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ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
Suipacha 636 (C1008AAN) Capital Federal República Argentina
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PRESENTACIÓN
CAPÍTULO ICarta del Directorio
CAPÍTULO IIEl Ente Nacional Regulador del Gas
CAPÍTULO IIIActividades del ENARGAS
CAPÍTULO IVEl ENARGAS y su relación con los usuarios
CAPÍTULO VEvolución de la industria del gas en la Argentina
ANEXO IMemoria y estados contables ENARGAS 1999
ANEXO IIResoluciones ENARGAS 1999
ANEXO IIILicenciatarias del servicio del gas
ANEXO IVSistema de transporte de gas
ANEXO VOferta y demanda de gas en Argentina 1995/1999
ANEXO VIGas entregado por área licenciada - 1995/1999
ANEXO VIIEntregas de gas natural a grandes usuariospor rama de actividad y área de licencia 1999
ANEXO VIIINiveles tarifarios del servicio de distribución
ANEXO IXEvolución económico-financiera de las licenciatarias
ANEXO XSistema gasífero Argentino: Flujo del gas 1999
INDICE DETALLADO
INDICE DE CUADROS
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Ing. Hugo Daniel Muñoz1er Vocal
Ing. Héctor Enrique FormicaPresidente
Ing. José Andrés ReparVicepresidente
Ing. Ricardo Víctor Busi3er Vocal
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Presidente
Ing. Héctor Enrique Formica
Vicepresidente
Ing. José Andrés Repar
1er Vocal
Ing. Hugo Daniel Muñoz
3er Vocal
Ing. Ricardo Víctor Busi
Unidad de Auditoría Interna
Cra. Beatríz Suárez Trillo
Secretaría del Directorío
Dra. Marcela Paula Valdez
Gerente de Asuntos Legales
Dr. Osvaldo Felipe Pitrau
Gerente de Desempeño y Economía
Cra. Alicia Isabel Federico
Gerente de Transmisión
Ing. Roberto Nicasio Artola
Gerente de Distribución
Ing. Jorge Osvaldo José Deferrari
Gerente de Admistración y Sistemas
Lic. Santiago Walter Carradori
Gerente de Regiones
Ing. Pedro Angel De Falco
Gerente de Relaciones Institucionales
Ing. Oscar Alberto Domínguez
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Como todos los años, y dando cumplimiento al
Artículo 52, Inciso s) de la Ley Nº 24.076 el
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS da a
conocer su informe anual de actividades.
En esta ocasión con cambios, tanto en
el diseño como en la información
contenida en las cuadros, los que se
han adaptado a la nueva regulación
emitida por el Ente, especialmente en
materia de usuarios.
Con ello se ha intentado facilitar la
lectura del material, sin menoscabo de
su amplitud de contenido.
Esperamos que esta tarea sirva para
estrechar, aún más, el vínculo de esta
Autoridad Regulatoria con la
comunidad, de la que es parte y a la
que está llamada a servir.
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C A R T A D E L D I R E C T O R I O
El año 1999 marca el cierre de una etapa en la
regulación de la industria del gas, a la que podríamos
calificar de inaugural, que fue la que forjó las
estructuras a partir de las cuales debemos intentar
los nuevos desafíos, cuya concreción definitiva, en
muchos aspectos, se llevará cabo en oportunidad
de la Segunda Revisión Quinquenal Tarifaria.
Para ello, es necesario dar continuidad a todo
aquello que a lo largo de estos años ha constituido
una industria sólida y en abierta expansión, pero
a la vez, ser conscientes de los cambios que
reclaman los nuevos tiempos, para que los
beneficios de este desarrollo lleguen a un mayor
número de usuarios.
Entre los objetivos a los que corresponde dar
continuidad, cabe destacar el de alentar las inversiones,
que desde la privatización alcanzaron 2.867 millones
de pesos (aproximadamente 1.462 de ellos corres-
pondientes a las inversiones en el segmento de
transporte y los 1.405 restantes, en distribución).
Esto es de fundamental importancia, toda vez que
redundará, seguramente, en la continuidad del
crecimiento de otros indicadores, tales como la
capacidad de transporte, que, en el período 93-99,
ha aumentado en casi 50%, a la par de la inyección
de gas, que creció en un 44%, así como la
incorporación de nuevos usuarios a los beneficios
del gas natural, que en el citado período ha tenido
un modesto crecimiento de alrededor del 26,5% y
la consecuente extensión de las redes, que desde la
privatización se han incrementado en un 55%. Cabe
esperar, para los próximos ejercicios, mejores resul-
tados de estos últimos indicadores.
Ahora bien, cerrada ya la fase inaugural, con bases
sólidas y esquemas claros, se deben plantear los
desafíos teniendo en cuenta lo que la experiencia
internacional aconseja para el logro de los mejores
resultados, en términos de calidad de servicio y
precio al usuario final, a la vez que considerar las
realidades propias de nuestro país, las que señalarán
los tiempos y modalidades de implementación. Para
ver los avances en la nueva regulación, corresponde
detenerse en la tarea realizada durante el año 1999.
EL DESAFÍO DE LA CALIDAD
Como resultado de un proceso de debate abierto
con los sujetos de la industria, muestra clara del
cual fue la Audiencia Pública celebrada el 2 de junio
de 1999, se aprobó la Metodología de Control mediante
Indicadores de Calidad de Servicio, la que fuera
provisoriamente puesta en vigencia por la Resolución
ENARGAS Nº891/98, y definitivamente establecida
mediante la Resolución ENARGAS Nº1192/99.
Para su dictado, se contó con una etapa previa de
análisis, que posibilitó contar con las opiniones
de todos los sectores interesados antes de dictar el
acto definitivo.
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Los Indicadores de Calidad de Servicio son un
conjunto de índices que reflejan el nivel de calidad
del servicio público de gas prestado por las
Licenciatarias de Distribución y Transporte, verificando
en forma permanente la realización de la correcta
operación y mantenimiento de las instalaciones,
la introducción de mejoras tecnológicas y el
desempeño de una gestión comercial adecuada a
los intereses de los usuarios.
Entre los objetivos de estos indicadores, cabe destacar
el de facilitar la evaluación de la gestión de las
empresas en forma particular y en comparación de
unas con otras. Ello es posible toda vez que, al
establecerse parámetros uniformes, se puede realizar
una suerte de �competencia por comparación�, cuyos
resultados se reflejan en la elaboración de un
�ranking� de cumplimiento de los índices establecidos,
que permite determinar el nivel de calidad con que
cada empresa presta el servicio en relación con la
prestadoras de otras áreas.
Se ha previsto la realización de una publicación
anual donde se difundirán los ordenes de mérito
de las empresas en el cumplimiento de los indicadores.
Estos datos se difundirán a través de Internet, de
las publicaciones propias del organismo y de los
medios especializados de la industria.
Como se puede apreciar, con los indicadores se logra
que el usuario conozca la calidad de servicio de las
empresas, lo que se traduce en una medida que
fomenta la transparencia. Y esto es especialmente
importante en los que se han dado en llamar �índices
de transparencia de mercado�, por los cuales el usuario
puede conocer, vía Internet, la existencia de con-
cursos abiertos de capacidad de transporte,
propuestas de reventa de esa capacidad, eventos
extraordinarios que se produzcan en el sistema,
datos sobre el despacho diario, última tarifa afectada
a corte en el sistema de distribución, etc.
En este punto, cabe recordar que si bien se prorrogó
la consideración de algunos de los índices referidos
al servicio de distribución, durante el año 1999, en
el título siguiente se considerará su inminente
aprobación en tanto herramientas fundamentales
para la introducción de mayor transparencia en
los mercados.
Asimismo, los indicadores de calidad del servicio
permiten monitorear el esfuerzo realizado por las
empresas para lograr una correcta prestación del
servicio en cuanto a seguridad y calidad. Al respecto
cabe señalar que, si bien no es dificultoso verificar
si el servicio prestado por una Licenciataria es seguro
y continuo, pues está dado particularmente con el
cumplimiento de las normas técnicas vigentes; no
es tan sencillo establecer si la prestación del servicio
se realiza en forma prudente, diligente y eficiente,
es decir, si se brinda un servicio de calidad.
En cuanto a las características de los Indicadores,
es menester destacar que son representativos del
comportamiento del sistema, son fáciles de entender
y cuantificar, son imparciales y los datos requeridos
para su evaluación son trazables, verificables, no
alterables y posibles de obtener por una fuente
independiente, a la vez que están relacionados con
el mantenimiento de la calidad de servicio al cliente
y permiten que los sujetos de la industria tomen
conocimiento de la información relevante acerca
del sistema. Además, a los efectos de un correcto
control, son auditables por terceras partes para
determinar su certeza e imparcialidad.
Comprenden aspectos técnicos y comerciales acordes
con niveles internacionales que reflejen, globalmente,
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la calidad de la prestación brindada al usuario.
En lo que hace a la gestión comercial, los indicadores
comprenden todos aquellos supuestos en que la
distribuidora interactúa con el cliente y tienden a
que todas las empresas brinden a todos los usuarios
un mismo nivel básico de calidad de servicio: demoras,
relación comercial, servicios, atención, prestaciones
y la eficiencia con que son resueltos los reclamos y
consultas que se les plantean.
En cuanto a los índices técnicos, tanto en transporte
como en distribución, podemos agruparlos en tres
clases, los de Transparencia de Mercado que, como
se indicara, se traducen en la publicación vía Internet
de la información relevante para los sujetos de la
industria, los de Protección Ambiental, que verifican
que la operación y mantenimiento del sistema se
realice dentro de los estándares internacionales en
esta materia, minimizando el impacto ambiental
de las actividades, y los de Operación y
Mantenimiento, que permiten evaluar, entre otros
aspectos: la integridad de las cañerías, los niveles
de protección catódica, la diligencia en la atención
de emergencias, entre otras.
Se cuenta con una metodología de control que ha
implicado un cambio sustancial en la tarea de
fiscalización realizada hasta el presente, toda vez
que existe un conjunto de índices que brindarán al
Organismo la información necesaria para conocer
el servicio prestado en forma abarcativa y con
parámetros uniformes.
Ésta es la manifestación clara del inicio de una
nueva etapa de la regulación, ya que implica la
sustitución del esquema basado en inversiones
obligatorias, previstas para el primer quinquenio,
por un sistema más adecuado a esta etapa en la
evolución de la industria.
Pero el desafío del cambio quedará a mitad de camino
si las prestadoras del servicio no lo adoptan como
propio, transformando a los indicadores, previstos
como metodología de control, en herramienta de
autosuperación en la prestación del servicio.
MAYOR COMPETENCIA Y TRANSPARENCIA
COMO OBJETIVOS CERCANOS
Al cierre del ejercicio 1999, el ENARGAS se encuentra
con dos objetivos de cercana concreción, por un
lado, la adopción definitiva de medidas para fomentar
la transparencia, y, por otro, las propuestas necesarias
para la apertura de la competencia.
En cuanto al objetivo de incrementar la transparencia
en los mercados gasíferos, debemos señalar tres
cuestiones, a saber:
1) La adopción definitiva de los Indices de
Transparencia de Mercado para el Servicio de
Distribución, a fin de que, a través de la adecuada
difusión de la mayor tarifa que sufrió las restricciones
operativas, sea posible obtener, para la industria
en general, una información valiosa sobre la
procedencia de los cortes.
Para ello, se ha previsto que en el caso de que se
produjeran restricciones en los servicios ofrecidos
por las Distribuidoras, éstas deben publicar al día
siguiente los volúmenes operativos cortados, causas
de la restricción, tipo de servicio y la última tarifa
afectada al corte, en cada subzona tarifaria, du-
rante todos los días del período invernal.
Asimismo, resulta valiosa la publicación de las
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restricciones, el número de clientes afectados por
día y su comparación respecto al número total de
clientes interrumpibles de la Distribuidora,
generándose una estadística a partir de la recopilación
de dichos valores.
De esta forma, el conocimiento público de los
volúmenes operativos totales cortados por tipo de
servicio y sus distintos orígenes (restricciones de
gas, transporte o distribución), permitirá a los usuarios
de la industria, contar con elementos adicionales
para el análisis del servicio que mejor se adapte a
sus necesidades, conociendo los riesgos asociados.
Por otra parte, el indicador permitirá al ENARGAS
evaluar la eficiencia de la interrupción, a través de
la respuesta obtenida de los clientes a los
requerimientos de restricción determinados por la
Distribuidora, de manera tal de asegurar la integridad
de los sistemas y propender a un eficiente
aprovechamiento de los recursos.
Para ello, se ha previsto que las Licenciatarias
informen al ENARGAS los listados diarios de
restricciones efectuadas el día inmediato anterior,
donde se incluyan la totalidad de los clientes
afectados, en orden ascendente de su tarifa de corte.
De este modo, se podrá conocer la eficiencia gene-
ral lograda por la Distribuidora, a la vez que detectar
y propender a corregir los desvíos en exceso que
particularmente ocasionan determinados clientes,
previéndose la publicación del resultado global
alcanzado por cada Distribuidora y su participación
en el orden de mérito general.
2) La sanción de los Lineamientos de Asignación
de Capacidad de Transporte, a fin de brindar reglas
claras a todos los actores del sistema en cuanto al
procedimiento público de asignación (�Open Season�).
Cabe recordar que durante el año 1999, se enviaron
estos lineamientos en consulta y se recogieron las
opiniones de las Licenciatarias.
El acceso no discriminado y libre, considerado como
el derecho de acceder a la capacidad disponible del
Transportista o Distribuidor en condiciones de
igualdad con los demás clientes, resulta un requisito
fundamental para que los beneficios de la
desintegración vertical realizada en la industria no
se vean disminuidos a través de asignaciones de la
capacidad que dificulten el ingreso y evolución de
nuevos participantes en el mercado y vulneren el
desarrollo de la competencia.
Por ello, la transparencia y no discriminación en
el acceso a la capacidad de transporte son
imprescindibles para dinamizar el mercado secundario
de gas natural como herramienta de difusión de la
competencia.
En tal sentido, se han previsto los diferentes
procedimientos para los concursos de asignación
de capacidad, según se tratare de expansiones (con
los supuestos de factibilidad o no con la tarifa
vigente) o de asignación de capacidad remanente,
resguardando, en todos los casos, el derecho de los
sujetos de la industria a una adecuada difusión del
concurso y a una información clara y precisa acerca
de su objeto.
Con ello, se asegura un efectivo ejercicio de todos
los eventuales interesados de su derecho a adquirir
capacidad, ya sea proveniente de expansiones o
capacidad remanente, desalentándose las conductas
que contravengan el principio de acceso no
discriminatorio y libre previsto en el Marco
Regulatorio.
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3) El establecimiento de Reglas de Conducta a
aplicarse en la actividad de los Comercializadores
en su relación con otros sujetos de la industria
(Licenciatarias y Usuarios).
Tales reglas devienen necesarias fundamentalmente
en lo que hace a asegurar una efectiva competencia
entre Distribuidoras y Comercializadores, brindar
al usuario, tanto por parte de las Distribuidoras
como de los Comercializadores, una información
clara y veraz acerca de los tipos de servicios ofrecidos,
a la vez que determinar los criterios para realizar
la interrupción del suministro.
Por otra parte, resulta necesario asegurar el efectivo
cumplimiento, por parte de todos los sujetos del
sistema, de las normas de despacho de gas, observando
en forma adecuada los desbalances y las
nominaciones en los sistemas de transporte.
Estas reglas pretenden ser principios rectores para
una justa convivencia entre Transportistas,
Distribuidoras y Comercializadores, a la vez que
también considerarán las vinculaciones societarias
entre Licenciatarias y Comercializadores a fin de
asegurar la existencia real y eficaz de la competencia.
En este sentido, cabe recordar que durante el año
1999, el ENARGAS sancionó mediante la Resolución
Nº1013/99 a Gasmarket S.A. y a Gasnor S.A. por
sus incumplimientos de lo previsto en los Artículos
34 y 52 inc. d) de la Ley Nº24.076, dado que se
violaron las restricciones que, en materia de
vinculaciones societarias, establecen las normas
mencionadas.
Ahora bien, contando con un mercado con reglas
de juego claras y conocidas por todos los sujetos,
cabe avanzar hacia el segundo grupo de medidas,
relativas a la introducción de mayor competencia,
lo que implica acercar los beneficios del crecimiento
a un mayor número de sujetos.
Para hacer viable esta competencia, es de funda-
mental importancia la modificación a la
Reglamentación de la Reventa de Capacidad de
Transporte, con el objeto de desarrollar un mercado
secundario de capacidad firme en un marco que
respete el acceso abierto y la no discriminación.
Con tal fin, se prevé incentivar a aquellos cargadores
con capacidad firme temporalmente ociosa, a
ofertarla por períodos variables, permitiendo una
mayor eficiencia en el uso de la capacidad instalada
al reducir el costo unitario de dicha capacidad.
Para ello se deben dar mecanismos de licitación
similares a los previstos para la asignación de
capacidad, es decir, el cargador saliente ofrece la
capacidad que tiene disponible y el cargador
entrante solicita según sus necesidades (es decir,
la capacidad ofrecida incluye cualquiera de los
puntos intermedios entre la recepción y entrega
fijados en el contrato original).
Por otra parte, se prevé la eliminación del precio
tope fijado en la reventa, toda vez que se pretende
dinamizar este mercado secundario y, además, al
permitirse la reventa por períodos menores a un
año, la limitación impuesta por la tarifa máxima
no refleja el valor que podría alcanzar la capacidad
de ser vendida sólo en el período invernal.
Finalmente, y dado que actualmente son las
distribuidoras las que cuentan con el mayor porcentaje
de capacidad reservada, se propondrá la fijación de
algún mecanismo automático para inducirlas a
participar en el mercado de reventa.
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Como se puede apreciar, los mecanismos de
asignación de capacidad y la reventa guardan
estrecha relación, toda vez que, en forma conjunta,
tienden a una asignación de capacidad transparente
y eficiente, lo que resulta un requisito indispen-
sable para crear las condiciones para el desarrollo
de mayor competencia en la industria del gas.
Yendo al punto central en materia de incentivo a
la competencia y con el objeto de incorporar a las
pequeñas y medianas empresas a las opciones de
compra directa de gas y/o transporte, a la vez de
promover la competitividad de los mercados de
oferta y demanda de gas natural, el ENARGAS
estudia la modificación del Reglamento de Servicio
a fin de posibilitar a los usuarios del Servicio General
�P� y �G� la adquisición de gas y/o transporte de
terceros, reduciendo el límite del volumen de 10.000
a 5.000 m3/día.
De este modo, se ha evaluado la conveniencia de
lograr que un mayor número de consumidores pueda
optar entre adquirir gas y/o transporte directamente
de los distribuidores (usuarios servicio completo) o
diversificar los componentes del servicio comprando
el gas y/o el transporte a los productores, a las
compañías transportistas, y/o a los agentes
comercializadores de gas natural.
La restricción existente hasta la fecha, para que
pequeños y medianos consumidores industriales
accedan al mercado mayorista, se debe a la ausencia
de una �Condición Especial� en el Reglamento del
Servicio de Distribución que permita deducir del
servicio y de la tarifa, el gas y/o el transporte,
como en los casos de usuarios con consumos superiores
a 10.000 m3/día.
Resulta entonces concordante con los objetivos
expresados en el Art. 2º de la Ley Nº24.076, la
profundización de las medidas ya implementadas,
permitiendo en esta oportunidad que aquellos usuarios
cuyos volúmenes alcanzan los 5.000 m3/día, puedan
ejercer la opción de desagregar los distintos servicios
asociados al suministro de gas.
Sin lugar a dudas, la posibilidad de optar, por parte
de un mayor número de usuarios, entre distintas
alternativas en la provisión del servicio creará las
condiciones para obtener mejoras en los niveles de
precios obtenidos, lo cual redundará, finalmente,
en una reducción de sus costos en materia de gas
para las pequeñas y medianas empresas.
No deben considerarse estos pasos como la etapa
final en la búsqueda de transparencia y competencia,
sino tan solo como los inicios y la concreción de
los objetivos más cercanos en el camino de la nueva
regulación.
LA PREVENCIÓN: EL MÁS EFICAZ DE LOS CONTROLES
Año tras año, el ENARGAS realiza una eficiente
tarea de fiscalización, basada tanto en inspecciones,
auditorías y monitoreos, como en el control puntual
surgido a partir de las inquietudes de los usuarios.
En tal sentido, durante el año 1999 se llevaron a
cabo, entre inspecciones y auditorías, un total de
2077 acciones de control, a la vez que se concretaron
572 monitoreos, comprendiendo diversos aspectos
de la prestación del servicio, tales como el control
de las obras financiadas a través del factor de
inversión, las instalaciones domiciliarias e indus-
triales, los aspectos ambientales y de seguridad
vinculados a los nuevos gasoductos, la atención
de clientes, entre otros.
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Ahora bien, estos esfuerzos han sido importantes,
pero no se pueden considerar, en materia de seguridad,
como suficientes, toda vez que la magnitud del
universo a controlar aconseja que la tarea más eficaz
en este aspecto, es la tarea de prevención.
En este punto, cabe recordar el luctuoso accidente
de Las Mesitas, ocurrido hacia fines del año 1998,
respecto del cual, y en orden a los diversos incum-
plimientos detectados, el ENARGAS emitió la Reso-
lución Nº1262/99, con las sanciones pertinentes.
Más allá del cumplimiento del deber que el Marco
Regulatorio impone al ENARGAS en esta materia,
es menester reflexionar acerca de la seguridad en
la industria del gas, y concluir que la industria del
gas es segura, siempre que se haga la operación y
mantenimiento conforme a las normas vigentes.
Años de operación lo han demostrado así.
Los accidentes ocurren cuando se violan las buenas
prácticas que las normas técnicas y la prudencia
aconsejan. Las Mesitas es la confluencia de varios
incumplimientos, tal como se señalara en la
resolución antes mencionada. Este accidente debe
servir para que las empresas tomen conciencia de
las graves consecuencias del error humano,
desarrollando una labor preventiva eficaz.
Otro aspecto en el que la prevención es fundamen-
tal, es el relativo a los accidentes provocados por
inhalación de monóxido de carbono, tema sobre el
cual se realizaron diversas tareas en el año 1999.
Entres ellas, es menester destacar el dictado de las
Resoluciones ENARGAS Nº1188/99 y Nº1256/99.
En la primera, se estableció la obligación, para los
fabricantes e importadores de calentadores de
ambiente de cámara abierta sin salida al exterior
de los productos de combustión, de producir y
comercializar estos artefactos con un dispositivo
quemador piloto control de atmósfera, que corte el
suministro de gas al artefacto ante una disminución
prefijada del porcentaje de oxígeno en el ambiente.
Por su parte, la Resolución Nº1256/99 aprobó las
pautas generales y procedimientos técnicos
provisorios destinados a la elaboración e
implementación de un reglamento para la realización
de revisiones periódicas de la ubicación, el
funcionamiento y la evacuación de los productos
de la combustión, de los artefactos a gas natural o
gas licuado distribuido por redes que poseen los
usuarios residenciales, con el propósito de prevenir
accidentes por causa de emanaciones de monóxido
de carbono.
Además de la tarea regulatoria en esta materia, cabe
recordar el contacto directo con los usuarios. Así, el
12 de febrero se llevó a cabo, en la Agencia Mar del
Plata del ENARGAS, una jornada sobre prevención
durante la cual se presentó y analizó el tema desde
distintos enfoques: técnico, médico y legal,
convocándose a amplios sectores de la comunidad.
Por otra parte, y con el objeto de dar plena difusión
a las recomendaciones y consejos para prevenir
accidentes originados por inhalación de monóxido
de carbono a causa de artefactos instalados o
mantenidos en forma incorrecta o deficiente, o
ubicados en ambientes carentes de ventilación
adecuada, se distribuyeron videos educativos a
distintos Organismos, Asociaciones, medios de
difusión, etc. y, en conjunto con las distribuidoras
de gas, se confeccionó un afiche con las
recomendaciones para la prevención de este tipo
de accidentes, que el ENARGAS distribuyó entre las
Asociaciones de Defensa del Consumidor y en las
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provincias, a través de las Delegaciones y Agencias.
Asimismo, durante los cursos realizados en el año
1999 en las Delegaciones y Agencias Regionales,
se complementó la acción informativa y educativa
programada con la proyección del mencionado video
y la explicación técnica complementaria.
Continuando con las materias objeto de control,
en lo que hace al transporte vehicular propulsado a
gas natural comprimido, el ENARGAS realizó, du-
rante el año 1999, los análisis necesarios para iniciar
el camino del cambio del sistema de fiscalización,
a fin de dotarlo de mayor eficacia. Cabe recordar,
que no obstante lo señalado, la tarea de control en
esta materia ha sido de gran magnitud: 788
constataciones a estaciones de carga son sólo una
muestra de la labor realizada.
Finalmente, durante el año 1999, se cerró el análisis
y se aplicaron las sanciones pertinentes en mate-
ria de control de las inversiones obligatorias
correspondientes al primer quinquenio. Así, el
ENARGAS sancionó con multas a las distribuidoras
en razón de los incumplimientos detectados en
materia de protección catódica, a la vez que resolvió
continuar monitoreando el cumplimiento de su
obligación de proteger el 100% de sus redes, a través
del Indicador de Calidad previsto a tal fin.
Asimismo, fue sancionada por tal incumplimiento
Transportadora de Gas del Norte S.A., que además
fue objeto de una multa a raíz del incumplimiento
de su deber de inspección interna, relevamiento e
informe de los gasoductos con revestimiento asfáltico.
También el cumplimiento de las obligaciones atinentes
a la integridad estructural de los ductos seguirá
siendo controlada a través de los Indicadores de
Calidad del Servicio.
TAREAS DE REGULARIZACIÓN
DE SERVIDUMBRES DE PASO DE GASODUCTOS
Durante su existencia jurídica la ex Gas del Estado
SE apenas realizó algunas tareas relativas a la
constitución regular de las servidumbres de paso
de los gasoductos que tenía en explotación, es decir,
no se había realizado el relevamiento físico de las
instalaciones, y, por ende, no se había llegado a la
instancia de emitir los instrumentos necesarios y
cumplir con los recaudos de inscripción de las
servidumbres en los Registros de Propiedad y Catastros.
De allí que, al momento de la privatización, se previó
un período inicial de cinco años para llevar a cabo
tales tareas y que la empresa estatal se hiciera cargo
de los costos asociados.
Las dificultades que afectaron a los recursos del
Tesoro Nacional obstaculizaron la remisión de los fondos
necesarios para la tarea, lo que ocasionó un atraso
de casi tres años en el cronograma previsto, cuyo
inicio de ejecución tuvo lugar a partir del año 1993.
Por su parte, y atento que el punto 7.5. de las
Reglas Básicas de la Licencias de Transporte y
Distribución previó la constitución de un Fondo de
Contribución para solventar este tipo de erogaciones,
se dispuso su creación mediante el Decreto Nº1136/
96, que fuera reglamentado por el ENARGAS
mediante las Resoluciones Nº393/96 y Nº408/96.
Con fecha 3 de octubre de 1997, se suscribió un
Acuerdo de Transferencia con la Secretaría de Energía,
mediante el cual se cedió al ENARGAS el contrato
suscripto por la ex - Gas del Estado S.E. para la
realización de las tareas pendientes.
No obstante que el Fondo de Contribución permitió
dar a los trabajos de regularización la continuidad
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que no se tuvo en años anteriores, no fue posible
con su recaudación recuperar el atraso que tuvo el
Plan Rector en marcha, de allí que se sancionó el
Decreto Nº186/99, por el cual se prorrogó en tres
años el plazo previsto originalmente para completar
las tareas de regularización. Cabe señalar que dicha
prórroga no implicó, en modo alguno, modificar el
criterio por el cual las Licenciatarias deben abonar
los cánones que correspondan a los superficiarios
afectados a partir del 28 de diciembre de 1997.
Hacia fines del año 1999, y como resultado del
nuevo impulso tomado por estas tareas a partir
1997, se había logrado un avance del 92% en el
cumplimiento del Plan Rector Global, habiéndose
emitido resoluciones administrativas para un total
de 12.973 inmuebles afectados, sobre un total de
15.538, a la vez que se tramitaron, en los Registros
de la Propiedad Inmueble de cada jurisdicción pro-
vincial, las inscripciones pertinentes de las
restricciones al dominio, realizándose un notable
esfuerzo dentro de un plazo acotado. Muestra de
ello es el análisis de 22.290 planos y el estudio de
16.799 títulos de propiedad.
El paso final de esta tarea se ha iniciado hacia
fines del año 1999 con la firma de los convenios
con los superficiarios, lo que implica, en la práctica,
que los titulares de dominio comiencen a percibir
los cánones correspondientes, quedando de este modo
regularizada la tarea.
EL ENARGAS COMO PARTE DE LA COMUNIDAD:
SU RELACIÓN CON LOS USUARIOS
Como se hiciera en años anteriores, durante 1999
se continuó desarrollando el Programa de
Capacitación e Información a Asociaciones de Defensa
del Consumidor, el que está dirigido no sólo a los
usuarios nucleados por las Asociaciones, sino también
a éstos a título individual, como integrantes de
todo tipo de entidades intermedias, funcionarios y
comunidad en general. Así, se realizaron siete cursos
en las ciudades de Concordia, Río Grande, Santa
Rosa, Tucumán, Bahía Blanca, Formosa y Santa
Fe, donde, además de abordarse los temas propios
del programa, se atendieron los requerimientos
informativos de cada comunidad, relacionados con
las problemáticas locales.
Es importante destacar que fueron invitados a
participar, las Asociaciones de Defensa del
Consumidor, las autoridades nacionales, provinciales
y municipales, legisladores nacionales, las Defensorías
del Pueblo de la Nación y de las Provincias y los
representantes de entidades comunitarias, habiendo
sido superadas las expectativas de concurrencia,
con una asistencia total de alrededor de 450 perso-
nas. Tales encuentros contaron con una importante
repercusión en los medios de prensa locales.
Otro hecho a destacar, en lo que hace al proceso de
integración con la comunidad, está dado por la
inauguración de la Agencia Tucumán, que marcó
un paso más hacia la descentralización de las
actividades del Organismo.
Ahora bien, además del contacto directo con los
usuarios, cabe mencionar que el año 1999 puede
ser señalado como un año de �regulación� para
los usuarios.
Ello encuentra sustento, por un lado, en la emisión
de los Indicadores de Calidad del Servicio Comercial,
que les permitirán conocer la gestión de las
empresas en los aspectos en que interactúan con
sus clientes, y, por otro, en el trabajo conjunto,
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llevado a cabo por los Entes Reguladores, las
Asociaciones de Usuarios y las empresas prestadoras
de servicios públicos, en el ámbito de la Jefatura
de Gabinete de Ministros, en materia de �factura
de conceptos� o factura armonizada, fruto del
cual se ha estandarizado su contenido, facilitando,
de tal modo, su lectura y control por parte de los
destinatarios del servicio.
En lo que hace a la atención de consultas y reclamos,
durante el año 1999 se han mantenido 58.255
contactos, de los cuales 6.989 (12%) han correspondido
a reclamos, mientras que 51.266 (88%) se trataron
de consultas.
Siguiendo una tendencia iniciada en años anteriores,
el año 1999 mostró un crecimiento del número de
reclamos de los usuarios, aunque a diferencia de
períodos anteriores, esto no se correspondió con
un crecimiento, en la misma proporción, de las
consultas. Así, los reclamos del año 1999 muestran
un incremento de aproximadamente un 11% en
relación con 1998, aunque el número total de
contactos, en razón de la baja en las consultas, ha
decrecido en relación con el período anterior, en
alrededor de un 9,5%.
Se ha previsto, para el año próximo, la firma con
el Ente Nacional Regulador de la Electricidad de un
acuerdo preliminar para la implementación conjunta
de una Oficina de Protección de los Derechos de
los Usuarios de Gas y Electricidad, en la que se
prevé canalizar en forma centralizada la información
a las Asociaciones de Usuarios, a la vez que generar
un nuevo ámbito de intercambio.
LAS TAREAS QUE COMIENZAN
Analizada la actividad realizada, vemos que estamos
en los comienzos de una ardua tarea, que si bien
ha sido concretada en gran parte en calidad de
servicio y transparencia en la información, restan
mayores logros en materia de competencia en los
mercados, como herramienta válida para trasladar
los beneficios de una industria en crecimiento a un
mayor número de usuarios.
Y en este punto, es clave la consigna de la Ley
Nº24.076 en cuanto viabiliza la posibilidad de todos
los usuarios de elegir el servicio que mejor se adapte
a sus necesidades y, por tanto, efectuar dentro del
libre juego del mercado las negociaciones que sean
necesarias para obtener el mejor resultado en términos
de precio y calidad. En esto, el regulador es un
árbitro necesario para el leal cumplimiento de las
disposiciones de la Ley.
Concluyendo, cabe convocar a todos quienes se
encuentren interesados en el logro de los objetivos
de la regulación a una tarea para el año 2000 que
tenga como metas:
1. Que los beneficios de la competencia se extiendan
a un mayor número de usuarios;
2. Que la calidad, además de un sistema de control,
se transforme en una suerte de incentivo de
autosuperación y se haga realidad la �competencia
por comparación�;
3. Que el mayor acceso a la información por parte
de los usuarios, gracias a los nuevos medios
disponibles, posibilite un ejercicio cada vez más
efectivo de sus derechos;
4. Que los pasos iniciados por la industria con la
exportación de gas a los países vecinos se cristalice
en la adecuación de los marcos regulatorios para
evitar inequidades o desequilibrios que atenten
contra el proceso de integración;
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5. Que se genere un crecimiento genuino de las
inversiones a partir de las oportunidades de nuevos
negocios en el mercado de gas natural, derivados
de medidas de fomento para su uso y de la creación
de nuevos servicios optativos;
6. Que se avance en la creación de servicios de interés
social dirigidos a promover y desarrollar programas
de eficiencia energética para hogares de bajos
recursos económicos;
7. Que comencemos a trabajar, en forma creativa y
en conjunto, para suprimir barreras a fin de que
las personas con discapacidades físicas participen
activamente en el mercado, a la vez que garantizar
que los servicios sean prestados de modo que
satisfagan las especiales necesidades de ancianos,
discapacitados y enfermos crónicos, y
8. Que se siga avanzando en el trabajo conjunto
con otros organismos de regulación, nacionales
y extranjeros en pos de objetivos comunes.
Las consignas son ambiciosas, pero los años
transcurridos y la experiencia recogida desde la
privatización del servicio avalan la esperanza, y al
servicio de ella invitamos a trabajar con compromiso
y voluntad a todos los sujetos de la industria, con
la mira puesta, no en el rédito inmediato, sino en
la construcción de un futuro superador en el cual
los intereses del conjunto de la sociedad nos sirva
a todos de justa medida de nuestras acciones.
El Directorio
El ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
(ENARGAS) es el organismo descentralizado creado
por la Ley Nº 24.076, con el objeto de regular,
fiscalizar y resolver las controversias suscitadas en
relación con el servicio público de gas.
Los objetivos de la regulación establecidos por el
mencionado texto legal, y respecto de los cuales el
ENARGAS cumple la misión de ejecutarlos y controlar
su cumplimiento, son:
a) Proteger adecuadamente los derechos de los
consumidores;
b) Promover la competitividad de los mercados de oferta
y demanda de gas natural, y alentar inversiones
para asegurar el suministro a largo plazo;
c) Propender a una mejor operación, confiabilidad,
igualdad, libre acceso, no discriminación y uso
generalizado de los servicios e instalaciones de
transporte y distribución de gas natural;
d) Regular las actividades del transporte y distribución
de gas natural, asegurando que las tarifas que se
apliquen a los servicios sean justas y razonables;
e) Incentivar la eficiencia en el transporte,
almacenamiento, distribución y uso del gas natural;
f) Incentivar el uso racional del gas natural, velando
por la adecuada protección del medio ambiente;
g) Propender a que el precio de suministro de gas
natural a la industria sea equivalente a los que
rigen internacionalmente en países con similar
dotación de recursos y condiciones.
