo auditado se detalla a continuación:
En Pesos
2009
1er. Trim/2010
TOTAL GENERAL
9.300.000.000
3.166.000.000
12.466.000.000
A su vez, conforme surge de las rendiciones presentadas por CAMMESA, las
erogaciones en concepto de compra de combustibles, ascienden a:
EN PESOS
30-12-03 al 30-04-09
01/05/2009 al 31/12/09
11.672.137.863
4.547.572.548
01/01/10 al 30/04/10
531.443.158
A los efectos de verificar la procedencia y aplicación total de los montos informados
se solicitó la apertura, descripción y documentación de los conceptos precedentes,
detallados por fecha, beneficiario, concepto y monto, y como respuesta, se recibieron las
pertinentes rendiciones de cuenta globales.
En consecuencia, con la información obtenida no fue posible determinar y por
consiguiente evaluar:
a) el criterio utilizado en la aplicación de los fondos destinados al sostenimiento de
la demanda del sistema eléctrico;
60
b) la metodología implementada a tal efecto;
c) la modalidad en la distribución de los subsidios;
d) el grado de incidencia dentro de las operaciones del MEM.
4.5. Los informes de auditoría presentados a la Secretaría de Energía por
CAMMESA no permiten acreditar un mecanismo de control suficiente sobre los
fondos procedentes del Estado a través del Fondo Unificado con destino al
Fondo de Estabilización.
Si bien, tal cual surge de los propios informes emitidos por auditor externo
(Deloitte) contratado por CAMMESA y presentados a la SE sobre el análisis de la
documentación respaldatoria de los aportes recibidos del Fondo Unificado (FU) con
destino al Fondo de Estabilización (FE), en base a procedimientos acordados para el
periodo auditado revisado (no coincidente con el período bajo el análisis de ésta
auditoría), Deloitte informa que del mismo no se desprende observación alguna que
formular, no obstante, agrega y resalta que “los procedimientos aplicados no
comprendieron todos los procedimientos necesarios para emitir un informe de auditoría de
estados financieros. De haberse aplicado otros procedimientos, como por ejemplo, entre
otros, pedido de confirmación de Aportes entregados por el FU, podrían haber surgido
otros temas relacionados con el ingreso de los aportes recibidos del FU con destino al FE
durante el periodo comprendido entre el 01 de enero de 2010 y el 30 de abril 2010 y de su
posterior utilización. Por esta razón estos procedimientos no deberían ser tomados en
reemplazo de otras averiguaciones y procedimientos que ustedes consideren necesarios.
Desde este punto de vista, es conveniente destacar que la suficiencia de los
procedimientos aplicados es exclusiva responsabilidad de la Sociedad, por lo tanto, no
efectuaremos ninguna manifestación acerca de la suficiencia de los procedimientos
acordados con relación al proceso de Aporte de Fondos recibidos del FU con destino al
FE y su posterior utilización.”
61
La documentación aportada por el auditado como respaldatoria de la operatoria de
control de los fondos no permite asegurar la exactitud e integridad de la misma, toda vez
que los exámenes realizados, según los informes de auditor relevados, se limitan a un
análisis acotado sobre los fondos procedentes del Estado Nacional, en los que se deja
constancia que los procedimientos utilizados no comprenden la totalidad de aquellos
aplicables a la materia, sino los que la Sociedad consideró como suficientes.
Los mismos, consistieron en la verificación por un lado, de la acreditación de la
totalidad de los ingresos de fondos provenientes del Fondo Unificado con destino al
Fondo de Estabilización en los extractos de las cuentas bancarias cuya titularidad es
CAMMESA y por otro, sobre una muestra de las aplicaciones posteriores de dichos
ingresos, se cotejó que la documentación respaldatoria se encuentre debidamente
autorizada, sin que ello implique la evaluación sobre la correcta aplicación de los recursos
auditados.
Por otra parte, cabe aclarar que algunos de dichos informes comprenden amplios
periodos de examen (2003 a 2009) y hacen referencia a montos y conceptos globales, lo
cual no permiten realizar análisis comparativos. Asimismo, los periodos auditados no
resultan homogéneos ni comparables entre sí, y por tratarse de informes de auditoría, las
opiniones y conclusiones arribadas en cada uno de ellos se sustentan en una muestra
representativa del universo, de acuerdo al criterio del auditor, no reflejando por lo tanto, la
totalidad de la información.
4.6. Se verificó que la Secretaría de Energía no publicó informes ni estadísticas
actualizadas que permitan acceder a información del mercado eléctrico.
Al momento de su relevamiento, la página web de la SE exhibía información de
antigua data que no permite efectuar evaluaciones ni análisis comparativos respecto del
mercado eléctrico y de combustibles.
