MINISTERIO DE HACIENDA
SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA
Resolución 806/2019
RESOL-2019-806-APN-SGE#MHA
Ciudad de Buenos Aires, 09/12/2019
Visto el expediente EX-2019-96858151-APN-DGDOMEN#MHA, la ley 24.076 y
su decreto reglamentario 1738 del 18 de septiembre de 1992 y la
resolución 244 del 23 de octubre de 2018 del Ente Nacional Regulador
del Gas (ENARGAS), organismo descentralizado actuante en la órbita de
la Secretaría de Gobierno de Energía dependiente del Ministerio de
Hacienda, y
CONSIDERANDO:
Que por la resolución 716 del 10 de septiembre de 1998 del Ente
Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), organismo descentralizado
actuante en la órbita de la Secretaría de Gobierno de Energía
dependiente del Ministerio de Hacienda, se aprobó el Reglamento Interno
de los Centros de Despacho en virtud de las facultades otorgadas por la
ley 24.076.
Que dicho reglamento tuvo como objetivo fijar los procedimientos para
la administración del despacho de gas natural, modificando los modelos
de Pautas para la Administración de Despachos anexas a los Reglamentos
de Servicio de Transporte y Distribución.
Que en el reglamento se consignó expresamente que su objetivo consistía
en permitir el pleno funcionamiento de un ambiente de libre acceso, no
discriminación y plenamente competitivo, con alternativas que
garantizaran la calidad y continuidad del servicio público de
transporte y distribución de gas y, asimismo, evitar las crisis
recurrentes, que afectaran a los sistemas de transporte y distribución
en los días de máximo consumo, intentando preservar a los clientes con
servicios no interrumpibles, con una metodología de gestión que se
estimara más eficiente.
Que mediante la resolución 1410 del 28 de septiembre de 2010 del
ENARGAS se comunicó que a partir del 1° de octubre de 2010 se aplicará
el Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas, el
cual estableció en el punto 5 “CLIENTES SIN CONTRATOS DE COMPRA DE GAS”
del apartado IV que “En aquellos casos en que no se hubieran declarado
los contratos –o acuerdos confirmados por los productores o
comercializadores– o no se cumpla con lo aquí establecido, las
Distribuidoras informarán a la Secretaría de Energía y al ENARGAS
aquellos usuarios que no cuentan con gas contratado (…)”.
Que, posteriormente, la resolución I-3833 del 2 de junio de 2016 del
ENARGAS aprobó el Procedimiento Complementario para Solicitudes,
Confirmaciones y Control de Gas, que estableció que las distribuidoras
deberían arbitrar los medios y realizar las gestiones que fueran
necesarias para que el/los Productor/res que hubiera/n inyectado gas
para cubrir los desbalances que no tuvieran origen en el abastecimiento
a la Demanda Prioritaria, percibiera/n —conforme lo dispuesto por la
resolución 89 del 1º de junio de 2016 del ex Ministerio de Energía y
Minería— el Precio Estímulo establecido en la resolución 74 del 19 de
mayo de 2016 del ex Ministerio de Energía y Minería, respecto del
volumen de gas consumido en exceso de la cantidad autorizada.
Que en el contexto actual de finalización de la vigencia de la ley
25.561, en lo que aquí concierne, se ha retornado a la plena aplicación
del marco normativo de la ley 24.076 y la libre contractualización del
gas en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) por las partes;
por lo tanto, los productores y Energía Argentina Sociedad Anónima
(ENARSA) inyectarán el gas solicitado por sus compradores (con el
correspondiente transporte autorizado por las licenciatarias de
transporte).
Que, asimismo, todo consumo que no disponga de la correspondiente
confirmación total, proveniente de un contrato a término o de una
compra spot, generará un desbalance equivalente a la diferencia entre
el volumen confirmado (asignado a cierre del día operativo) y el
volumen efectivamente consumido por el usuario, y la falta de
compensación de los volúmenes así consumidos y/o inyectados en exceso
podrían poner en riesgo (en mayor o menor tiempo y según su magnitud)
la confiabilidad del Sistema de Transporte y Distribución.
Que, ante dicho escenario, los desbalances fuera de los límites de
tolerancia operativos, ponen en riesgo la operación normal y segura de
los sistemas de Transporte y Distribución, así como el abastecimiento
de la demanda prioritaria (dentro de la cual se encuentran los usuarios
residenciales, hospitales, escuelas, entre otros servicios esenciales).
Que, además, con un mercado contractualizado para que los nuevos
desbalances que se generen se compensen conforme los criterios de la
resolución 716/1998 del ENARGAS y demás normativa de despacho
complementaria, se ha observado conveniente generar un cierre y una
separación temporal concordante con la inaplicabilidad de la normativa
pertinente dictada en el marco de la ley 25.561.