Al establecer sus funciones, esencialmente contenidas
en el Artículo 52 de su ley de creación, el legislador
tuvo especialmente en cuenta la especialidad técnica
del ENARGAS, dotándolo, para el cumplimiento de
sus objetivos, de todas las facultades necesarias
para ello.
Así, previó que el ENARGAS dictara los reglamentos
necesarios que aseguraran la prestación de un servicio
seguro, continuo y eficiente, que contara con las
herramientas necesarias para controlar, ya sea
mediante requerimientos informativos de diversa
índole, inspecciones y/o auditorías, la actividad de
las prestadoras, que aplicara las sanciones pertinentes
y que contara con la facultad de resolver, en forma
previa a la instancia judicial, las controversias
suscitadas entre los sujetos de la industria, en el
marco del Artículo 66 de la Ley Nº24.076, entre
ellas, y muy especialmente, los reclamos de los
usuarios del servicio de gas.
Asimismo, estableció una función que el ENARGAS
está llamado a desempeñar en relación con la
comunidad en general, que es la de asesoramiento,
es decir, el organismo ejerce una función en cierto
modo docente respecto de los derechos y obligaciones
contenidos en la normativa del sector.
C a p í t u l o IIE L E N T E N A C I O N A L R E G U L A D O R D E L G A S
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ORGANIZACIÓN INTERNA DEL ENARGAS
El Directorio
Conforme lo dispuesto por la Ley Nº 24.076, el
ENARGAS se encuentra dirigido y administrado por
un Directorio de cinco miembros, todos ellos
designados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL,
previa intervención de una Comisión Bicameral del
HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN.
Teniendo en cuenta lo antes enunciado, respecto
de la especialidad técnica del Organismo y, a fin
de que los Directores del ENARGAS sean seleccionados
entre personas con antecedentes técnicos y
profesionales en la materia, la reglamentación del
Artículo 54 de la Ley Nº 24.076, aprobada mediante
el Decreto Nº1738/92, estableció que a los efectos
de la designación de los integrantes del Directorio
del Ente, la SECRETARÍA DE ENERGÍA conduzca
un proceso de selección que garantice que la elección
final se realice entre profesionales con conocimientos
y antecedentes suficientes.
Durante el año 1999, y como resultado de un proceso
de selección de tales características, se designó
mediante el Decreto Nº651/99, al segundo presidente
del Organismo, el Ing. Héctor Enrique Formica, quien
hasta entonces se desempeñaba como Vocal Segundo.
Los mandatos de los miembros del Directorio son
de cinco años y se ha previsto que tengan dedicación
exclusiva en su función y que gocen de estabilidad,
de manera que sólo puedan ser removidos de sus
cargos por acto fundado del PODER EJECUTIVO
NACIONAL, previa intervención de la Comisión
Bicameral.
La estructura orgánica
Durante el año 1999, la estructura del ENARGAS
no sufrió modificaciones en relación con los ejercicios
anteriores. El cuadro II-1 da cuenta del organigrama
del ENARGAS.
Cuadro II - 1 | Organigrama del ENARGAS
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Descentralización de las actividades del
ENARGAS
En el transcurso del año 1999, y continuando con
una tarea iniciada en ejercicios anteriores, el ENARGAS
inauguró la Agencia Tucumán.
En tal ocasión fueron invitadas Autoridades
Nacionales, Provinciales y Municipales de su área
de influencia, como así también Asociaciones de
Defensa del Consumidor, Defensoría del Pueblo de
la Nación, Defensorías del Pueblo Provinciales y
representantes de diversos sectores de la comunidad,
a la vez que los medios de prensa locales.
En el mapa obrante como cuadro II-2 se encuentra
un detalle de las delegaciones y agencias y la forma
de contactarse con ellas.
R ivadavia 893 - S . M . de Tucum án (4000)Tel. (03 81) 431 1994 / 18 07
Cuadro II - 2 | ENARGAS: Sede Central, Delegaciones y Agencias
(*) Apertura prevista durante el año 2000
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METODOLOGÍA DE TRABAJO
Durante el año 1999 el ENARGAS continuó con la
modalidad de trabajo adoptada desde su puesta en
funcionamiento: el trabajo en grupo. Este enfoque,
que en la práctica ha demostrado ser muy fructífero,
facilita el intercambio dentro del equipo
interdisciplinario de los conocimientos y experiencias
provenientes de las distintas áreas del saber. Además,
como en años anteriores, los miembros del Directorio,
coordinan los grupos de trabajo, encontrándose
directamente involucrados en la tarea cotidiana. El
cuadro II-3 da cuenta de esta metodología.
EL ENARGAS Y SU PERSONAL
Tal como lo establece el Artículo 60 de la Ley
Nº24.076, las relaciones del ENARGAS con su per-
sonal se rigen por la Ley de Contrato de Trabajo,
no resultando de aplicación al Régimen Jurídico
Básico de la Función Pública.
Para el cumplimiento de sus funciones el ENARGAS
cuenta con un número reducido de personal cuya
característica esencial está dada por su alta
profesionalización.
Así, la planta de personal exhibe un 82% de
profesionales y técnicos y entre las diversas
profesiones, la mayoría son ingenieros (28%), seguidos
por los profesionales en ciencias económicas (20 %)
y derecho (11%). Todo ello puede apreciarse en el
cuadro II-4.
Para que la labor regulatoria se desempeñe
eficientemente, es necesario que los profesionales
del ENARGAS cuenten con una capacitación
adecuada. Para ello, durante el año 1999, se
destinaron 12.335 horas a capacitación. Cabe destacar
que, a fin de llevar a cabo una tarea que alcanzara
al mayor número posible de agentes y, teniendo en
cuenta las limitaciones presupuestarias, se optó por
privilegiar la capacitación interna, es decir, la
transmisión de conocimientos entre los mismos
integrantes del Organismo, y la capacitación �in
company�, dada dentro de la empresa por
capacitadores externos, lo que posibilita la asistencia
Cuadro II - 3 | Metodología de Trabajo del ENARGAS
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de un mayor número de profesionales. Además, en
aquellos casos en que resultara necesario, se continuó
con la capacitación externa. El cuadro II-5 nos
ilustra al respecto.
Los temas de la capacitación versaron esencialmente
sobre cuestiones regulatorias, temas técnicos
vinculados a la industria del gas y a sus aspectos
11 %
2 0 %5 %
1 8 %
2 8 %1 2 %
6 %
C ie n c ia s E c o n ó m ic a s T é c n ic o s
In g e n ie ría O tro s
A b o g a c ía
E s tu d io s B á s ic o s
E s t. U n iv e rs i ta r io s
Cuadro II - 4 | Personal Según Área de Especialización
3 3 %
4 6 %
1 4 %
7 %
R e g u la to r io s
T é c n ic a s d e l G a s
E c o n . e n e rg é t ic a / f in a n z a s /a d m .
A s u n to s L e g a le s
Capacitación por Temas
7 4 %1 %
1 5 %
1 0 %
In c o m p a n y
In te rn a
S e m in a r io s In te rn a c io n a le s in c o m p a n y
E x te rn a
Tipo de Capacitación
legales y económicos, además de la capacitación
básica (esencialmente idiomas y computación).
RELACIONES INSTITUCIONALES
En el marco de una creciente relación del ENARGAS
con la comunidad se llevaron a cabo diversas
Cuadro II - 5 | Capacitación del Personal
8 2 %
1 8 %
P ro fe s io n a le s y T é c n ic o s
A d m in is tra t iv o s
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actividades, a saber:
1. Desarrollo del Programa de Capacitación e
Información a Asociaciones de Defensa del
Consumidor, del que se da cuenta en el Cap. IV.
2. Se organizaron diversos Seminarios, Jornadas y
cursos, entre los que cabe mencionar:
2.1: Seminario �Negociación del Suministro y la
Comercialización de Gas e Implementación
Efectiva del Acceso de Terceros(TPA)�, dictado
por el Dr. Ronald Hopper.
2.2: Seminario �La Competencia en el Mercado
de Gas � Esbozo de Estrategias para el Fu-
turo�, dictado por el Dr. Antonio Freije Uriarte.
2.3: Curso �Programa Avanzado de Capacitación
Internacional en Estrategia y Regulación de
los Servicios Públicos�, organizado
conjuntamente con el Public Utility Research
Center (PURC) de la Universidad de Florida, el
que contó con la asistencia, en carácter de
expositores de los Dres. Sanford V. Berg,
Lawrence Kaufmann y Daniel Fessler.
2.4: Curso �Control de Odorización de Gas Natural�,
dictado por el Ing. Frank Sasse.
3. Se inauguró la Agencia Tucumán, oportunidad
propicia para el intercambio con la comunidad
local.
4. Durante el año 1999, se llevó a cabo la EXPO
´99 Oil & Gas, en la que el ENARGAS participó
activamente, instalando un stand institucional
donde el personal especializado asesoraba
permanentemente a los visitantes en los aspectos
regulatorios vinculados a la muestra.
5. En materia de prevención de accidentes por
inhalación de monóxido de carbono, se realizaron
las siguientes tareas:
5.1: El 12 de febrero de 1999 se llevó a cabo, en
Agencia Tucumán
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la Agencia Mar del Plata del ENARGAS, una
jornada sobre prevención durante la cual se
presentó y analizó el tema desde distintos
enfoques: técnico, médico, legal. Es de destacar
que se contó con la asistencia de 75 personas
a dicha jornada. Durante su desarrollo, además
de la presentación del tema realizada por el
ENARGAS, se contó con la intervención de
distintas organizaciones y asociaciones de la
Ciudad de Mar del Plata y zona de influencia,
vinculadas con la seguridad, destacándose
especialmente la participación, a instancias
del ENARGAS, de la Jefa de la Unidad de
Toxicología del Hospital Juan B. Fernández y
del representante de la Superintendencia Fede-
ral de Bomberos División Incendios de la Policía
Federal.
5.2: Con el objeto de dar plena difusión a las
recomendaciones y consejos para prevenir
accidentes, originados por inhalación de
monóxido de carbono a causa de artefactos
instalados o mantenidos en forma incorrecta
o deficiente, o ubicados en ambientes carentes
de ventilación adecuada, se distribuyeron vi-
deos educativos a distintos Organismos,
Asociaciones, medios de difusión, etc. Además,
en conjunto con las distribuidoras de gas, se
confeccionó un afiche con las recomendaciones
para la prevención de este tipo de accidentes,
que el ENARGAS distribuyó entre las
Asociaciones de Defensa del Consumidor y en
las provincias, a través de las Delegaciones y
Agencias.
Asimismo, durante los cursos realizados en el
año 1999 en las Delegaciones y Agencias
Regionales, se complementó la acción
informativa y educativa programada con la
Argentina Oil & Gas '99
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proyección del mencionado video y la
explicación técnica complementaria.
6. En el transcurso del año 1999, el ENARGAS recibió
la visita de cinco delegaciones extranjeras: Ko-
rea Gas Corporation; International Energy Agency;
Vietnam National Oil & Gas Corp.; Super-
intendencia de Hidrocarburos de la República de
Bolivia y Ministerios de Energía y Minas de la
República del Perú.
Dichas visitas estuvieron orientadas a tomar
conocimiento de la implementación del sistema
regulatorio del gas en nuestro país, en sus aspectos
técnicos, económicos y legales e iniciar actividades
de intercambio.
7. Se produjeron, además del antes mencionado, dos
videos educativos: uno acerca de las misiones y
funciones del ENARGAS y otro sobre atención al
usuario, que muestra el procedimiento de recepción
y solución de distintos tipos de reclamos.
8. El 29 de diciembre de 1999, se impuso a la Sala
de Audiencias Públicas del ENARGAS el nombre
de �Ing. Julio V. Canessa�, como homenaje del
Directorio del Organismo a la memoria de quien
hiciera posible la construcción del Gasoducto
Comodoro Rivadavia -Buenos Aires. Tal acto se
llevó a cabo en oportunidad de cumplirse el
cincuentenario de la inauguración del ducto, cuya
construcción significó una magnífica epopeya para
su época.
Por último, el ENARGAS, atendiendo a las solici-
tudes de informes de los legisladores, ha dado respuesta
mediante las notas detalladas como Cuadro II-6.
Descubrimiento de placa en Sala de Audiencias Públicas del ENARGAS (de izquierda a derecha: Ing. Formica e Ing. Pérez)
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Cuadro II - 6 | Información al Poder Legislativo Nacional - 1999
N o t aE N A R G A S F e c h a S o l i c i t a n t e Tema
Cuadros Tarifarios Diferenciales de Camuzzi Gas del Sur S.A.
Posible estudio de factibilidad para construcción de un ga-soducto desde la Pcia. de Tierra del Fuego hacia la isla deNavarino (Chile).
Pedido de información sobre las medidas adoptadas por elENARGAS para prevenir el llamado efecto 2000 ó Y2K (Crisisdel Milenio).
Abastecimiento de gas a la localidad de Malargüe.
Modificación de la estructura de las tarifas diferenciales de laPcia. de Neuquén.
Solicitud de información sobre inconvenientes en el suminis-tro de gas en un domicilio de la Capital Federal.
Redistribución del subsidio al consumo de gas en la Provincia deSanta Cruz.
Respuesta a pedido de informes referido a cuestiones tributariasde las empresas privatizadas.
Auditoría de verificación de procedimientos de facturación enla Unidad Operativa Comodoro Rivadavia, Pcia. de Chubut, deCamuzzi Gas del Sur S.A..
Auditoría de verificación de procedimientos de facturación enla Unidad Operativa Comodoro Rivadavia, Pcia. de Chubut, deCamuzzi Gas del Sur S.A.
Distribución de gas a las localidades de El Chaltén, Tres Lagos,H. Irigoyen y Bajo Caracoles, Pcia. de Santa Cruz.
Facturación a usuarios de Camuzzi Gas del Sur S.A.
Subsidio al consumo residencial de gas en las provinciaspatagónicas.
2 7 6/1 Dip. NacionalDa. Carmen Drajicevic
687 16/2 Dip. NacionalDa. Carmen Drajicevic
2230 26/5 Dip. NacionalRodolfo Terragno
3132 23/7 Dip. NacionalDn. Carlos Balter
3295 2/8 Sen. NacionalDa. Silvia Sapag
3332 4/8 Dip. NacionalDn. Lorenzo Pepe
3397 10/8 Sen. NacionalDn. Daniel Varizat
3883 14/9 Honorable Cámarade Diputados de la Nación
3987 20/9 Dip. NacionalDn. Jorge Aubia
4103 24/9 Dip. NacionalDn. José Corchuelo Blasco
4140 29/9 Sr. Sen. NacionalDn. Daniel Varizat
4883 12/11 Sr. Dip. NacionalDn. Jorge E. Aubia
5273 7/12 Sr. Sen. NacionalDn. Juan Carlos Altuna
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CONTROLES AL ENARGAS
El Artículo 60 de la Ley Nº 24.076 prevé que el
ENARGAS quedará sujeto al control externo que
establece el régimen de Contralor Público. A poste-
riori y con el dictado de la Ley Nº 24.156, se han
creado las Unidades de Auditoría Interna en cada
jurisdicción o entidad que forman parte del Sistema
de Control Interno, en forma conjunta con la
Sindicatura General de la Nación (SiGeN) la que
actúa en carácter de órgano de coordinación técnica.
Los Planes Anuales de Trabajo de la Unidad de
Auditoría Interna, la que depende de la máxima
autoridad del organismo, son orientados, aprobados
y supervisados por la SiGeN.
El Control externo posterior de la gestión
presupuestaria, económica, financiera, patrimonial
y legal, así como el dictamen sobre los estados
contables financieros del Organismo son realizados
por la Auditoría General de la Nación (AGN).
Por otra parte, el ENARGAS ha establecido en su
asignación de funciones a las distintas Gerencias,
que sea la Unidad de Auditoría Interna, quien coordine
la relación con la Auditoría General de la Nación.
El cuadro II-7 nos indica sintéticamente los controles
al ENARGAS.
En los Cuadros II�8, II�9 y II�10 se encuentra un
detalle de los informes de la Unidad de Auditoría
Interna emitidos durante el año 1999, y de las
auditorías llevadas a cabo por la SiGEN y la AGN,
en igual período.
GESTIÓN FINANCIERA, PATRIMONIAL Y CONTABLE
Conforme lo establecido por el Artículo 51 de la
Ley Nº 24.076, el ENARGAS goza de autarquía y
posee plena capacidad jurídica para actuar en los
ámbitos del derecho público y privado.
Cuadro II - 7 | Controles al ENARGAS
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Informe Nº 78 Auditoría de AtenciónTel. de Reclamos
Informe Nº 79 Tareas de CierreEjercicio 1998
Informe Nº 80 Cumplimiento DecretoNº 290/95-PEN
Reducción SalarialAño 1998
Informe Nº 81 Compras Informáticas
Informe Nº 82 Cuenta de InversiónEjercicio 1998
Control Preliminarde Registros
Informe Nº 83 Cuenta de InversiónEjercicio 1998
Informe Nº 84 Problemáticadel año 2000
Circular N° 1/99-SGN
Informe Nº 85 Disposición Nº 41/99-CGN
Cierre Preliminaral 30/09/99
Informe Nº 86 DecretoNº 1180/94-PENPago de Haberes
Informe Nº 87 DecretoNº 290/95-PEN
Reducción SalarialAño 1999
Verificar el procedimiento de Atención de Reclamos de Usuarios, a través delfuncionamiento de la línea telefónica gratuita 0-800-34444.
Informar acerca del desarrollo de las tareas propias de cierre del ejercicio1998, llevadas a cabo de acuerdo a las instrucciones impartidas por la SIGEN,a través de las Resoluciones Nros. 152/95 y 141/97, y en concordancia con elPlaneamiento de Auditoría establecido por la UAI para el presente ejercicio.
Informar acerca del cumplimiento, por parte del ENARGAS, de las disposicio-nes contenidas en el Decreto N° 290/95, y sus modificatorio N° 01/98, en loreferente a las reducciones salariales impuestas para las autoridades superio-res de los Organismos Descentralizados, quienes de acuerdo a dicha normativase encuentran alcanzados por el artículo 4° del Decreto N° 1085/96.
Examinar el procedimiento implementado por la GAyS para la realización decompras y contrataciones de bienes informáticos y comunicaciones asocia-das, verificando el cumplimiento del �Reglamento de Compras y Contratacio-nes� aprobado por la Resolución ENRG Nº 330/96, y de la normativa vigente,con relación a la intervención que le compete a la Secretaría de la FunciónPública en lo referente a los Estándares Tecnológicos de la AdministraciónPública (ETAP).
Verificar la concordancia entre la información de la ejecución presupuestariacorrespondiente al Ejercicio 1998 procesada por el S.A.F., según los registros delOrganismo (CONPRE), y la contenida en los registros del S.I.D.I.F. en la ContaduríaGeneral de la Nación, la que se remite para su validación, conforme lo dispuestoen el artículo 7° de la Resolución N° 544/98 de la Secretaría de Hacienda.
Informar sobre el cumplimiento de la normativa vigente y razonabilidad de lainformación contenida en la Cuenta de Inversión y Estados Contables delENARGAS, para el ejercicio comprendido entre el 01/01 y el 31/12/98.
Determinar el estado de avance del Organismo en la búsqueda de solucionesal problema del Año 2000, de acuerdo con las pautas establecidas en laCircular N° 01/99 de la SIGEN.
Informar acerca de las tareas de control desarrolladas con motivo del cierrepreliminar de cuentas al 30/09/99, así como del cumplimiento de lo estable-cido por Disposición Nº 41/99-CGN, por la cual se aprobaron los modelos yprocedimientos para la confección de los Cuadros y Estados Contables a serpresentados por el Organismo.
Verificar el cumplimiento de las disposiciones contenidas en el Decreto Nº1180/94, respecto al pago de haberes al personal a través del depósito encuentas bancarias.
Informar acerca del cumplimiento, por parte del ENARGAS, de las disposicio-nes contenidas en el Decreto Nº 290/95, y su modificatorio Nº 01/98, en loreferente a las reducciones salariales impuestas para las autoridades superio-res de los Organismos Descentralizados, quienes de acuerdo a dicha normativase encuentran alcanzados por el artículo 4º del Decreto Nº 1085/96.
Informe UAI Tema Objeto de Auditoría
Cuadro II - 8 | Informes de la Unidad de Auditoría Interna (UAI) - 1999
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Informe de Ejecución PlanSupervisión N° 25/99 Anual 1998
Informe de Ejecución PlanSupervisión N° 26/99 Anual 1999
Informe de Primer SemestreSupervisión N° 27/99 Crisis del
Año 2000
Evaluar el grado de cumplimiento, correspondiente al año 1998, delPlan Anual de Trabajo de la Unidad de Auditoría Interna del ENARGAS.
Evaluar el grado de cumplimiento, correspondiente al primer semestrede 1999, del Plan Anual de Trabajo de la Unidad de Auditoría Interna delENARGAS.
Analizar las tareas de control encaradas por el ENARGAS, respecto de lasacciones desarrolladas por las empresas licenciatarias de transporte ydistribución de gas natural, para enfrentar la problemática de la deno-minada crisis del año 2000, a los efectos de lograr una adecuada prepa-ración para afrontar la transición al nuevo milenio.
Informe Nº 88 Auditoría sobreAtención Telefónica
de Usuarios
Informe N° 89 RelevamientoDel. Regional Centro
Informe Nº 90 Procedimientosde Control al 09/12/99Res. SIGEN Nº 191/99
Informe Nº 91 Valuación Técnicade Inmuebles
Informe N° 92 EjecuciónPresupuestaria Período01/01/99 al 30/09/99
Verificar el procedimiento de Atención Telefónica de Usuarios a través de llama-dos entrantes a la línea gratuita 0-800-3334444, estimando el tiempo prome-dio de respuesta de los llamados realizados desde la Auditoría Interna.
Efectuar un relevamiento integral de la Delegación Regional Centro (DRC),evaluando su funcionamiento administrativo y operacional, como así tambiénsu interrelación con la Gerencia de Regiones (GR) y demás Gerencias del Ente.
Informar acerca de las tareas de control desarrolladas en cumplimiento de loestablecido por la Resolución Nº 191/99-SGN, por la cual se dispuso que lasautoridades superiores de las Jurisdicciones y Entidades dependientes del PoderEjecutivo Nacional implementaran las medidas necesarias para llevar a cabo, eldía 09/12/99, arqueos de fondos y valores, corte de documentación y de libros,y todo otro procedimiento tendiente a determinar los saldos de fondos, valores ycréditos presupuestarios a esa fecha.
Informar acerca del cumplimiento de las tareas previstas en la Decisión Admi-nistrativa Nº 56/99, de fecha 09 de marzo, mediante la cual se establecenprocedimientos para la determinación de la valuación de la totalidad de losinmuebles de dominio privado pertenecientes al Organismo, como así tambiénevaluar los procedimientos internos implementados por la Gerencia de Admi-nistración y Sistemas para llevar a cabo el nuevo sistema de valuación.
Analizar la ejecución del presupuesto de gastos del ENARGAS, desde el 01 deenero al 30 de setiembre del ejercicio 1999, así como la ejecución de las metasfísicas programadas para dicho período.
Informe UAI Tema Objeto de Auditoría
Cuadro II - 8 | Informes de la Unidad de Auditoría Interna (UAI) - 1999 /Continuación /
Informe SIGEN Tema Objeto de Auditoría
Cuadro II - 9 | Auditorías realizadas por la SIGEN al ENARGAS - 1999
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Cuadro II - 10 | Auditorías realizadas por la AGN al ENARGAS - 1999
R e s o l u c i ó n F e c h a Tema Objeto de AuditoríaAGN Nº de Entrada
N° 102/99 31/08/99 Relevamiento del Circuitodel Sector Reclamos y del Ré-gimen Sancionatorio (Perío-do marzo-diciembre 1997)
Verificar si el ENARGAS ha instrumentado un sistemade control eficiente y eficaz de los reclamos que efectúael usuario, como así también constatar el funciona-miento del manual de procedimientos administrativosque regula la tramitación interna de los mismos.
Anualmente debe formular el presupuesto de gastos
y cálculo de recursos que se eleva a aprobación del
PODER EJECUTIVO NACIONAL para su inclusión
en el Proyecto de Ley Nacional de Presupuesto del
ejercicio correspondiente.
Los recursos del ENARGAS se forman, fun-
damentalmente, con los ingresos provenientes de
la Tasa de Fiscalización y Control prevista en el
Art. 63 del citado texto legal. Así, durante el año
1999, se emitió la Resolución Nº 1267 del 14/10/99,
mediante la cual se estableció el monto de la Tasa,
mientras que por las Resoluciones Nº 889/98,
Nº 1011/99 y Nº 1155/99 se establecieron los anticipos
a abonarse.
PRESUPUESTO 1999
De acuerdo a lo señalado precedentemente, el ENARGAS
Trabajo en grupo
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Cuadro II - 11 | Resumen del Presupuesto Ejecutado (Devengado en Pesos) - 1999 -
CONCEPTO MONTO
Gastos en Personal 8.330.451,66
Personal Permanente 7.813.130,41Asignaciones Familiares 1.760,00Asistencia Social al Personal 472.023,66Beneficios y Compensaciones 43.537,59
Bienes de Consumo 299.101,37
Productos Alimenticios 49.497,55Textiles y Vestuarios 2.056,60Productos de Papel, Cartón e Impresos 160.980,04Productos de Cuero y Caucho 97,70Productos Químicos, Combustibles y Lubricantes 34.194,98Productos Metálicos 2.873,65Otros Bienes de Consumo 49.400,85
Servicios no Personales 5.558.857,75
Servicios Básicos 582.158,28Alquileres y Derechos 396.875,82Mantenimiento, Reparación y Limpieza 362.863,35Servicios Técnicos y Profesionales 3.021.798,56Servicios Comerciales y Financieros 655.315,38Pasajes y Viáticos 287.198,01Impuestos, Derechos y Tasas 115.720,07Otros Servicios 136.928,28
Bienes de Uso 220.460,37
Maquinaria y Equipo 217.986,77Libros y revistas coleccionables 1.747,60Programas de computación 726,00
Transferencias 49.000,00
Para actividades científicas o académicas 4.000,00A Universidades Nacionales 49.000,00
Contribuciones Figurativas 444.131,00
Secretaría de Prensa y Difusión 444.131,00
Total Ejecutado Presupuesto 1999 14.902.002,15
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Presupuesto de Recursos
Tasa de Fiscalización y Control 22.000.000Otros Recursos 570.000
Total Presupuesto de Recursos 22.570.000
Presupuesto de Gastos
Gastos CorrientesGastos en Personal 9.427.775Bienes de Consumo 324.841Servicios No Personales 8.020.754Transferencias 95.000Gastos Figurativos 1.100.000
Gastos de CapitalBienes de Uso 331.000
Total Presupuesto de Gastos 19.299.370
Activos FinancierosIncremento de Disponibilidades 3.270.630
To ta l 22.570.000
elaboró su presupuesto de gastos y cálculo de recursos,
el que fue elevado al Poder Ejecutivo Nacional.
Mediante la Ley Nº 25.064 se aprobó el Presupuesto
para la Administración Pública, el que fuera distribuido
mediante Decisión Administrativa Nº 1/99,
contemplándose un monto total para el ENARGAS
de $ 22.573.000.
La Tasa de Fiscalización y Control para el período
fue fijada en $ 22.000.000.
El cuadro II-11 da cuenta de la ejecución de tal
presupuesto.
PRESUPUESTO 2000
El Congreso de la Nación aprobó mediante la Ley
Nº 25.237 para el año 2000, el Presupuesto de Gastos
y Recursos, que ha sido distribuido mediante Decisión
Administrativa Nº 1/00, por un monto de
$ 22.570.000, conforme el detalle obrante como
cuadro II-12.
ESTADOS CONTABLES
La Memoria y los Estados Contables correspondientes
al año 1999, pueden apreciarse en el Anexo I del
presente informe.
Cuadro II - 12 | Presupuesto Anual de Gastos y Recursos - 2000 - Aprobado por Decisión Administrativa Nº1/00
ACTIVIDADES DE REGULACIÓN
El tema que comprometió gran parte de los esfuerzos
del ENARGAS en materia de regulación durante el
año 1999 ha sido el establecimiento de los Indicadores
de Calidad de Servicio, cuyo análisis y proceso de
fijación se había iniciado en períodos anteriores.
Además de concluirse con esta tarea, se continuó
con el análisis de materias cuyas conclusiones se
darán seguramente en el próximo ejercicio. Tal es
el caso de los Lineamientos para la Asignación de
Capacidad de Transporte Firme.
Merece especial atención la tarea regulatoria
desarrollada en torno a la prevención de accidentes
por inhalación de monóxido de carbono, ya sea a
través del establecimiento de requisitos a cumplir
por los artefactos a instalarse, como el análisis de
eventuales revisiones periódicas de instalaciones.
Por otra parte, se continuó con las tareas regulatorias
que han guardado continuidad en el accionar del
Ente, fijación de tarifas, revisión y adecuación de
normas técnicas, establecimiento de precios de
referencia y de cuenca, etc.
Sobre todo ello versa la primera parte de este capítulo,
sin que el accionar del Ente se agote con la temática
que se enunciará a continuación, la que intenta
reflejar sólo los aspectos más destacados.
INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO
Antecedentes
El sistema regulatorio vigente - de tarifas máximas
o "price cap" - establece que las tarifas quedan
fijas por el término de cinco años, por lo que las
Licenciatarias tienen fuertes incentivos para reducir
sus costos en aras de aumentar sus ganancias, ya
que éstas surgirán de la menor o mayor eficiencia
con que operen sus sistemas. Por ello, durante el
primer quinquenio, se optó por un control directo
de las Inversiones, a través de metas físicas y
monetarias, de cumplimiento obligatorio. Estas
Inversiones Obligatorias, consistieron en la
realización de obras que habrían de permitir poner
las instalaciones de las Licenciatarias en línea con
lo exigido por las reglas del arte y los estándares
internacionales en la materia.
Para el segundo quinquenio, en cambio, se prefirió
un control indirecto de las inversiones pero directo
sobre el resultado en calidad de servicio al usuario,
a través del establecimiento de Indicadores de
Calidad que fijaran parámetros mínimos a cumplir.
De esta forma se evitarán acciones de las
Licenciatarias que persigan incentivar la reducción
de costos, en detrimento de la calidad del servicio
al usuario.
C a p í t u l o IIIACTIVIDADES DEL ENARGAS
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Obje t ivos
Los Indicadores de Calidad de Servicio son un
conjunto de índices que reflejan el nivel de calidad
del servicio público de gas, prestado por las
Licenciatarias de Distribución y Transporte, verificando
en forma permanente la realización de la correcta
operación y mantenimiento de las instalaciones,
la introducción de mejoras tecnológicas y el
desempeño de una gestión comercial adecuada a
los intereses de los usuarios.
Así, podemos sintetizar los objetivos de los indicadores
como los siguientes:
n Evaluar la gestión de las empresas en forma par-
ticular y en comparación de unas con otras. Esto
conlleva una suerte de �competencia por
comparación�. La herramienta que usa el regulador
está dada por la elaboración de un �ranking� de
cumplimiento de los índices establecidos, que permite
determinar el nivel de calidad con que cada empresa
presta el servicio en relación con las otras.
n Lograr el conocimiento del usuario sobre la calidad
de servicio de las empresas, lo que no sólo fomenta
la calidad, sino que redunda en una medida que
privilegia la transparencia. Y esto es especialmente
importante en los que se han dado en llamar
�índices de transparencia de mercado�, por los
cuales el usuario puede conocer vía Internet, de
la existencia de concursos abiertos de capacidad,
propuestas de reventa, eventos extraordinarios
que se produzcan en el sistema, datos sobre el
despacho diario, restricciones en cada Licenciataria
a los servicios interrumpibles y última tarifa que
sufre el corte, etc.
n Necesidad de monitorear el esfuerzo realizado por
las empresas para lograr una correcta prestación
del servicio en cuanto a seguridad y calidad. En
este punto, debemos recordar que si bien no es
dificultoso verificar si el servicio prestado por
una Licenciataria es seguro y continuo, pues
estas obligaciones se demuestran particularmente
con el cumplimiento de las normas técnicas
vigentes; no es tan sencillo establecer si la
prestación del servicio se realiza en forma
prudente, diligente y eficiente, es decir si se
brinda un servicio de calidad.
Resolución ENARGAS Nº891/98
Sobre esta base, se dictó la Resolución ENARGAS
Nº891/98, que aprobó, en forma provisoria y con
vigencia a partir del 1/1/99, el �Marco de Referencia
del Sistema de Control por Indicadores de Calidad�
aplicable a las Licenciatarias de Distribución y
Transporte de gas.
Se estableció así, que el modelo de Indicadores sería
de una sola dirección, es decir, que no prevé
recompensas, y que el sistema estaría basado en la
no discriminación, atento a que todos los usuarios
de gas tienen derecho a recibir el mismo nivel básico
de calidad de servicio.
La Resolución ENARGAS 891/98 puso especial énfasis
en la necesidad de fijar un nuevo régimen de con-
trol que revelara el grado de cumplimiento de las
normas de seguridad, el nivel de mantenimiento
de las instalaciones, la protección ambiental, la
satisfacción del cliente y, por otra parte, que hiciera
hincapié en la publicación de información tendiente
a incentivar la competencia y la transparencia en
el mercado.
Dicha resolución fijó un período de instrumentación,
desde la fecha de puesta en vigencia del sistema
hasta el 30/6/99, a fin de perfeccionar el sistema y
de generar, homogeneizar y optimizar el registro
de medición e información.
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Audiencia pública
Con fecha 2 de junio de 1999 se celebró una Audiencia
Pública que tuvo por objeto tratar el tema en cuestión,
de forma tal de contar con las opiniones de todos
los sectores interesados antes de dictar el acto
definitivo. Participaron de esta Audiencia, las
Licenciatarias de Transporte y Distribución, las
Asociaciones de Usuarios, Autoridades Públicas y
el público en general, como resultado de una amplia
convocatoria efectuada por el Ente.
Resolución ENARGAS Nº1192/99
Como conclusión del proceso llevado a cabo, y del
análisis de cada uno de los Indicadores, se decidió
que resultaba necesario efectuar diversas
modificaciones en los Indicadores aprobados
provisoriamente por la Resolución ENARGAS
Nº 891/98, a fin de optimizar el sistema de control
a implementarse. Ello, dio lugar al dictado de la
Resolución ENARGAS Nº 1192/99, que estipuló que
los Indicadores deben reunir las siguientes
características:
n Ser representativos del comportamiento del sistema.
n Ser fáciles de entender y cuantificar.
n Ser imparciales.
n Los datos requeridos para su evaluación deben
ser: trazables, verificables, no alterables y posibles
de obtener por una fuente independiente.
n Ser auditables por terceras partes para determinar
su certeza e imparcialidad.
n Estar relacionados con el mantenimiento de la
calidad de servicio al cliente.
n Permitir que los sujetos de la industria tomen
conocimiento de la información relevante acerca
del sistema.
La Resolución ENARGAS Nº 1192/99, fijó las bases
metodológicas del Sistema de Control por Indicadores
de Calidad del Servicio y estableció:
a) los objetivos a ser cumplimentados y los
antecedentes en que se basó la propuesta;
b) la fijación de los plazos en que comenzaría la
vigencia de los Indicadores;
c) las metodologías de control a implementar;
d) las penalizaciones y
e) la modalidad de publicación.
Se estipuló que los Indicadores abarcarían aspectos
técnicos y comerciales acordes con niveles
internacionales que reflejen, globalmente, la calidad
de la prestación brindada al usuario. De allí que se
los ha clasificado como Indicadores de Calidad del
Servicio Comercial e Indicadores de Calidad del
Servicio Técnico cuyas características se describen
a continuación.
Indicadores de calidad del servicio comercial
En lo que hace a la gestión comercial, los indicadores
comprenden todos aquellos aspectos en que la
distribuidora interactúa con el cliente (demoras,
relación comercial, servicios, atención, prestaciones
y la eficiencia con que son resueltos los reclamos y
consultas que se les plantean) y tienden a que todas
las empresas brinden a todos los usuarios un mismo
nivel básico de calidad de servicio.