62
Durante el desarrollo de las tareas de campo, la información relevada, desde la
página Web, se detalla a continuación:
•
Impuestos y Subsidios sobre Tarifas Eléctricas a Usuario Final: (última tabla
publicada año 2003)
•
Boletines Tarifarios: (comparación de tarifas) ( última tabla publicada en la web SE
año 1999)
•
Estudio de Tarifas Eléctricas: última información publicada año 2000
•
Impuestos sobre las tarifas eléctricas a usuario final de Cooperativas Eléctricas de
Bs. As: última tabla publicada año 2002
•
Serie Histórica de Energía Eléctrica
•
Serie de cantidad de Usuarios total país 1991-2009
•
Potencia instalada 1976-2008
•
Serie Facturación en MWh 1970-2008
•
Serie Generación asociada a redes 1970-2008
•
Potencia Máxima del Sistema
•
Consumo de Combustibles en Centrales de Generación de Energía Eléctrica 19702008.
Dicho detalle pone en evidencia la falta de actualización de los datos publicados,
esta circunstancia no permite conocer, entre otros, los volúmenes y valores vigentes que
son comercializados por CAMMESA en concepto de importaciones de combustibles
líquidos, lo cual impide efectuar un análisis comparativo con la información suministrada
por el auditado, como así tampoco, es posible realizar un análisis comparativo de los
precios versus los del mercado con el fin de determinar que las operaciones realizadas se
encuadren dentro de ese marco, así como determinar existencias de producto y
eventuales importaciones.
63
Tampoco es posible, contar con información que permita comparar el impacto del
subsidio en la tarifa de los usuarios en todo el territorio nacional por cada distribuidora.
4.7. En el Programa Nacional de Consumo Residencial de Gas Licuado de Petróleo
(GLP) Envasado no se ha considerado, dentro del precio de referencia del GLP
de uso doméstico, los costos adicionales existentes, en algunos casos, de
traslado necesarios para la puesta a disposición de los usuarios.
Conforme lo establece la Ley Nº 26.020, la Autoridad de Aplicación (SE) tiene a su
cargo la determinación para cada región y periodo de un precio de referencia para el GLP
de uso doméstico nacional en envases de hasta 45 kgs.43
Dicho precio de referencia es calculado sobre distintos parámetros tendientes a
lograr una retribución por los costos incurridos y una rentabilidad razonable por parte de
los productores, fraccionadores y distribuidores. Sin embargo, la normativa aplicable no
contempla los eventuales gastos ocasionados por el traslado o envío de las garrafas
desde los puntos de distribución hasta los puntos de venta o bien hasta su puesta a
disposición y alcance de los usuarios.
Conforme surge de la comisión de servicio llevada a cabo en distintas zonas del
país, se verificó que en las provincias de Formosa y Chaco, las autoridades provinciales y
municipales han implementado diferentes sistemas de distribución de las garrafas (ya sea
por acuerdos con los distribuidores o por colaboración logística de los municipios)
tendientes a garantizar a los usuarios de esas jurisdicciones el libre acceso a las mismas,
a los precios estipulados por la normativa vigente.
43
“…dicho precio referencial será recalculado, propendiendo a que los sujetos activos tengan una retribución por sus costos eficientes,
y una razonable rentabilidad, con base en el precio mensual del GLP a granel a la salida de la planta productora, calculado sobre los
precios determinados en el inciso b) del artículo 7 de la presente (precios que no superen la paridad de exportación), los valores que
los respectivos fraccionadores envíen bajo declaración jurada de venta, la información del mercado de la distribución y las
estimaciones que realice la autoridad de aplicación…” Art.34 de la Ley 26.020.
64
Sin embargo, para los casos en los que no existe un sistema de distribución oficial,
el precio al que finalmente es adquirida la garrafa, difiere de acuerdo a cada jurisdicción,
ya que se incluye en él, el costo por traslado o envío a domicilio. La alternativa es que
cada usuario se acerque a las distribuidoras y/o fraccionadoras, que en general se
encuentran en zonas distantes a los pueblos, situación que provoca que el precio supere,
en algunos casos, el autorizado.
Esta coyuntura, deja en condiciones de desigualdad a los usuarios de las distintas
regiones del país, ya que el acceso a las garrafas a los precios acordados, con base al
subsidio otorgado por la SE depende de las medidas que pueda adoptar cada provincia
y/o el municipio respecto de la distribución.