Que la resolución 244/2018 del ENARGAS implicó una modificación
transitoria de la modalidad de aplicación de las penalidades dispuesta
en el punto 10.1. del apartado IV del Reglamento Interno de los Centros
de Despacho, toda vez que se ha demostrado en la práctica que las
previsiones allí establecidas no han resultado efectivas para disuadir
la existencia de desbalances en el sistema, la cual sería conveniente
mantener en vigencia.
Que la resolución 244/2018 del ENARGAS dispuso proceder al
restablecimiento de las cuentas “OBA” y de los desbalances de los
cargadores, que comenzarían con un saldo igual a cero (0) a partir del
1° de enero de 2018.
Que, asimismo, la resolución citada precedentemente estableció que los
cargadores tendrían un plazo de transición, hasta el 31 de marzo de
2018, para efectuar libremente las compensaciones necesarias de las
cuentas “OBA” y los desbalances que registraran al 31 de diciembre de
2017, y que si al 31 de marzo de 2018 no se hubiesen compensado la
totalidad de los saldos determinados a dicha fecha, aquellos pendientes
de compensación quedarán congelados “…hasta que se resuelva el
procedimiento de asignación de los mismos, conforme lo que instruya el
Ministerio de Energía y Minería de la Nación…”.
Que al momento de determinar el precio al cual deberán compensarse los
desbalances de los cargadores corresponde tener en cuenta que las
compensaciones por gas consumido sin confirmación han tendido a
reflejar el costo de oportunidad del gas para el productor en cada
momento en que dichas compensaciones se han llevado a cabo.
Que a pesar de la lógica intrínseca de esta premisa la misma ha producido tensiones en el momento de su aplicación.
Que luego de la crisis económico-financiera y cambiaria de 2001 y en el
marco ley 25.561, el Poder Ejecutivo Nacional dictó diversas medidas
que tuvieron por objeto atenuar los efectos de la crisis y su impacto
en la prestación de los servicios públicos, entre ellos los servicios
de transporte y distribución de gas natural por redes.
Que esta intervención regulatoria se perpetuó por más de dieciséis años
y tuvo por efecto disociar los precios y las tarifas finales de los
costos económicos reales de abastecimiento de energía, con
consecuencias severas y negativas sobre la producción de gas y la
seguridad de abastecimiento energético.
Que, en este contexto, la producción de hidrocarburos verificó un
declive sostenido en los años posteriores dado que entre 2004 y 2014 la
producción registró una caída del veinte por ciento (20%) equivalente a
una disminución anual del dos coma dos por ciento (2,2%).
Que, como consecuencia, el país dejó de exportar gas natural y, a
partir de 2007, pasó a convertirse en un importador de dicho fluido.
Que, en tal sentido, se volvió necesario reforzar las importaciones
desde Bolivia y posteriormente la construcción de las terminales de
regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), de Bahía Blanca en 2008 y
Escobar en 2010.
Que, en paralelo con los esfuerzos para sostener el declino de la
producción de gas local con importaciones, el Poder Ejecutivo Nacional
implementó una serie de mecanismos de compensación económica para
aquellas empresas que se comprometieran a incrementar su inyección
total de gas natural, entre los cuales se encuentran el Plan Gas I y II
de 2013, a los que les sucedió el Plan Gas III de 2016, que ayudaron a
frenar el declino de la producción y a revertir la mencionada tendencia.
Que en el 2018 entró en vigencia el “Programa de Estímulo a las
Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de
Reservorios No Convencionales”, creado a través de la resolución 46 del
2 de marzo de 2017 del ex Ministerio de Energía y Minería
(RESOL-2017-46-APN-MEM) cuya implementación posibilitó un crecimiento
de la producción total de gas natural.
Que la importación de gas obedeció a una coyuntura excepcional
caracterizada por distorsiones en el abastecimiento y en la relación
entre los precios domésticos y los precios del gas importado.
Que el denominado “Precio Estímulo” también respondió a circunstancias
extraordinarias como fueron la necesidad de impulsar el desarrollo de
reservas y la producción de gas natural ante un panorama de declinación
sistémica.
Que, consecuentemente, en el pasado reciente y siguiendo el principio
de asignar al gas no confirmado un valor que refleje el costo de
oportunidad para los proveedores, se ha procedido a aplicar a las
compensaciones precios que reflejan mayoritariamente los precios de
importación.
Que efectivamente, mediante las notas 6177/11 y 6229/11 de la ex
Secretaría de Energía se ha aplicado a industrias no autorizadas a
consumir los precios promedio del gas importado de Bolivia y del GNL
que conformaron los precios denominados “Proveedor de Última Instancia”
(PUI) y “Gas de Última Instancia” (GUI).
Que con independencia de la sustancial brecha existente en su momento
entre los precios de importación y los precios del gas doméstico, los
mismos reflejaban el “costo de oportunidad” del único importador y
principal proveedor de dichos volúmenes en el mercado interno: ENARSA.