Los indicadores comerciales son reseñados con mayor
detalle en el Capítulo IV, dedicado a los usuarios.
Indicadores de Calidad del Servicio Técnico
En cuanto a los indicadores técnicos, tanto de trans-
porte como de distribución, podemos agruparlos en
tres clases:
n Indicadores de Transparencia de mercado, a los
que aludíamos al referirnos a la publicación vía
internet de información relevante para los sujetos
de la industria;
n Indicadores de Protección Ambiental, tales como
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los que establecen límites máximos a la emisión
de gases contaminantes y de ruidos en plantas
compresoras y reguladoras. En este punto, el
ENARGAS creyó necesario establecer un criterio
uniforme, acerca de lo que debe entenderse por
emisiones contaminantes en los sistemas de
transporte y tender, a través de la fijación de
estos parámetros, al uso de nuevas tecnologías
que minimicen el impacto ambiental de la actividad.
Así, todos aquellos sujetos que prestaren los servicios
de transporte o de distribución, bajo cualquier
título legal, deberán dar cumplimiento a los valores
máximos de emisión de gases contaminantes para
las nuevas instalaciones, previstos en la Resolución
ENARGAS Nº1192/99.
n Indicadores de Operación y Mantenimiento, que
permiten evaluar, entre otros aspectos: la integridad
de las cañerías, los niveles de protección catódica,
la diligencia en la atención de emergencias, en-
tre otros.
Los indicadores técnicos se reseñan en los Cuadros
III-1 y III-2.
Incumplimiento de los Indicadores
Como vemos, cada uno de los aspectos relevantes
de la actividad de la Licenciataria ha sido objeto de
este sistema de control, el que prevé la aplicación
de sanciones para aquellos casos en que se produzcan
desvíos respecto de los valores de referencia previstos
para cada indicador. Los Indicadores de Calidad
del Servicio son de carácter obligatorio; la evaluación
y, de corresponder, la penalización de cada índice
se efectuará por separado de forma de no permitir
la compensación entre los diferentes objetivos y
así lograr un mejor control de los desvíos.
En el caso de determinarse que existen incum-
plimientos, y respetando las reglas del debido
proceso, se aplicarán, de corresponder, las sanciones
previstas en el Capítulo X de las Reglas Básicas
de la Licencia.
El Ente puso en vigencia la Resolución ENARGAS
Nº1192/99, con excepción de algunos de los
Indicadores de "Transparencia de Mercado" y "Gas
no contabilizado" ya que éstos requirieron, para su
determinación, un análisis más exhaustivo.
Es dable señalar que, tanto la introducción de nuevos
Indicadores de Calidad de Servicio como la reevaluación
de los existentes se harán en oportunidad de cada
Revisión Quinquenal Tarifaria.
Índice Global - Orden de méritos
Se han previsto dos �Órdenes de méritos� (o rankings)
de las Licenciatarias, donde se visualizan las
posiciones relativas de cada una de las empresas
en lo que respecta a su Calidad del Servicio Comercial
y Calidad del Servicio Técnico respectivamente, de
forma tal de fomentar la competencia por comparación.
A fin de que se tome conocimiento de la información
relevante acerca de la calidad del servicio prestado,
se realizará una publicación anual donde se
difundirán, los mencionados ordenes de mérito. Estos
datos se difundirán a través de Internet, de las
publicaciones propias del organismo y de los medios
especializados de la industria.
TARIFAS
El artículo 37 de la Ley Nº 24.076 establece que la
tarifa del gas a los consumidores será el resultado
de la suma del precio del gas en el punto de ingreso
al sistema de transporte, la tarifa de transporte y
la tarifa de distribución.
A su vez, las Licencias otorgadas para la prestación
del servicio, establecen las diferentes clases de ajustes
tarifarios, con fundamento en las disposiciones del
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Protección Catódica
Fugas por Kilómetro
Tiempo Promedio de Reparación deFugas Grado 2
Capacidad de Reserva en PlantasReguladoras para Sistemas Aislados
Capacidad de Reserva en PlantasReguladoras para Sistemas Ligados
Tiempo de Respuesta ante Emergencias
Interrupción del Suministro
Concepto y ObjetivoControl de la corrosión de redes y gasoductos mediante la aplicación delos criterios normativos, verificados a través de una metodología predeter-minada.El Indice de Protección resulta de la sumatoria del indice de medicionesde potencial más la consideración de las mejoras, que contribuyan aasegurar la mejor protección de los sistemas.
Valor de referenciaAnualmente, se deberá verificar que el Indice de Protección sea igual a 1para considerar que el sistema está protegido al 100%.
Concepto y ObjetivoDeterminación de la cantidad de pérdidas detectadas por denuncias (decualquier grado), que se produzcan en la cañería principal y servicios delsistema.
Valor de referenciaAnualmente, se deberá verficar que los valores de fugas por kilómetro,deberán ser menores a los obtenidos al año que se toma como base, 1997.
Concepto y ObjetivoEvaluar anualmente la celeridad con que el prestador realiza la repara-ción de fugas grado 2, en procura de limitar su permanencia en cadasistema. La normativa vigente fija 12 meses.
Concepto y ObjetivoDeterminar la cantidad de estaciones de regulación que no posean ramalde reserva. Una planta de regulación tendrá capacidad de reserva cuandoprescindiendo del mayor de sus ramales, el ramal de reserva pueda suplira éste y la planta reguladora pueda cumplir con el caudal requeridomáximo.
Valor de referenciaEl porcentaje de plantas que posean ramal de reserva respecto del númerototal de plantas reguladoras será de un 90 % para el año 1999. Esteporcentaje se incrementará en un 5 % por año hasta alcanzar un valordel 100 %.
Concepto y ObjetivoDeterminar la cantidad de estaciones de regulación que no posean ramalde reserva cuya capacidad garantice el suministro ante la salida de servi-cio de un ramal activo en sistemas de distribución ligados.
Valor de referenciaEl porcentaje de plantas que posean ramal de reserva de acuerdo alcriterio adoptado de capacidad de reserva mínima para sistemas ligadosserá de un 90 % para el año 1999. Este porcentaje se incrementará en un5 % por año hasta alcanzar un valor del 100 %.
Concepto y ObjetivoControlar el tiempo transcurrido en una situación de emergencia, entrela denuncia, y el arribo al lugar del personal responsable de la Licenciataria.
Valor de referenciaEl tiempo máximo de respuesta preestablecido es de 60 minutos, el quedeberá ser cumplimentado en el 90 % de las intervenciones por emergen-cias para el año 1.999, 91% para el 2000, 93 % para el 2.001 y 95 % parael año 2.002.
Concepto y ObjetivoDeterminar el tiempo en minutos por semestre, con que son afectados losusuarios ininterrumpibles por la ocurrencia de cortes del suministro, so-bre el total de usuarios de la distribuidora.
INDICADORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Cuadro III - 1 | Calidad del Servicio Técnico de Distribución
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Control de la Emisiónde Gases Contaminantes
Ruidos en Estaciones Reguladoras
Ruidos en Plantas Compresoras
Difusión de Olor en Plantas deOdo r i zac ión
Concepto y ObjetivoEvaluación de la concentración y de los volúmenes emitidos de óxido denitrógeno y monóxido de carbono en el escape de fuentes estacionarias,instaladas en las plantas compresoras.
Valor de referenciaAnualmente, la Licenciataria deberá efectuar una medición de rutina yuna de referencia en el 100% de los casos, con una metodología deter-minada
Concepto y ObjetivoControl de la emisión sonora en plantas reguladoras teniendo en cuentasu cercanía a zonas residenciales o asentamientos poblacionales.
Valor de referenciaAnualmente, se deberá verificar que en el 100% de los casos no seregistre afectación, midiéndose el ruido en la vivienda más cercana.
Concepto y ObjetivoControl de la emisión sonora en plantas compresoras teniendo en cuen-ta las instalaciones de uso común para el personal de la planta (p.ej. salade control, comedor, etc.).
Valor de referenciaAnualmente, se deberá registrar un valor menor a 60 dB en el 100% delos casos.
Concepto y ObjetivoControlar la difusión de Olor por pérdidas de agente odorante en lasproximidades de plantas de odorización, para evitar molestias ambienta-les y el enmascaramiento de una pérdida de gas, por presencia de unaatmósfera enrarecida con vapores de odorante.
Valor de referenciaAnualmente se deberá verificar que en el 100% de los casos no seregistre presencia de olor del agente odorizante, fuera de un radio esta-blecido como de seguridad de la planta.
INDICADORES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL
Cuadro III - 1 | Calidad del Servicio Técnico de Distribución / Continuación /
Capítulo IX del citado texto legal. Tales ajustes son:
a) Periódicos y de tratamiento preestablecido,
que son aquellos relativos a variaciones en:
1) los indicadores de mercado internacional;
2) en el precio del gas comprado y 3) en el
costo del transporte.
b) Periódicos y con tratamiento a preestablecer por
la Autoridad Regulatoria, tal como la revisión
quinquenal de tarifas.
c) No recurrentes, tales como los basados en
circunstancias objetivas y justificadas o en cambios
en los impuestos.
Como parte de la tarea regulatoria habitual del
ENARGAS se encuentra la emisión periódica de los
cuadros tarifarios, en oportunidad de cada ajuste,
momento en el cual se pondera, con razonable
discrecionalidad, la adecuación de los cuadros
presentados para su aprobación a los presupuestos
normativos.
Ajustes tarifarios autorizados por
variaciones en PPI
El Artículo 41 de la Ley Nº24.076 establece que en
el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán
con una metodología elaborada en base a indicadores
de mercado internacional, que reflejen los cambios
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Transparencia del Mercado
Protección Catódica
Estado de los Gasoductos(Integridad Estructural)
Confiabilidad del Sistemade Compresión
Disponibilidad del Sistemade Compresión
Capacidad de Reserva en PlantasReguladoras para Sistemas Aislados
Concepto y ObjetivoPublicación de los eventos críticos del sistema de transporte, de lasmanifestaciones de Interés o Concursos de Capacidad y sus adjudicacio-nes, de las Ofertas de Reventa de Capacidad y sus resultados y la publi-cación diaria del despacho operativo de gas del día anterior.
Valor de referenciaLa información en tiempo y forma deberá verificarse en un 90% del totalde los días remanentes del año para 1999, 92 % para el año 2000 y 95%para el año 2001 en adelante.
Concepto y ObjetivoControl de la corrosión de redes y gasoductos mediante la aplicación delos criterios normativos, verificados a través de una metodología prede-terminada.El Indice de Protección resulta de la sumatoria del indice de medicionesde potencial más la consideración de las mejoras, las que podrán consis-tir en, pasaje de scraper instumentado, testigos de corrosión, relevamientoscontinuos, telemedición y telecontrol, entre otras.
Valor de ReferenciaAnualmente, se deberá verificar que el Indice de Protección sea igual a 1para considerar que el sistema está protegido al 100%.
Concepto y ObjetivoControl del estado de los gasoductos de transmisión desde el punto devista del espesor de la pared de las cañerías, para la seguridad en generaly de las instalaciones en particular.
Valor de ReferenciaAnualmente, se deberá constatar que no existan defectos con un factorestimado de reparación igual o mayor a uno, en el 100% de los casos.
Concepto y ObjetivoFiscalizar anualmente el tiempo fuera de servicio por avería de los equi-pos de compresión.
Valor de ReferenciaEl valor mínimo de referencia que deberá cumplir el parque de compresiónde gas natural (sean máquinas turbo o motocompresoras) será del 96 % enconjunto.
Concepto y ObjetivoFiscalizar anualmente el tiempo fuera de servicio por mantenimientomás avería de los equipos de compresión.
Valor de ReferenciaEl valor mínimo de referencia del parque de compresión de gas natural(sean máquinas turbo o motocompresoras) será del 88 % para el año1999 y del 90% de allí en más.
Concepto y ObjetivoControlar la cantidad de estaciones de regulación que no posean ramalde reserva. Una planta de regulación tendrá capacidad de reserva cuandoprescindiendo del mayor de sus ramales, el ramal de reserva pueda suplira éste y la planta reguladora pueda cumplir con el caudal requeridomáximo.
Valor de ReferenciaEl porcentaje de plantas que posean ramal de reserva respecto del númerototal de plantas reguladoras será de un 90 % para el año 1999. Esteporcentaje se irá incrementando en un 5 % por año hasta alcanzar unvalor del 100 %.
INDICADOR DE TRANSPARENCIA DEL MERCADO
INDICADORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Cuadro III - 2 | Calidad del Servicio Técnico de Transmisión
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Concepto y ObjetivoFiscalizar el tiempo máximo en que la Licenciataria deberá restablecer elservicio interrumpido a raíz del inconveniente acaecido, teniendo encuenta el lapso transcurrido desde el momento en que se produce elhecho y hasta el normal abastecimiento de la zona afectada (TRS) y eltiempo transcurrido entre que la Licenciataria toma conocimiento delinconveniente y el arribo al lugar del personal responsable de laLicenciataria (TRI).
Valor de ReferenciaEl TRI será inferior a 2 (dos) horas en el 100% de los casos y el TRS seráde 36 hs, para terreno transitable, 3 días para terreno intransitable porrazones meteorológicas y 6 días en caso de laguna, bañado, ríos y terrenomontañoso.
Concepto y ObjetivoEvaluación de la concentración y de los volúmenes emitidos de óxido denitrógeno y monóxido de carbono en el escape de fuentes estacionarias,como equipos turbo o motocompresores y motogeneradores instalados enlas plantas compresoras.
Valor de ReferenciaAnualmente, la Licenciataria deberá efectuar una medición de rutina yuna de referencia en el 100% de los casos.
Concepto y ObjetivoControl de la emisión sonora en plantas reguladoras teniendo en cuentasu cercanía a zonas residenciales o asentamientos poblacionales.
Valor de ReferenciaAnualmente, se deberá registrar un valor de 45dB nocturnos y 55 dBdiurnos en el 100% de los casos.
Concepto y ObjetivoControl de la emisión sonora en plantas compresoras teniendo en cuen-ta las instalaciones de uso común para el personal de la planta (p.ej. salade control, comedor, etc.).
Valor de ReferenciaAnualmente, se deberá registrar un valor menor a 60 dB en el 100% delos casos.
Cuadro III - 2 | Calidad del Servicio Técnico de Transmisión / Continuación /
Tiempo de Respuestaante Emergencias
Control de la Emisiónde Gases Contaminantes
Ruidos en Estaciones Reguladoras
Ruidos en Plantas Compresoras
INDICADORES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (continuación)
INDICADORES DE PROTECCIÓN AMBIENTAL
de valor de bienes y servicios representativos de la
actividad de los prestadores. En tal sentido, las
Licencias de Transporte y Distribución previeron
tal metodología a través de la utilización del Pro-
ducer Price Index, Industrial Commodities (PPI),
confeccionado por el Bureau of Labor de EEUU.
Estos reajustes se realizan sobre los componentes
de la tarifa que corresponden a la tarifa de transporte
y margen de distribución y no sobre el costo del
gas comprado por el prestatario del servicio de
distribución.
Durante el año 1999 se emitieron las Resoluciones
Nº899 a 912, correspondientes a la puesta en vigencia
del ajuste correspondiente al primer semestre, a partir
del 1º de enero de 1999, con un valor de 0,9936,
que implicó una rebaja equivalente al 0,64% de los
componentes de transporte y distribución, y las
Resoluciones Nº1160 a 1172 para el ajuste del segundo
semestre, con vigencia a partir del 1º de julio de
1999, y con un valor de 1,0024, que redundó en un
incremento del 0,24% de tales componentes.
Los efectos de los ajustes por PPI en las tarifas que
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Transportadora de Gas del Norte S.A. Obras de Confiabilidad y Seguridad relacionadas con la DensidadPob lac iona l� Reemplazo Piquirenda (Provincia de Salta)� Reemplazo Tranquitas (Provincia de Salta)� Reemplazo Quirós (Provincia de Catamarca)� Reemplazo en Rosario de la Frontera (Provincia de Salta)� Reemplazo Capilla del Señor (Provincia de Buenos.Aires)� Reemplazo en Yacuy (Provincia de Jujuy)� Reemplazo en Cornejo (Provincia de Salta)� Reemplazo en Puma Pozo (Provincia de Tucumán)
Transportadora de Gas del Sur S.A. Obras en cañerías� Recomposición de tapada (Gasoducto San Martín).� Recomposición de tapada.� Acondicionamiento del Gasoducto Rodríguez � Pacheco e instalación de trampas.
Obras de Confiabilidad en Compresoras� Reemplazo de turbo compresores en planta compresora Manantiales Behr
(Gasoducto San Martín)
Obras en comunicaciones� Comunicaciones (Gasoducto San Martín)� Comunicaciones (Gasoducto del Oeste)
abonan los usuarios finales y la evolución de éstas
en 1999, se tratan en detalle en el Capítulo V del
presente informe.
Ajustes por aplicación del factor de
inversión (k)
Entre los �Ajustes periódicos y de tratamiento a
preestablecer�, se encuentra el previsto en oportunidad
de la Revisión Quinquenal de Tarifas. La primera de
estas revisiones culminó en el año 1997.
Como resultado del proceso de revisión tarifaria se
establecieron los factores de eficiencia (x) y de
inversión (k). El primero de ellos implicó una baja
en las tarifas y se aplicó en una única oportunidad
al emitirse el primer cuadro tarifario a posteriori
del proceso de revisión.
Cabe recordar que el factor K es un valor porcentual
que representa el aumento de tarifas fundado en
proyectos de inversión que requieren un aporte, ya
que a las tarifas vigentes no se hace viable el proyecto.
En cuanto a la oportunidad de efectivizarse el traslado,
para el factor de inversión se ha previsto que el
ajuste tarifario se produzca una vez que los proyectos
presentados por las Licenciatarias y autorizados por
ENARGAS, comienzan a prestar el servicio a los
usuarios (�cláusula gatillo�).
En consecuencia, si no se termina la obra y/o la
misma no cumple con el objetivo previsto no se
produce el pase a tarifas de la inversión realizada.
Durante el año 1999, se analizaron los proyectos,
y su eventual consideración tarifaria, en oportunidad
de cada ajuste semestral, emitiéndose, las Resoluciones
consignadas en el apartado anterior.
Los Cuadros III-3 y III-4 dan cuenta de los proyectos
cuya concreción ha dado lugar al pertinente traslado
a tarifas.
Cuadro III - 3 | Obras de Inversión realizadas durante 1999 - Transportistas -
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Cuadro III - 4 | Obras de Inversión realizadas durante 1999 - Distribuidoras -
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Camuzzi Gas del Sur S.A. � Alimentación a Río Gallegos.� Sistema Cordillerano.
Metrogas S.A. � Trabajadores Autónomos Ezeiza GP/IP 151� Universidad Nacional E. Echeverría GP/IP 291� Monte Grande I-II E. Echeverría GP/IP 230� Balneario de Quilmes GP/IP 008� Villa Albertina Lomas de Zamora GP/IP 288� Santa Marta Ezeiza GP/IP 336� Guernica Pres. Peron EP/RG 24731� Villa Brown-San Francisco F. Varela GP/IP 161� La Colorada-Las Alicias F. Varela GP/IP 019� Ing. Allan F. Varela GP/IP 387� Ampliación Guernica 1º Etapa GP/IP 259� Ampliación Guernica 2º Etapa GP/IP 259 (2)� Barrio Lindo GP/IP 253� Bosques I EP/RG 80679� Bº 106 Viviendas GP/IP 152� Rayo de Sol GP/IP 11� Ezeiza II GP/IP 231� Frente Pepsi GP/IP 18 A� Guernica Sur GP/IP 20� Villa Numancia GP/IP 160� La Carolina II GP/IP 18 A� Cootepa GP/IP 376� Villa Independencia 2º Etapa GP/IP 272� Obras menores primer semestre de 1999 (total: 41 obras)
Gas Natural Ban S.A. � Provisión Gas Barrio Los Cachorros (Galápagos)� Provisión Gas Barrio El Faro� Provisión Gas Barrio Trujui� Provisión Gas Barrio M. Alberti� Provisión Gas Barrio Las Campanas� Provisión Gas Localidad Otamendi� Provisión Gas Barrio Rivadavia� Provisión Gas Barrio Acc. B. Horizonte� Provisión Gas Barrio Gowland� Provisión Gas Barrio El Ceibo� Provisión Gas Villanueva, Dallera y San Felipe� Provisión Gas Barrio Montecarlo� Provisión Gas Barrio Ikelar� Provisión Gas Barrio Parque San Martín� Provisión Gas Barrios Amat y Cabot� Provisión Gas Barrios El Arco y La Bota� Provisión Gas Barrio a Lezica� Provisión Gas a Olivera� Provisión Gas Barrio Reconquista� Obras Complamentarias (Villa Ariza)� Obras Complamentarias (Hurlingham)� Provisión Gas al Barrio San José del Tala� Provisión Gas a Villa Rosa� Provisión Gas a la localidad de Zelaya� Provisión Gas al Barrio La Josefa� Provisión Gas al Barrio San Jacinto
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Cuadro III - 4 | Obras de Inversión realizadas durante 1999 - Distribuidoras - / Continuación /
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Gas Natural Ban S.A. � Provisión Gas al Barrio Arco Iris( c o n t i n u a c i ó n ) � Provisión Gas al Barrio La Foresta
� Provisión Gas al Barrio Cementerio� Refuerzo de red media presión en Escobar� Refuerzo de red media presión en Zarate� Refuerzo alta presión Ituzaingo III� Ramal de alta presión y estación reductora de presión en Laferrere Este
Dis t r ibu idora � Incremento de capacidad de ramales de alta presiónde Gas Cuyana S.A. � Incremento Capacidad Gasoducto de 60 bar (Gto. paralelo Quintana - Mza. Norte)
� Incremento Capacidad P.R.Principal e Intermedia� Incremento de Capacidad de Plantas Reguladoras Finales (Trapiche - Mendoza)� Gasoducto y Red de Alimentación a Caucete - San Juan� Incremento capacidad gasoducto de 60 bar (Gto. paralelo La Dormida - Sta. Rosa)� Ramal de alimentación y Planta de Regulación de San Rafael.� Incremento Capacidad Plantas Reguladoras Finales (P.R.F. Maipú)
Dis t r ibu idora � Gasoducto Valle de Punilla. Tramo 2 (Cruz del Eje - La Cumbre)de Gas del Centro S.A. � Gasoducto Berrotarán y Valle de Calamuchita (Almafuerte - Villa Gral. Belgrano)
� Potenciamiento Ciudad de la Rioja� Sistema de 10 bar Ciudad de Villa María� Anillo 25 bar Ciudad Río Cuarto.� Ramal y E.R.P. en Fray M. Esquiú - Catamarca.� Potenciamiento Ciudad de Catamarca.� Potenciamiento E.R.P. en Barrio Poeta Lugones - Córdoba.� Anillo 25 bar � Ciudad de Río Cuarto� Loop Refuerzo 25 bar El Pantanillo (Catamarca)� Potenciamiento Ciudad de La Rioja� Potenciamiento de E.R.P. en Barrio Don Bosco - Córdoba� Gasoducto Valle de Punilla, Tramo 3. (La Cumbre-Cosquín-Bialet Masse-Tanti)� Gasoducto Berrotarán y Valle Calamuchita. (Oncativo � Río Tercero y bifurcación
Berrotarán -Alcira Gigena).
Litoral Gas S.A. � Gasoducto Regional Sur: a) Refuerzo gasoducto, b) Carmen - Teodelina� Gasoducto Regional Centro� Refuerzo Gasoducto Regional Centro-2°Etapa� Refuerzo Gasoducto Regional Sur 2°Etapa� Refuerzo Gasoducto Funes� Modificación Estación Reguladora de Presión Funes� Refuerzo Gasoducto Pergamino� Gasoducto Regional Oeste � Las Parejas � El Trébol 1° Etapa� Gasoducto Regional Oeste � El Trébol � María Juana 2° Etapa
Ajustes tarifarios por variaciones en el
precio del gas
La reglamentación del Artículo 37 de la Ley Nº24.076
establece en su inciso 5) que las variaciones en el
precio de adquisición del gas serán trasladadas a
la tarifa final al usuario.
El punto 9.4.2.6 de las Reglas Básicas de la Licencia
de Distribución establece que el precio de compra
estimado deberá surgir del promedio ponderado de
los precios correspondientes a los contratos vigentes
en el período y del precio de compra estimado para
las adquisiciones proyectadas para éste que no estén
cubiertas por contratos, a lo que deberá adicionarse,
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con su signo, la diferencia unitaria a que se refiere
el punto 9.4.2.5 de la Licencia.
Tal como lo hiciera en años anteriores y para la
consideración del ajuste tarifario se convocó, tanto
para el período invernal como para el período estival,
a sendas audiencias públicas, a fin de que las
Asociaciones de Usuarios, Licenciatarias, Defensoría
del Pueblo, grandes usuarios y la comunidad en
general, tuvieran oportunidad de expresarse al
respecto, las que se llevaron a cabo los días 28 de
abril y 28 de setiembre.
Reseñando las resoluciones dictadas en esta mate-
ria durante el año 1999, cabe señalar:
Período invernal (cuadros tarifarios vigentes a partir
del 1/5/1999): Resoluciones ENARGAS Nº1032 a 1036
y Nº1038 a 1041(distribuidoras) y Nº1037 y Nº1042
a 1049 (subdistribuidoras).
Período estival (cuadros tarifarios vigentes a partir
del 1/10/1999): Resoluciones ENARGAS Nº 1287 a
1289, Nº1291 a 1294 y Nº1296 a 1297 (distribuidoras)
y Nº1295 y Nº1299 a 1305 (subdistribuidoras).
En lo atinente a lo resuelto por el Ente en materia
de traslado a tarifas finales de las modificaciones
del precio del gas, merece destacarse:
El 26 de marzo de 1999 el ENARGAS remitió una
nota a las distribuidoras de gas mediante la cual
se efectuaron diversas aclaraciones acerca del proceso
de negociación de sus contratos de compraventa
de gas natural. En tal oportunidad, se les requirió
la obtención de los menores precios de gas factible,
asegurando el suministro a mediano y largo plazo,
tal como lo establecen los Arts. 38 inc. d) y 24 de
la Ley Nº24.076, advirtiéndose que el ENARGAS no
convalidaría precios que contraríen las condiciones
operadas en mercados competitivos y que permitieran
vislumbrar ejercicio de poder de mercado del oferente.
Asimismo, se remitió al principal productor de gas
una comunicación regulatoria, con fecha 22 de abril
de 1999, mediante la cual se dejó constancia de las
graves consecuencias que podría tener un accionar
contractual indebido de su parte en la venta de su
producción de gas natural sobre las actividades
reguladas por el Ente y se destacó la competencia
del ENARGAS para observar los niveles de precios
y, de ser necesario, aplicar las limitaciones
correspondientes en ocasión del traslado del costo
del gas natural a las tarifas de los usuarios finales.
Por su parte, en oportunidad de la aprobación de
los cuadros tarifarios vigentes a partir del 1º de
mayo, se destacó la necesidad de que tal aprobación
fuera provisoria en orden a no convalidar cláusulas
ni precios que no respondieran a procesos
transparentes, abiertos y competitivos y que no
aseguraran el menor costo para los consumidores,
compatible con la seguridad del abastecimiento. Ello
así, hasta tanto el Ente reuniera los elementos
necesarios para su consideración definitiva.
Además, se dispuso que mientras las tarifas tuvieran
el carácter de provisoriedad antes enunciado, el
ENARGAS trasladaría a las Distribuidoras un precio
del gas vendido por YPF S.A. que acotara las
diferencias entre el precio resultante de la fórmula
anterior ajustada por PPI y el nuevo precio, de modo
que la ejecución provisoria de los contratos no
constituyera un mayor perjuicio para los usuarios
de la Licenciataria. Se tomó como referencia el precio
al que habían vendido otros productores en
condiciones similares.
Asimismo, en pos de una mayor transparencia del
mercado, se dispuso la publicación mensual en la
página web del ENARGAS de la información sobre
precios promedio de gas natural por cuenca,
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desagregada en mercado interno y de exportación.
En oportunidad del ajuste correspondiente al período
estival, se resolvió dar carácter definitivo a las tarifas
invernales (mayo-setiembre 1999), toda vez que,
como resultado del análisis realizado y de la Audiencia
Pública llevada a cabo, se arribó a la conclusión de
que las limitaciones establecidas debían adquirir
carácter definitivo. Sin embargo, en los casos de
Camuzzi Gas del Sur S.A., Camuzzi Gas Pampeana
S.A., Hidenesa S.A. y Cooperativa FEL Ltda., las
diferencias diarias acumuladas (para los dos primeras
en los meses de abril a agosto y para las restantes
de mayo a setiembre) resultaron provisorias, hasta
tanto se regularizara la documentación respaldatoria.
Cabe destacar que, en modo previo a la citada
Audiencia, el ENARGAS elaboró un documento de
avance respecto de la estructura del mercado de
oferta de gas natural. Asimismo, se llevaron a cabo
una serie de reuniones de trabajo con los productores,
las que versaron sobre tres tópicos: 1) la participación
de los distintos productores en el mercado del gas
natural; 2) las conductas plasmadas por éstos a
través de las cláusulas de los contratos celebrados
en el mercado interno y externo y 3) la evolución
de los precios del gas por cuenca.
Como resultado de tales reuniones, se comprobó
un cambio de actitud de YPF S.A., que se mostró
dispuesta a suministrar la información necesaria
para el análisis de la situación del mercado del gas
natural, a la vez que anunció, en oportunidad de la
Audiencia Pública, su decisión de desprenderse de
los contratos de comercialización de gas de terceros
en un lapso inferior al del efectivo vencimiento
contractual, rebajar los precios base de los contratos
en que esa operatoria continuara, comenzando con
un 3% para el período octubre 99-setiembre 2000,
así como eliminar todas las cláusulas observadas
por el ENARGAS como restrictivas de la competencia,
tanto en los contratos celebrados en el mercado
interno como en los contratos de exportación de
gas natural.
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En cuanto a los cuadros tarifarios para el período
estival, el ENARGAS consideró necesario aprobarlos
en forma provisoria, a fin de observar las conductas
seguidas por los productores de gas natural y a los
efectos de no generar situaciones que pudieran resultar
perjudiciales para los usuarios en general. Así, en
algunos casos en que, a juicio de la Autoridad
Regulatoria, las operaciones se habían apartado del
marco establecido, se tomó como referencia el precio
al que habían vendido otros productores en
condiciones similares.
Finalmente, en lo atinente a las tarifas corres-
pondientes al período estival de Distribuidora de
Gas del Centro S.A., y como resultado de las auditorías
de compra de gas efectuadas por la Autoridad
Regulatoria, se dispuso una deducción a la contabilidad
diaria del período abril 1998- agosto 1998 de $223.264,
toda vez que la proporción de los volúmenes de
compra de gas de la cuenca neuquina que la
Licenciataria incluyó en el cálculo de las diferencias
diarias acumuladas para el período abril-agosto 1998
excedió la proporción del transporte desde dicha
cuenca incluida en los cuadros tarifarios y la
proporción transportada desde la misma cuenca para
sus clientes con �by pass�.
Mayor información acerca de los aspectos tarifarios
puede ser consultada en el Capítulo V del presente
informe.
PRECIOS DE CUENCA Y DE REFERENCIA
A fin de otorgar incentivos a la realización de
operaciones en el Mercado de Corto Plazo de Gas
Natural, el Decreto Nº1020/95 creó un sistema de
estímulo alternativo y optativo para las distribuidoras
de gas.
Tal sistema prevé la determinación, para cada período
estacional, de un precio de referencia y de un precio
de cuenca y tiene como objetivo trasladar, sólo en
parte, al período estacional siguiente el efecto de
las compras de gas natural que se pacten en este
mercado a precios inferiores al de referencia o
superiores al de cuenca, otorgando un incentivo a
la compra de gas más barato por parte de las
distribuidoras. Es decir, quien realiza una gestión
de compra beneficiosa para el usuario final, recibe
un incentivo por ella, a la vez que se desalientan
las compras por encima del precio de cuenca.
Las operaciones en este mercado han tenido una
importancia creciente en el tiempo permitiendo
incrementar los volúmenes operados, lo cual ha
resultado beneficioso tanto para las distribuidoras
como para los usuarios.
Durante el año 1999, el ENARGAS emitió las
Resoluciones Nº1099 y 1308, en las que se fijaron
los precios de referencia y de cuenca para cada
período estacional, tal como se da cuenta en el
Cuadro III-5.
INCIDENCIA TARIFARIA DE LA MODIFICACIÓN DE LAS
CONTRIBUCIONES SOCIALES
El Art. 23 del Decreto Nº292/95 estableció que, para
acceder a los beneficios de la reducción de
contribuciones a cargo de los empleadores, las
empresas que brinden servicios públicos con precios
regulados debían ser autorizados por el Ente Regulador
correspondiente, debiendo presentar un estudio que
cuantifique la incidencia sobre la tarifa de la reducción
de los costos laborales. El objetivo consistía en que
tal reducción redundara en una completa
transferencia de beneficios a los usuarios y
consumidores.
Tal norma se mantuvo vigente con el dictado del
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Decreto Nº1520/98, que dispone otra disminución
de las contribuciones sociales de los empleadores.
Ahora bien, el objeto de estas normas ha sido el de
incentivar a los sectores productivos, sentando las
bases de una creciente competitividad económica
contribuyendo a la reducción de los costos que gravan
la producción.
En el marco de lo dispuesto en el Decreto Nº292/
95, el ENARGAS había autorizado a las Licenciatarias
y Subdistribuidores de gas, mediante las Resoluciones
ENARGAS Nº234, 235,242, 243, 244, 245, 247, 248,
249, 251, 265 y 1102 (esta última dictada durante
el ejercicio 1999), a trasladar a las tarifas de sus
usuarios industriales las reducciones derivadas de
la modificación de las contribuciones patronales,
las que mantuvieron su vigencia con el dictado del
Decreto Nº1520/98. En consecuencia, se dictó la
Resolución ENARGAS Nº1190/99, mediante la cual
se autorizó a incluir, del mismo modo, las reducciones
derivadas de la Ley Nº25.063 y el Decreto Nº1520/98,
antes mencionado.
IMPUESTOS
El punto 9.6.2. de las Reglas Básicas de la Licencia
de Distribución establece que las variaciones de costos
que se origen en cambios en las normas tributarias
(excepto en el impuesto a las ganancias o el impuesto
que lo reemplace o sustituya) serán trasladadas a
las tarifas de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo
41 de la Ley 24.076.
A los fines de la consideración de la actividad
desarrollada por el ENARGAS, en este punto, du-
rante el ejercicio 1999, cabe distinguir, según la
jurisdicción del tributo, a saber:
Nac iona l :
Las Licenciatarias del servicio de transporte y de
distribución (a excepción de GasNea S.A. y Gasnor
S.A.) solicitaron el traslado a tarifa de la incidencia
del Impuesto sobre los Intereses Pagados y el Costo
Financiero del Endeudamiento Empresario, que fue
rechazado, habiéndose resuelto, asimismo los recursos
incoados contra tales actos administrativos.
En tal ocasión, el ENARGAS entendió que los intereses
y el costo financiero de las empresas posibilitan
determinar una menor base imponible para el
Impuesto a las Ganancias, lo que ha generado desde
la Toma de Posesión una disminución en el pago
del mismo que oscila entre el 33% y el 35% sobre
dichos conceptos, implicando asimismo un fuerte
PRECIO DE CUENCA PRECIO DE REFERENCIA
C U E N C A Mayo '99 - Set. '99 ($/m3) Mayo '99 - Set. '99 ($/m3)
NEUQUINA 0,0489 0,0482AUSTRAL 0,0349 0,0340NOROESTE 0,0417 0,0415
Octubre ´99-Abril 2000 Octubre ´99-Abril 2000
NEUQUINA 0,0459 0,0449AUSTRAL 0,0347 0,0340NOROESTE 0,0392 0,0383
Cuadro III - 5 | Precios de Cuenca y Precios de Referencia - Aplicación Decreto 1020/95 -
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apalancamiento financiero sobre la rentabilidad de
su capital propio. Dicha disminución no ha sido
trasladada a los usuarios, y en consecuencia,
resultaba inequitativo que, al verse reducido tal
beneficio, se pretendiera su traslado a los mismos,
teniendo en cuenta que, tanto en lo que respecta a
los montos del endeudamiento, como a la modalidad
de su instrumentación y las tasas pactadas, han
resultado del exclusivo resorte decisorio de las
Licenciatarias.