De lo expuesto, y en virtud, de no encontrarse reglamentada esta diferencia, el
precio final de la garrafa, en algunos casos, puede superar al acordado, afectando la
finalidad para la que fue creado el Programa, tendiente a proteger adecuadamente los
derechos de los consumidores, posibilitando la universalidad del servicio, adecuada
información y publicidad y el acceso al mismo a precios justos y razonables, con especial
énfasis en el abastecimiento a sectores residenciales de escasos recursos que no
cuenten con servicio de gas natural por redes, y propender a que el precio del GLP al
consumidor final sea el resultante de los reales costos económicos totales de la actividad
en las distintas etapas, para que la prestación del servicio se realice con las debidas
condiciones de calidad y seguridad.44
Por otra parte, si bien, dicho Programa es llevado a cabo en forma conjunta por
ambas partes, resulta necesario mantener formalizado y actualizado el compromiso
involucrado a tal fin, a través de convenios, por los que se acuerda la adhesión al
programa, instrumento que le permitirá a cada provincia ejercer las facultades delegadas
44
Ley 26.020, art.7, incisos c) y d).
65
por la Autoridad de Aplicación. Los Convenios con las Provincias por los que se acuerda
la adhesión al Programa Nacional de Consumo Residencial de GLP no se encuentran
formalizados y/o vigentes en su totalidad.
4.8. Para la determinación del límite de la compensación a realizar en el marco del
Programa Nacional de Consumo Residencial de GLP no surgen antecedentes
que respalden la procedencia del cálculo del coeficiente de ajuste del precio
del producto final.
El Art.25 del Decreto Nº 786/2002 establece las compensaciones contempladas en
el marco del Programa, en tanto que, la determinación de cálculo del importe del pago
mensual de las mismas se encuentra reglamentado por Resolución SE Nº 1.083/08.
A su vez, establece que las compensaciones indicadas no podrán superar la suma
devengada en igual mes del año inmediato anterior, ajustada por las variaciones que se
hayan producido en el valor del producto final.
Respecto del cálculo del coeficiente de ajuste por variación del precio del producto
final que surge de los informes presentados por la Dirección Nacional de Hidrocarburos a
la Secretaría de Energía, a los efectos de cumplimentar con las pautas establecidas en el
Art. 25 del Decreto 786/2002 (límite máximo a las compensaciones), se expone
únicamente el resultado global, sin detallar la procedencia del cálculo ni adjuntar las
correspondientes planillas y/o registros que le dieran origen, ni los procedimientos
utilizados, ni los elementos de juicio considerados al efecto, dado que de la información
obtenida no surge la modalidad del criterio utilizado.
Como consecuencia del relevamiento efectuado, se exponen a continuación los
distintos coeficientes de ajuste aplicados en cada caso, siendo éstos pertenecientes a las
mismas jurisdicciones e idénticos periodos:
66
Provincia Período
Empresa
Coopetel
10/2008 Gas
Trelew
Surgas
CHUBUT
07/2009 Gas
Trelew
Coopetel
12/2009
Surgas
TIERRA
Sartini Gas
DEL
06/2009 Gas
FUEGO
Austral
Expediente
S01:0533494/2008
S01:0001986/2009
Informe D.N.H.
Var. Prec. Diferencia
Nº
Fecha Pr. Fin (%) VPPF (%)
153,41
79
29/12/08
5,91
159,32
1
14/01/09
S01:0357129/2009
125
09/09/09
43,57
S01:0414787/2009
147
15/10/09
35,11
S01:0055514/2010
S01:0059198/2009
S01:0355059/2009
31
35
132
15/03/10
17/03/10
18/09/09
19,91
8,27
30,25
S01:0355055/2009
133
18/09/09
27,59
8,46
11,64
2,66
Este porcentaje representa una variable que incide directamente en el monto total
de la compensación a reconocer, sin embargo no se encuentra expresamente definido su
mecanismo de cálculo y la base de datos sobre los que se sustenta.
4.9. Para el cálculo del promedio del subsidio del trimestre del año inmediato
anterior, se han considerado meses que no se corresponden con el criterio
aplicable por la normativa vigente.
El punto 10.1.1.10 “Tramitación del Pago de las Declaraciones Juradas” del Reglamento
del Programa Nacional de Consumo Residencial de GLP, aclara que a los efectos del
pago, se establece el límite de las compensaciones mensuales como el promedio de las
sumas devengadas del trimestre correspondiente al periodo anual inmediatamente
anterior que contenga centralmente al mes por el que se solicita la compensación. A
estos efectos, se consideran los volúmenes correspondientes del año inmediato anterior
al del mes por el que se presenta la solicitud de compensación.