Que se optó en su momento por aplicar a las compensaciones de
desbalances el denominado “Precio Estímulo” establecido por el punto 7
del apartado I del anexo I de la resolución 74/2016 conforme a lo
dispuesto por la resolución 89 del 31 de mayo de 2016 del ex Ministerio
de Energía y Minería.
Que tanto los precios PUI y GUI como el Precio Estímulo responden a
situaciones específicas en las cuales los costos de los proveedores
estaban afectados por circunstancias excepcionales del mercado.
Que en el contexto actual, la disponibilidad del recurso y el éxito de
los programas de estímulo han comenzado a generar excedentes de gas
natural en los meses de menor demanda local (período estival) y se han
normalizado las condiciones de abastecimiento interno.
Que esta nueva realidad del mercado doméstico permitió la gradual
normalización de abastecimiento y de formación de precios en el mercado
doméstico, condiciones que fueron reflejadas en la subasta realizada
conforme a la resolución 32 del 8 de febrero de 2019 de la Secretaría
de Gobierno de Energía dependiente del Ministerio de Hacienda
(RESOL-2019-32-APN-SGE#MHA).
Que con posterioridad a la subasta mencionada se ha verificado en el
mercado la contractualización de volúmenes de gas natural a precios
libremente pactados por las partes entre abril y septiembre de 2019.
Que, a efectos de proceder con la asignación de volúmenes instruida por
la citada resolución 244/18 del ENARGAS, la Subsecretaría de
Hidrocarburos y Combustibles dependiente de esta Secretaría de Recursos
No Renovables y Mercado de los Combustibles ha tenido en consideración
la información suministrada por la Autoridad Regulatoria en su nota
NO-2019-90871103-APN-SD#ENARGAS y los informes adjuntos
IF-2019-90641927-APN-DIRECTORIO#ENARGAS e
IF-2019-86742758-APN-GT#ENARGAS.
Que en base a la información mencionada, la mencionada Subsecretaría
procedió a confeccionar la tabla de asignaciones de todas las cuentas
deudoras de desbalances de cargadores con cada uno de los productores
inyectores de los sistemas de transporte Norte y Sur la que como anexo
I (IF-2019-104280224-APN-SSHYC#MHA) integra esta medida.
Que las asignaciones así determinadas reconocen su basamento
fundamental en el hecho de que los saldos deudores del sistema, al no
verse compensados, no poseen contraparte en un proveedor y no han
generado obligaciones comerciales.
Que, asimismo, y a efecto de determinar el precio del gas natural a
efectos de proceder a las compensaciones que esta medida se instruyen,
la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles ha tenido en cuenta
los precios promedio por distribuidora, cuenca de origen, proveedor y
contrato de gas natural confeccionada en base a los contratos
presentados para el “pass through” del periodo estacional abril –
septiembre de 2019 informados por ENARGAS a requerimiento de la
Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles, en el entendimiento que
dichos precios son los que mejor reflejan un desenvolvimiento
transparente y competitivo del mercado de gas natural a término.
Que, con base a la información citada, la Subsecretaría de
Hidrocarburos y Combustibles procedió a confeccionar un compendio de
precios de gas por cuenca de origen promediando los meses incluidos en
la planilla suministrada por ENARGAS la que se incorpora a esta medida
como anexo II (IF-2019-104778649-APN-SSHYC#MHA).
Que conforme a las consideraciones precedentemente vertidas y a lo
dispuesto por la resolución 244/2018 del ENARGAS, corresponde proceder
a la asignación y compensación de las cuentas “OBA” y de los
desbalances de los cargadores.
Que el servicio jurídico permanente de la Secretaría de Gobierno de
Energía del Ministerio de Hacienda ha tomado la intervención que le
compete.
Que esta medida se dicta en uso de las facultades previstas en el
numeral 4 del apartado VIII BIS del anexo II al decreto 174 del 2 de
marzo de 2018 y sus modificaciones.
Por ello,
El SECRETARIO DE GOBIERNO DE ENERGÍA
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Aprobar la asignación a cada uno de los productores de
gas natural de los desbalances de cada uno de los cargadores de ese
fluido por los volúmenes consignados en el anexo I
(IF-2019-104280224-APN-SSHYC#MHA) que integra esta medida.
ARTÍCULO 2º.- Autorizar a cada uno de los productores consignados en el
mencionado anexo I a que procedan a facturar los volúmenes de gas allí
establecidos a cada uno de los cargadores al precio de cuatro dólares
estadounidenses con treinta y nueve centavos (4,39) por millón de BTU
(USD/MMBTU) conforme surge del anexo II
(IF-2019-104778649-APN-SSHYC#MHA) que integra esta medida.
ARTÍCULO 3º.- Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional de Registro Oficial y archívese. Gustavo Sebastián Lopetegui
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 10/12/2019 N° 95530/19 v. 10/12/2019