Por otra parte, se consideró que, si se autorizara el
pretendido traslado del tributo en cuestión a la tarifa,
se generaría una situación diametralmente opuesta
a la pretendida por el Impuesto sobre los Intereses
Pagados y el Costo del Endeudamiento Empresario,
por cuanto incentivaría a las empresas licenciatarias
a financiarse a través de instrumentos de deuda
que paguen interés y no a través de acciones o
capital propio.
De lo expuesto, se concluyó que, a los fines regulatorios,
el Art. 1º del Título IV de la Ley Nº25.063 era equivalente
a una modificación del régimen vigente del Impuestos
a las Ganancias, por gravar un concepto que es de-
ducible de la base imponible de éste.
La asimilación técnica de ambos tributos fue
compartida en su oportunidad por la Subdirección
General de Legal y Técnica Impositiva dependiente
de la Dirección General Impositiva �Administración
Federal de Ingresos Públicos-.
Finalmente, el objetivo de política regulatoria que
se persigue con los traslados a tarifas de las
variaciones impositivas es el de neutralizar el impacto
motivado por decisiones exógenas a las Licenciatarias,
y la modificación en cuestión configura una excepción
al alcance de tal objetivo, toda vez que el costo del
financiamiento y, por ende, del Impuesto, depende
de una decisión de financiamiento propia a ser
adoptada por cada empresa.
Provinc ia l :
1. Gasnor S.A se presentó ante el ENARGAS alegando
un presunto cambio normativo, producido en el
ámbito de la Provincia de Jujuy, y que estaría
determinado por una modificación del criterio
utilizado por el Fisco Provincial en la liquidación
del Impuesto sobre los Ingresos Brutos. Cabe
destacar que Gasnor S.A. había tributado el referido
gravamen aplicando la alícuota del tributo sobre
la facturación total y que la Licenciataria se presentó
ante la sede administrativo-tributaria provincial,
requiriendo la devolución de las sumas abonadas
en exceso.
La pretensión de Gasnor S.A. fue rechazada tanto
por la Dirección de Rentas de Jujuy, como por
el Ministerio de Economía provincial. Analizada
la cuestión por el ENARGAS, se llegó a la
conclusión, de la que da cuenta la Resolución
ENARGAS Nº971/99, que Gasnor S.A. no sostuvo
ni demostró que los cambios impositivos
denunciados fueran el resultado de cambios en
las normas tributarias (sanción, modificación,
derogación o exención) producidos con
posterioridad a la toma de posesión, por lo que
se resolvió no hacer lugar a la pretensión.
2. Por su parte, Servicio Gas Junín S.A. solicitó
autorización para que los subdistribuidores de gas
por redes, que operan en la Provincia de Buenos
Aires, recuperen los mayores costos facturados
por las Distribuidoras en concepto de recupero
por cambio de base imponible del Impuesto sobre
los Ingresos Brutos, previsto en la Resolución
ENARGAS Nº544/97. Dado que los clientes de los
subdistribuidores pagaban una tarifa menor que
los conectados a las Distribuidoras, generando
una fuente de inequidad y que ello reducía el margen
de utilidad de los subdistribuidores, el ENARGAS
autorizó tal traslado de costos, mediante Resolución
ENARGAS Nº1158/99.
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Munic ipal :
1. Distribuidora de Gas Centro S.A. solicitó al
ENARGAS el traslado a tarifas (resuelto por
Resolución ENARGAS Nº929/99) de la contribución
de inspección, seguridad e higiene que incide sobre
la actividad comercial, industrial y de servicios
de la Municipalidad de Oncativo, Provincia de
Córdoba. Dado el retraso de 36 meses en la
presentación de la solicitud de traslado a tarifa,
por parte de la Licenciataria, y teniendo en cuenta
que tal actitud implicaría un importante perjuicio,
en especial, para los usuarios industriales y
comerciales, por cuanto se verían imposibilitados
de recuperar este mayor costo que no fue
considerado oportunamente, el ENARGAS resolvió
autorizar el traslado sólo a partir del mes de octubre
de 1998, mes en el cual se efectuó el pedido.
2. Distribuidora de Gas Cuyana S.A., por su parte,
solicitó el ajuste tarifario derivado del dictado de
la Ordenanza Tarifaria Nº2566/97 de la
Municipalidad de Rawson de la Provincia de San
Juan, que consideró sujetos al pago de la
contribución por servicios a la actividad comercial,
industrial y de servicios, a todas las empresas
privadas, públicas o mixtas que presten servicios
en jurisdicción del Departamento de Rawson,
inclusive las prestadoras de gas natural por redes.
Por idénticas razones a las expuestas en el caso
del traslado de Oncativo, se autorizó el traslado
a tarifa, por Resolución ENARGAS Nº1108/99, a
partir del mes de enero de 1999, y a posteriori
mediante Resolución ENARGAS Nº1445/99 el
recupero de períodos anteriores, pero no así de
sus intereses.
3. Distribuidora de Gas del Centro S.A. solicitó el
reconocimiento tarifario de la contribución por
ocupación de espacios de dominio público del
Municipio de Río Cuarto �Pcia. de Córdoba. Ahora
bien, en este caso la Licenciataria no demostró
fehacientemente que ella gozaba de una exención
previa, por cuanto las que invocó eran propias
de Gas del Estado S.E. y, en consecuencia, anteriores
a la Toma de Posesión y no aplicables a la
Licenciataria, por no ser ésta continuadora de
Gas del Estado S.E. y por no haber existido hecho
o pedido alguno de la Distribuidora que diera lugar
a la excepción pretendida. Por lo que se rechazó
el traslado a tarifa solicitado, mediante la
Resolución ENARGAS Nº1112/99.
4. En lo que hace a la contribución que incide sobre
el comercio, la industria y las empresas de servicios
del Municipio de Río Cuarto, cabe señalar que,
ante su modificación (de $5,5 a $12 por cada
10.000 metros cúbicos de gas facturado a usuarios
del servicio de distribución de gas), y mediando
la pertinente solicitud de Distribuidora de Gas
del Centro S.A., el ENARGAS hizo lugar al traslado
tarifario a través de la Resolución Nº1341/99.
5. En lo que respecta al traslado a tarifa solicitado
con anterioridad por Litoral Gas S.A., respecto
del Derecho de Uso y Ocupación del Dominio Público
de la Municipalidad de Villa Constitución, cabe
señalar que, si bien éste se había autorizado
provisoriamente por el ENARGAS, ante el acuerdo
suscripto con fecha 2 de junio de 1999 entre la
citada Licenciataria y el Concejo Deliberante de
esa localidad, se emitió la Resolución ENARGAS
Nº1173/99, mediante la cual se dejó sin efecto su
aplicación. Es menester recordar, que en el
mencionado acuerdo se estableció que Litoral Gas
S.A. no trasladaría a las facturas de sus usuarios
del Municipio de Villa Constitución la alícuota
correspondiente al derecho de ocupación del
dominio público, establecido por la Ordenanza
Tarifaria Nº1458, ni efectuaría el cobro del
financiamiento en cuotas del importe resultante
de los tributos, costas judiciales e intereses
devengados a partir de 1993 y que fueran motivo
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de ejecución judicial, hasta tanto no se contara
con sentencia definitiva de la Corte Suprema de
Justicia de la Nación. Por su parte, los señores
concejales se comprometieron a implementar la
reducción a cero por ciento de la alícuota
correspondiente al citado Derecho, a partir del 1º
de junio de 1999.
6. Ante la solicitud de Litoral Gas S.A. derivada de
la modificación del Derecho de Registro e Inspección
del Municipio de Pérez de la Provincia de Santa
Fe, el que estableció un importe fijo mensual a
ser tributado, se autorizó el pertinente traslado a
tarifas de la incidencia de la modificación, mediante
Resolución ENARGAS Nº1340/99.
NUEVOS GASODUCTOS DE TRANSPORTE
Durante el año 1999, y como parte de su tarea de
regulación y control, el ENARGAS analizó proyectos
de nuevos gasoductos, a saber: a) de exportación
de gas natural, b) regidos por la Ley Nº17.319 y c)
instalaciones complementarias.
La Ley Nº24.076 y su reglamentación han previsto
la facultad de la Secretaría de Energía de la Nación
de aprobar o rechazar las solicitudes de exportación
de gas, teniendo en cuenta la factibilidad del
abastecimiento interno. Ahora bien, a tal facultad
debe añadirse que, cuando se encuentre involucrada
la construcción de nuevas instalaciones, o nuevas
conexiones a los gasoductos, o el uso de cualquiera
de los sistemas existentes, u otras alternativas
de transporte, deviene necesaria la intervención
previa del ENARGAS, quien velará por el estricto
cumplimiento de las normas, esencialmente en
lo que respecta al acceso abierto y no
discriminatorio y a la seguridad y protección del
medio ambiente, tanto durante la construcción
como en la operación del ducto.
En este contexto, podemos mencionar entre los objetos
de estudio del ENARGAS durante el pasado ejercicio,
y con distinto grado de avance, tanto en lo físico
como en su instrumentación jurídica, los proyectos:
n Casablanca, destinado a proveer a la República
Oriental del Uruguay, con una longitud en territorio
argentino de 9,5 Km, un diámetro de 16�,
actualmente en construcción y encuadrado en la
Ley Nº24.076. Se prevé para el año 2000, el cruce
del Río Uruguay. En relación con este nuevo
gasoducto, cabe destacar que, durante el año 1999,
y mediante Resolución ENARGAS Nº1015, se
autorizó el acuerdo suscrito por Compañía
Entrerriana de Gas S.A. y Transportadora de Gas
del Norte S.A. para extender el Sistema de
Gasoductos Norte desde Aldea Brasilera hasta las
localidades de Concepción del Uruguay y Colón,
desde ésta última hasta Concordia y desde
Concepción del Uruguay hasta Gualeguaychú.
Asimismo, se aclaró en tal oportunidad que dicha
autorización no implicó validación alguna del
inconsulto inicio de obras del Gasoducto Casablanca
que fuera oportunamente imputado por el
ENARGAS, mediante Nota Nº3067/98.
nAldea Brasilera-Uruguaiana, con provisión a la
República Federativa del Brasil, con una longitud
de 450 Km. y un diámetro de 24�, se encuentra
en estado avanzado de construcción y encuadrado
en la Ley Nº24.076.
n Campo Durán-Pocitos, proyecto destinado a la
República de Bolivia como inversión de flujo, se
encontraba durante el año 1999 en estado de
información preliminar, contando con una longitud
de 23 Km. y un diámetro de 12�. Hacia fines de
1999 resultaba factible la modificación del proyecto
inicial.
n Cruz del Sur, emprendimiento respecto del cual
se efectuaron pedidos de informes, sin contarse
al finalizar el año 1999 con presentación formal
del proyecto. Estaría destinado a abastecer a la
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República Oriental del Uruguay, con una longitud
total de 54 Km. y 24� de diámetro (16 Km. en
territorio argentino).
En lo que respecta a las concesiones de transporte
otorgadas en el marco de la Ley Nº 17.319, du-
rante 1999 y en los términos fijados por el Decreto
Nº729/95, se estudiaron los proyectos que se detallan
en el Cuadro III-6.
Finalmente, se estudiaron otros proyectos de
instalaciones complementarias, a raíz de
requerimientos puntuales surgidos en distintos cam-
pos de la industria como consecuencia de la necesaria
ampliación de los sistemas.
Así, durante 1999, se estudiaron las estaciones de
medición correspondientes a los Gasoductos Pacífico
y Norandino, la planta compresora Baldissera
(Gasoducto Centro Oeste) y el ramal de alimentación
a Profertil (by pass físico), obras actualmente
finalizadas.
Además, los gasoductos Norandino y Cuenca Noroeste
poseen instalaciones complementarias dentro de sus
propios sistemas, tal es el caso de las plantas compresoras
Volcán y Cornejo (Gasoducto Cuenca Noroeste) y la
planta compresora Tres Cruces (Gaso-ducto Norandino)
que sería habilitada en septiembre del 2000.
Las obras de expansión interna de los sistemas
licenciados a Transportadora de Gas del Norte S.A.
y Transportadora de Gas del Sur S.A., en algunos
casos necesarias para hacer viables los proyectos
de nuevos gasoductos, serán extensamente
desarrolladas en el Capítulo V del presente informe,
al cual nos remitimos.
CONTRAPRESTACIÓN A USUARIOS POR REDES TRANSFERIDAS
El diseño tarifario adoptado prevé que para el cálculo
de las tarifas máximas autorizadas se contemple
un incentivo a fin de que las Licenciatarias inviertan
en la expansión de su propio negocio. En tal sentido,
el Art. 16 de la Ley Nº24.076 y el punto 8.1.3. de
las RBL establecen que corresponde a las empresas
encarar las extensiones de redes, no sólo las que
ellas proyectaren, sino también atender a cualquier
solicitud de suministro que se les requiera.
Ahora bien, para el caso de que las tarifas vigentes
no les provean el incentivo suficiente a fin de llevar
a cabo un proyecto determinado, corresponde a las
Licenciatarias demostrar, previo al inicio de las obras,
la necesidad de aporte de terceros interesados.
En este punto, es el ENARGAS quien finalmente
define cuál es la contraprestación que las Distri-
buidoras deben reconocer a los futuros usuarios que
hubieran financiado total o parcialmente redes de
distribución para su posterior transferencia al pa-
trimonio de las Licenciatarias para su operación y
mantenimiento.
Teniendo en cuenta los criterios establecidos en
Gasoduc to Expediente Nº Long i tud D iámet ro Estado de situación
M. Inés - B. Las Vegas - 4829 65 Km 18" FinalizadoGto. San Martín
Loop L. Las Yeguas - 5311 35 Km 24" En construcciónInterc. Neuba II
Cuadro III - 6 | Gasoductos Bajo Concesión de Transporte - Ley Nº 17.319 -
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oportunidad de la Primera Revisión Quinquenal
Tarifaria y dada la creciente cantidad de proyectos
de pequeña envergadura que se llevaron a cabo bajo
el amparo legal de la Resolución ENARGAS Nº44/
94, se decidió realizar en forma global (al igual que
en períodos anteriores) los cálculos de la
contraprestación debida por las Distribuidoras por
cada nuevo usuario que se conecte al sistema de
distribución y que, previa o simultáneamente, hubiera
financiado los emprendimientos para su transferencia
a la Licenciataria.
Los valores fijados durante el año 1999, mediante
la Resolución ENARGAS Nº1356, aplicables a las
obras de expansión ejecutadas y transferidas du-
rante el año 1998, bajo la normativa de la Resolución
ENARGAS Nº44/94, y las que, habiéndose iniciado
durante 1997, se hubieran transferido durante 1998,
se consignan en el Cuadro III-7.
Esta fijación de valores por parte de la Autoridad
Regulatoria otorga un marco de seguridad a los
usuarios, ya que le permite conocer el monto a cargo
de las Licenciatarias, evitando así conflictos y
dilaciones excesivas en su reintegro. Asimismo, se
estableció que la contraprestación debe efectuarse
reconociendo el 100% del valor del gas consumido
por cada usuario, hasta agotar la totalidad del crédito
fijado y que corresponderá a todos aquéllos que,
habiendo financiado y transferido redes de distribución
al patrimonio de las Licenciatarias, se conecten a
éstas dentro de los primeros dos años de su
habilitación.
PREVENCIÓN DE ACCIDENTES POR INHALACIÓN DE MONÓXIDO DE
CARBONO
Entre los objetivos de la regulación de los servicios
de transporte y distribución de gas, cuyo
cumplimiento la Ley Nº24.076 pone a cargo del
ENARGAS, se encuentran, entre otros, la protección
adecuada de los derechos de los consumidores, el
propender a una mejor operación y confiabilidad
de los servicios e instalaciones - en especial lo relativo
a la seguridad de las personas - y el incentivo a la
L i cenc ia ta r i a Subzona Tarifaria M3/Usua r i o
Metrogas S.A. 1,200
Gas Natural Ban S.A. 1,050
Litoral Gas S.A. 900
Distribuidora de Gas del Centro S.A. 1,100
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. 1,500
Gasnor S.A. Salta 850Tucumán 700
Camuzzi Gas Pampeana S.A. Buenos Aires 1,200Bahía Blanca 1,300La Pampa Norte 1,700La Pampa Sur 1,900
Camuzzi Gas del Sur S.A. Buenos Aires Sur 3,100Neuquén 3,400Cordillerano 3,400Chubut Sur 4,300Santa Cruz Sur 7,400Tierra Del Fuego 8,500
Cuadro III - 7 | Contraprestación a Usuarios por Redes Transferidas
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eficiencia, uso racional y protección ambiental.
En este sentido y, a fin de prevenir los accidentes
que se producen en ambientes habitables por
inhalación de monóxido de carbono (CO) como
consecuencia de instalaciones de gas defectuosas
o antirreglamentarias, el ENARGAS diseñó e impulsó
un plan de acción que se inició el 17 de junio de
1998, con la realización de la �Jornada sobre
Prevención de Accidentes por Inhalación
de Monóxido de Carbono�, en la que participaron
representantes de distintas áreas de la industria
del gas, organismos afines a los consumidores y
entidades científicas y técnicas.
En su transcurso, el ENARGAS informó el plan de
trabajo aprobado por el Directorio, que comprendía
tres rutas de acción convergentes: a) campaña
educativa y de concienciación, b) incorporación de
dispositivos de seguridad en los artefactos, y c) revisión
periódica y obligatoria del funcionamiento de los
artefactos a gas en las instalaciones domiciliarias;
todo ello, con el único fin de prevenir accidentes
por inhalación de CO.
Acerca de la primer medida, se dio cuenta en el
capítulo II, y en cuanto a la segunda, cabe señalar
que se basó en dos orientaciones: una técnica y
otra de regulación comercial, esta última a cargo
de la Secretaría de Industria, Comercio y Minería
de la Nación.
En lo que hace a los aspectos técnicos y teniendo
en cuenta las particularidades específicas de nuestro
país, así como los avances de los criterios en ma-
teria de seguridad, se llegó a la conclusión de que
el dispositivo de seguridad más adecuado es el
�quemador piloto control de atmósfera� ,
que actúa como dispositivo de seguridad, mediante
el corte del pasaje de gas ante el enrarecimiento de
la atmósfera circundante por disminución del
porcentaje de oxígeno en el ambiente.
La ventaja de este dispositivo es que presenta una
�seguridad positiva�, dado que ante cualquier
inconveniente en su funcionamiento, por causas
propias o externas, entra en la condición de seguridad,
cortando el suministro de gas al artefacto.
En base a estos antecedentes, en agosto de 1999,
el ENARGAS dictó la Resolución Nº1188, que estableció
que los fabricantes e importadores de calentadores
de ambiente de cámara abierta sin salida al exte-
rior de los productos de la combustión, deberán
producir y comercializar estos artefactos con un
dispositivo quemador piloto control de atmósfera,
que corte el suministro de gas al artefacto ante
una disminución prefijada del porcentaje de oxigeno
en el ambiente.
Además, los fabricantes e importadores de artefactos
de cámara abierta con conducto de salida al exte-
rior de los productos de la combustión, deberán
producir y comercializar estos artefactos con un
dispositivo sensor de temperatura de los productos
de la combustión, con un quemador piloto sensor
de ambiente o con ambos.
La citada resolución dispuso que estas exigencias
serán de cumplimiento obligatorio a partir del 1º
de marzo del 2000 y, con el fin de que estas medidas
fueran acompañadas por controles que aseguraran
que lo resuelto no quedara invalidado por la
comercialización de los productos sin la autorización
correspondiente, resolvió que las modificaciones en
los artefactos que implican los requisitos fijados,
contaran con la aprobación de un Organismo de
Certificación acreditado por el ENARGAS.
Ahora bien, la no existencia de un uso masivo en
otros países del piloto analizador de ambiente aplicado
a artefactos de cámara abierta, con evacuación al
exterior de los productos de la combustión, ha
limitado el análisis del grupo técnico del ENARGAS
a lo estrictamente teórico. Esta situación obligó a
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la realización de una prueba de campo por los
fabricantes de este tipo de artefactos provistos de
quemador piloto control de atmósfera, bajo los
lineamientos generales establecidos en aquella
Resolución.
En lo que hace a las revisiones periódicas previstas
como parte del plan de trabajo, cabe señalar que
las estadísticas demuestran que los accidentes por
inhalación de monóxido de carbono ocurren como
consecuencia de artefactos con inadecuada ubicación,
falta de mantenimiento -en especial ventilaciones
obstruidas o desacopladas-, o con modificaciones
no autorizadas en el mismo artefacto o en su
instalación. Tales condiciones riesgosas están
potenciadas por la antigüedad que tiene un importante
número de las instalaciones en uso, sin que nunca
fueran revisadas.
Si bien el Reglamento de Servicio de la Licenciatarias
de Distribución, en su Artículo 13, deposita en el
usuario la responsabilidad del mantenimiento de
su instalación interna en las condiciones
reglamentarias, no puede dejar de tomarse en cuenta
la falta de idoneidad del usuario común para advertir
efectivamente la totalidad de las situaciones de riesgo
en las que pueda llegar a encontrarse.
Por ello, el ENARGAS propulsó, como tercer vía de
acción para evitar accidentes causados por la
concentración de CO, la revisión periódica y
obligatoria del funcionamiento de los artefactos a
gas en las instalaciones domiciliarias.
Para analizar esta vía, el ENARGAS mantuvo reuniones
con las Distribuidoras, coordinadas por el Instituto
Argentino del Petróleo y del Gas, y con la Federación
de Constructores de Obras Sanitarias e Instaladores
de Gas de la República Argentina (FECOSIGRA).
Finalmente, en septiembre del año 1999, se dictó
la Resolución ENARGAS Nº1256, que aprobó las
pautas generales y procedimientos técnicos
provisorios, destinados a la elaboración e
implementación de un reglamento para la realización
de revisiones periódicas de la ubicación, el
funcionamiento y la evacuación de los productos
de la combustión, de los artefactos a gas natural o
gas licuado distribuido por redes que poseen los
usuarios incluidos en la categoría �Residencial�, cuya
cantidad, en todo el país, está cercana a los cinco
millones cuatrocientos mil (5.400.000).
La Resolución estableció, como paso previo para
el diseño del sistema a implementar, la realización
de un muestreo representativo de las condiciones
de los artefactos involucrados, a los efectos de
reunir la información necesaria para obtener
parámetros objetivos, que permitan confeccionar
los procedimientos definitivos de prevención y
evaluar su alcance e impacto, así como la respuesta
de los usuarios.
Estableció, también, que las Licenciatarias de
Distribución debían efectuar el muestreo mencionado
en sus respectivas áreas de jurisdicción y a su exclusiva
costa, debiendo poner a consideración del ENARGAS,
en forma fundamentada, los parámetros adoptados
para definir las muestras (tamaño, distribución
geográfica, etc.) y los procedimientos operativos.
Se fijó un lapso de hasta ciento ochenta días corridos,
contados a partir de la fecha en que el Ente preste
conformidad a la presentación requerida, para que
las Licenciatarias de Distribución remitan la
información obtenida en el muestreo, una opinión
fundada acerca de sus resultados y posibilidades
de implementación de métodos conducentes al
objetivo de prevención buscados, un análisis del
costo de la revisión y un plan de capacitación para
los revisores, así como el aporte de toda otra
información relevante para el sistema.
A título ilustrativo, el Cuadro III-8 muestra una
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44 44
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6
40
14
Monóxido de Carbono Fugas de Gas0
10
20
30
40
50
60
70
Casos
Muertos
Heridos
tabla comparativa entre los efectos causados por
los accidentes ocurridos durante el año 1999, debidos
a la inhalación de monóxido de carbono y los
vinculados con fugas de gas con posterior encendido
y/o explosión. Este cuadro pone de manifiesto que,
ante un número igual de casos, las consecuencias
son considerablemente más graves en los accidentes
causados por inhalación de CO.
NORMAS TÉCNICAS
Una de las tareas habituales del ENARGAS en ma-
teria regulatoria es la emisión de las normas técnicas
a aplicarse en la industria del gas natural. Así el
Art. 52 de la Ley Nº24.076 establece entre las
funciones y facultades del Ente la de �dictar
reglamentos a los cuales deberán ajustarse todos
los sujetos de esta Ley en materia de seguridad,
normas y procedimientos técnicos�.
Asimismo, el Art. 86 del mismo cuerpo legal sostiene
la plena vigencia de las normas dictadas por la ex
Gas del Estado SE, hasta tanto el Ente apruebe nuevas
normas técnicas en su reemplazo. Así, el ENARGAS,
desde el comienzo de sus actividades, ha emitido
diversas normativas, tanto en materias ya receptadas
en el clasificador de la empresa estatal, como en
cuestiones novedosas propias de la dinámica de la
industria.
Durante el año 1999, se continuó el análisis de las
�Disposiciones y Normas Mínimas para la ejecución
de las Instalaciones Domiciliarias de Gas� y de la
NAG 102-�Conducción de gas natural y otros gases
por cañerías. Informes anuales, informes de
accidentes e informes relacionados con condiciones
de seguridad�, y, como resultado de trabajos iniciados
en ejercicios anteriores, se remitió en consulta un
proyecto de �Norma argentina para la protección
ambiental en el transporte y distribución de gas
natural y otros gases por cañerías� (NAG 153).
Respecto de esta última, cabe señalar que la consulta
comprendió a un amplio espectro de la industria,
aguardándose sus comentarios y sugerencias, después
de cursarse 130 notificaciones del proyecto, entre
las que se incluyeron a las firmas consultoras en
materia ambiental, registradas ante la Secretaría
de Energía de la Nación.
A las tareas antes reseñadas debemos añadir, que
se avanzó en la elaboración de la Especificación
Técnica para la aprobación de accesorios roscados
Cuadro III - 8 | Comparativa de Efectos entre Inhalación de Monóxido de Carbono y Fugas de Gas - Año 1999 -
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de fundición para uso en cañerías de gas.
Finalmente, y en materia de aprobaciones, con fecha
20 de agosto de 1999, se emitió la Resolución
ENARGAS Nº1189, mediante la cual se puso en
vigencia la �Norma de aprobación para conjuntos
puerta-marco de gabinetes o nichos que alojan al
sistema de regulación � medición�.
En tal oportunidad, se tuvo en cuenta la necesidad
de lograr economicidad en las instalaciones, ya que
es propósito del Marco Regulatorio que el servicio
se expanda al menor costo posible. Para ello, y sin
desmedro de las condiciones de eficiencia y seguridad,
la norma se elaboró sobre la base del clásico conjunto
puerta-marco, incluyendo los materiales usados hasta
el presente, sin impedir �a priori� otros que resultaren
aptos. Con ello, se han solucionado las falencias
de la norma que viene a reemplazar, tales como
limitación de los materiales de fabricación y pará-
metros inadecuados de ensayos.
A su vez, los elementos a que se refiere la norma
se incluyen en la política general de certificaciones
de producto y garantía de calidad que propugna el
ENARGAS, además de no resultar impedidas otras
soluciones de diseño, siempre que el proyecto cumpla,
como mínimo, con las exigencias de la norma.
PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DEL SERVICIO ED EN PACHECO Y
RODRÍGUEZ
Durante el año 1999, y previa consulta con los
interesados, el ENARGAS emitió la Resolución Nº1201
del 17 de setiembre, mediante la cual se aprueba el
Procedimiento de Operación del Servicio ED en
Pacheco, a través de los siguientes puntos de medición
(PM): PM 239 (TGS) y PM P5540 (TGN); y en
Rodríguez a través del PM 240 (TGS) y el PM R
5320 (TGN).
Entre los objetivos tenidos en cuenta para su dictado
cabe destacar que dicho procedimiento procura
proveer un reglamento transparente, expeditivo,
y que promueva la factibilidad de la realización
del servicio ED.
En este punto, es menester recordar que el servicio
ED permite una utilización más eficiente de la
capacidad disponible, y en consecuencia la prestación
de un servicio más confiable para los usuarios y la
promoción de la competitividad de los mercados de
gas natural, lo que es particularmente evidente cuando
este servicio involucra más de un gasoducto o más
de un sistema de transporte. En tal caso, el servicio
ED permite transportar el gas por un gasoducto
donde exista capacidad remanente de transporte y
consumirlo en un gasoducto donde no exista
capacidad de transporte disponible.
Entre las disposiciones adoptadas por el nuevo
procedimiento, que se incorporará a los Reglamentos
Internos de los Centros de Despacho en oportunidad
de su modificación, podemos mencionar:
n Resulta aplicable en caso de que un cargador tenga
al mismo tiempo por punto de recepción y punto
de entrega a Pacheco, o, alternativamente, a
Rodríguez. No se aplica para la entrega de gas en
Pacheco y la recepción de ese mismo gas en Rodríguez
o viceversa.
n Las modalidades de prestación previstas son dos:
1) Servicio TF o TI sobre TGS, servicio ED sobre
TGN y 2) Servicio TF o TI sobre TGN, servicio ED
sobre TGS.
n Se detalla el esquema de solicitudes a efectuar a
las transportistas y comunicaciones tanto a Gas
Natural Ban S.A., como al Operador Relacionado
del Punto de Entrega Final, a efectuar por el cargador
ED, así como los plazos para responder a los
requerimientos y las razones taxativas en que
podría fundarse el rechazo. Se prevé en todos los
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casos que la falta de respuesta implica conformidad,
de manera de despejar toda posible situación de
incertidumbre.
n Finalmente, se asignan las responsabilidades
emergentes de los desbalances, teniendo en cuenta
los distintos supuestos operativos que podrían
acontecer.
SUBDISTRIBUIDORES
El ENARGAS, en su carácter de Autoridad Regulatoria,
es quien tiene la facultad de otorgar el carácter de
subdistribuidor, lo que ha acontecido durante el
año 1999 respecto de Cooperativa de Obras, Servicios
Públicos y Sociales de Hernando Limitada, a la
que se ha otorgado tal carácter por un plazo de
diez años, a través de la Resolución ENARGAS
Nº1307/99.
Ahora bien, en algunas oportunidades el otorgamiento
del carácter de subdistribuidor se ha dado en el
marco de una controversia entre el aspirante a la
subdistribución y la Licenciataria zonal. En tales
casos, el ENARGAS ha evaluado las conductas de
las partes respecto del emprendimiento en cuestión
y ha resuelto teniendo en cuenta la mayor
conveniencia para el usuario final. En tal sentido,
cabe recordar las decisiones adoptadas mediante
las Resoluciones Materialmente Jurisdiccionales
Nº240, respecto de la subdistribución en el ejido
urbano de la Ciudad de Villa Gesell, y Nº244, en lo
atinente a la localidad de Humboldt � Provincia de
Santa Fe.
LINEAMIENTOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD
Durante el año 1999 se envió en consulta a las
Licenciatarias y cargadores del sistema un borrador
sobre �Lineamientos de Asignación de Capacidad
del Sistema�, de aplicación para toda la capacidad
regida por el principio de acceso abierto, incluidas
las ofertas de capacidad de transporte en firme de
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las Licenciatarias de Transporte (Ley 24.076), la
capacidad disponible de las concesiones de transporte
otorgadas en el marco de la Ley 17.319 y las cesiones
de capacidad de transporte.
En la citada consulta, el ENARGAS planteó la necesidad
de especificar que en los sistemas de gasoductos a
ser ampliados o con capacidad remanente, los puntos
de recepción y entrega extremos, comprendan también
los puntos intermedios.
Además, se puso énfasis en la fijación de plazos
mínimos para la publicación de las ofertas de capacidad
de transporte.
El mecanismo propuesto de llamado a Concurso
previó dos etapas, una de manifestación de interés;
solicitudes que en caso de poder concretarse a las
tarifas vigentes, la Transportista debe cursar la oferta
definitiva. A partir de la notificación, se da comienzo
a la segunda etapa, teniendo derecho los participantes
de desistir o realizar una oferta irrevocable. Una
vez realizado el Acto de Apertura de las ofertas
irrevocables, la Transportista dispone de 15 días
hábiles para efectuar la adjudicación.
Si en el caso de realizadas las manifestaciones de
interés, fueran necesarias tarifas mayores a las
vigentes, la transportista debe evaluar si solicita
un ajuste de tarifas por factor K (criterio �roll-in�),
según los lineamientos establecidos en el Informe
de Aprobación de la Revisión Quinquenal de Tarifas
(de fecha 27/6/97), o si aplica un criterio de costo
incremental, por el cual el solicitante de la nueva
capacidad sea el que pague los aportes adicionales
para viabilizar las obras necesarias para realizar la
Expansión.
A su vez, se previó el caso de existencia de Capacidad
Remanente, identificable porque el transportista
no tiene necesidad de hacer nuevas obras. A tales
efectos, se propuso la cuantificación de los volúmenes
remanentes, el correspondiente tramo de gasoducto
y el plazo máximo de disponibilidad. Para esta
situación, se pensó en una sola etapa, mediante
la modalidad de oferta irrevocable y un plazo en-
tre la apertura de las ofertas y la adjudicación de
10 días hábiles.
Se reforzó el concepto de que los actos de apertura,
tanto de las manifestaciones de interés como de
las ofertas irrevocables, debían ser públicos, con
libre acceso de interesados y de representantes de
la Autoridad Regulatoria.
En cuanto a los criterios para la adjudicación, se
propuso que se tomaran en cuenta los siguientes:
n Criterio de valuación: Mayor Valor Actual de las
ofertas calculado con una tasa de descuento
equivalente al costo del capital indicado para los
proyectos K, tomando en cuenta volumen, precio
y plazo, valor unitario por m3 de capacidad
reservada u otros.
n Criterio de asignación de costos e ingresos por
zona: cuando una expansión involucre demanda
en más de una zona tarifaria se proponen los
siguientes criterios alternativos: a) análisis por
separado (incremental) de la expansión necesaria
para las zonas intermedias; b) análisis conjunto
asignando ingresos y costos por zona de acuerdo
a las obras necesarias; c) análisis conjunto
asignando costos proporcionalmente a la distancia
u otros.
n Capacidad remanente: posibilidad de priorizar a
los cargadores de la zona donde se genere.
n Prioridad para distribuidoras y subdistribuidoras
para abastecer a los consumos ininterrumpibles:
valorizando la oferta a través de la prórroga de
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algún acuerdo existente o asignándoles en primer
lugar a igualdad de condiciones, o sin asignarles
prioridad.
Además se plantearon otras cuestiones contractuales,
a saber:
nA partir de la vigencia de la Resolución ENARGAS
Nº 419 (art. 4), las cesiones de capacidad de
transporte entre cargadores deben realizarse a través
de mecanismos de oferta pública, en concordancia
con lo dispuesto por los lineamientos. Se propuso
que esta condición sea especificada en los artículos
referidos a las cesiones dentro de los contratos
de transporte suscriptos a partir del momento de
vigencia de la mencionada Resolución.
n Opciones de reducción de la capacidad contratada
(�step down�): Se manifestó que la capacidad
proveniente de este tipo de opciones previstas
contractualmente debía ser ofrecida por la
transportista.
n Prórrogas contractuales: Se planteó el estudio de
la posibilidad de establecer un criterio uniforme
cuando opere el vencimiento de los contratos para
la posibilidad de prórroga. Las alternativas podrían
ser: a) opción para el cargador saliente de igualar
la mejor oferta en un concurso abierto de capacidad
remanente (posibilidad de excepción para
distribuidoras y subdistribuidoras para la demanda
ininterrumpible), b) opción para el cargador saliente
de renovar el contrato en iguales condiciones por
un plazo mínimo estipulado (ej.10 años).
n Como último punto, las Licenciatarias deben tener
en cuenta que las operaciones que se realizaren
entre compañías vinculadas deben aprobarse
expresamente según el art. 34 (in fine) de la Ley
y su reglamentación.