En ese sentido, se ha observado para el cómputo de los meses que deben
considerarse en el cálculo del promedio del trimestre del año inmediato anterior, que se
67
han incluido meses que no corresponden a ese trimestre sin que al respecto se agreguen
los fundamentos que lo justifiquen, según se desprende del siguiente cuadro:
Empresa Período Trimestre Considerado
12/2008
Coopetel 12/2008
12/2009
12/2008
Surgas 12/2009
01/2010
01/2009
Sartini
12/2009
Nov/07 - DIC/07 - Ene/07
Nov/07 - DIC/07 - Ene/07
Nov/08 - DIC/08 - Ene/08
Nov/07 - DIC/07 - Ene/07
Nov/08 - DIC/08 - Ene/08
Dic/09 - ENE/09 - Feb/09
Dic/08 - ENE/08 - Feb/08
Nov/08 - DIC/08 - Ene/08
Trimestre computable s/
Res. SE 1083/2008
Nov/07-DIC/07-Ene/08
Nov/07 -DIC/07 - Ene/08
Nov/08 - DIC/08 - Ene/09
Nov/07 - DIC/07 - Ene/08
Nov/08 - DIC/08 - Ene/09
Dic/08 - ENE/09 - Feb/09
Dic/07 - ENE/08 - Feb/08
Nov/08 - DIC/08 - Ene/09
Expediente
S01:0062124/2009
S01:0050810/2008
S01:0055514/2010
S01:0020491/2009
S01:0059198/2009
S01:0064482/2010
S01:0146923/2009
S01:0033446/2010
Informe
DNH
39/2009
25/2009
31/2010
15/2009
35/2010
36/2010
61/2009
17/2010
Al respecto no surgen elementos de juicio que permitan justificar tal procedimiento.
Por otra parte, de la documentación verificada para la ZONA III, se observa un
plazo promedio de 68 días corridos, entre la presentación de la DDJJ por parte de las
empresas a la provincia hasta la correspondiente aprobación de la SE, para el pago de la
compensación solicitada.
5 COMUNICACIÓN AL ENTE.
Mediante Nota Nº 66/12-PCSER y Nota Nº 46/45-DCSEyA, de fecha 11/07/2012,
se remitió a la SE copia del Proyecto de Informe de Auditoría a los efectos que realice los
comentarios y/o aclaraciones pertinentes. A su vez, con fecha 22/08/2012, mediante Nota
Nº 73/12-PCSER y Nota Nº 20/12-GCERyEPSP, se procedió a reiterar los términos de
dichas notas.
Mediante Nota SE Nº 6781 con fecha 19 de octubre de 2012, se recibieron en
forma extemporánea los comentarios del auditado respecto del proyecto de informe, que
se incorpora como Anexo IV.
68
Sin perjuicio de la extemporaneidad se realizó el análisis de los mismos, con el fin
de evaluar si surgía información y/o documentación que justificaran modificaciones al
proyecto.
Dado que dicha respuesta no aporta elementos de juicio suficientes que
modifiquen los términos del informe, se mantienen en su totalidad las observaciones y
recomendaciones efectuadas.
6
RECOMENDACIONES
6.1. Implementar un mecanismo de cotejo de precios que permita determinar, en el marco
de los Convenios de Cooperación celebrados por la Argentina, que los precios
contratados se ajusten a valores de mercado así como la disponibilidad de existencia
del producto en el mercado regional, a fin de determinar entre otros aspectos, sus
ventajas comparativas. (Observación 4.1.)
6.2. Arbitrar las medidas tendientes a verificar que la calidad del combustible entregado
responda a lo acordado contractualmente, como así también el precio facturado y las
diferencias y perjuicios que pudieran corresponder, sobre el valor total de las
operaciones. (Observación 4.2.).
6.3. Mantener completa y actualizada la página Web de la Secretaría de Energía con
informes y estadísticas que permitan conocer la información del mercado eléctrico y
de hidrocarburos. En particular, la información que permita identificar la incidencia de
los subsidios en los volúmenes y montos involucrados en el suministro de los
servicios de gas y electricidad tanto a nivel de los usuarios como a nivel nacional.
(Observación 4.6.).
6.4. Arbitrar los medios que permitan comprobar el correcto funcionamiento de los
controles por oposición de intereses que aseguren la transparencia de la gestión en el
69
proceso operativo, el cual comprende la asignación, la autorización, pago y la
rendición de los subsidios. (Observación 4.3.)
6.5. Implementar un sistema de control sistemático y suficiente que permita verificar la
correcta aplicación y seguimiento de los aportes que realiza desde el Fondo Unificado
al Fondo de Estabilización del MEM. (Observación 4.4. y 4.5.)
6.6. Evaluar la consideración de los eventuales costos adicionales dentro del precio de
referencia del GLP de uso doméstico, necesarios para la puesta a disposición de los
usuarios, respetando el valor determinado por la Autoridad de Aplicación. Asimismo,
Celebrar y en su caso actualizar la vigencia de los Convenios con las Provincias por
los que se acuerda la adhesión al Programa Nacional de Consumo Residencial de
GLP. (Observación 4.7.)
