Resolución 806/2019

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

Anexo 1

Anexo 2

e. 10/12/2019 N° 95530/19 v. 10/12/2019