El Cuadro III-9 nos ilustra acerca del procedimiento
propuesto.
TRANSPARENCIA Y COMPETENCIA EN LOS MERCADOS
Al finalizar el ejercicio 1999, y como resultado de
las consultas y estudios realizados con anterioridad,
el ENARGAS se encontraba abocado a la elaboración
de diversos documentos para propiciar la mayor
competencia y transparencia en los mercados, a
saber:
n Los lineamientos de asignación de capacidad, ya
reseñados, a fin de brindar reglas claras a todos
los actores del sistema en cuanto al procedimiento
público de asignación (�Open Season�), asegurando
el principio de �libre acceso� a la capacidad de
transporte, consagrado por el Marco Regulatorio
de la Industria del Gas (Ley Nº24.076).
n La aprobación definitiva de los Indices de
Transparencia de Mercado para el Servicio de
Distribución, con el fin de que, a través de la
adecuada difusión de la mayor tarifa que sufrió
las restricciones operativas, sea posible obtener,
para la industria en general, una información
valiosa sobre la procedencia de los cortes.
Asimisimo, el conocimiento público de los
volúmenes operativos totales cortados por tipo
de servicio y sus distintos orígenes (restricciones
de gas, transporte o distribución), permitirá a los
usuarios de la industria, contar con elementos
adicionales para el análisis del servicio que mejor
se adapte a sus necesidades, conociendo los riesgos
asociados.
n La Modificación a la Reglamentación de la Reventa
de Capacidad de Transporte Firme, con el objeto
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EXPANSIONES CAPACIDAD REMANENTE
Informe
al ENARGAS
Avisos
Apertura manifest.
de interés
Sin aumentotarifa
Oferta definitiva
transco a los
interesados y al
ENARGAS
Apertura ofertas
irrevocablescargadores
Adjudicación
Plazo máximo70 dh
Oferta definitiva
transco a los
interesados y alENARGAS
Apertura ofertas
irrevocables
cargadores
Adjudicación
Plazo máximo85 dh
Presentación al
ENARGAS
factor k
Informe
al ENARGAS
Avisos
Apertura ofertas
irrevocables
cargadores
Adjudicación
Plazo máximo25 dh
Con aumentotarifa
Incremental Roll in
10 dh
15 dh
5 dh
10 dh
10 dh
20 dh
10 dh
15 dh
15 dh
15 dh
30 dh 30 dh
Procedimientopunto 5.2.4
informe RQT
Cuadro III - 9 | Esquema de Procedimientos para Asignación de Capacidad de Transporte Firme
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de fomentar un uso más eficiente y competitivo
de la capacidad del sistema, restringiendo las
barreras artificiales, y procurando la igualdad,
no discriminación, libre acceso y uso generalizado
de los servicios.
n La Modificación del Reglamento de Servicio. En
este último caso, con el objeto de incorporar a
las pequeñas y medianas empresas a las opciones
de compra directa de gas y/o transporte.
Es así que, en aras de promover la competencia
en el mercado de gas natural, el ENARGAS ha
evaluado la conveniencia de lograr que un mayor
número de consumidores pueda optar entre adquirir
gas y/o transporte directamente de los distribuidores
(usuarios servicio completo) o diversificar los
componentes del servicio comprando el gas y/o
el transporte a los productores, a las compañías
transportistas, y/o a los agentes comercializadores
de gas natural.
La restricción actualmente existente, para que
pequeños y medianos consumidores industriales
accedan al mercado mayorista, se debe a la ausencia
de una �Condición Especial� en el Reglamento
del Servicio de Distribución que permita deducir
del servicio y de la tarifa, el gas y/o el transporte,
como en los casos de usuarios con consumos
superiores a 10.000 m3/día. Resulta entonces
concordante con los objetivos expresados en la
Ley Nº24.076, la profundización de las medidas
ya implementadas, previéndose que aquellos
usuarios cuyos volúmenes alcancen los 5.000 m3/
día, puedan ejercer la opción de desagregar los
distintos servicios asociados al suministro de gas.
n Por último, se inició el análisis de las Reglas de
Conducta a aplicarse en la actividad de los
Comercializadores, en su relación con otros sujetos
de la industria (Licenciatarias y Usuarios).
ACTIVIDADES DE FISCALIZACIÓN
INTRODUCCIÓN
La segunda de las actividades esenciales del ENARGAS,
reseñada ya la labor regulatoria, es la de fiscalización.
Para su ejercicio, el Organismo realiza auditorías,
inspecciones y monitoreos, a través de las cuales detecta
los incumplimientos de las prestadoras, a los fines de
su oportuna corrección y, de corresponder, sanciona.
Durante el año 1999, tal como da cuenta el Cuadro
III-10, se llevaron a cabo 2077 auditorías e
inspecciones, las que sumadas a los 572 monitoreos,
nos dan un resultado de 2649 acciones de fiscalización
en el ejercicio.
Tales controles han versado sobre los aspectos técnicos
y ambientales de los gasoductos en construcción,
el mantenimiento de las instalaciones afectadas al
servicio (integridad estructural de los ductos, protección
catódica, etc.), el cumplimiento de la normativa
vigente por parte de los sujetos del GNC, las obras
correspondientes al factor de inversión (�k�), las
compras de gas, el cumplimiento del acceso abierto
por parte de distribuidoras y transportistas a su
capacidad, entre otros temas.
Pero la tarea de control no se agota en las acciones
antes descriptas, toda vez que se deben considerar
como parte de las actividades de fiscalización la
revisión periódica de la información requerida a
las licenciatarias y las acciones tomadas en virtud
de los reclamos presentados por los usuarios del
servicio. Los temas sobre los que versan los
requerimientos de información se encuentran
detallados en el Cuadro III-11.
A continuación se describen los resultados de estas
tareas, a través de los actos administrativos emitidos
en consecuencia.
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Cuadro III - 10 | Actividades de Fiscalización - 1999
R e g i o n e s Técnicas 281Estaciones de GNC 405Atención de Clientes 114Facturación y Cobranza a Distribuidoras 73Facturación y Cobranza a Subdistribuidoras 45Total por Gerencia 9 1 8
T ransmis ión Detección de fugas en ductos e instalaciones 16Protección ambiental. Proyectos y Operación 103Proyectos de By Pass fisicos 20Proyectos de Gasoductos (Ley 17319) 52Sistemas de control de protección catódica 7Sistemas de control de medición 5Expansiones de los sistemas de transporte 44Auditorías de plantas p/control programa de inversiones (factor K) 35Auditorías de instalaciones - Estudios especiales 19Auditorías a oficinas de despacho 38Auditorías de estándares de calidad 24Auditorías de mantenimiento de instalaciones 63Monitoreo de la calidad del gas 34Total por Gerencia 4 6 0
D i s t r i buc i ón Sistema de Certificación de elementos para gas 20Calidad del Gas 14Instalaciones domiciliarias e industriales 33GNC 391Operación y Mantenimiento 46Pautas para la Administración de Despacho 4Siniestros, peritajes, escapes y denuncias 21Trabajos en la vía pública 20Verificación de Proyectos Res. 10 y 44 9Control de obras Factor K 87Total por Gerencia 6 4 5
Desempeño Verificación cumplimiento Decreto 1136 11y Economía Compra de Gas (verano) 12
Compra de Gas (invierno) 11Auditoría especial SDB 1Decreto N° 292/95 1Tasas y Cargos 2Sustitución inversiones obligatorias (Cat. 2 y 3) 6Aplicación y recupero dcho. dominio pub. Va. Constitución 1Verificación cumplimiento Res. 420 y 658 9Total por Gerencia 5 4
MONITOREOS REALIZADOS EN EL AÑO 1999
GERENC IA TEMA AUDITADO CANTIDAD
Transmis ión Supervisión del Tablero de Datos de Despacho 5 7 2
AUDITORIAS REALIZADAS EN EL AÑO 1999
GERENC IA TEMA AUDITADO CANTIDAD
INVERSIONES OBLIGATORIAS
Finalizada la tarea de control de las Inversiones
Obligatorias previstas en las Licencias de Transporte
y Distribución, el ENARGAS procedió a aplicar, de
corresponder, las sanciones pertinentes en aquellos
casos en que no se hubiera cumplido la meta prevista,
sin perjuicio de continuar la tarea de fiscalización
de tal rubro, a través de los Indicadores de Calidad
del Servicio.
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Así, a través de la Resolución ENARGAS Nº1017/99
se sancionó a Transportadora de Gas del Norte
S.A. por su incumplimiento de lo establecido en el
Cuadro 1, punto 1.b. �Corrosión externa del
revestimiento asfáltico- del Apéndice 1 y de los
puntos 4.2.4, 4.2.5., 4.2.13. y 5.1. de las Reglas
Básicas de Transporte, toda vez que no cumplió
en término con los trabajos necesarios para alcanzar
el 100% de cañería protegida.
Por su parte, en lo que hace a las distribuidoras y
respecto del mismo rubro �Protección Catódica- se
sancionó por no alcanzar los valores previstos de
protección a la finalización del quinquenio �meta
física- a las Licenciatarias: Camuzzi Gas Pampeana
S.A. (Resolución ENARGAS Nº1344/99); Camuzzi Gas
del Sur S.A. (Resolución ENARGAS Nº1345/99); Metrogas
S.A. (Resolución ENARGAS Nº1346/99); Gasnor S.A.
(Resolución ENARGAS Nº1347/99); Gas Natural Ban
S.A. (Resolución ENARGAS Nº1348/99); Distribuidora
de Gas del Centro S.A. (Resolución ENARGAS Nº1349/
99); Litoral Gas S.A. (Resolución ENARGAS Nº1353/
99) y Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (Resolución
ENARGAS Nº1354/99).
Cabe recordar que las Reglas Básicas de la Licencia
tanto de Transporte como de Distribución establecieron
un Programa de Inversiones Obligatorias, cuyo
objetivo fue el de adecuar sustancialmente las
operaciones a los estándares internacionales de
seguridad y control en un plazo promedio de 3 a 5
años, previéndose tanto metas físicas como
monetarias (obligaciones de hacer y de gastar).
En el caso específico del rubro Protección Catódica
se fijaron distintos porcentajes a alcanzar para cada
año, siendo que al finalizar el período previsto para
completar las Inversiones Obligatorias debía obtenerse
un nivel del 100% de protección del sistema de
cañerías (meta física).
Finalmente, y a los efectos de dar continuidad a
este control, uno de los estándares de calidad técnicos
implementados por la Resolución ENARGAS
Nº1192/99 se refiere precisamente al tema en cuestión,
previéndose esta nueva metodología de control para
el monitoreo del mantenimiento de los niveles de
protección catódica, garantizando así la seguridad
operativa.
En lo atinente a otros rubros de las Inversiones
Obligatorias �Inspección Interna y Reparación de
las Secciones Dañadas-, se imputó su
incumplimiento y a posteriori se aplicó sancionó,
por Resolución ENARGAS Nº1343/99, a Trans-
portadora de Gas del Norte S.A., ya que a la fecha
de cierre de las Inversiones no se había cumplido
con parte del pasaje de scraper instumentado -tal
fue el caso de la sección comprendida entre la
localidad de Río Piedras y Tucumán del loop de
16�, así como el correspondiente al gasoducto de
24� entre San Jerónimo y Aldao, a la vez que no
finalizó similares trabajos en el gasoducto de 16�
entre Aldao y Santo Tomé-.
Es menester señalar que se ha previsto que las
cuestiones atinentes a la integridad estructural de
los ductos seguirán siendo controladas a través de
la metodología de indicadores de calidad de servicio
(Indicador de Integridad Estructural aprobado por
Resolución ENARGAS Nº1192).
INTERRUPCIÓN DEL SUMINISTRO
Dada la condición de servicio público que revisten
los servicios de transporte y distribución de gas
natural, y conforme las obligaciones impuestas a
las Licenciatarias por el Marco Regulatorio de la
Industria del Gas, éstas deben prestar el servicio
en forma �regular y continua�. Esta obligación implica
la de efectuar todas las inversiones y trabajos que
resulten necesarios para la prestación en tales
condiciones, a la vez que asumen la responsabilidad
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Gerencia Nombre
Distr ibución Informe de accidentes (form. 102.1)
Informe de accidentes (form. 102.1-1)
Averías en ramales y redes de distribución
Cortes o interrupciones del servicio
Siniestros provocados por fugas de gas envía pública
Denuncia y Verificación de Fugas(Indicador O&M: Fugas por kilómetro)
Informe de Calidad del Gas
Actas de las inspecciones en las bocas deexpendio de GNC
Plan de Ampliaciones y Mejoras
Centro Informático del parque automotorde GNC según Res. 139/95 (Informaciónsuministrada por los PEC)
Reclamos por baja presión
Indicador Protección ambiental: Ruido enplantas de regulación
Indicador Protección ambiental: Emisiónde olor en plantas de odorización
Indicador O&M: Protección catódica
Indicador O&M: Tiempo promedio dereparación de fugas grado 2
Indicador O&M: Capacidad de reserva enplantas de regulación aisladas
Indicador O&M: Capacidad de reserva enplantas de regulación ligadas
Indicador O&M: Tiempo de respuestaante emergencias
Transmis ión Parte Operativo (por Transportista)
Parte Operativo (por Productor)
Parte Operativo (por Distribuidora)
Parte Operativo (Distribuidora BAN)
Datos Operativos (TGS, TGN, todas las Dist.)
Informe de Desbalance
Descripción
Datos acerca de accidentes que hayan producido daños graves para lacomunidad o pérdidas por más de U$S 25.000 (por distribución de gas).
Resumen de todos los accidentes ocurridos por distribución de gas.
Características de la red en el lugar (dimensiones, material, presión. etc.,),causas y consecuencias.
Resumen de cortes donde se indica zona afectada, motivos, duración de lafalla de suministro, características, etc.
Resumen de las características de la red en el lugar averiado, origen,responsabilidad, consecuencias sobre personas y/o bienes, etc.
Las Licenciatarias deben enviar la cantidad de fugas denunciadas, laubicación de las mismas y el material en cañería principal.
Descripción de la composición molar y poder calorífico en puntosseleccionados del sistema.
Informe detallado del estado de situación de las estaciones de GNC.Información recibida en soporte magnético.
Informe sobre las obras de magnitud que se prevén realizar en el año.
Incorporación a una base de datos de todos los vehículos convertidos.Detección de anomalías de los sujetos del sistema. Información recibida ensoporte magnético.
Las licenciatarias deben enviar los reclamos recibidos.
Planilla con mediciones de ruido para la determinación del impacto ambientalque genera el ruido de la operación de cada planta reguladora de laDistribuidora.
Planilla con los registros de percepción de olor fuera del radio de seguridadde las estaciones de odorización de las Distribuidoras.
Base de datos con las lecturas de los potenciales para la protección catódicade cada punto de medición del sistema operado por cada Distribuidora. Medidascorrectivas a implementar en el transcurso del año evaluado. Resultadoobtenido de la realización de las mismas.
Listado con datos pertenecientes a la atención que recibe cada fuga grado2 detectada dentro del área licenciada por cada Distribuidora.
Listado con los parámetros técnicos pertenecientes a cada planta deregulación de presión que alimentan sistemas de distribución aislados.
Listado con los parámetros técnicos pertenecientes a cada planta deregulación de presión que alimentan sistemas de distribución ligados.
Listado con el detalle de la atención de cada una de las emergencia producidasen la zona licenciada de la distribuidora.
Datos de inyección por cuenca, line pack y presión en los gasoductos y enlos puntos de entrega.
Datos de inyección por yacimiento: programado, real y presiones (Ley Nº17.319.)
Volúmenes de gas asignados por las Transportadoras, requeridos por laDistribuidora y autorizados por la Transportista. Datos reales.
Volúmenes de gas previstos a ingresar, licuefaccionado y vaporizado porPlanta de Peak Shaving.
Presiones y volúmenes de los sistemas de transporte, recepcionados en elTablero de Datos de Despacho.
Relación entre el volumen autorizado por la Transportista y real tomado porlas Distribuidoras.
Periodicidad
Por accidente
Anual
Cuatrimestral
Cuatrimestral
Cuatrimestral
Cuatrimestral
Mensual / Trimestral
Mensual
Anual
Mensual
Diarios en los meses deinvierno
Anual
Anual
Anual
Trimestral
Anual
Anual
Mensual
Diario
Diario
Diario
Diario
Horaria
Diario
Cuadro III - 11 | Ciclo de Informes Requeridos a los Sujetos de la Industria del Gas
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Gerencia Nombre
Transmis ión Informe de Desbalance(Continuación)
Informe de Calidad del Gas
Informe de Accidentes (form. 102.2)
Informe de Accidentes (form.102.2 2-1)
Informe de protección catódica
Informe de mantenimiento de lasinstalaciones
Datos Operativos de inyección y entrega
Datos sobre integridad de gasoductos
Informe sobre emisiones gaseosas
Índices de confiabilidad y seguridad enplantas compresoras
Informe capacidad de reserva enestaciones reguladoras
Informe gas retenido
Regiones Respuesta a Reclamos
Estadística de Reclamos
Cortes y reaperturas del servicio
Desempeño Estados Contablesy Economía
Estados Contables
Estados Contables
Estados Contables
Parte Operativo Mensual (Licenciatariasy Subdistribuidoras)
Información Impositiva
Información Laboral y Previsional
Bonificación Decreto 292
Obligaciones Negociables
Composición accionaria
Descripción
Relación entre el volumen autorizado por la Transportista y real tomado porlas Distribuidoras.
Descripción de la composición molar y poder calorífico en puntosseleccionados del sistema. Incluye los gasoductos de concesión de transportede la Ley Nº 17.319.
Datos acerca de accidentes que hayan producido daños graves para lacomunidad o pérdidas por más de U$S 25.000 (por transmisión y captaciónde gas). Incluye los gasoductos de concesión de transporte de la Ley Nº17.319.
Resumen de todos los accidentes ocurridos por transporte de gas. Incluye losgasoductos de concesión de transporte de la Ley Nº 17.319.
Valores de potenciales de protección catódica (on, off, natural) en todo elsistema (cada kilómetro). Gráficos y tablas.
Cronograma de mantenimiento predictivo y correctivo de gasoductos yplantas compresoras.
Información que es publicada en la página web de ENARGAS. Incluyeinyección por cargador y cuenca y entregas por cargador dependiendo desubzonas tarifarias.
Información referente a los defectos en gasoductos que no cumplen con lanormativa vigente y que anualmente deben ser estudiados.
Toneladas por año de NOx emitidas por las diferentes fuentes del sistema detransporte.
Relaciones entre el tiempo disponible total del parque de máquinas y eltiempo que éstas estuvieron fuera de servicio por mantenimiento y averías.
Para el caso de sistemas aislados, la Transportista debe informar una serie dedatos técnicos (tipo de válvula, diámetro, orificio, etc.) que permita chequearla capacidad de los ramales.
La Transportista debe informar el consumido en gas combustible, ventas ygas no contabilizado (pérdidas).
Respuesta de la Distribuidora a cada Reclamo cursado por Enargas.
Información de cada Distribuidora sobre cantidad, motivo y status de losreclamos recibidos de usuarios.
Cantidad de cortes, reaperturas y saldo de meses anteriores de usuarios sin gas.
Estados contables de las Licenciatarias.
Estados Contables de las Inversoras de las Licenciatarias y sus Accionistas.
Estados Contables de los Subdistribuidores
Estados Contables de los Comercializadores.
Informe de datos operativos de Transp., Distrib.y SDB.
Análisis de los aspectos técnicos, estudio de las variaciones de las alícuotase incidencia de las mismas en las tarifas de transporte y distribución de gas.Declaración de convenio multilateral. Remisión de las DDJJ.
Detalle de la cantidad de personal y cargas sociales, total de remuneracionespagadas.
Ahorro de cargas sociales de las Licenciatarias y su traslado a clientes.
Análisis y control de los requisitos formales para la posterior aprobación dela emisión por parte del ENARGAS.
Modificación en la composición accionaria de las Licenciatarias, SociedadesInversoras, Comercializadores y Subdistribuidores.
Periodicidad
Mensual
Mensual
Por accidente
Anual
Anual
Anual
Diario
Anual
Anual
Semestral
Anual
Semestral
Por reclamo cursado
Mensual
Mensual
Trimestral - Anual
Anual
Trimestral-Anual
Anual
Mensual
Anual y cuando existancambios.
Anual
Trimestral
Cada vez que se emitan
Anual y cuando existancambios
Cuadro III - 11 | Ciclo de Informes Requeridos a los Sujetos de la Industria del Gas / Continuación /
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Descripción
Información técnica y económica sobre nuevos emprendimientos.
Informados por los Comercializadores.
Presentación de usuarios directos
Presentación de contratos firmados según tipo de Servicio.
Las empresas distribuidoras y SDB deben acreditar haber contratado el 50% de sus necesidades del período estacional respectivo (pass through)
Presentación de distribuidoras y SDB
Montos asegurados, unidades de riesgo tomadas como pautas para lacontratación de pólizas, alcances de la cobertura de todos los bienes. Informedetallado de seguros contratados y accidentes producidos.
Control de vencimientos y modificaciones de todos los bienes
Información sobre los Activos Esenciales. Incorporaciones y bajas de activosesenciales, con descripción del bien, fecha de origen y valor de adquisición(en el primer caso)
Análisis y control de la categorización de inversiones.Plan de Inversión Anual y Quinquenal.Control del grado de avance de la inversión anual.
Verificación de los pagos
Contabilidad diaria de gas cargado y entregado a los fines del ajuste tarifarioprevisto en el punto 9.4.2. R.B.L. (pass through)
Información de cada oferta y adjudicación de capacidad.
Planes de Cuentas utilizados por las Licenciatarias
Información sobre tasas de interés utilizadas por las Licenciatarias en su girocomercial.
Registración contable y DD JJ de las bonificaciones por redes cedidas porterceros.
Detalle de los montos facturados por tales conceptos por las Distribuidoras.
Periodicidad
Previo a cada obra.
Al momento deinscribirse en elRegistro,modificaciones ynuevos contratos.
Mensual
Mensual
Mayo y octubre de cadaaño
Mensual
Mensual - Anual
Permanente
Anual -Quinquenal
PermanenteAnualTrimestral
Trimestral - Anual
Trimestral
Ante cada modificación
Anual y cuando existancambios.
Anual
Trimestral-Anual
Trimestral-Anual
Cuadro III - 11 | Ciclo de Informes Requeridos a los Sujetos de la Industria del Gas / Continuación /
Gerencia Nombre
Desempeño Extensiones de redes y ramalesy Economía(Continuación) Contratos Compraventa de Gas y
Transporte
Contratos compra venta de gas ytransporte
Contratos con Usuarios
Contratos con Productores
Contratos con transportistas
Seguros
Seguros - Vencimientos
Actualización del Estado de los ActivosEsenciales
Inversiones Obligatorias
Honorarios Operador Técnico
Información operativa diaria sobrecompras de gas
Reventa de Capacidad (Transportistas)
Plan de Cuentas
Costo Endeudamiento
Bonificación por redes cedidas porTerceros.
Tasas y Cargos
derivada de su interrupción, en tanto son operadores
del sistema.
Cabe ahora analizar algunos de las resoluciones
adoptadas por el ENARGAS en el curso del año
1999, como resultado del análisis realizado en cada
caso acerca de la causal de interrupción del suministro,
a saber:
n En relación con la interrupción acaecida en la
localidad de Cholila (Provincia de Chubut), el Ente
señaló que no puede ser confiada a terceros ajenos
a la prestataria la responsabilidad de la operación
de la red de distribución y que lo que se imputó a
la Licenciataria no fue su responsabilidad por el
accidente acaecido (embestida de un automóvil
contra un gabinete de un medidor de gas), sino
la carencia de personal (propio o contratado)
destacado en la Localidad para atender sin demoras,
situaciones de esa índole, que provocó la
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interrupción del servicio a 155 usuarios. De este
modo se aplicó a Camuzzi Gas del Sur S.A., la
pertinente sanción, mediante la Resolución
ENARGAS Nº1098/99, a la vez que se ordenó el
pago a cada usuario afectado de un cargo fijo.
nMediante la Resolución ENARGAS Nº1194/99, se
sancionó a Camuzzi Gas del Sur S.A. por el anormal
funcionamiento de las instalaciones a su cargo
que derivaran en que la usina de Ushuaia quedara
fuera de servicio. En tal oportunidad se entendió
que la Licenciataria debió haber regulado
correctamente su sistema de seguridad y regulación,
de forma tal que cuando quede fuera de servicio
un ramal, por cualquier eventualidad,
automáticamente comience a funcionar el otro.
n En el caso resuelto por la Resolución ENARGAS
Nº1198/99, se consideró la interrupción del
suministro a la localidad de Pujato, en el área de
Litoral Gas S.A., ocurrida el 16/4/99, concluyéndose
que tal interrupción obedeció a factores que no
resultaron ajenos a la operación de la licenciataria
(p.ej. formación de hidratos) y que por tanto
correspondía la aplicación de una sanción, a la
vez que ordenar el pago a cada usuario afectado
de un cargo fijo.
nA raíz de los inconvenientes acaecidos los días
16 y 19 de abril de 1999 en la operación de las
plantas reguladoras de Plaza Lavallol y Claypole,
que ocasionaron interrupciones de suministro y
deficiencias en la prestación del servicios a los
clientes de Metrogas S.A. de la zona, se emitió la
Resolución ENARGAS Nº1355/99, mediante la cual
se sancionó a la Licenciataria y se le ordenó el
pago de un cargo fijo a los usuarios afectados.
ACCIDENTES
En materia de accidentes, el tema que resulta de
tratamiento excluyente es el ocurrido en Las Mesitas,
Provincia de Salta, que fuera objeto de resolución
del Ente durante el año 1999.
Los hechos
El 11 de diciembre del año 1998, se produjo un
reventón en un tramo del Gasoducto Norte (16")
seguido de fuego en la localidad de Las Mesitas,
Provincia de Salta, que provocó el fallecimiento de
nueve operarios y un herido grave.
El día 14 de diciembre del mismo año, el ENARGAS
procedió a imputar a la Transportista la violación
de lo dispuesto en el artículo 21 de la Ley de Gas,
esto es, la obligación de operar y mantener sus
instalaciones y equipos en forma tal que no
constituyan peligro para la seguridad publica, y a
cumplir con los reglamentos y disposiciones del
ENARGAS, y la violación de su Licencia de
Transporte, en los puntos 4.2.2 - operar el sistema
de gasoductos y prestar el servicio en forma prudente,
eficiente y diligente y de acuerdo a las buenas
prácticas de la industria, 4.2.4 - operar y mantener
el sistema de gasoductos en condiciones tales que
no constituyan peligro para la seguridad de las
personas y bienes de sus empleados, usuarios y del
público en general y 4.2.5 - establecer sistemas de
control y medición adecuados, pronosticar y planificar
adecuadamente la reparación y el mantenimiento
del sistema de gasoductos.
Además, el ENARGAS contrató al Laboratorio Gie
Fundación Tecnológica, a fin de realizar los estudios
necesarios sobre el tramo de cañería siniestrada,
quien, en su informe técnico, concluyó que la elevación
de presión fue un factor decisivo para que, a partir
de las fugas en el interior de los pits por corrosión,
se propagara una fractura longitudinal que ocasionó
el reventón del mismo tramo siniestrado.
El día 22/12/98 el Organismo dictó una segunda
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orden regulatoria en la que adoptó diversas medidas
atinentes a la realización de los ensayos, al tiempo
que ordenó el corte del tramo de cañería remanente,
a fin de garantizar la no afectación de las partes
objeto del estudio.
El 13/1/99, se dispuso la realización de auditorías
en las sedes de Tucumán, Jujuy y Ciudad de Buenos
Aires, correspondientes a la transportista.
Con motivo de la presentación de información por
parte de la licenciataria a requerimiento del Ente, y
la obtenida en las auditorías, surgieron diversas
irregularidades, por lo que el ENARGAS resolvió
ampliar las imputaciones mediante la orden
regulatoria del 21/4/99. Así, además de la imputación
por el incumplimiento del artículo 21 del la Ley Nº
24.076, de los puntos 4.2.2, 4.2.4 y 4.2.5 de las
RBLT, se imputó la violación al punto 4.2.3 de las
mismas reglas - proveer lo necesario para mantener
en operación permanente instalaciones adecuadas
e idóneas para el transporte de gas, la violación a
los Procedimientos y Programas para mantenimiento,
seguridad y prevención de accidentes en gasoductos,
que completan la NAG-100 y el apéndice G-11 (tabla
3 A) y punto 5 del mismo apéndice.
A su vez, el organismo contrató a la empresa Pipe-
line Integrity International (PII), por su amplia
experiencia internacional en la industria del gas y
en la investigación de incidentes en gasoductos,
para que determine las causas y consecuencias del
incendio producido en el siniestro.
Esta consultora, finalmente, identificó como la
explicación más probable de las posibles fuentes
causantes del fuego a las chispas originadas por el
impacto de las rocas arrojadas como resultado de
la ruptura, dadas las condiciones particulares en
que se produjo el siniestro.
De las conclusiones aportadas por la consultora,
así como de las de Engineering and Fire Investiga-
tion (presentado por la Transportista), surgió que
fue poco probable que la presencia del personal de
TGN haya influido en la causa del fuego.
Resolución ENARGAS Nº 1262/99
La transportista efectuó dos descargos en virtud de
las imputaciones efectuadas por las órdenes
regulatorias del 14/12/98 y del 21/4/99, y, finalmente,
el 1 de octubre de 1999 el ENARGAS dictó la
Resolución 1262, que sancionó a Transportadora
de Gas del Norte S.A. atento a las serias irregu-
laridades por ella cometida además de obligarla a
realizar tareas que se detallarán oportunamente.
En cuanto a la resolución, cabe detallar cada
irregularidad detectada y la sanción correspondiente:
nMulta de $500.000 por la incorrecta operación
del gasoducto, ya que aumentó la presión de trabajo
existiendo fuga detectada el 10/12/98 en el ducto
y teniendo la posibilidad de realizar otras
maniobras en el sistema que no hubieren afectado
el tramo donde se encontraba la pérdida. Es decir,
pudo haber aislado el tramo de la operación del
gasoducto, en tanto la pinchadura se localizaba
en el loop de 16", quedando la posibilidad de
operar el Gasoducto Norte en esa zona mediante
el troncal de 24".
nMulta de $500.000 por haber destacado per-
sonal el día 11/12/98, en zona donde se había
detectado una fuga, mientras se aumentaba la
presión operativa de ese tramo de cañería, poniendo
en riesgo la seguridad de los empleados y del
personal contratado. Esta falta reviste la
característica de grave repercusión social, motivo
por el cual se aplica la máxima multa prevista.
nMulta de $500.000, porque el permiso de trabajo
en caliente del día 10/12/98, otorgado por per-
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sonal de TGN, se expidió sin haberse realizado la
correspondiente �Reunión previa a los Trabajos�,
requisito éste exigido por el propio �Manual de
procedimientos y programas para mantenimiento,
seguridad y prevención de accidentes� de la
licenciataria, cada vez que va a realizar un trabajo
en caliente.
Cabe señalar en este punto que, en el capítulo de
�Reuniones Previas� del mismo procedimiento,
se establece como objetivo de dichas reuniones
asegurar que los trabajos peligrosos sean
adecuadamente planificados y organizados en
reuniones previas al comienzo de los mismos,
habiéndose identificado y controlado todo riesgo
de seguridad relacionado con dicho trabajo.
nMulta de $500.000, en orden a que el día
10/12/98 el personal de la Transportista, procedió
a realizar excavaciones manuales en el sitio de
la fuga a fin de precisar la misma, omitiendo
despresurizar el ducto y observando un nivel del
60% del límite inferior de explosividad (L.E.L.),
en dicha zona. En este punto, se aclara que se
violó lo dispuesto en el punto 7 del Capítulo
�Excavaciones� de los Procedimientos y Programas
para mantenimiento, seguridad y prevención de
accidentes en gasoductos de TGN, que dispone
que cuando exista algún riesgo o indicio de algún
caño cuya integridad sea cuestionable (fugas,
excesiva corrosión, suelo inestable), debe
despresurizarse el tramo del caño hasta lograr
un nivel seguro y aceptable, no pudiendo efectuarse
ningún trabajo cuando el nivel de gas en la zona
supere el 10% del L.E.L. El 10/12/98 se había decidido
seguir excavando, por lo que la cuadrilla víctima
del siniestro del 11/12/98, era la que estaba afectada
a esa tarea.
nMulta de $500.000, por calificar erróneamente
la fuga detectada el día 10/12/98 como de grado
2, la cual se verificó en un cruce especial - Cruce
del Ferrocarril Gral. Belgrano - y en la cercanía
de la Ruta Nacional Nº 9, en un gasoducto de
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alta presión y con valores del 60% del L.E.L,
elementos éstos que necesariamente implican la
calificación de la fuga como de grado 1. Se debe
recordar aquí que la definición normativa de la
pérdida de grado 1 es la de la pérdida que representa
un riesgo real o probable a las personas o a la
propiedad y requiere una reparación inmediata o
acción continua hasta que las condiciones dejen
de ser peligrosas. Y, como puede observarse, la
pérdida ha sido detectada en un cruce de Ferrocarril
y a 75 metros de una ruta nacional que une las
capitales provinciales de Salta y Tucumán , por
lo que tiene asociado un riesgo insoslayable para
su calificación, la cual no es un mero hecho
estadístico, a los efectos de agrupar las fugas
por clases, sino el punto de partida para tomar
medidas correctivas, a fin de llevar un tramo de
gasoducto que presenta una fuga, a niveles de
seguridad óptimos para su operación.
nMulta de $500.000, por omitir calificar las
fugas durante el año 1998 en forma reiterada.
Luego de analizar la información correspondiente
al año 1998 requerida a TGN a los efectos de
evaluar su accionar ante la detección de una fuga,
pudo verificarse que existen gran cantidad de fugas
que no fueron siquiera calificadas oportunamente
por el Jefe de la Base al momento de detectarlas.
Es decir, TGN no habría cumplido con lo dispuesto
en el punto 5 del Apéndice G-11 del Material de
Guía de la NAG-100, que se corresponde con lo
establecido en los Procedimientos y Programas
para mantenimiento, seguridad y prevención de
accidentes en gasoductos de TGN. Además, estas
fugas detectadas durante el año 1998, no fueron
merituadas por el Operador Técnico de la
Licenciataria para tomar medidas tendientes a
cumplir y a hacer cumplir por parte del personal
de TGN, concretas y expresas disposiciones técnicas
relacionadas con la obligación inexcusable de
calificar inmediatamente las fugas al momento
de su detección.
nMulta de $500.000 por omitir contar con un
procedimiento escrito que determine la
coordinación con la operación, cuando se detecta
una fuga en la cañería. En este caso, la omisión
que ha sido imputada, es la falta de un
procedimiento de coordinación de Despacho de
gas (para manejo de presiones) y el área de
mantenimiento correspondiente (detección de
fugas). Este procedimiento escrito es el nexo
necesario entre la operación de Despacho de Gas
y la ocurrencia de una situación de riesgo, como
lo es una fuga.
nMulta de $500.000 por omitir tomar medidas
preventivas de seguridad para preservar la vida
de las personas, (tales como el aislamiento de la
zona) en tanto no se alertó sobre la existencia
de un peligro potencial en la zona donde se había
detectado la fuga, siendo que la Licenciataria había
operado el ducto de manera que se incrementara
la presión en dicho tramo, cercano a las vías del
Ferrocarril Gral. Belgrano y a la Ruta Nacional
Nº 9. En el permiso de trabajo del día 10/12/98,
se había determinado que las tareas se continuarían
y, aún así, no se efectuaron las comunicaciones
necesarias para prevenir situaciones de riesgo.