6.7. Identificar o bien agregar los elementos de juicio que respalden la procedencia del
cálculo del coeficiente de ajuste del precio del producto final para la determinación del
límite de la compensación a realizar establecida en el Art. 25 del Decreto
Nº
786/02, en el marco del Programa Nacional de Consumo Residencial de GLP.
(Observación 4.8.)
6.8. Dar estricto cumplimiento a las pautas establecidas en el reglamento del Programa
Nacional de Consumo Residencial de GLP aprobado por Resolución SE N° 1083/08.
(Observación 4.9.)
7
CONCLUSIONES
Como resultado de las tareas realizadas durante la auditoría de gestión, en el
ámbito de la SECRETARIA DE ENERGÍA (SE), dependiente del Ministerio de
Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (MINPLAN), con el objeto de realizar
una evaluación de los montos transferidos en carácter de subsidios y aportes no
reintegrables destinados al Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), al sostenimiento de la tarifa de gas y a la importación de combustibles líquidos, de
70
gas natural (GN) y gas licuado de petróleo (GLP), pudo concluirse en lo referido al
mercado eléctrico que, en el marco del Convenio Integral de Cooperación entre la
Argentina y Venezuela, las compras de combustibles líquidos no se ajustaron a los
valores de mercado y se inhibió al comprador de usufructuar las ventajas comparativas
dadas por el mercado, asimismo, no pudo verificarse que se realizaran en los términos y
condiciones contractuales.
Por otro lado, surge que la Secretaría de Energía no ejerce un control sistemático
que permita verificar la correcta aplicación y seguimiento de los aportes que realiza desde
el Fondo Unificado al Fondo de Estabilización del MEM. En el mismo sentido,
los
informes de auditoría que CAMMESA envía a la Secretaría de Energía tampoco permiten
acreditar un mecanismo de control suficiente sobre los mismos.
En concordancia a lo expuesto, no pudo verificase el correcto funcionamiento de
los controles por oposición de intereses en el proceso operativo que comprende la
asignación, la autorización, el pago y la rendición de los subsidios.
Las conclusiones arribadas en relación al mercado del Gas, pueden resumirse,
en que en el marco del Programa Nacional de Consumo Residencial de Gas Licuado de
Petróleo (GLP) Envasado no se ha considerado, dentro del precio de referencia del GLP
de uso doméstico, los costos adicionales existentes, en algunos casos, de traslado
necesarios para la puesta a disposición de los usuarios. Además, no surgen antecedentes
que respalden la procedencia del cálculo del coeficiente de ajuste del precio del producto
final para la determinación del límite de la compensación a realizar en el marco de dicho
Programa.
LUGAR Y FECHA DE EMISION DEL INFORME
Buenos Aires, 25 de octubre de 2012
71
ANEXO I
Marco Normativo referido al Mercado Eléctrico
Tipo de
Norma
Número
Publicada
Ley
15.336
22/09/1960
Ley de Energía Eléctrica
Ley
24.065
16/01/1992
Régimen de la Energía Eléctrica
Ley
24.804
25/04/1997
Ley Nacional de la Actividad Nuclear
Ley
25.019
26/10/1998
Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar
Ley
25.957
02/12/2004
Fondo Nacional de la Energía Eléctrica
Ley
25.943
03/11/2004
Creación de ENARSA
Ley
26.190
02/01/2007
Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes
renovables de energía
Ley
25.561
07/01/2002
Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario
Ley
26.095
18/05/2006
Obras de Infraestructura Energética. Cargos Específicos
Decreto
PEN
13/92
N/A
Promulga la Ley 24065 de Energía Eléctrica
Decreto
PEN
1192/92
N/A
Constituye CAMMESA y aprueba Estatutos
Decreto
PEN
1398/92
N/A
Aprueba Reglamentación Ley 24065 y algunos artículos de
la Ley 15336
Decreto
PEN
Breve Descripción
Faculta a los agentes y participantes del mercado eléctrico
mayorista a realizar transacciones en el marco de la ley N°
24.065, con los alcances que establece el marco regulatorio
eléctrico.
Reglamenta el transporte de energía eléctrica de
interconexión internacional.
186 / 95
N/A
974 / 97
N/A
1597 / 99
N/A
Reglamenta la ley 25019
Decreto
PEN
1181 / 03
N/A
Autoriza auxilio financiero con destino al sostenimiento del
sistema de estabilización de precios en el MERCADO
ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM)
Decreto
PEN
180 / 04
N/A
Decreto
PEN
181 / 04
N/A
Decreto
PEN
906 / 04
N/A
Crea Consejo Consultivo de Inversiones de los Fondos
Fiduciarios del Estado
Decreto
PEN
1216 / 06
N/A
Reglamenta Ley N°26.095 Obras de Infraestructura
Energética. Cargos Específicos
Decreto
PEN
Decreto
PEN
Régimen de Inversiones de Infraestructura Básica de Gas
durante el Proceso de Normalización del Servicio Público.
Creación del Mercado Electrónico de Gas.
Faculta a la Secretaria de Energía para realizar acuerdos
con los productores de gas natural a fin de establecer un
ajuste del precio en el punto de ingreso al sistema de
transporte
72
Tipo de
Norma
Decreto
PEN
Número
140/ 07
Publicada
N/A
Breve Descripción
Aprueba los lineamientos del Programa Nacional de Uso
Racional y Eficiente de la Energía
Organización del sistema físico del mercado eléctrico
mayorista.
Agentes
reconocidos.
Organización.
Procedimientos para la programación de la operación, el
despacho de cargas y el cálculo de precios. Sanciones por
falta de pago. Disposiciones transitorias. Ámbito de
aplicación y vigencia.Reglamentación del sistema de transporte de energía
eléctrica. Organización y agentes del mercado eléctrico
mayorista. Procedimientos para la programación de la
operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios.
Disposiciones transitorias.
Modificación de los Procedimientos, cálculo de precios y
remuneraciones.
Metodología para la fijación de precios en el Mercado
Eléctrico Mayorista y en el Mercado Eléctrico Mayorista del
Sistema Patagónico
Preservar el abastecimiento de aquellas demandas que no
se encuentran respaldadas por Contratos de Energía
Eléctrica en el Mercado a Término y orden de consolidación
de deudas
Creación del "Fondo para Inversiones Necesarias que
Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el
Mercado Eléctrico Mayorista" hacia el año 2007.
Resolución
61
13/05/1992
Resolución
137/92
15/01/1993
Resolución
246
2002
Resolución
240
2003
Resolución
406
2003
Resolución
712
2004
Resolución
1281
2006
Prioridades de abastecimiento y Servicio de Energía Plus.
Resolución
459
2007
Programa de Energía Total
2007
Convocatoria a Agentes Privados Acreedores del Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), a participar en la conformación
del FONINVEMEM) mediante el aporte del cincuenta por
ciento del total de las Liquidaciones de Venta con fecha de
vencimiento a definir, durante el período enero a diciembre
de 2007 inclusive.
Resolución
564
73
ANEXO II
Marco Normativo referido a Gas
Norma
Ley
Ley
Nº
17.319
24.076
Publicada
30/06/1967
12/06/1992
Ley
25.565
21/03/2002
Ley
25.725
10/01/2003
Ley
26.020
09/03/2005
Decreto
Decreto
1738/1992
786/2002
28/09/1992
10/05/2002
Decreto
1539/2008
23/09/2008
Decreto
2067/2008
03/12/2008
Resolución
Enargas
2065/2002
13/06/2002
Resolución
Enargas
2605/2002
13/06/2002
Resolución
Enargas
2627/2002
23/08/2002
Contenido
Ley de Hidrocarburos
Marco Regulatorio de la Actividad. Privatización de
Gas del Estado Sociedad del Estado. Transición.
Disposiciones Transitorias y Complementarias.
Apruébase
el
Presupuesto
General
de
la
Administración Nacional para el ejercicio 2002. Fondo
Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales
de Gas.
Aprueba el Presupuesto para el ejercicio 2003.
Modifica la ley 25.565 en lo relativo al Fondo Fiduciario
para Subsidios de Consumo Residencial de Gas.
Disposiciones generales y particulares. Autoridad de
aplicación. Fondo fiduciario para atender las
necesidades del GLP de sectores de bajos recursos y
para la expansión de redes de gas natural.
Disposiciones transitorias y finales.
Reglamenta la Ley 24.076
Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumo
Residenciales de Gas Natural y Gas Licuado.
Reglamenta la Ley Nº 25.565, artículo 75. Constitución
del Fideicomiso. Bienes Fideicomitidos. Beneficiarios.
Reglamenta arts. 44, 45 y 46 de la Ley Nº 26.020.
Crea el Programa Nacional de Consumo Residencial
de Gas Licuado de Petróleo Envasado. Instruye a la
Secretaría de Energía para que dicte las normas
aclaratorias, interpretativas y complementarias del
decreto; suscriba el Contrato de Fideicomiso con el
Fiduciario, en representación del Estado Nacional; y
dicte todas las medidas necesarias a los fines de
instrumentar y cumplir el objeto del Programa.
Crea el Fondo Fiduciario para atender a las
importaciones de Gas Natural y toda aquella necesaria
para complementar la inyección de Gas Natural que
sean requeridas para satisfacer las necesidades
nacionales de dicho hidrocarburo, con el fin de
garantizar el abastecimiento interno y la continuidad
del crecimiento del país y sus industrias.