TGN no tomó las medidas necesarias siquiera para
alertar al personal de campo que se mantuviera
alejado de la zona donde se encontraba la fuga,
aún con todos los elementos en conocimiento de
Gas Control o que estaban a su disposición para
ser tenidos en cuenta en la operación. La
Licenciataria debió mínimamente avisar a la
empresa de transporte ferroviario y a la policía,
a efectos de alertar sobre el peligro imperante en
la zona. Omitió, por negligencia e imprudencia,
tomar las medidas precautorias necesarias para
alertar sobre la existencia de un peligro potencial,
para evitar perjuicios graves en la vida y los bienes
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de las personas, en razón de que ni siquiera colocó
señalizaciones en la zona.
nMulta $100.000, en orden a la falta de per-
sonal de seguridad que vigilara el ingreso y egreso
de las personas y equipos en la Planta Miraflores
y en las Bases de Mantenimiento, ubicadas en
dicho lugar y en Tucumán, y por no contar con
un control de ingreso y egreso de herramientas
de pañol en ambas bases. Las personas que
ingresan en estas instalaciones pueden desconocer
los principios básicos de las medidas de seguridad
a tomar. Es de hacer notar que durante horarios
nocturnos y los fines de semana y feriados, TGN
sólo contaba con una única persona (operador
de turno) que debía cumplir con múltiples funciones,
y si ésta debía salir de la sala de control hacia
otra instalación, el acceso quedaba sin vigilancia.
También, la falta de control de ingreso y egreso
de herramientas de pañol, podría provocar que,
ante una emergencia, no se encontraran las
herramientas necesarias, o que las tareas se realicen
con material no adecuado. Al ser material de
consumo, quedaba a consideración del empleado
determinar el reemplazo cuando considerara que
había llegado fin de su vida útil. Por lo tanto, la
licenciataria desconocía en forma cuantitativa y
cualitativa sus herramientas, es decir, no podía
ejercer ningún tipo de control en su correcta
utilización.
nMulta de $500.000, por la falta de Coordinadores
Locales de Seguridad e Higiene Industrial tal como
lo establecen los procedimientos de la Licenciataria,
y en tanto la responsabilidad de la seguridad e
higiene industrial en toda la Región Norte recaía
sobre una única persona que debía cumplir
numerosas funciones en toda la línea de la región
que abarca aproximadamente 1.000 km. de
gasoducto. Es evidente que la amplia dispersión
geográfica hacía que en forma alguna se pueda
considerar que una sola persona pudiera cumplir
eficientemente esa tarea, en particular las funciones
que específicamente le otorga el Manual de
Procedimientos de TGN al Coordinador de SHyMA.
nMulta de $500.000 por la omisión de asegurar
los niveles de protección catódica suficientes para
mantener la velocidad de corrosión en valores
aceptables, no habiendo evaluado oportunamente
la causa de corrosión del caño aledaño al
siniestrado. La licenciataria contaba con
información correspondiente al pasaje de scraper
del año 1997 y sin embargo a momento de la
detección de la fuga producida el 10/12/98 no
evaluó aquella información, ni impartió órdenes
o avisos de prevención sobre los potenciales riesgos
que, en definitiva, se tradujeron en las causas
del accidente del 11/12/98. En ejercicio de las
buenas prácticas de la industria y del buen arte,
el Departamento de Integridad debió pronunciarse
ante cualquier evidencia de daño estructural. El
Departamento de Integridad es indispensable para
que se pueda evaluar con mayor precisión el riesgo
que representaba dicha fuga, debiendo indicar los
cursos de acción a seguir en la reparación, pudiendo
hasta cambiar su graduación con la que fue
calificada en el momento de su detección.
nMulta de $500.000 en orden a que la
Licenciataria omitió asegurar los niveles de
protección catódica suficientes para mantener la
velocidad de corrosión en valores aceptables, no
habiendo evaluado, oportunamente, la causa de
corrosión del caño aledaño al siniestrado, en
momento de su reparación en el mes de marzo
del año 1995, a efectos de verificar la presencia
de bacterias sulfato reductoras en la zona. Es
decir, en la zona del accidente hubo un proceso
de corrosión microbiológica, el cual desarrolló una
velocidad de corrosión muy alta. La Norma NAG
100 es terminante al establecer en su Apéndice D
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los umbrales de potenciales negativos que deben
aplicarse a la cañería para mitigar el proceso de
corrosión. Es decir, la norma tiene contemplado
explícitamente los potenciales que deben aplicarse
al gasoducto en caso de presencia de bacterias
sulfato reductoras. Podemos entonces concluir que,
si la licenciataria hubiera aplicado correctamente
la norma, hubiera disminuido la velocidad de
corrosión a niveles aceptables.
Debe tenerse en cuenta que TGN contaba con la
evidencia de la presencia de bacterias sulfato
reductoras en las inmediaciones de la zona del
siniestro desde marzo de 1995, pero debido a que
su accionar se limitó sólo a reparar el caño, sin
proceder a investigar la causa de la corrosión,
no aplicó correctamente las medidas para mitigar
este proceso de corrosión, es decir no aplicó los
niveles de protección catódica inherentes a esta
condición especial. Como agravante podemos decir
que TGN cuenta con la asistencia técnica de un
operador internacional - NOVAGAS INTERNA-
TIONAL S.A. - originario de Canadá, país éste
reconocido como el de mayor desarrollo en el
campo de la investigación de la corrosión
microbiológica.
Finalmente, se resolvió diferir el tratamiento de las
imputaciones referidas a la falta de comunicación y
coordinación entre los diversos sectores de operación
y mantenimiento de la transportista, la evaluación de
la capacitación de su personal y del contratado por la
Licenciataria, el cumplimiento de los procedimientos
internos sobre Permisos de Trabajo y documentación
en poder de las secciones regionales para la correcta
calificación de las fugas, para el momento de la realización
de la Auditoría Integral de Gestión ordenada en la
Orden Regulatoria del 21/4/99.
Resumiendo, el hecho acaecido en Las Mesitas fue
previsible debido a que en el tramo en cuestión se
localizó una fuga, y que en el mismo se habían
detectado previamente focos de corrosión alineados,
que si bien los mismos, en la oportunidad de su
detección (1997), presentaban una pérdida de ma-
terial dentro de los límites de seguridad indicados
en las normas técnicas, la conjunción de estos dos
hechos - fuga/pérdida de material - producían
indudablemente una situación de riesgo que requería
extremar las medidas tendientes a evitar comprometer
la seguridad de la cañería. El acontecimiento no
fue ni imprevisible, ni extraño a la Licenciataria,
quien incrementó la presión en el tramo.
En razón de las serias irregularidades cometidas
por TGN, se impuso a la licenciataria, además, la
obligación de realizar las tareas que a continuación
se detallan:
1. Colocar cupones de corrosión en todos los puntos
representativos de su Sistema de Transporte, a
los efectos de que tenga monitoreado las
velocidades de corrosión que se producen en sus
cañerías, debiendo entregar al ENARGAS un
informe de la metodología utilizada para determinar
la cantidad, ubicación, especificaciones técnicas
y equipo asociado a los citados cupones. Asimismo,
también debió presentar un cronograma de tareas
asociadas, conteniendo todos los plazos de ejecución,
desde la compra hasta la colocación efectiva de
los mismos. También debió desarrollar y presentar
un procedimiento de medición y monitoreo,
conteniendo la frecuencia y método de relevamiento
y registración de los valores, para que, luego de
su análisis, sea incluido en sus Manuales de
Mantenimiento y Operación.
2. Limitar la cantidad de reparaciones con montura
a tres por caño reparado con anterioridad a la
fecha, no pudiendo existir más de ocho monturas
por cada tres caños consecutivos; asimismo
también debió limitar la cantidad de reparaciones
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con montura a dos por caño no reparado,
estableciendo un máximo de dos caños reparados
en estas condiciones por cada tres consecutivos.
Esta metodología descripta sería incluida dentro
de los Manuales de Mantenimiento y Operación.
Para ello, la Licenciataria debió remitir al ENARGAS,
las modificaciones a introducir, a los efectos de
ser analizada por el Ente. A su vez, debió remitir
información complementaria con el detalle de la
cantidad de monturas existentes por caño en todo
su Sistema de Transporte, de manera tal que pueda
individualizarse, caño por caño, la cantidad existente
en la actualidad.
3. Realizar un mapeo de suelos de todo su Sistema
de Transporte, a los efectos de determinar las
reales y posibles áreas de presencia de bacterias
sulfato reductoras en el suelo circundante a la
cañería. La Licenciataria debió remitir un programa
detallado de las tareas específicas, debiendo
contener los plazos de ejecución. Asimismo debió
instrumentar un programa de monitoreo periódico
a los efectos de conocer los posibles cambios sobre
el mapeo original. También debió introducir esta
metodología dentro de sus Manuales de
Mantenimiento y Operación, para lo cual
previamente debió enviar al ENARGAS las
modificaciones al mismo para su análisis.
4. Instrumentar un Programa de Control y Análisis
de Riesgo, especialmente adecuado para evaluar
presencia de corrosión bajo tensión en todo su
sistema licenciado. Asimismo, la Licenciatara debió
remitir al ENARGAS, un informe de lo realizado
con relación al tema de corrosión bajo tensión, y
un cronograma detallado de tareas faltantes para
dar cumplimiento al Programa de Control y
Análisis de Riesgo antes indicado.
5. Realizar, dentro del programa de evaluación de
la Protección Catódica, un relevamiento de
potenciales paso a paso, con el objetivo de adecuar
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los niveles de protección necesarios en todas las
áreas que presenten riesgos de existencia de bacterias
sulfato reductoras, etc. La Licenciataria debió remitir
un cronograma detallado de tareas a realizar en
este sentido, a fin de ser evaluado por el Ente.
6. Incorporar dentro de su plantel, profesionales
especializados en Seguridad e Higiene en el Trabajo,
en número tal, que no exista tarea que se efectúe
sin su respectivo control, debiendo dichos
profesionales estar destacados sólo a las tareas
inherentes a su función específica, tal como lo
prescribe el Manual de Operación, Mantenimiento
y Prevención de Accidentes de esa Licenciataria,
quien debió remitir el organigrama completo del
departamento correspondiente de Seguridad e
Higiene, detallando funciones, antecedentes y área
de operación de todos y cada uno de los
profesionales respectivos.
FUGAS Y ODORIZACIÓN
La Resolución ENARGAS Nº1192/99, que aprobó la
metodología de control mediante Indicadores de
Calidad de Servicio, estableció en materia de fugas
los indicadores de �Fugas por kilómetro� y �Tiempo
promedio de reparación de fugas grado 2�. Mediante
tales índices se ha pretendido acentuar la eliminación
progresiva de las pérdidas de gas producidas en las
redes, con el fin de mantener o mejorar los niveles
obtenidos de fugas por kilómetro alcanzados por las
realizaciones del primer quinquenio, logrando en el
futuro mejores condiciones de integridad y confiabilidad
en el sistema operado por los prestadores, a la vez
que evaluar la celeridad con que el prestador realiza
la reparación de fugas grado 2, en procura de limitar
su permanencia en cada sistema.
En lo atinente a odorización, y a fin de evitar el
enmascaramiento de una pérdida de gas odorizado
por presencia de una atmósfera enrarecida con
vapores de odorante, se estableció entre los indicadores
ambientales el de �Difusión de olor en plantas de
odorización�.
La Norma NAG 102 ( �Conducción de gas natural
y otros gases por cañerías, informes anuales, informes
de accidentes e informes relacionados con condiciones
de seguridad�), prevé la remisión de información
periódica, cuyos resultados obran como Cuadros
III-12 y III-13.
El Cuadro III-12 da cuenta de la ubicación general
14189
4875
72148
Serv. c/Prolong. Dom.
Cañeria Ppal.
Medidores y Acces.
P.V.C.
P.E.
H.F.
Acero
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Cañería Principal
Cuadro III - 12 | Ubicación General de Fugas
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de fugas, discriminándose los porcentuales de fugas
verificados en medidores y accesorios, en servicios
de prolongación domiciliaria y en cañería princi-
pal. En este último caso se identifica el tipo de
cañería utilizada.
En el Cuadro III-13 se puede apreciar el total de
fugas por distribuidora, con la discriminación
antedicha.
Durante el año 1999, y como consecuencia de
constatarse el incumplimiento de las previsiones
de la Sección 723 de la NAG 100, se aplicaron
sanciones a Distribuidora de Gas del Centro S.A.
(Resolución ENARGAS Nº919/99), Distribuidora de
Gas Cuyana S.A. (Resolución ENARGAS Nº920/99),
Camuzzi Gas del Sur S.A. (Resolución ENARGAS
Nº921/99), Camuzzi Gas Pampeana S.A. (Resolución
ENARGAS Nº922/99), Gas Natural Ban S.A.
(Resolución ENARGAS Nº923/99), Gasnor S.A.
(Resolución ENARGAS Nº925/99) y Metrogas S.A.
(Resolución ENARGAS Nº928/99), a la vez que se
intimó a las citadas Licenciatarias a encuadrar de
inmediato sus procedimientos de detección y con-
trol de fugas a lo prescripto en la normativa vigente.
CONTROL A LOS SUJETOS DEL GAS NATURAL COMPRIMIDO
En cumplimiento de las disposiciones de la Ley
Nº24.076 (art. 2 inc. a), c) y f); 21 tercer párrafo y
52 incs. b), m), n) y x) que establece el marco
regulatorio de la actividad y previendo la necesidad
de precisar el ordenamiento administrativo y de
control del parque automotor de GNC y afianzar
los procedimientos de sustitución de combustibles
líquidos para uso vehicular, asegurando mayor control
y seguridad del ejercicio de esa actividad, el ENARGAS
dictó la Resolución Nº139/95, que reglamenta los
mecanismos para optimizar el funcionamiento del
parque automotor de GNC, de modo tal de garantizar
la calidad y seguridad de la actividad.
El Cuadro III-14 da cuenta de los controles realizados
por el ENARGAS durante el año 1999 en el área de
GNC, entre los que cabe destacar las constataciones
en Estaciones de Carga.
Distribuidora Denunc . % de Fugas Fugas Verificadas (cant.)
Verific. con Serv. (con Medidores Total fugas
Respec. del prolong. y verif icadas
Tot. de Denun. Acero P .E . Hº Fº P V C Total domici l ia . ) Accesorios por denun.
Metrogas 48.706 35.2 % 128 102 3.199 0 3.429 4.348 9.350 17.127
Ban 27.196 68.6 % 270 158 44 0 472 5.392 12.798 18.662
Litoral 10.143 82.0 % 82 178 29 0 289 1.196 6.830 8.315
Gasnor 10.406 61.8 % 19 6 0 0 25 58 6.343 6.426
Centro 12.091 66.3 % 20 78 0 0 98 1.825 6.094 8.017
Cuyana 18.051 62.8 % 38 107 0 0 145 310 10.881 11.336
Pampeana 14.848 81.1 % 64 184 67 0 315 769 10.953 12.037
Sur 9.620 95.3 % 57 38 0 0 95 258 8.814 9.167
Gas NEA 215 58.1 % 0 7 0 0 7 33 85 125
T o t a l e s 151 .276 60.3 % 6 7 8 8 5 8 3 .339 0 4 .875 14 .189 72 .148 91 .212
La diferencia entre denuncias y verificación es debido a denuncias en las cuales no se constató la pérdida de gas en sistema de distribución.
Cañería Principal
Cuadro III - 13 | Total de Denuncias y Verificación de Fugas
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Como resultado de tales controles, se aplicaron las
sanciones pertinentes. (Cuadro III-15).
Por su parte, y como resultado del control llevado
a cabo por las Licenciatarias del servicio de
distribución, conforme la Resolución ENARGAS
Nº197/95, se aplicaron las sanciones reseñadas en
el Cuadro III-16.
El control en materia de GNC ha requerido de un
esfuerzo creciente con el transcurso del tiempo, en
razón del gran desarrollo de esta actividad. Valga
como ejemplo de ello, la evolución en la venta de
obleas reseñada en el Cuadro III-17
CONTROL DE CUMPLIMIENTO DE NORMAS TÉCNICAS
Dado que buena parte de los controles que lleva a
cabo el ENARGAS están relacionados con el efectivo
cumplimiento por parte de las prestadoras de las
normas técnicas, en este apartado cabe referirse a
dos puntos en especial, el control de instalaciones
domiciliarias e industriales y de obras en la vía pública.
Cuadro III - 14 | Control a los Sujetos del GNC durante 1999
Control a los Sujetos del GNC Durante 1999
Constataciones a estaciones de Carga 383
Productores de Equipos Completos (PEC) 2
Centros de Revisión Periódica de Cilindros (CRPC) 1
Talleres de Montaje 5
Organismos de Certificación 20
Dist r ibu idora Empresa Multa ($)
Gas Natural Ban S.A. Servitigre S.A. 3500
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. Gubelco S.R.L. 2000
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. Independencia S.A. 1000
Camuzzi Gas Pampeana S.A. Centro GNC S.A. 1200
Camuzzi Gas Pampeana S.A. GNC Tandil S.R.L. 1200
Cuadro III - 16 | Sanciones aplicadas por las Distribuidoras a Estaciones de expendio de GNC - 1999
Res Nº Empresa Sanción ($) M o t i v o
1018 Zappani y Asociados SRL 5.000 Violación Anexo I Resol. ENARGAS 139/95
1026 Differ 5.000 Violación Anexo I Resol. ENARGAS 139/95
Cuadro III - 15 | Sanciones aplicadas por el ENARGAS en el Area de GNC - 1999
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Del Anexo XXVII del Contrato de Transferencia de
Acciones surge la obligación de las Licenciatarias
de controlar, inspeccionar y habilitar las instalaciones
domiciliarias e industriales de su área de servicio.
La misma obligación les cabe a las Subdistribuidoras.
En este caso, el ENARGAS verifica el cumplimiento
de la normativa vigente y los procedimientos seguidos
por las Licenciatarias respecto de la inspección y
aprobación de las instalaciones domiciliarias e in-
dustriales.
Para ello, realiza auditorías tanto a las Licenciatarias
como a las Subdistribuidoras y, de constatarse
incumplimientos a la normativa vigente en la materia,
es decir, a las �Disposiciones , Normas y
Recomendaciones para uso de gas natural en
instalaciones domiciliarias de gas� - (DNyR) o a
las �Disposiciones y Normas Mínimas para la ejecución
de instalaciones domiciliarias de gas� - (DyNM) ,
aplica las sanciones que correspondieren.
En tal sentido, durante el año 1999, se han aplicado
las siguientes sanciones:
n Por Resolución ENARGAS Nº918/99, se sancionó
a Metrogas S.A. por su inobservancia a lo
establecido en el Capítulo VIII de las DNyR, por
proceder a habilitar las instalaciones sin aprobar
previamente los planos correspondientes. Al mismo
tiempo se intimó a la Licenciataria a dejar expresa
constancia de aprobación en el sello que identifica
a los planos de proyecto que supervisa y que se
encuadran en la citada normativa.
nMediante Resolución ENARGAS Nº924/99 se
sancionó a Camuzzi Gas del Sur S.A. por su
incumplimiento en la obligación de control
establecida en el Anexo XXVII de su Contrato
de Transferencia, al verificarse diversas
irregularidades en un edificio sito en la Ciudad
de Bariloche.
n La Cooperativa de Electricidad, Otros Servicios y
Obras Públicas Suipacha - J.J. Almeira Ltda. fue
sancionada (Resolución ENARGAS Nº926/99), en
razón de haber incurrido en negligencia en el control
del cumplimiento de las DyNM. Asimismo, y por
la misma Resolución, se intimó a la Subdistribuidora
305.655
352.095
436.155
494.099
557.580
1995 1996 1997 1998 1999
0.000
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
Cuadro III - 17 | Evolución de la Venta de Obleas para GNC
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al inmediato cumplimiento de lo ordenado por
Nota ENRG/GD/GAL/P Nº365, es decir, a arbitrar
los medios tendientes a subsanar las irregularidades
detectadas en la auditoría que sirvió de antecedente
a la mencionada sanción.
nMediante la realización de una auditoría para
verificar los procedimientos de aplicación y
condiciones técnicas de aprobación de las
instalaciones domicil iarias de gas, en la
jurisdicción correspondiente a la Cooperativa
Eléctrica y de Servicios Públicos �Mariano
Moreno� Lda. (CEyS), se detectó el incumplimiento
de las DyNM y se aplicó la pertinente sanción.
Por la misma Resolución se la intimó al
cumplimiento inmediato de lo ordenado por Nota
ENRG/GD/GAL/P Nº367.
nA fin de verificar el cumplimiento de la normativa
vigente en lo referente a los procedimientos de
inspección y aprobación de las instalaciones
domiciliarias, se realizó una auditoría en el sistema
de subdistribución existente en la ciudad de Junin,
operado por la firma Servicios de Gas Junin S.A.
Luego de constatar su negligencia en el control
del cumplimiento a las DyNM, se sancionó a la
Subdistribuidora, intimándosela, a su vez, a acreditar
en forma inmediata haber arbitrado los medios
a los efectos de que se subsanaren las irregu-
laridades detectadas.
n Por Resolución ENARGAS Nº1107/99, se sancionó
a Gas Natural Ban S.A. en razón de haber
empalmado un servicio domiciliario a una cañería
de alta presión, circunstancia que no fue detectada
al momento de proceder a la habilitación de la
instalación.
n En razón de auditorías dispuestas en el área de
distribución de Camuzzi Gas Pampeana S.A. y
de Camuzzi Gas del Sur S.A., dichas licenciatarias
fueron objeto de sendas sanciones en razón de
su negligencia en el control del cumplimiento de
las DyNM (Resoluciones ENARGAS Nº1195/99 y
Nº1196/99, respectivamente).
n Similar decisión se adoptó en el caso de Distrigas
S.A, mediante la Resolución ENARGAS Nº1197/99.
Entre las obligaciones de las Licenciatarias, previstas
en el Anexo XXVII del Contrato de Transferencia,
se encuentra la de controlar las obras en la vía
pública, de manera de cumplir y hacer cumplir por
parte de las contratistas las previsiones en materia
de señalización, vallado y seguridad de la obra.
Por otra parte, cabe aclarar que las facultades del
ENARGAS en esta materia se enmarcan en el con-
trol del cumplimiento de las Reglas Básicas de la
Licencia, y no deben ser entendidas como sustitución
de la competencia que, en la materia, le correspondiere
a otros organismos (p. ej. municipalidades). Por
otra parte, y teniendo en cuenta que el ENARGAS
ejerce su competencia en todo el país, de allí que
resulta de cumplimiento imposible un control �por
obra�, la tarea de fiscalización en esta materia se
realiza con la modalidad de control por excepción
(sobre muestra).
Con tales alcances, y durante el año 1999, se sancionó
a Gasnor (Resolución ENARGAS Nº1193/99) por el
incumplimiento detectado en obras en Tartagal y a
Gasnea S.A. (Resolución ENARGAS Nº1298/99), como
resultado de las auditorías oportunamente realizadas.
CONTROL DE OBRAS RELATIVAS AL FACTOR DE INVERSIÓN (�K�)
Atento que se ha previsto durante la Revisión
Quinquenal Tarifaria que no se produciría el ajuste
por factor de inversión, hasta tanto no se
encontraran habilitadas las obras respectivas, es
decir se aplica una �cláusula gatillo�, el ENARGAS
controla en forma previa a cada ajuste semestral
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la efectiva concreción de las obras y el cumplimiento
de los objetivos propuestos.
Ello ha implicado que en ciertas ocasiones, si bien
la obra estaba prevista, al comprobarse que no se
había materializado su concreción, el ENARGAS ha
denegado el traslado tarifario.
En el apartado referido a �Actividades de Regulación�
se da cuenta de las obras aprobadas.
COMPRAS DE GAS
En forma previa a cada ajuste estacional, el ENARGAS
efectúa auditorías respecto de las compras del fluido
efectuadas por las prestadoras. Como resultado de
tales auditorías, en diversas oportunidades, se han
dispuesto deducciones de las diferencias diarias y/o
el recálculo del precio del gas en el punto de ingreso
al sistema de transporte (ver al respecto el apartado
�Tarifas� de este capítulo).
En el marco de tales auditorías, y como resultado
de su incumplimiento en materia de suministro de
información fue apercibida la firma Emgasud S.A.,
mediante la Resolución ENARGAS Nº1396/99.
CARGOS A PAGAR
Las Licenciatarias sólo pueden percibir de los usuarios
aquellos cargos debidamente autorizados por el
ENARGAS, y que constituyen costos necesarios para
cumplimentar prestaciones de servicios adicionales
a las tareas propias al objeto de la Licencia. Por
otra parte, tales cargos deben reflejar las tareas
efectivamente realizadas.
El ENARGAS fija semestralmente los montos de
dichos cargos y verifica su correcta aplicación y, de
corresponder, aplica las sanciones pertinentes. Valgan
al respecto los siguientes ejemplos:
nMediante la Resolución ENARGAS Nº962/99 se
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sancionó a Gas Natural Ban S.A. por haber cobrado
cargos indebidos al facturar servicio completo sin
zanjeo ni reparación de veredas, siendo que los
trabajos realizados por esa Licenciataria no se
correspondían con las tareas que este cargo
comprende. Asimismo, se dispuso que la
Licenciataria reintegrara a los usuarios afectados
la diferencia entre el monto percibido y el que
corresponde por soldadura de servicio sin zanjeo
ni reparación de veredas.
nMetrogas S.A. fue sancionada, por Resolución
ENARGAS Nº963/99, en razón del cobro del cargo
por servicio completo en casos en que los trabajos
realizados por la Licenciataria no se correspondían
con las tareas comprendidas en ese cargo,
ordenándose, además, el reintegro pertinente a
los usuarios.
COMERCIALIZADORES
En lo atinente a la actividad de los comercializadores,
y sin perjuicio del análisis de las Reglas de Conducta
a aplicarse en su relación con otros sujetos de la
industria (Licenciatarias y Usuarios), el ENARGAS
ejerce el control respecto de las restricciones previstas
en el art.34 de la Ley Nº24.076.
Así, durante el año 1999 y en pos del cumplimiento
de las disposiciones que vedan la integración ver-
tical de los distintos sujetos de la industria, se
advirtió que la existencia de un controlante común
(Gascart S.A.) tanto de la Distribuidora (Gasnor
S.A.) como del comercializador (Gasmarket S.A.)
era una situación expresamente prohibida por la
normativa vigente. Por lo tanto, y mediante la
Resolución ENARGAS Nº1013/99, se aplicaron las
sanciones pertinentes tanto al comercializador como
a la Distribuidora.
REGISTRO DE CONTRATOS
Conforme lo dispuesto oportunamente por el
ENARGAS, son remitidos a su sede los contratos
suscritos tanto por las Transportistas, como por
las Distribuidoras y Comercializadores, a fin de
posibilitar su seguimiento y evaluar su adecuación
a las normas vigentes.
Los cuadros III-18 y III-19 nos ilustran acerca del
número de tales contratos.
1 9 9 5 1996 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9
T G S 4 3 6 0 6 8 8 1 1 0 4
Firme (TF) 13 15 17 22 33Interrumpible (TI) 22 33 38 40 46Desplazamiento (ED) 8 12 13 19 25
T G N 3 2 4 4 5 2 6 5 7 9
Firme (TF) 21 30 38 44 56Interrumpible (TI) 8 9 10 14 14Desplazamiento (ED) 3 5 4 7 9
To ta l 7 5 1 0 4 1 2 0 1 4 6 1 8 3
Firme (TF) 34 45 55 66 89Interrumpible (TI) 30 42 48 54 60Desplazamiento (ED) 11 17 17 26 34
Cuadro III - 18 | Contratos Suscriptos por Transportistas - 1995 / 1999
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RÉGIMEN SANCIONATORIO
El Marco Regulatorio de la Industria del Gas, y las
Licencias otorgadas en consecuencia, facultan al
ENARGAS a aplicar sanciones ante el incumplimiento
de las obligaciones establecidas. Para ello, se lleva
a cabo un procedimiento en el cual se asegura el
derecho de defensa del imputado.
Durante 1999, se aplicaron cuatro apercibimientos
y cincuenta y dos multas. Estas últimas, por un
valor de siete millones ochenta y siete mil pesos
($7.087.000). El cuadro III-20 sintetiza las sanciones
aplicadas y sus motivos.
SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
El artículo 66 de la Ley Nº24.076 establece que toda
controversia que se suscite entre los sujetos de la
ley, así como con todo tipo de terceros interesados,
ya sean personas físicas o jurídicas, con motivo de
los servicios de captación, tratamiento, transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización de
gas, deberán ser sometidas en forma previa y
obligatoria a la jurisdicción del Ente.
A fin de asegurar el control judicial suficiente de
las decisiones adoptadas por el Enargas, la citada
ley ha previsto la apelación ante la Cámara Nacional
de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo
Federal de la Capital Federal.
La mayor parte de las decisiones del ENARGAS en
esta materia versan acerca de las controversias
suscitadas entre las Licenciatarias del servicio de
distribución y los usuarios residenciales, que son
objeto de consideración del Directorio del Organismo
por vía jerárquica, toda vez que se ha previsto un
procedimiento ágil y simplificado de resolución por
parte del funcionario interviniente a partir de la
Resolución ENARGAS Nº124/95.
Cuadro III - 19 | Contratos Suscriptos por Distribuidoras - 1998 / 1999
Tipos de Servicios
By PassDis t r ibu idora SG-G G N C F D F T S D B ID IT Comerciales TOTAL
9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9 9 8 9 9
Gasnor 27 24 35 42 20 18 - - 1 1 16 11 - - 8 9 107 105
Centro 21 16 64 89 21 24 1 2 14 14 8 12 - - 11 12 140 169
Cuyana 14 17 55 61 28 27 - 1 3 3 10 13 - - 7 10 117 132
Litoral Gas - - 60 65 22 22 - - 16 17 12 12 - - 23 29 133 145
Gas Natural Ban - - 147 174 47 44 - - 3 3 12 13 - - 8 13 217 247
Metrogas 9 10 156 243 49 47 - - 2 2 3 5 - - 12 17 231 324
Camuzzi Gas 1 - 62 77 27 30 3 3 8 9 9 10 - - 6 8 116 137Pampeana
Camuzzi Gas - - 7 12 15 17 1 - 6 5 16 10 1 1 8 8 54 53del Sur
TOTALES 72 67 586 763 229 229 5 6 53 54 86 86 1 1 83 106 1115 1312
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Res. Nº Empresa S a n c i ó n M o t i v o
Inobservancia en lo referente a habilitación de instalaciones sin aprobar
previamente los planos correspondientes.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100
Incumplimiento de su obligación de control establecida en el Anexo XXVII
del Contrato de Transferencia .
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100.
Negligencia en el control del cumplimiento de la Normativa Técnica vigente
- Disposiciones y Normas Mínimas para la Ejecución de Instalaciones
Domicliarias de Gas.
Incumplimiento de lo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG 100
Cobro de cargos indebidos al facturar Servicio Completo sin zanjeo ni repa-
ración de veredas, siendo que los trabajos realizados por esa Licenciataria no
se correspondían con las tareas que este cargo comprende.
Cobro de cargos indebidos , al facturar Servicio Completo, siendo que los
trabajos realizados por la Licenciataria no se corresponden con las tareas
que este cargo comprende.
Ingreso al inmueble propiedad de la �ESTANCIA PUERTO LOBOS� sin con-
sentimiento.
Incumplimiento de los Arts. 34 y 52 de la Ley 24.076.-
Incumplimiento de lo establecido en el Cuadro 1 Punto 1 B � Corrosión
externa del revestimiento asfáltico del Apéndice 1 de las Reglas Básicas.
Incumplimiento de la Resolución ENARGAS Nº139/95. Elementos sin homo-
logación. Se efectúa un llamado de atención al Rep. Técnico de la firma.
Incumplimiento con lo establecido en el Art. 16 Inc. b) y c) de la Ley 24.076
Art. 8.1.3. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución, la Resolución
100 y el Apéndice 1 de las Reglas Básicas.
Negligencia en el Control del Cumplimiento de la Normativa Técnica Vigente
-Disposiciones y Normas Mínimas para la Ejecución de Instalaciones Domi-
ciliarias.
Incumplimiento de la Resolución ENARGAS Nº139/95. Se efectúa un llama-
do de atención al Rep. Técnico de la firma.
Incumplimiento de lo establecido en el Art. 21 de la Ley 24076 y en el Cap.
IV de las Reglas Básicas de la Licencia.
Negligencia en el control del Cumplimiento de la Normativa Técnica Vigente.
Incumplimiento de lo establecido en los Puntos 4.2.2.., 4.2.3 y 4.2.4 de las
Reglas Básicas de la Licencia.
918 Metrogas S.A. Apercibimiento
919 Distrib. de Gas del Centro S.A. Multa $ 15.000
920 Distrib. de Gas Cuyana S.A. Multa $ 20.000
921 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 20.000
922 Camuzzi Gas Pampeana S.A. Multa $ 20.000
923 Gas Natural Ban S.A. Multa $ 20.000
924 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 15.000
925 Gasnor S.A. Multa $ 15.000
926 Coop. de Electricidad, otros Multa $ 4.000
Servicios y O. Públicas de
Suipacha , J.J. Almeira Ltda.
928 Metrogas S.A. Multa $ 15.000
962 Gas Natural Ban S.A. Multa $ 5.000
963 Metrogas S.A. Multa $ 10.000
1012 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 5.000
1013 Gas Market S.A. Multa $ 15.000
Gasnor S.A. Multa $ 15.000
1017 Transp. de Gas del Norte S.A. Multa $ 100.000
1018 Zappani y Asoc. SRL Multa $ 5.000
1022 Camuzzi Gas Pampeana S.A. Multa $ 5.000
1023 Coop. Mariano Moreno Ltda. Multa $ 2.000
1026 Differ de Carlos Colombo Multa $ 5.000
y Angela Cerato
1098 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 25.000
1106 Servicios de Gas Junín S.A. Multa $ 2.000
1107 Gas Natural Ban S.A. Multa $ 10.000
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Incumplimiento de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución. Dispónese
que la Coop. deberá abonar a los usuarios afectados la suma equivalente
a un cargo fijo, correspondiente al primer período a los 15 días a partir de
su notificación.
Incumplimiento de la obligación de control establecida en el Anexo XXVII de
su Contrato de Transferencia.
Incumplimiento de lo establecido en los Arts. 4.2.2.. y 4.2.3. de las Reglas
Básicas de la Licencia.
Negligencia en el control del cumplimiento de las Disposiciones y Normas
Mínimas para la ejecución de Instalaciones Domiciliarias de Gas.
Negligencia en el Control del Cumplimiento de las Disposiciones y Normas
Mínimas para la ejecución de instalaciones domiciliarias de gas.
Negligencia en el control del cumplimiento de las Disposiciones y Normas
Mínimas para la ejecución de Instalaciones Domiciliarias de Gas.
Incumplimiento de lo establecido en los Arts. 4.2.2. y 4.2.3. del Régimen de
Prestación del Servicio de las Reglas Básicas de la Licencia.
1) Incumplimiento de lo dispuesto en el pto. 4.2.2 de las RBL y art. 21 de la
Ley Nº 24.076 (incorrecta operación por aumento de presión).
2) Incumplimiento de lo dispuesto en el pto. 4.2.4. de las RBL (envío de
personal mientras se aumentaba presión operativa en fuga).
3) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL, art. 21 de la Ley
Nº 24.076 y el punto 4 del Cap. �Permisos p/Trabajos en Caliente�.
4) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL y el punto
7 del Cap. �Excavaciones� de los �Procedimientos y Programas p/Man-
tenimiento, Seguridad y Prevención de Accidentes en Gasoductos�
(excavaciones sin despresurización y un nivel del 60% del LEL).
5) Incumplimiento de lo dispuesto en los puntos 4.2.2. y 4.2.3. de las RBL,
el art. 21 de la Ley Nº24.076 y la Tabla 3ª) del punto 5 del Apéndice G-
11 del Material de Guía de la NAG 100, y lo prescripto en el Cap.
�Detección de Pérdidas� (errónea calificación de fugas).
6) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RB L, el punto 5
del Apéndice G-11 de la NAG 100 y el Capítulo �Detección de Pérdidas�
(Omisión de calificación de fugas durante el año 1998).
7) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL y el art. 21
de la Ley Nº24.076 (omitir contar con un procedimiento escrito que
determine la coordinación con la operación, cuando se detecte una fuga
en la cañería).
8) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL y el art.