Autoriza a los prestadores del Servicio de Distribución
y Subdistribución de Gas Natural a incluir en las
respectivas facturaciones el monto del recargo
destinado a constituir el Fondo Fiduciario, con la
finalidad de financiar compensaciones tarifarias en
determinadas zonas del país.
Autorízase a los prestadores del Servicio de
Distribución y Subdistribución de Gas Natural a incluir
en las respectivas facturaciones el monto del recargo
destinado a constituir el Fondo Fiduciario, con la
finalidad de financiar compensaciones tarifarias en
determinadas zonas del país.
Norma complementaria del Decreto 786/2002.
74
Norma
Resolución
AFIP
Nº
1307/2002
Publicada
03/07/2002
Resolución
AFIP
1330/2002
21/08/2002
Resolución
SE
153/2003
25/04/2003
Resolución
SE
828/2003
11/11/2003
Resolución
SE
265/2004
26/03/2004
Resolución
SE
659/2004
18/06/2004
Resolución
SE
Resolución
SE
710/2004
08/04/2004
950/2004
21/09/2004
Resolución
Enargas
Resolución
SE
3689/2007
11/01/2007
599/2007
14/06/2007
Resolución
MinPlan
409/2007
28/06/2007
Resolución
SE
24/2008
13/03/2008
Resolución
Enargas
409/2008
19/09/2008
Contenido
Recargo sobre el gas natural. Decreto Nº 786/2002.
Determinación e ingreso de la percepción. Requisitos,
plazos, formas y condiciones.
Recargo sobre el gas natural conforme Decreto N°
786/2002. Modifica la Resolución General N° 1307.
Establécese la forma en que se efectuará el cálculo
para la determinación del monto máximo a abonar en
concepto de compensación a los consumos
residenciales de Gas Licuado de Petróleo, envasado y
a granel, establecido por el Artículo 25 del Decreto N°
786/2002. Requisitos que deberán reunir los informes
de las respectivas Autoridades de Aplicación de las
provincias, relativos a las declaraciones juradas
presentadas por las empresas que solicitan el pago del
subsidio a dichos consumos.
Establece el procedimiento para el reconocimiento de
deudas del Estado Nacional al Fondo Fiduciario para
Subsidios de Consumos Residenciales de Gas.
Excepciones.
Adopta medidas de prevención a efectos de evitar una
crisis de abastecimiento interno de Gas y sus
consecuencias sobre el abastecimiento mayorista
eléctrico. Suspende la exportación de excedentes de
gas que resulten útiles para el consumo interno.
Instruye a la creación de un Programa de
Racionalización de Exportaciones de Gas y del uso de
la capacidad de Transporte.
Apruébase
el
Programa
Complementario
de
Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural.,
que sustituye al Programa de Racionalización de
Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de
Transporte, establecido por la Disposición N° 27/2004
de la Subsecretaria de Combustibles. Prioridades.
Convenio Temporario de Venta de Gas Natural entre la
República Argentina y la República de Bolivia.
Constituye el Fondo para atender la Contratación de
Transporte y Adquisición de Gas Natural Destinados a
la Generación de Energía Eléctrica. Establece los
recursos que integrarán dicho Fondo.
Establece los cargos específicos definitivos conforme
la Resolución MinPlan 2008/2006.
Homológase la propuesta para el Acuerdo con
Productores de Gas Natural 2007-2011, tendiente a la
satisfacción de la demanda doméstica.
Fija una bonificación del veinte por ciento de los
Cargos Específicos establecidos en la Resolución del
ENARGAS Nº 3689/2007.
Crea el Programa de incentivos a la producción de gas
natural denominado GAS PLUS. Establece las
condiciones que deberá cumplir un Proyecto de
Desarrollo Gasífero para ser caracterizado como Gas
Plus.
Establécese la segmentación de las categorías
definidas en el Decreto Nº 181/04, respecto de los
usuarios residenciales.
75
Norma
Resolución
SE
Nº
1070/2008
Publicada
01/10/2008
Contenido
Ratifícase
el
Acuerdo
Complementario
con
Productores de Gas Natural suscripto el 19 de
Septiembre de 2008.
Ratifícase el Acuerdo de Estabilidad del Precio del Gas
Licuado de Petróleo (GLP) envasado en garrafas de
10, 12 y 15 Kilogramos de capacidad, suscripto con
fecha 19 de septiembre de 2008
Apruébase el Reglamento del Programa Anual del
Programa Nacional de Consumo Residencial de Gas
Licuado de Petróleo (GLP) Envasado, creado por el
Decreto Nº 1539/2008.
Implementa cargos tarifarios del Decreto 2067/2008
Resolución
SE
1071/2008
01/10/2008
Resolución
SE
1083/2008
17/12/2008
Resolución
Enargas
Resolución
MinPlan
Resolución
MinPlan
563/2008
23/12/2008
1451/2008
23/12/2008
1493/2008
10/02/2009
Resolución
Enargas
615/2009
10/02/2009
Aprueba la metodología para la facturación,
percepción, información y depósito de cargos.
Resolución
Enargas
730/2009
27/04/2009
Resolución
Enargas
Resolución
Enargas
Resolución
SE
768/2009
10/06/2009
Exceptua de pago del cargo del decreto 2067/08 a los
usuarios residenciales R31 de Mendoza, San Juan,
Neuquen, Rio Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del
Fuego, La Pampa y Buenos Aires, a partir del 1º de
abril de 2009.
Establece excepciones al pago del Decreto 2067/2008.
828/2009
18/08/2009
86/2010
25/03/2010
Resolución
SE
197/2010
09/04/2010
Resolución
Enargas
1179/2010
04/05/2010
Resolución
Enargas
Resolución
Enargas
1707/2011
03/05/2011
Establece refacturaciones y reposición del cargo del
Decreto 2067/2008.
Aprueba la transferencia al Fondo Fiduciario para
Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, creado
por decreto 786/2002, la suma de $ 45.021.967.
Prorroga la vigencia del Acuerdo de Estabilidad del
Precio del Gas Licuado de Petróleo (GLP) Envasado
en Garrafas de10, 12 y 15 Kilogramos de capacidad
hasta el 31 de diciembre de 2010.
Exceptua del pago del Cargo del Decreto 2067/08 a
los usuarios Residenciales R3 1º y R3 2º de todo el
país y adicionalmente a los usuarios R3 3º
pertenecientes a las provincias beneficiadas con la
excepción establecida por Resolución Enargas.
Excepciones al pago del Cargo Decreto 2067/08.
1982/2001
14/11/2011
Implementa cargos tarifarios al Decreto 2067/2008.
Reglamenta el Fondo Fiduciario creado por el Decreto
2067/2008.
Modifica Res MinPlan 1451/2008
76
ANEXO III
Supuestos de cálculo
Observación 4.1.
PREMIO
=
TARIFA BÁSICA
1.
FLETE
* WORLD SCALE (WS)
+
+
SEGURO
3 ‰ /CyF
Flete New York – Buenos Aires = 21,853 USD/TM (asimilado a la tarifa entre
Nueva York y Montevideo) – Responde a los niveles de tarifa básica 2009 de
World Scale (WS)
2.
World Scale (WS) (es el porcentual a afectar a la tarifa básica) = 100, se asume
basados en que el WS para crudo y fuel oil, Caribe – USAC, oscilo durante el
segundo semestre 2009 entre 73 y 109 como valor máximo, dando un promedio
de 88.
3.
Conversión del valor del flete de USD/TM a USD/BBL. A fin de realizar la misma
se partió de la información incluida en la planilla suministrada para cada
cargamento, donde se informa que la densidad del producto está muy próxima a
1,00 tm/m3, por lo tanto se puede asumir que 1m3 = 1tm y siendo que
1m3=6,29 barriles, se puede asumir que 1 t (tonelada) = 6,29 barriles
Por lo tanto:
PREMIO
=
=
FLETE
TARIFA BÁSICA * WORLD SCALE (%)
21,853 USD/TM
*
100
21,853 USD/TM
+
+
+
+
SEGURO
0,19
0,19
0,19
PREMIO
PREMIO
=
21,853 USD/TM
+
+
0,19
0,19
PREMIO
=
/
6,29 bbL
3,47
3,66
Este supuesto corresponde a los cargamentos con descarga en Buenos Aires,
para el caso de los puertos de Bahía Blanca y Campana, se asumió la misma
diferencia que surge entre los precios contractuales, es decir 14 USD, resultante de
(8,49 USD/BBL– 8,35 USD/BBL)
Cálculo del valor del seguro, sumado al flete:
77
Valores Platts
NY Nº 6 1Pct
USD/BBL
58,30
60,00
59,80
61,45
61,25
62,85
363,65
60,61
1,06
61,67
Días Considerados
22/2009
23/2009
24/2009
25/2009
26/2009
29/2009
Promedio
Más Flete
Valor del Seguro (*)
0,19
(*) Es igual al 3 por mil del Promedio de
Platts.
Observación 4.2.
Flete
Santos NYC
19,41
0,10
Flete
Santos BUE
5,77
-
Tarifa Básica Tn.
19,51
5,77
Conversión a Barril
Flete en USD/BBL
Seguro
6,29
3,10
0,19
6,29
0,92
0,19
Premio con descarga en BUE
3,29
1,11
Tarifa Básica
Seguro Ambiental USA
Dif. Según Convenio
Premio con descarga en
BHI/CNA
0,14
1,25
78
ANEXO IV
Descargo del Auditado
79