21 de la Ley Nº24.076 (omitir tomar medidas preventivas de seguri-
dad p/preservar la vida de las personas).
1159 Cooperativa F.E.L. Ltda Apercibimiento
1193 Gasnor S.A. Multa $ 10.000
1194 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 25.000
1195 Camuzzi Gas Pampeana S.A. Multa $ 10.000
1196 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 10.000
1197 Distrigas Multa $ 2.000
1198 Litoral Gas S.A. Multa $ 20.000
1262 Transp. de Gas del Norte S.A. Multas:
1) $ 500.000
2) $ 500.000
3) $ 500.000
4) $ 500.000
5) $ 500.000
6) $ 500.000
7) $ 500.000
8) $ 500.000
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9) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las R.B.L. y el art. 21 de la
Ley Nº 24.076 (falta de personal de seguridad y control de herramientas).
10) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2 de las RBL y en los
�Procedimientos para Mantenimiento, Seguridad y Prevención de Acci-
dentes en Gasoductos� (falta de coordinadores locales de seguridad).
11) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL (omisión
por parte del Departamento de Integridad de la Licenciataria, de impar-
tir las órdenes o avisos de prevención s/los potenciales riesgos imperantes
en el gasoducto).
12) Incumplimiento de lo dispuesto en el punto 4.2.2. de las RBL de Trans-
porte, el art. 21 de la Ley Nº 24.076 y el Apéndice D de la NAG 100
(omitir asegurar los niveles de protección catódica suficientes p/mante-
ner la velocidad de corrosión en valores aceptables).
Incumplimiento de lo establecido en la reglamentación relativa señalización
y vallado de obras en la vía pública y los puntos 8,9,10 y 11 de la Norma
GE-N1-136.
Incumplimiento de lo establecido en el Cuadro I del Apéndice 1 en relación
a la inspección interna, relevamiento e informe de los gasoductos con
revestimiento asfáltico de las Reglas Básicas de la Licencia.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del
quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Incumplimiento meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección
catódica de su sistema licenciado al final del quinquenio 1993-1997.
Inobservancia a los puntos 4.2.2. y 4.2.3. de las Reglas Básicas de la
Licencia.
Inobservancia a lo dispuesto en el Art. 4.1.16 de las Reglas Básicas de la
Licencia.
Violación de la Resolución ENARGAS Nº139/95.
Incumplimiento de normas detectado por auditoría técnica.
9) $ 100.000
10) $ 500.000
11) $ 500.000
12) $ 500.000
1298 Gas Nea S.A. Multa $ 5.000
1343 Transp. de Gas del Norte S.A. Multa $ 390.000
1344 Camuzzi Gas Pampeana S.A. Multa $ 90.000
1345 Camuzzi Gas del Sur S.A. Multa $ 80.000
1346 Metrogas S.A. Multa $ 80.000
1347 Gasnor S.A. Multa $ 80.000
1348 Gas Natural Ban S.A. Multa $ 80.000
1349 Distrib. de Gas del Centro S.A. Multa $ 80.000
1353 Litoral Gas S.A. Multa $ 85.000
1354 Distrib. de Gas Cuyana S.A. Multa $ 80.000
1355 Metrogas S.A. Multa $ 10.000
1396 Emgasud S.A. Apercibimiento
1448 GNC Hernando Bonardi e Hijos Apercibimiento
1449 Olivero Gas S.A. Multa $ 2.000
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67 14/01 Gasoducto Norandino S.A., Pluspetrol Energy S.A.,
Astra CAPSA, Gasoducto Cuenca Noroeste Ltda Suc.
Argentina y sus Operadores Técnicos.
Invitados: Gobernaciones y Asociaciones de Usua-
rios y Consumidores de las Pcias. de Jujuy y Salta.
68 28/04 Licenciatarias de Distribución de Gas y Subdis-
tribuidores autorizados por el ENARGAS.
Invitadas: Asociaciones de Usuarios y Consumidores.
69 02/06 Licenciatarias de Transporte y Distribución de Gas.
Invitadas: Asociaciones de Usuarios y Consumidores.
70 28/09 Licenciatarias de Distribución de Gas y Subdis-
tribuidores autorizados por el ENARGAS.
Invitadas: Asociaciones de Usuarios y Consumidores.
N º D í a Partes Interesadas Tema
Informar a las comunidades de Salta y Jujuy acerca de
las condiciones de seguridad, prevención ambiental y
arqueológica, control y condiciones de operación y man-
tenimiento de los gasoductos �Norandino�y Ätacama�.
Ajuste de cuadros tarifarios por variaciones en el precio
del gas en boca de pozo.
Análisis de los Indicadores de Calidad de Servicio pro-
puestos y de la información recabada conforme la Reso-
lución ENARGAS Nº981/98.
Ajuste de cuadros tarifarios por variaciones en el precio
del gas en boca de pozo.
Cuadro III - 21 | Audiencias Públicas realizadas durante 1999
AUDIENCIAS PÚBLICAS
Entre las audiencias públicas celebradas durante el
año 1999, y que se reseñan en el Cuadro III-21
merece destacarse especialmente la convocada a
los fines de analizar los Indicadores de Calidad de
Servicio, como nueva metodología de control, la
que es indicativa de la tendencia que se ha producido
en los últimos años consistente en que las audiencias
públicas han servido de ámbito de discusión de
cuestiones eminentemente regulatorias, en oposición
a la solución de controversias que fue el objeto de
las audiencias del Ente, en su etapa inicial.
En oportunidad de cada una de las audiencias, además
de las publicaciones de rigor, el ENARGAS convoca
a las Asociaciones de Usuarios y a todos los
eventualmente interesados en el tema, sean o no
parte de las actuaciones en cuestión, asegurándose
de este modo la más amplia participación de la
comunidad.
VÍAS DE IMPUGNACIÓN
DE LOS ACTOS DEL ENARGAS
Los actos administrativos emitidos por el ENARGAS
son susceptibles de ser recurridos tanto en sede
administrativa como judicial, conforme las previsiones
de la Ley Nº24.076 en la materia.
RECURSOS ADMINISTRATIVOS
Los actos administrativos emitidos por el ENARGAS
son susceptibles de los recursos de Reconsideración
y Alzada. Los Recursos de Alzada son resueltos por
el Ministerio de Economía, conforme lo dispuesto
por el Decreto � Ley Nº 1759/72.
Cabe señalar que las resoluciones emitidas por el
ENARGAS, en cuestiones en las que ejerce funciones
materialmente jurisdiccionales, asignadas al órgano
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en razón de la especialidad técnica, no son recurribles
ante la Alzada, quedando expedita la vía judicial
ab initio.
Asimismo, y en las materias en que es susceptible
del control de la alzada, éste se limita a la legitimidad
del acto impugnado y no se expide sobre cuestiones
de oportunidad, mérito o conveniencia.
VÍA JUDICIAL
Conforme el Artículo 66 de la Ley Nº 24.076, las
decisiones materialmente jurisdiccionales del
ENARGAS son susceptibles de apelación ante la
Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso
Administrativo Federal de la Capital Federal. Este
recurso es de carácter devolutivo, es decir no suspende
la ejecución del acto recurrido.
En caso de recurrirse judicialmente la imposición
de sanciones, el Artículo 73 de la Ley Nº24.076 ha
previsto que tal recurso podrá interponerse en forma
directa, es decir, sin agotar la instancia administrativa,
ante la citada Cámara. Ahora bien, al momento de
recurrir se deberá caucionar el monto de la multa,
para que el recurso revista carácter suspensivo. De
no cumplirse con dicha caución, el recurso es concedido
al sólo efecto devolutivo.
Para aquellos casos en que el ENARGAS no hubiera
ejercido funciones materialmente jurisdiccionales o
aplicado sanciones, la vía judicial prevista es la del
Artículo 70 de la Ley, que exige agotar previamente
la instancia administrativa.
Los Cuadros III-22, III-23 y III-24 nos ilustran
acerca de la causas en que se recurrieron resoluciones
del ENARGAS, las sentencias recaídas y la efectividad
de la representación letrada del Organismo.
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Cuadro III - 22 | Representación del ENARGAS en Sede Judicial - 1993 / 1999 -
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14Desfavor.
Desistim.
Favorables
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Desfavorable
Desist.
Modific.
Confirmada
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Sala
II
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a III
Sala
IV
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C.S
.J.N
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Informe General sobre el estado de causas en las que se recurrieron Resoluciones
Sentencias recaídas en Sede Judicial sobre Resoluciones M.J.
Total Sentencias a Diciembre de 1999: 121
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Cuadro III - 23 | Representación del ENARGAS en Sede Judicial - Sentencias Recaídas en el Paríodo1993 / 1999 -
Detalle por efectividad de la representación letrada del ENARGAS
Detalle por confirmación o modificación de las Resoluciones M.J. del ENARGAS
Total Sentencias a Diciembre de 1999: 121
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Apelación Art. 73
Apelación Art. 70
Cuadro III - 24 | Sentencias Recaídas en Sede Judicial durante 1999 según Vías Recursivas
El ENARGAS, tal como lo hiciera en años anteriores,
continuó, durante el año 1999, manteniendo un
fluido contacto con los usuarios del servicio, así
como con las asociaciones que los representan.
Pero más allá de esta relación, cabe destacar las
acciones llevadas a cabo en materia regulatoria cuyas
consecuencias se reflejan en la calidad de servicio
a los usuarios. En este campo merece destacarse,
muy especialmente, el dictado de la Resolución
ENARGAS Nº1192/99 que establece la Metodología
de Control mediante Indicadores de Calidad del
Servicio. La importancia de ello radica en el hecho
de establecer pautas objetivas, a fin de que el usuario
conozca si el servicio prestado por la Licenciataria
se adecua o no a los parámetros de calidad establecidos
para su prestación. Con tal motivo, se ha previsto
la publicación de los niveles de cumplimiento
alcanzados y la difusión de un orden de méritos de
las prestadoras.
Otro hecho destacado está dado por el establecimiento
de la �factura armonizada�, que tiene por objeto facilitar
el control de la facturación por parte del usuario,
dando parámetros similares a los distintos servicios.
Sobre ambas novedades se dará cuenta en este
capítulo, a la vez que se mantiene la información
habitual acerca de las consultas y reclamos de los
usuarios y de los cursos dictados durante el pasado
ejercicio.
Comenzando con el contacto directo del ENARGAS
con los usuarios, cabe recordar los medios con que
cuentan para dirigirse a la Autoridad Regulatoria,
los que se exponen en la gráfica obrante como
Cuadro IV-1.
LA NUEVA REGULACIÓN
Indicadores de Calidad del Servicio
Comerc ia l
Mediante la Resolución ENARGAS Nº1192/99, el
ENARGAS aprobó en forma definitiva la metodología
de control basada en Indicadores de Calidad del
Servicio. En lo que respecta a los usuarios, revisten
especial trascendencia los referidos a la calidad del
servicio comercial.
Los índices relacionados con este punto evalúan la
gestión de las empresas distribuidoras en todas
aquellas actividades en que éstas interaccionan con
sus clientes y con terceras personas (demoras, relación
comercial, servicios, atención, prestaciones) y la
eficiencia con que son resueltos los reclamos y
consultas que se les plantean.
Tienen como objetivo uniformar procedimientos en
la atención del cliente, así como calificar y obtener
opinión fundada respecto de la gestión de cada
Licenciataria.
Asimismo, permiten conocer tendencias y anticipar
rectificaciones que posibiliten mejorar el servicio.
Por sus características particulares y, con el objeto
C a p í t u l o IVEL ENARGAS Y SU RELACIÓN CON LOS USUARIOS
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de definir áreas de gestión, los indicadores
seleccionados se agruparon en tres conjuntos: A,
B y C, tal como surge del Cuadro IV-2.
Los índices de los grupos A y B toman, como base
de información, la cantidad de �reclamos procedentes�
que los usuarios plantean a las Licenciatarias.
Se ha entendido como reclamo a todo contacto que,
en principio, denota una posible transgresión a la
normativa vigente o error por parte de la Licenciataria;
en tanto reclamo procedente, es aquél en el que,
luego de su análisis, se concluye que requiere una
acción, corrección, contraprestación o resarcimiento
por responsabilidad de la Licenciataria.
En los grupos A y B se adoptó como criterio tomar
el promedio del conjunto de los índices de reclamos
de cada una de las Licenciatarias por cada 1000
usuarios propios para el año 1999.
Este promedio será tomado como nivel de referencia
1. Si Usted tiene problemas con el servicio de gas,deberá comunicarse con su distribuidora. En ellale entregarán un número de reclamo y la fechaestimada de resolución. Si su reclamo no es atendidodebidamente o necesita asesoramiento, el EnteNacional Regulador del Gas atenderá sus consultasy reclamos en forma inmediata.
2. Usted podrá hacerlo en forma personal en la SedeCentral sita en Suipacha 636 (Cap. Fed.) o encualquiera de sus Delegaciones o Agencias.
3. También tiene la posibilidad de contactarse conENARGAS por correo, al Apartado Especial Nº 600 (C1000WAF) Correo Central.
4. Si usted lo desea puede Conectarse Vía Internet consultando la sección de Atención alUsuario en la página que encontrará en www.enargas.gov.ar y efectuar su reclamo.
5. O bien, si cuenta con acceso a correo electrónico, puede contactarse [email protected]
6. También, puede llamar a la línea gratuita de Consultas y Reclamos 0800 333 4444
ATENCIÓN AL USUARIO.
LÍNEA GRATUITA DE CONSULTAS Y RECLAMOS
0800 333 4444
Cuadro IV - 1 | Contactos con el ENARGAS
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Índice IDenotar situaciones relacionadas con:
1. Facturación errónea.2. Factura no recibida.3. Factura recibida con atraso.4. Reclamo deuda inexistente.5. Cobro cargo incorrecto.6. Error en el período de consumo facturado.7. Datos de usuario incorrectos.8. Corte improcedente de suministro.9. Otros de facturación y gestión de deudas.
Índice IIDenotar situaciones relacionadas con:
1. Escaso suministro (sin gas/poco gas).2. Pérdida de gas (olor a gas).3. Otros por inconvenientes en el suministro de gas.
Índice IIIDenotar situaciones relacionadas con:
1. Demora en atender solicitud de cierre de suminis-tro.
2. Habilitación o rehabilitación demorada.3. Reparación vía pública incorrecta o demorada.4. Mala atención al reclamante.5. Otros por gestión de prestaciones
Índice IVDenotar la cantidad de situaciones anómalas que seplantean a cada una de las distribuidoras.
Índice VDenotar la cantidad de reclamos procedentes queson resueltos por las Licenciatarias a satisfaccióndel usuario sin intervención de ENARGAS, v.g.Grado de Satisfacción.
Índice VIDenotar las demoras en atender los reclamos recibi-dos telefónicamente.
Índice VII
Denotar las demoras en acusar recibo de los recla-mos presentados por libro de quejas o vía postal.
GRUPO C
GRUPO B
Índice l - Gestión de FacturaciónCantidad (cada 1000 usuarios) de reclamos procedentes porfacturación que se presentan a la Licenciataria.
Índice ll- Inconvenientes en el Suministro de GasDomic i l i a r i oCantidad (cada 1000 usuarios) de reclamos procedentes porproblemas en el suministro de gas domiciliario que se presentana la Licenciataria.
Índice Ill - Gestión de PrestacionesCantidad (cada 1000 usuarios) de reclamos procedentes por lagestión en las prestaciones solicitadas a las Licenciatarias
Índice lV - Reclamos ante las LicenciatariasCantidad (cada 1000 usuarios) de reclamos procedentes recibi-dos en la Distribuidora.
Índice V - Satisfacción del UsuarioUNO (1) menos la cantidad de reclamos procedentes recibidosen el ENARGAS, previo tratamiento por la Distribuidora, divididolos reclamos procedentes recibidos en la Licenciataria.
Índice Vl - Demora en la Atención Telefónica deR e c l a m o sDemora en atender persona a persona en determinado tiempolos reclamos recibidos vía telefónica.Nivel de referencia:Primer año: el 80% de la cantidad total de llamadas atendidasen 40�.Segundo año: el 85% de la cantidad total de llamadas atendi-das en 40�.Tercer año: el 90% de la cantidad total de llamadas atendidasen 40�.
Índice Vll - Demora en Acusar Recibo de los Recla-mos Presentados por Libro de Quejas o Vía PostalDemora en acusar recibo, en forma expresa, de los reclamospresentados por libro de quejas o vía postal.Nivel de referencia:Primer año: 5 días hábiles con una tolerancia del 5% fuera delos 5 días hábiles de recibido el reclamo.Segundo año: 5 días hábiles con una tolerancia del 3% fuerade los 5 días hábiles de recibido el reclamo.Tercer año: 5 días hábiles con una tolerancia del 0% fuera delos 5 días hábiles de recibido el reclamo.
GRUPO A
OBJETIVO DEL INDICETIPO DE INDICE
Cuadro IV - 2 | Indicadores de Calidad del Servicio
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fijo para el índice de cada rubro para los primeros
tres años con tolerancias que se modificarán en
cada período anual.
Las tolerancias para cada período y para cada índice
de los Grupos A y B, son la que a continuación se
detallan:
� Primer año: una banda de tolerancia por encima
del promedio, equivalente a una desviación estándar
de los valores analizados.
� Segundo año: una banda de tolerancia equivalente
al 80% de la banda establecida para el primer
período.
� Tercer año: una banda de tolerancia equivalente
al 60% de la banda de tolerancia establecida para
el primer período.
En el Grupo C, la determinación de los índices es
directa y tratan de evaluar aspectos relacionados
con las demoras en establecer contacto con los
recurrentes una vez planteado el reclamo vía telefónica,
postal o por libro de quejas.
En el Índice de Demora en las Respuestas a los
Reclamos, se toma en consideración un margen
admisible de tardanza en el acuse de recibo de los
planteos recepcionados.
En el caso del Indice de Demora en la Atención
Telefónica, el valor referencial surge del análisis de
los niveles empleados internacionalmente y se fijó,
sobre la base de ello, en los siguientes valores:
� Primer año: el 80% de la cantidad total de llamadas
atendidas en 40�
� Segundo año: el 85% de la cantidad total de
llamadas atendidas en 40�.
� Tercer año: el 90% de la cantidad total de llamadas
atendidas en 40�.
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Se previó la aplicación de sanciones cuando las
Licenciatarias no alcanzaren los niveles de referencia
establecidos.
Factura armonizada
Mediante la Nota ENRG/GR/GDyE/GAL/P Nº 5471
del 22 de diciembre de 1999, el Directorio del
ENARGAS remitió a las Licenciatarias de Distribución
una instrucción respecto de la información a consignar
en las facturas a emitirse, como resultado del trabajo
conjunto, llevado a cabo por los Entes Reguladores,
las Asociaciones de Usuarios y las empresas
prestadoras de servicios públicos, en materia de
�factura de conceptos�, con el objetivo de armonizar
su contenido, facilitando, de tal modo, su lectura y
control por parte del usuario.
Sintéticamente, cabe enunciar las siguientes
previsiones:
1. En materia de cuadros tarifarios, se debe consignar:
la fecha de aplicación, el valor del cargo fijo, el
del cargo por m3, el de la facturación mínima, la
resolución que establece dichos valores, el costo
del aviso de deuda y del cargo por reconexión.
En caso de haber ocurrido un cambio de tarifa
durante el período de consumo, se informarán
ambas, y en una tercera línea la �tarifa prorrateada
o ponderada�.
2. En el rubro �total a pagar� se debe consignar en
forma desagregada: a) el valor del gas (cargo fijo
y cargo variable); b) los impuestos desagregados
que integran el precio; c) otros cargos (los que
deben contar con autorización expresa y previa
del ENARGAS); d) Impuesto al Valor Agregado;
e) otros impuestos y f) otros conceptos (por ejemplo:
el Fondo Contribución Decreto Nº1136/96,
Instalaciones Internas Res 412, etc.).
3. Se estableció la leyenda a incorporarse en la factura
respecto de la tasa máxima de interés aplicable,
así como la tasa promedio mensual vigente a la
fecha de emisión.
4. Respecto de la interrupción del suministro y el
consiguiente cobro del cargo por reconexión, se
previó que la Distribuidora informe, junto con lo
referido a Cuadros Tarifarios, el importe del cargo
por �Aviso de deuda común bajo firma� y el del
�Cargo por reconexión� y que en el dorso de la
factura se informe al usuario acerca de la facultad
de corte por falta de pago, mediante la leyenda
establecida por la Autoridad Regulatoria.
5. Finalmente, y tal como se había instruido con
anterioridad, se detalló la información a
suministrarse respecto del ENARGAS, a fin de que
el usuario se contacte con la Autoridad Regulatoria.
EL CONTACTO CON LOS USUARIOS
Capacitación e información a
asociaciones de defensa del consumidor
En cumplimiento del Programa de Capacitación e
Información a Asociaciones de Defensa del
Consumidor, aprobado por el Directorio, a lo largo
del año se realizaron diversos cursos en distintas
ciudades del interior del país. Cabe destacar que dichos
cursos fueron declarados de Interés por el Honorable
Senado de la Nación. Asimismo, la Municipalidad
de Río Grande (Tierra del Fuego), mediante Decreto
Municipal Nº275/99 del 16 de abril de 1999, declaró
de Interés Municipal el curso realizado en dicha ciudad
el día 21 de abril de 1999.
Así, se realizaron siete cursos en las ciudades de
Concordia, Río Grande, Santa Rosa, Tucumán, Bahía
Blanca, Formosa y Santa Fe, donde se abordaron
los siguientes temas: Introducción a la industria
del gas y su marco regulatorio; Atención al usuario;
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Expansión de redes y tarifas, además de atender
los requerimientos informativos de cada comunidad,
relacionados con las problemáticas locales.
Es importante destacar que fueron invitados a
participar en los mencionados cursos, las Asociaciones
de Defensa del Consumidor, las Autoridades
Nacionales, Provinciales y Municipales, las
Defensorías del Pueblo de la Nación y de las Provincias
y los representantes de entidades relacionadas con
el tema de interés, habiendo sido superadas las
expectativas de concurrencia a dichos cursos de
capacitación, con una asistencia total de alrededor
de 450 personas.
Encuesta ENARGAS
Con el fin de conocer la opinión de los usuarios
acerca de la gestión de sus reclamos por parte del
ENARGAS, desde el año 1996, se viene realizando
una encuesta a todos aquellos que reclamaron ante
sus oficinas. Los usuarios completan un formulario
de respuesta gratuita diseñado al efecto.
En el transcurso del año 1999, la encuesta arrojó
como resultado que, en lo que a la resolución de los
reclamos se refiere, el 95,23% fueron resueltos por
completo o en su mayor parte. Sólo el 1,68%
manifiestan demoras en su gestión.
Es de destacar, que el 99,10% de los consultados
estimó que el reclamo fue tramitado correctamente,
calificando, el 86,34% de ese total, como excelente
la gestión, mientras que sólo el 0,90% la calificó
como inadecuada.
El Cuadro IV-3 da cuenta de los resultados de la
encuesta de opinión.
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Rápidamente
Medianamente rápido
Con Demora
92.27%
6.06%
1.68%
86.34%0.90%
10.70%
2.06%
Excelente
Buena
Aceptable
Inadecuada
98.97%
1.03%
Ninguno
Alguno
Cuadro IV - 3 | Encuesta de Opinión
¿Cómo fue tramitado su reclamo?
¿Cómo cree Ud. que fue nuestra acción?
¿Tuvo Ud. algún problema con el servicio prestado por ENARGAS?
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Consultas y reclamos
Se llama �contacto� a la comunicación que se establece
entre el usuario y el ENARGAS, independientemente
del medio utilizado. Durante el año 1999, se han
mantenido 58.255 contactos, de los cuales 6.989
(12%) se constituyeron en un reclamo formal por
ante las prestadoras, mientras que 51.266 (88%) se
trataron de consultas.
Cabe señalar, que del total de reclamos, 5.858 han
sido presentados en Sede Central y 1.131 en las
delegaciones y agencias del interior del país.
Es de hacer notar que en el interior, se mantiene la
tendencia existente en Sede Central, en el sentido
de que las consultas exceden ampliamente el número
de reclamos. Así, se observan 37.918 consultas para
Sede Central y 13.348 para el interior del país.
Sobre estos puntos, y acerca de la evolución men-
sual de los reclamos durante el ejercicio 1999, resultan
ilustrativos, los Cuadros IV-4 y IV-5.
Siguiendo una tendencia iniciada en años anteriores,
el año 1999 mostró un crecimiento del número de
reclamos de los usuarios, aunque a diferencia de
períodos pasados, esto no se correspondió con un
crecimiento, en la misma proporción, de las consultas.
Así, tal como nos ilustra el Cuadro IV-6, los reclamos
del año 1999 muestran un incremento de
aproximadamente un 11% en relación con 1998,
aunque el número total de contactos, en razón de
la baja en las consultas, ha decrecido en relación
con el período anterior, en alrededor de un 9,5%.
En cuanto a los medios que utilizan los usuarios
para hacer reclamos ante el ENARGAS - Cuadro
IV-7 - se puede apreciar que continúa la tendencia
creciente a relacionarse con el Ente telefónicamente.
Considerando los motivos que dan origen a los
reclamos en tres grandes grupos, conforme las
previsiones de la Resolución ENARGAS Nº1192/99
�Indicadores de Calidad de Servicio, a saber:
facturación y gestión de deudas, inconvenientes
con el suministro de gas y gestión de prestaciones
y tal como surge del Cuadro IV-8, se puede observar
que el rubro facturación es el que origina el mayor
porcentaje de reclamos, tal como surge del gráfico.
Considerando la prestadora del servicio, y el número
65.1%
10.1%
22.9%
1.9%
Consultas Sede Central
Reclamos Sede Central
Consultas Del. Regionales
Reclamos Del. Regionales
Sede Central Delegaciones y Agencias Totales
Reclamos Consultas Reclamos Consultas Reclamos Consultas Contactos
TOTAL 5.858 37.918 1.131 13.348 6.989 51.266 58.255(13.4%) (86,6%) (7,8%) (92,2%) (12,0%) (88,0%) (100%)
Cuadro IV - 4 | Contactos Establecidos con ENARGAS - Enero / Diciembre 1999
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de reclamos recibidos cada 100.000 usuarios, podemos
apreciar, en el Cuadro IV-9, que durante el año
1999 no existió una tendencia única entre las
distribuidoras. Muestra de ello es que mientras
Metrogas S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Gasnor
389
435 443
545
486
696727
692
739
593
731
513
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
0
200
400
600
800
1000
Total Anual = 6.989
S.A. y, en menor medida, Litoral Gas S.A. observaron
un crecimiento en el número de reclamos, Gas Natural
Ban S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A.,
Distribuidora de Gas Cuyana S.A. y Camuzzi Gas
del Sur S.A. evidenciaron un menor número que en
68.740
51.220
47.895
64.365
58.255
1995 1996 1997 1998 1999
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
Cuadro IV - 6 | Reclamos Recibidos y Consultas Atendidas por ENARGAS - 1995 / 1999
I t e m 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9
Cantidad % Cantidad % Cantidad % Cantidad % Cantidad %
Rec lamos 4.441 6,5 4.259 8,4 4.880 10,2 6.243 9,7 6.989 12,0Consu l t a s 64.299 93,5 46.961 91,6 43.015 89,8 58.122 90,3 51.266 88,0
Total Contactos 68.740 100,0 51.220 100,0 47.895 100,0 64.365 100,0 58.255 100,0
Cuadro IV - 5 | Total Reclamos de Usuarios presentados al ENARGAS - 1999
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Cuadro IV - 7 | Modo de presentación de Reclamos presentados al ENARGAS - 1995 / 1999
Año 1995 Año 1996
Año 1997 Año 1998
Año 1999 Referencias
28.37%0.97%
26.14%
0.47%
44.04%
30.27%0.63%
24.49%
0.12%
44.49%
17.70%
0.41%20.88%
0.08%
60.92%
11.39%
0.27%14.54%
0.26%
73.54%
Correspondencia
Carta Documento
Personal
Medios de Prensa
Telefónico
10.65%0.27%
11.36%0.46%
77.18%
0.09%
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42
6472
52
20
0
50
100
150
200
250
1995
1996
1997
1998
1999
Cuadro IV - 8 | Reclamos Recibidos por el ENARGAS por Motivo - 1999
Cuadro IV - 9 | Reclamos Recibidos en el ENARGAS por Distribuidora cada 100.000 Usuarios - 1999
Nº Facturación y Gestión de Deudas Nº Inconvenientes con el Suministro de Gas
01 Facturación errónea 10 Escaso suministro (sin gas / poco gas)
02 Factura no recibida 11 Pérdida de gas (olor a gas)
03 Factura recibida con atraso 12 Otros por inconvenientes en el suministro de gas
04 Reclamo deuda inexistente Nº Gestión de Prestaciones
05 Cobro cargo incorrecto 13 Demora en atender solicitud cierre de suministro
06 Error en el período de consumo facturado 14 Habilitación o rehabilitación demorada
07 Datos de usuario incorrectos 15 Reparación vía pública incorrecta o demorada
08 Corte improcedente de suministro 16 Mala atención al reclamante
09 Otros de facturación y gestión de deudas 17 Otros por gestión de prestaciones
64.0%
11.0%
25.0%
Facturación y Gestión de Deudas:
Inconvenientes con el Suministro de Gas:
Gestión de Prestaciones:
1 a 9
10 a 12
13 a 17
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el ejercicio anterior. Cabe destacar que no se han
considerado los valores correspondientes a GasNea
S.A. toda vez que, por el número de usuarios de
esta distribuidora, no se dan situaciones que resulten
comparables.
En los Cuadros IV-10, IV-11 y IV-12 se ha tenido
en cuenta la cantidad de usuarios de cada
Distribuidora, a la vez que los motivos de los reclamos,
agrupados conforme el detalle antes reseñado y por
prestadora del servicio.
En estos Cuadros, tampoco se han considerado los
valores correspondientes a GasNea S.A, por el motivo
antes expuesto.
Tanto para esta información como para el índice
de satisfacción del usuario que se detalla en el Cuadro
0,8
1,1
0,5
0,6
1,0
0,7
0,6
0,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
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0,9
0,5
1,2
0,5 0,50,4
1,4
2,1
0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
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Sur
Cuadro IV - 11 | Inconvenientes en el Suministro de Gas - Promedio Mensual del Año cada 1.000 Usuarios - 1999
Cuadro IV - 10 | Facturación y Gestión de Deudas - Promedio Mensual del Año cada 1.000 Usuarios - 1999
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IV-13, se ha considerado solamente el segundo
semestre de 1999 para el cálculo de valor de referencia,
en un todo de acuerdo con lo dispuesto por la
Resolución ENARGAS Nº 1192/99.
Tal como se reseñara en el Cuadro IV-2 dedicado a
los Indicadores de Calidad del Servicio Comercial,
el �Indice de satisfacción del usuario� es igual a
uno menos la cantidad de reclamos procedentes
recibidos en el ENARGAS cada 1000 usuarios de la
Distribuidora, previo tratamiento por parte de ella,
dividido los reclamos procedentes recibidos en la
Licenciataria cada 1000 usuarios.
Lo que se intenta denotar con este índice es la cantidad
de reclamos que son resueltos por las Licenciatarias,
a satisfacción del usuario, sin intervención del
ENARGAS. Los resultados de este examen para el
año 1999, se indican en el cuadro IV-13.
0,13
0,02
0,03 0,03
0,04
0,10
0,02
0,03
0
0,05
0,10
0,15
Met
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0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
Met
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Gas
del
Sur
0.92 0.940.98
0.950.98 0.96 0.97 0.99
Cuadro IV - 13 | Indice de Satisfacción del Usuario - Promedio Mensual del Año - 1999
Cuadro IV - 12 | Gestión de Prestaciones - Promedio Mensual del Año cada 1.000 Usuarios - 1999
AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE
Las expansiones realizadas por ambas Transportistas
durante el año 1999 permitieron incrementar la
capacidad de transporte en aproximadamente 6 MM
m3/día, con una variación de 5,7% respecto del
año anterior. Así, a fines de 1999 la capacidad
total de transporte, incluyendo gasoductos regionales
y gasoductos de distribución al ingreso a los sistemas
de transporte, ascendía a 112 MM m3 diarios, con
un aumento de 37,3 MM m3/día desde 1993 a esa
fecha (+50%).
Al respecto, se destaca el dinamismo con que el
sistema norte de gasoductos troncales hizo frente
tanto a la demanda interna como a la de los países
limítrofes: en tres años, 1997-1999, TGN amplió
la capacidad de su sistema en casi 15 MM m3/día,
con la cual prácticamente duplicó la capacidad
disponible al inicio de su gestión (+94%).
A continuación se efectúa una breve reseña de los
proyectos de obras ejecutados por ambas Licenciatarias
en 1999.
Transportadora de Gas del Norte
n Gasoducto Norte: las obras previstas contemplaron
un incremento de la demanda en la cabecera de
2,8 MM de m3/día, con lo que la inyección máxima
posible en este gasoducto pasó a ser de 19,9 MM
m3/día. Dicha expansión permitió atender los
requerimientos que efectuara la Central Térmica
Termoandes (atento que la expansión no era ren-
table, este cargador directo debió afrontar una
sobretarifa de manera de hacer posible el proyecto
de expansión).
Las obras asociadas incluyeron la construcción
de una nueva planta compresora en la localidad
de Pichanal, con la instalación de dos equipos
turbocompresores, uno de 15.000 HP y otro de
7.100 HP. Esta obra considera expansiones previstas
para el año 2000, donde la potencia instalada
será utilizada en su totalidad.
n Gasoducto Centro Oeste: los trabajos realizados
en 1999 incluyeron un incremento de demanda
de 0,7 MM de m3/día, con lo que este gasoducto
pasa a tener una capacidad de inyección de 27,8
MM de m3/día. Este incremento se debió al
cumplimiento de los contratos previstos con los
cargadores chilenos.
Transportadora de Gas del Sur
n Gasoducto San Martín: sobre la base de los con-
cursos abiertos de la capacidad de transporte
realizados por esta Licenciataria, se verificaron
incrementos de demanda (proyectos industriales
principalmente) en el Gran Buenos Aires y en
Bahía Blanca, a ser satisfechos por la empresa
transportista a las tarifas vigentes. Las ampliaciones
realizadas permitieron atender una demanda
adicional de transporte de 0,5 MM m3/día en el
mes de junio y de 0,6 MM m3/día en el mes de
diciembre de 1999. Con esta perspectiva y atento
que a la altura de Cerro Bayo (Pcia. de Chubut)
C a p í t u l o VEVOLUCIÓN DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN ARGENTINA
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se verifican ingresos al gasoducto troncal, la
capacidad de transporte máxima en el citado punto
fue de 18 MM de m3/día.
Cabe considerar el efecto que produjo la planta de
extracción de líquidos a ser instalada en Cañadón
Alfa, la que luego de procesar el fluido lo inyectará
con un poder calorífico menor al que se venía
realizando; esta pérdida de poder calórico deberá
ser compensada mediante una mayor inyección para
mantener la entrega energética constante. Este efecto
está considerado en los volúmenes mencionados
anteriormente.
Las obras efectuadas para cumplir con los
compromisos asumidos consistieron en el tendido
de un total de 76 km de paralelos de 30� de diámetro.
El detalle es el siguiente: 20 km a la descarga de
planta Dolavon, 10 km a la descarga de planta
San Antonio Oeste, 6 km a la descarga de planta
Conesa, 5 km a la salida de planta Garayalde, 10
km a la salida de planta Dolavon, 15 km a la salida
de planta Gualicho, 5 km a la salida de planta San
Antonio Oeste y 5 km a la salida de planta Conesa.
Durante este período se verificó que la Transportista
adelantó obras con el fin de obtener economías
por un volumen de obra mayor y para satisfacer
compromisos futuros, por lo que se instalaron 47
km adicionales, que se dispusieron de la siguiente
forma: 7 km a la salida de planta Pico Truncado,
10 km a la salida de planta Manantiales, 20 km a
la salida de planta Garayalde y 10 km a la salida
de planta Dolavon. De esta manera, se totalizaron
123 km de loops de 30�.
En cuanto a las estaciones compresoras, se previó
la instalación de 2 turbocompresores de 13.000 HP
cada uno, en paralelo a los existentes en planta
Garayalde, y se previó el cambio de internos en los
equipos de la planta Solar de Gral. Cerri. Cabe aclarar
que el volumen de obra realizado permitió a la
Transportadora adelantar compromisos que contrajo
para el año 2.000 por un volumen de 0,26 MM de
m3/día.
n Tramos Finales: se agregaron 15 km de 36� de
diámetro en la descarga de planta Cerri sobre el
gasoducto Neuba II.
Un resumen de cómo evolucionó la capacidad de
transporte en el período 1993-1999 se muestra en
el Cuadro V-1, en tanto que en el Anexo IV se
presenta una panorámica de los sistemas de
transporte. En el Anexo IV-a se ofrece un resumen
detallado del sistema de transporte al 31 de diciembre
de 1999, con datos sobre capacidad, longitud, diámetro
y potencia, por tramo de gasoducto, mientras que
en el Anexo IV.b se informan las capacidades
nominales de transporte por tramo de gasoducto
Cuadro V - 1 | Capacidad Nominal del Sistema de Transporte - (MM m3/día) - (1)
TGS 47,1 61,3 130,1 1,7 2,3 1,0 0,4 0,7 14,2
TGN 24,6 47,7 193,9 2,1 2,9 4,1 5,2 5,2 23,1
SIST. TPTE. 71,7 109,0 152,0 3,8 5,2 5,1 5,6 5,9 37,3
Gtos. Distrib. 3 ,0 3,0 100,0 - - - - - -
TOTAL 74,7 112,0 149,9 3,8 5,2 5,1 5,6 5,9 37,3
(1) Incluye gasoductos regionales de transporte y gasoductos de exportación. No incluye consumos en boca de pozo.
Dic. '92 Dic. '99 I n d i c e Aumento absoluto
Dic. '92=100 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 A c u m .
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para los últimos años y las previstas para el
año 2000.
PERSPECTIVAS PARA EL AÑO 2000
De concretarse las inversiones programadas para
el año 2000, la capacidad de transporte disponible
a diciembre de ese año ascenderá a 113,4 MM m3/día,
con la siguiente distribución: 54,3 MM de TGN y
59,1 MM de TGS. Corresponde destacar el crecimiento
que habrá logrado TGN, que de participar con un
34% de la inyección total de gas del país en 1993
tendría a fines del 2000 un 48% del mercado, merced
a las importantes inversiones realizadas en su sistema
(y de un mercado más del 50% más grande al de
aquel entonces).
A continuación se efectúa una breve reseña de los
proyectos de obras previstos por ambas Transportistas.
Transportadora de Gas del Norte
Gasoducto Norte: para el año 2000 se prevé un incre-
mento en la capacidad de 2,4 MM de m3/día atento
a los convenios que realizara esta Licenciataria con
Norandino, cuyo proyecto es transportar hacia el norte
de Chile. Es necesario aclarar que el volumen mencionado
sería posible si Norandino hiciera uso de la opción de
reducción del contrato cuyo máximo se encuentra en
4,6 MM m3/día. En este caso, la inyección máxima
prevista sería de 22,4 MM de m3/día.
Las obras asociadas constituyen la construcción de
una nueva planta compresora en la localidad de
Pichanal que se encuentra emplazada con las máquinas
ya descriptas, y la construcción de una cantidad de
km en paralelo de 24� de diámetro en la succión de
Pichanal, dependiendo esta cantidad del volumen
requerido por los cargadores chilenos; si fuera de 2,4
MM de m3/día la obra sería de 14 km.
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Gasoducto Centro Oeste: se calcula un incremento
de 2,8 MM de m3/día con entrega en Aldea Brasilera
a partir de Julio del año 2000, para abastecer a la
central eléctrica a ser instalada en Uruguayana y el
completamiento de un volumen de 8,1 MM de m3/día
contratados por los cargadores chilenos, con un in-
cremento para este período de 0,3 MM de m3/día.
Además se preven trabajos para un aumento de
0,85 MM m3/día en la región de Cuyo, con lo que
la inyección estimada en cabecera de gasoducto
llegaría a 31,9 MM de m3/día. Para ello la Licenciataria
prevé la desvinculación del troncal y el paralelo
desde Loma La Lata hasta la planta compresora La
Mora, de manera de trabajar a presiones de 60 kg/
cm2 (troncal) y 70 kg/cm2 (loop), respectivamente.
Conjuntamente a la construcción de 318,5 km de
loop (254,2 km de 30� y 64,3 km de 24�), para
alcanzar los volúmenes mencionados, se prevé la
construcción de un segundo colector en Puelén y
en La Mora, el cambio de internos en estas mismas
plantas y el desarrollo de un procedimiento detallado
para realizar el aumento de presión de 60 a 70 kg/cm2
compatible con la normativa vigente.
Con relación a las obras a ser realizadas en plantas
compresoras, para los volúmenes estimados se prevé
la colocación de 1 máquina de 8.900 HP en La
Carlota y la construcción de una nueva planta
compresora de 15.000 HP en la localidad de Gral.
Baldissera, en la Provincia de Córdoba.
Transportadora de Gas del Sur
Gasoducto San Martín: como se dijera anteriormente
el volumen de obra necesario para cumplir con los
compromisos para el año 2000 fueron adelantados
en el período 1.999, con el objeto de obtener economías
en la contratación de las obras. La Transportista
no ha realizado, hasta el momento, nuevos con-
cursos para sondear la demanda de transporte
insatisfecha.
EXPANSIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
El Art. 16 de la Ley Nº 24.076 ha previsto que las
obras necesarias para proveer del gas natural a los
vecinos sean llevadas a cabo por parte de las
Licenciatarias del Servicio de Distribución. Pero
también está previsto que, en caso de que las tarifas
autorizadas no provean el ingreso suficiente para
tal fin, las Distribuidoras deberán demostrar a los
futuros usuarios la necesidad de un aporte económico
por parte de ellos.
Oportunamente, y teniendo en cuenta lo dispuesto
en el citado articulado de la Ley, el ENARGAS dictó
las Resoluciones Nº 10/93 y Nº 44/94 que reglamentan
el procedimiento para la aprobación de las solicitudes
de expansión de redes a ejecutar tanto por las
licenciatarias como por los terceros interesados
(cooperativas, uniones vecinales, subdistribuidores, etc.).
Una vez probada la necesidad del aporte del usuario
beneficiario, es el ENARGAS quien determina, en
última instancia, la contraprestación que las
licenciatarias de gas deben reconocer a los usuarios
que financien en forma total o parcial las obras de
extensiones de redes, a cambio de la transferencia
de dichos emprendimientos al patrimonio de las
licenciatarias para su operación y mantenimiento.
Así, a los fines de una mayor celeridad admi-
nistrativa, el ENARGAS definió una metodología
para determinar la contraprestación, de manera
de brindarle un marco de seguridad a los usuarios
al permitirles conocer anticipadamente el monto
de la contraprestación a cargo de la Licenciataria,
evitando así conflictos y dilaciones en la
materialización del reintegro (para el caso de obras
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canalizadas por la Resolución Nº 44/94, ya que en
el caso de obras presentadas por Resolución Nº 10/93,
se analiza cada caso en particular).
Cabe señalar que si bien lo más frecuente es que
las Distribuidoras contrapresten en m3 de gas sin
cargo para los usuarios, las partes pueden
eventualmente acordar otra modalidad de
contraprestación (dinero, materiales, etc.).
En el Cuadro V-2 se muestra un detalle de las
ampliaciones de las redes de distribución de gas
ejecutadas en el período 1993/1999, por área de
licencia. Como puede observarse, en dicho período
se construyeron aproximadamente 35 M Km. de
nuevas redes de gas -incluyendo el reemplazo de
cañerías-, lo que significa una expansión del sistema
superior al 50% (una variación similar a la verificada
en la capacidad de transporte).
Las áreas Pampeana y BAN son las que registran
las mayores expansiones en términos absolutos,
mientras que Centro y Litoral presentan los mejores
desempeños en términos relativos.
INVERSIONES
El Marco Regulatorio estableció una serie de
inversiones a realizar por las Licenciatarias durante
el primer quinquenio: 1993/1997. Estas Inversiones,
fijadas en las Licencias y contempladas por las
tarifas que perciben las prestadoras, fueron
categorizadas oportunamente en Obligatorias y No
Obligatorias. Las primeras, denominadas por su
importancia como de categoría 1, son inversiones
relacionadas con la seguridad pública y la integridad
del sistema; las segundas, son aquellas inversiones
relacionadas con el crecimiento esperado de la
demanda (categoría 2) o deseables para hacer eficiente
la operación del sistema (categoría 3).
A partir del segundo quinquenio, 1998-2002, las
inversiones obligatorias (categoría 1) han sido
reemplazadas por un sistema de control de estándares
de calidad en la prestación del servicio.
Cuadro V - 2 | Expansión de Redes de Distribución, por Licenciataria - (En Km)
Metrogas 12.820 13.160 13.311 13.951 14.557 3.366 30,1 4,3
Gas Natural Ban 17.341 17.767 18.192 18.821 19.354 5.412 38,8 2,8
Camuzzi Gas Pampeana 18.056 18.372 18.932 19.470 19.900 6.943 53,6 2,2
Litoral Gas 6.751 7.076 7.438 7.862 8.329 3.582 75,5 5,9
Camuzzi Gas del Sur 10.607 10.941 11.607 11.920 12.128 4.030 49,8 1,7
Dist. de Gas del Centro 9.137 9.346 9.718 10.161 11.047 4.991 82,4 8,7
Dist. Gas Cuyana 6.815 7.276 7.674 7.978 8.165 2.835 53,2 2,3
Gasnor 5.127 5.299 5.549 6.025 6.283 1.838 41,3 4,3
GasNea - - - 591 1.806 1.806 N.a. 205,6
Total Pais 86.654 89.237 92.421 96.779 101.569 34.804 52,1 4,9
N o t a : Datos provenientes de los Informes anuales remitidos por las Licenciatarias de acuerdo a la Norma NAG 102.No se incluyen las cañerías de los SDB.
Licenciataria Stock de Cañerías al 31 de Diciembre Variación '99/'92 Var iac .
1995 1996 1997 1998 1999 Km. % '99 (%)
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En el Cuadro V-3 se muestran los montos invertidos
anualmente por las Licenciatarias. Puede observarse
que en el período 1993/1999, en forma conjunta
las Licenciatarias de gas realizaron inversiones por
un monto total superior a $ 2.500 Millones. De ese
total, $ 1.220 Millones corresponden a las
Distribuidoras, en tanto que aproximadamente
$ 1.350 Millones fueron invertidos por las Trans-
portistas para potenciar la capacidad de transporte
disponible en sus respectivos sistemas.
USUARIOS
En 1999 se incorporaron 164 Mil nuevos usuarios
de gas natural, una cifra levemente superior a la
media histórica (160 Mil). En los últimos 7 años se
incorporaron 1,2 Millones de nuevos usuarios, de
manera que a fines de 1999 el gas natural abastecía
a 5,76 Millones de clientes, de los cuales 5,5 Millones
usaban el gas para fines domésticos (ver Cuadro
V-4.a). Del total, más de la mitad de los usuarios
de gas natural (54%) se encuentran radicados en el
área metropolitana de la ciudad de Buenos Aires
(ver Cuadro V-4.b).
Con relación a la incorporación de nuevos usuarios,
se destacan Ban y Camuzzi Pampeana, con una
incorporación promedio anual superior a los 30 mil
usuarios cada una -producto, en buena medida, de
las importantes expansiones que tuvieron las redes
en ambas áreas (expansiones efectuadas tanto por
las Distribuidoras como por los terceros interesados).
Asimismo, es para destacar el caso de Ban, que en
1999 y por tercer año consecutivo, fue la Distribuidora
que más usuarios incorporó a su sistema de
distribución: 54 Mil (cifra similar a la del año previo
y que representa la tercera parte del total nacional;
ver Cuadro V-4.c).
1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 A c u m .
TGN 83,9 120,7 131,0 97,2 123,0 656,7
TGS 90,1 67,8 113,3 99,4 137,6 691,3
Subtotal Transportistas 174,0 188,5 244,3 196,6 260,6 1.348,1
Metrogas 67,6 61,3 52,1 55,1 41,7 374,7
Gas Ban 62,9 34,7 32,3 29,7 28,2 292,5
Litoral Gas 10,9 15,2 13,0 12,0 26,0 94,6
Camuzzi Gas Pampeana 20,8 24,9 17,8 24,8 16,2 158,2
Camuzzi Gas del Sur 8,0 16,5 6,8 17,6 11,7 78,6
Distribuidora de Gas del Centro 5,1 6,6 6,9 25,7 22,8 80,2
Distribuidora de Gas Cuyana 10,4 12,3 20,4 16,9 14,2 92,0
Gasnor 3,9 4,3 2,9 20,3 9,8 49,2
Subtotal Distribuidoras 189,6 175,8 152,2 202,3 170,5 1.219,9
Total Licenciatarias 363,6 364,3 396,5 398,8 431,2 2.568,0
Cuadro V - 3 | Inversiones Realizadas por las Licenciatarias de Gas - Categorías 1, 2 y 3, en MM Pesos - (1)
(1) A partir del segundo quinquenio (01/01/98-31/12/2002) no existen Inversiones Obligatorias. En su reemplazo se ha implementado un sistema decontrol de Estándares de Calidad en la prestación del servicio. A partir de 1998 incluye el monto de las obras aprobadas por ENARGAS bajo la modalidadde Factor "K".
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INYECCIÓN
La inyección de gas a los sistemas de transporte
fue en 1999 de 32,7 Mil MM m3, con un promedio
anual cercano a los 90 MM m3/día y un crecimiento
del 12,2% respecto de 1998 (ver Cuadro V-5.a). Si a
ello se le adiciona el consumo de los usuarios en
boca de pozo (centrales térmicas sin conexión a
los ductos de transporte), la inyección alcanzó a
34,3 Mil MM m3, con una media diaria de 94 MM
de m3. De esta manera, el gas inyectado total creció
11,6% en el último año y un 46% con relación a
1993. Esta última cifra es, por otra parte, bastante
parecida a las ampliaciones registradas en la capacidad
de transporte, lo cual ofrece una idea de la plena
utilización de la misma.
Si bien TGS sigue siendo la principal transportista
por volumen inyectado, con un 57% del total, cabe
destacar, como se dijera, el notable avance que tuviera
TGN en los últimos 7 años. Así, mientras en 1993
esa Transportista participaba con un 33%, en 1999
alcanzó un 43% de la inyección de gas (y con tendencia
favorable).
El Cuadro V-5.b muestra la evolución de la participación
relativa de cada cuenca y de cada Transportista en
el gas ingresado al sistema de transporte para el
período de referencia. Puede observarse que
aproximadamente el 60% del gas consumido en el
país proviene de la cuenca Neuquina, en tanto el
40% restante se reparte, en proporciones bastante
similares, entre las cuencas Noroeste y Austral.
D i s t r i b u i d o r a 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 Incorp. netaprom. año
Metrogas 1.743,8 1.762,7 1.773,7 1.795,0 1.810,9 20,2
Gas Natural Ban 967,9 997,2 1.036,1 1.090,6 1.143,6 37,6
Litoral Gas 330,1 345,2 359,1 373,7 384,3 16,3
Camuzzi Gas Pampeana 693,0 728,8 754,5 789,1 813,3 31,4
Camuzzi Gas del Sur 310,8 324,8 336,9 348,3 359,9 14,0
Distribuidora de Gas del Centro 321,2 340,6 357,0 371,6 382,0 16,3
Distribuidora de Gas Cuyana 262,7 276,1 291,0 305,0 318,9 13,8
Gasnor 212,5 222,9 242,5 267,0 287,6 14,5
TOTAL 4.842,0 4.998,3 5.150,7 5.340,4 5.500,5 164,2
Cuadro V - 4b | Usuarios Residenciales por Distribuidora - En Miles - (1)
(1) Usuarios al mes de diciembre de cada año.
1995 1996 1997 1998 1999
Usuarios Residenciales 4.842,0 4.998,3 5.150,7 5.340,4 5.500,5
Total Usuarios 5.076,2 5.238,8 5.398,8 5.596,7 5.760,7
Var. anual, Total Us. (%) 2,6 3,2 3,1 3,7 2,9
Incorporación Neta: 128,9 162,6 160,0 197,9 164,0
Cuadro V - 4a | Número de Usuarios - En Miles - (1)
(1) Usuarios al mes de diciembre de cada año.
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El máximo volumen diario inyectado se alcanzó el
17 de julio de 1999, con 108 MM de m3. Esa cifra
fue un 10% más alta respecto de la inyección de
igual mes de 1998 (98 MM) y un 52% superior a la
de julio de 1993 (71 MM). Como se afirmara, las
inversiones realizadas por las Transportistas para
ampliar la capacidad de sus respectivos sistemas
posibilitaron dar respuesta a los picos de demanda
invernal.
OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL
Un esquema general de la oferta y demanda del
gas natural en Argentina para el período 1995/1999
se presenta en el Anexo V. Se muestra allí, en forma
de un Balance consolidado, toda la cadena de
comercialización del gas natural, que comprende
desde la producción nacional e importación del fluido
hasta las ventas que realizan los productores y/o
L i cenc ia ta r i a Incorp. neta Tota l Pa r t i c ipac iónen 1999 Usuarios (1) Relat. (%)
Metrogas 14,1 1.890,7 32,8
Gas Natural Ban 54,1 1.187,7 20,6
Camuzzi Gas Pampeana 25,4 859,3 14,9
Litoral Gas 11,2 402,4 7,0
Camuzzi Gas del Sur 12,2 392,6 6,8
Distribuidora de Gas del Centro 11,2 398,7 6,9
Distribuidora de Gas Cuyana 14,7 333,6 5,8
Gasnor 21,1 295,7 5,1
Total Pais 164,0 5.760,7 100,0
Cuadro V - 4c | Total Usuarios, por Distribuidora - Año 1999, En Miles -
(1) Usuarios al mes de diciembre.
Gas Inyectado 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 Var i ac . I n d i c e 99/98 (%) (1993=100)
a) Por Transco (1)TGS 42,776 44,890 43,943 42,848 49,586 15,73 119,90TGN 23,961 25,846 29,170 34,327 37,302 8,67 179,39
b) Por Cuenca (1)Neuquina 39,108 41,195 42,137 44,738 54,227 21,21 146,37
Austral 15,047 16,118 16,314 16,582 17,291 4,28 118,48Noroeste 12,582 13,423 14,662 15,856 15,370 (3,06) 146,27
Total Sistema de Transporte (1) 66,737 70,736 73,112 77,175 86,888 12,6 139,8
Total (2) 69,007 73,033 75,364 79,583 89,462 12,4 139,2
Total (3) 72,371 78,162 79,219 84,029 93,962 11,8 146,2
Cuadro V - 5a | Total Gas Inyectado - MM m3/día -
(1) Incluye gas para exportación. No incluye inyección a gasoductos propios de ingreso a los sistemas de distribución ni consumos de gas en boca de pozo. (2) Incluye inyección a gasoductos propios de ingreso a los sistemas de distribución. (3) Incluye inyección a gasoductos propios de ingreso a los sistemas de distribución y consumos de gas en boca de pozo.
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comercializadores, tanto en el mercado interno como
externo.
Las ventas al mercado interno, por su parte,
comprenden la cadena que va desde las compras
de gas que realizan los Distribuidores y Cargadores
no Distribuidores en el mercado mayorista -
incluyendo las compras en el mercado �spot�-, hasta
llegar a las ventas de gas a los usuarios finales en
el mercado minorista. En el citado Anexo el consumo
de gas de los usuarios finales se presenta abierto
según tipo de usuario -residenciales, industriales,
comerciales, centrales eléctricas, GNC y otros- y
según modalidad de comercialización (esto es, según
los usuarios le compren el gas a las Distribuidoras
o le compren directamente a los productores).
Es oportuno recordar que no todos los volúmenes
del Anexo V están expresados en la misma unidad
de medida. Así, mientras que en el apartado B) los
volúmenes están expresados en m3 de 9300 Kcal.,
las cifras del apartado A) indican volúmenes de
poder calorífico correspondiente a cada fuente (m3
std). Esto se debe, entre otras causas, a las diferentes
fuentes de origen de la información respectiva. Una
versión similar del balance general de la oferta y
Transco / Cuenca 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1999
TGS 64,1 63,5 60,1 55,5 57,1TGN 35,9 36,5 39,9 44,5 42,9Neuquina 58,6 58,2 57,6 58,0 62,4Austral 22,5 22,8 22,3 21,5 19,9Noroeste 18,9 19,0 20,1 20,5 17,7Total 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Iny. Sist. Tpte. (MM m3/día): 66,737 70,736 73,112 77,175 86,888
Cuadro V - 5b | Gas Inyectado, según Cuenca de Origen y Transportista - En % - (1)
(1) Inyección en gasoductos de transporte. Incluye gas para exportación.
8891
9698
108
1995 1996 1997 1998 199950
60
70
80
90
100
110
120
Cuadro V - 5c | Máximo Volumen Diario Inyectado en el Sistema - En MM m3/día -
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demanda de gas en Argentina puede encontrarse
también en el Anexo X del presente Informe Anual.
TRANSACCIONES EN EL MERCADO MAYORISTA
Desde que se desregulara el mercado del gas natu-
ral en el año 1994, el precio del fluido en boca de
pozo es pactado libremente por la oferta y la demanda.
En los Cuadros V-6 y V-7 se resumen las transacciones
realizadas en el mercado mayorista del gas para
los dos últimos años: compras a productores y/o
comercializadores de gas que efectúan las
Licenciatarias de Distribución y los Cargadores Directos
(grandes usuarios que contratan directamente con
los productores, by pass).
En el Cuadro V-6 se muestra una evolución de la
participación relativa de cada productor/
comercializador en las transacciones de gas realizadas
en cada cuenca. Puede observarse que si bien YPF
sigue siendo el principal referente del sector, su
participación se ha reducido en los últimos años,
en correspondencia con lo comprometido
oportunamente por esa empresa.
Esta diversificación en la oferta se refleja también
en el Cuadro V-7: puede observarse que en los últimos
años YPF redujo su participación relativa en las
compras de gas tanto de las Distribuidoras como
de los cargadores directos.
Al respecto, es importante aclarar que ambos Cuadros
se elaboran exclusivamente en base a la información
contractual que informan al ENARGAS los sujetos
de la industria, empero no cubren la totalidad de
(1) Volúmenes programados para el período mayo-abril según contratos presentados al ENARGAS por distribuidores y cargadores directos (By Pass).
YPF 61,0 48,4 72,1 59,1 52,2 26,2 39,0 44,3
Total- Bridas- Astra 3,8 - - 2,1 2,3 - - 1,4
PAE - Pioneer - Chauvco 2,5 16,8 - 6,3 3,8 20,5 8,5 8,3
Pluspetrol 1,5 - 5,5 1,7 3,2 - 5,2 2,8
CNPC - Astra 11,0 16,4 - 10,8 9,1 27,6 - 11,8
Quintana - CGC - 11,6 4,5 4,1 - 16,0 5,5 4,4
Pluspetrol -Tecpetrol-Astra - - 8,7 1,4 - - 9,2 1,5
Roch - 2,2 - 0,6 - 1,6 - 0,4
Oea - Amoco - 2,4 - 0,7 - 4,9 - 1,1
PCR 1,1 - - 0,6 0,9 - - 0,6
Santa Fe 7,2 - - 3,9 6,5 - - 4,0
Total- Bridas - Deminex 5,9 0,0 - 3,2 15,4 1,4 - 9,8
Tecpetrol - Mobil - Ampolex - CGC 0,4 - 9,1 1,7 1,0 0,3 30,5 5,5
Capex 5,3 - - 2,9 5,4 - - 3,3
Otros 0,3 2,2 0,1 0,8 0,2 1,5 2,1 0,8
Total 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Volumen (Mm M3/Día) 41,8 22,4 12,1 76,4 46,3 16,7 11,8 74,8
1 9 9 8 1 9 9 9
Productor - Cuenca Neuquina Austral Noroeste Total Neuquina Austral Noroeste Total
Cuadro V - 6 | Oferta de Gas Natural: Participación Relativa, por Cuenca - En % - (1)
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las transacciones realizadas en el mercado mayorista
del gas sino sólo una parte de las mismas.
Cabe recordar que el marco regulatorio vigente le
otorga al ENARGAS, entre otras, la misión de ��
proteger adecuadamente los derechos de los
consumidores, promover la competitividad de la oferta
y demanda de gas natural y regular las actividades
del transporte y distribución de gas natural,
asegurando que las tarifas que se apliquen a los
servicios sean justas y razonables�.
En tanto que, de acuerdo a lo indicado en el Art.
52 de la Ley, es obligación del ENARGAS ��prevenir
Cuadro V - 7 | Oferta y Demanda de Gas Natural: Participación relativa de cada Vendedor, por Destinatario - En % - (1)
Año 1998
Productor Ban Metro Litoral Centro Cuyana Gasnor Pamp. Sur Distcos Otros Total
YPF 86,8 54,3 70,5 79,0 70,7 62,1 44,4 70,0 62,1 49,0 59,1Total- Bridas- Astra - - - 4,9 29,3 - 7,5 - 2,7 - 2,1PAE - Pioneer - Chauvco - 7,8 - - - - 15,3 17,3 8,2 - 6,3Pluspetrol - - - - - - 5,7 - 0,9 4,3 1,7CNPC - Astra - 17,1 20,1 - - - 17,4 7,8 11,8 7,7 10,8Quintana - CGc - 4,9 - 7,7 - - - - 2,2 10,4 4,1Pluspetrol - Tecpetrol- Astra - - 9,4 - - 37,9 - - 1,8 - 1,4Roch - - - - - - 0,7 4,5 0,8 - 0,6Oea - Amoco - - - - - - 5,5 0,4 0,9 - 0,7PCR 2,0 - - - - - 3,5 - 0,8 0,0 0,6Santa Fe - 13,7 - - - - - - 5,1 - 3,9Total- Bridas - Deminex 9,7 - - - - - - 0,1 1,1 10,2 3,2Tec. - Mobil - Ampolex - CGC - - - 8,4 - - - - 0,4 5,8 1,7Capex - - - - - - - - - 12,3 2,9Otros 1,5 2,3 - - - - - - 1,0 0,2 0,8Total 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Volumen (En Mm M3/Día) 6,7 22,0 3,8 2,8 2,6 1,8 9,4 9,5 58,6 17,8 76,4
Año 1999
Productor Ban Metro Litoral Centro Cuyana Gasnor Pamp. Sur Distcos Otros Total
YPF 87,1 16,4 76,0 59,6 69,4 - 37,1 57,0 42,5 48,3 44,3Total- Bridas- Astra - 1,0 - 4,6 30,6 - - - 2,1 - 1,4PAE - Pioneer - Chauvco - 13,1 - 9,9 - 24,4 16,7 18,1 11,7 0,7 8,3Pluspetrol - - - - - - 9,1 - 1,5 5,7 2,8CNPC - Astra - 20,4 - - - - 25,9 19,0 14,3 6,4 11,8Quintana - CGC - 5,9 - 8,7 - - - - 2,6 8,5 4,4Pluspetrol - Tecpetrol - Astra - - 24,0 - - 21,7 - - 2,1 - 1,5Roch - - - - - - - 3,6 0,5 - 0,4Oea - Amoco - - - - - - 7,9 2,1 1,6 - 1,1PCR 2,0 - - - - - 3,4 - 0,8 - 0,6Santa Fe - 16,3 - - - - - - 5,8 - 4,0Total- Bridas - Deminex 9,4 25,5 - - - - - 0,1 10,4 8,5 9,8Tec. - Mobil - Ampolex - Cgc - - - 17,2 - 42,8 - - 2,8 11,3 5,5Capex - - - - - - - - - 10,6 3,3Otros 1,4 1,4 - - - 11,1 - 0,1 1,2 - 0,8Total 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Volumen (En Mm M3/Día) 7,0 18,4 2,5 2,9 2,5 2,2 8,3 7,6 51,4 23,4 74,8
(1) Volúmenes programados para el período Mayo-Abril según contratos presentados al ENARGAS por Distribuidores y Cargadores Directos (By Pass).
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conductas anticompetitivas, monopólicas o
indebidamente discriminatorias entre los participantes
de cada una de las etapas de la industria, incluyendo
a productores y consumidores�.
Por ello, el ENARGAS promueve permanentemente
distintas acciones conducentes a introducir mayor
transparencia y competencia en el mercado del gas
natural, que se desenvuelve con una estructura de
oferta altamente concentrada y con importantes
barreras a la entrada (un ejemplo de ello es la
propuesta de reducción de 10 Mil a 5 Mil m3/día
como umbral mínimo de consumo que le posibilite
a un usuario contratar el gas en forma directa con
un productor y/o comercializador).
En esta línea de acción, en el año 1995 el Poder
Ejecutivo dictó el Decreto 1020 que establece un
régimen de compra de gas optativo para las
Licenciatarias, tendiente a crear alternativas para
desarrollar el mercado de corto plazo del gas natu-
ral (también llamado mercado �spot�). Esto, porque
resulta de interés regulatorio que oferentes y
demandantes desarrollen el mercado de corto plazo
de gas natural, con suficiente información,
transparencia y publicidad, de modo tal de permitir
y alentar el funcionamiento eficiente y competitivo
de la industria del gas natural en Argentina.
El mecanismo creado supone dar incentivos a las
Distribuidoras para que compren gas en dicho mercado
a precios menores que los pactados en los contratos
de más largo plazo (estos últimos son los que
presentan las empresas en cada período estacional
al ENARGAS al solicitar las autorizaciones de pase
a tarifa del precio del gas).
El incentivo a comprar gas barato se expresa en
un mecanismo de premios y castigos. Esto es así
porque, por un lado, se premia a las Distribuidoras
que compran por debajo del �precio de referencia�
(precio que establece el ENARGAS para cada cuenca
al inicio de cada período estacional), permitiendo
que retengan la mitad de la diferencia entre el precio
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de compra y el de referencia.
Por otro lado, la normativa castiga a aquéllas
Licenciatarias que compran por encima del precio
testigo, ya que le permite trasladar a tarifa solamente
la mitad de la diferencia entre el precio de compra
y el citado precio de referencia.
Las operaciones realizadas en el mercado de corto
plazo han tenido una importancia creciente en el
tiempo, lo cual ha resultado beneficioso tanto para
las Distribuidoras como para los usuarios. En el
Cuadro V-8 se presenta un resumen de los volúmenes
y precios pactados en dicho mercado.
En el mismo se comparan las transacciones en dicho
mercado con los respectivos precios de referencia
establecidos por el Ente y los volúmenes emergentes
de los contratos que firmaron las Distribuidoras
para los períodos estacionales (invierno - verano)
de cada año. En líneas generales, se observa que
las empresas han pactado precios spot por debajo
de los establecidos como precios de referencia, siendo
mayores las diferencias para los períodos de verano.
CONSUMO POR TIPO DE USUARIO
Durante 1999, el consumo total de gas natural
fue de 30.145 MM m3, con un crecimiento del
10,7% respecto de 1998. Si la comparación se
hace con base en 1993, la variación es cercana
al 40%, un guarismo levemente inferior a la
variación del gas inyectado (46%) y de la capacidad
de transporte (50%).
El Cuadro V-9 muestra en forma sintética el
comportamiento del gas entregado para las distintas
categorías de usuarios en el período 1995/1999. Por
su parte, el Anexo VI-1 muestra la misma información
pero discriminada por área de licencia.
Como puede observarse en el cuadro antes mencio-
nado, la industria y las centrales eléctricas son los
mayores consumidores de gas del país, concentrando
dos tercios de la demanda total. Le siguen en
importancia los usuarios domésticos, que representan
aproximadamente el 22% de la demanda total, en
tanto que el resto de la demanda se compone de
usuarios comerciales, entes oficiales, subdistribuidores
Cuadro V - 8 | Transferencia de Gas en el Mercado "Spot" - Volúmenes en MM m3 de 9300 Kcal. - (1)
1995 1996 1997 1998 1999
Item Verano Invierno Verano Invierno Verano Invierno Verano Invierno Verano
(1) Según volúmenes de las Distribuidoras que se adhirieron al mecanismo opcional para compras de gas (Dec. 1020/95) y que realizaron compras spoten el período de referencia.
Cuenca Neuquina
Volumen Spot 70,7 57,5 91,7 118,8 287,6 182,5 202,0 216,8 288,6
Volumen Spot/Contratos (1) 4,4% 3,1% 4,2% 4,9% 10,3% 14,2% 13,3% 6,5% 24,5%
Precio spot ($/m3) 0,0434 0,0478 0,0406 0,0493 0,0416 0,0483 0,0413 0,0503 0,0411
Precio: Spot/Referencia (x100) 97,2 95,3 88,1 97,3 89,5 96,3 91,2 104,2 91,6
Cuenca Noroeste
Volumen Spot 15,0 12,8 30,8 153,5 186,9 219,5 196,6 103,5 50,1
Volumen Spot/Contratos (1) 2,8% 2,0% 3,7% 15,4% 19,6% 24,8% 27,9% 25,1% 12,2%
Precio spot ($/m3) 0,0430 0,0447 0,0372 0,0421 0,0387 0,0422 0,0371 0,0396 0,0371
Precio: Spot/Referencia (x100) 103,2 97,6 85,0 93,0 89,9 96,9 91,1 95,4 96,8
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y expendio de GNC.
Con relación al sector Residencial, durante 1999 se
observó un notable crecimiento del consumo de gas
natural: 11,5%. Es de destacar que el aumento
registrado en la demanda residencial abarcó todo
el país, como puede observarse en el citado Anexo,
producto principalmente de las expansiones realizadas
en las redes de gas y de las bajas temperaturas
invernales.
Al respecto, es conocida la relación inversa existente
entre el consumo de gas residencial y la temperatura
media. En el Cuadro V-10 puede observarse una
1995 1996 1997 1998 1999 Var. Indice
Tipo de Usuario Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % '99/'98 '93=100
Residencial 15,770 23,5 15,965 22,1 15,899 21,6 16,102 21,6 17,959 21,7 11,5 116,3
Comercial 2,596 3,9 2,526 3,5 2,726 3,7 2,600 3,5 2,783 3,4 7,1 117,2
Industrial 25,204 37,5 25,550 35,4 26,692 36,2 27,150 36,4 26,747 32,4 (1,5) 126,0
Ctrales. Elec. 19,567 29,1 23,806 33,0 23,525 31,9 23,317 31,3 29,224 35,4 25,3 184,0
GNC 2,759 4,1 2,983 4,1 3,474 4,7 3,868 5,2 4,131 5,0 6,8 198,3
Otros (1) 1,331 2,0 1,357 1,9 1,383 1,9 1,542 2,1 1,744 2,1 13,1 72,0
TOTAL PAIS 67,227 100,0 72,186 100,0 73,698 100,0 74,579 100,0 82,589 100,0 10,7 139,0
Industrial (2) 21,379 35,6 21,546 34,2 22,903 34,7 23,682 35,5 22,511 30,5 (4,9) 125,0
Ctrales. Elec.(3) 16,202 27,0 18,677 29,6 19,671 29,8 18,871 28,3 24,725 33,5 31,0 155,7
TOTAL PAIS (4) 60,038 100,0 63,053 100,0 66,056 100,0 66,665 100,0 73,853 100,0 10,8 131,4
Cuadro V - 9a | Gas Entregado por Tipo de Usuario - Volúmenes en MM m3/día de 9300 Kcal. -
Ref.: (1) Subdistribuidores y Entes Oficiales(2) No incluye gas de proceso (RTP Cerri)(3) No incluye consumo de centrales eléctricas en boca de pozo (�off system�)(4) No incluye gas de proceso (RTP Cerri) ni consumo de centrales eléctricas en boca de pozo
Ref.: (1) Subdistribuidores y Entes Oficiales(2) No incluye gas de proceso (RTP Cerri)(3) No incluye consumo de centrales eléctricas en boca de pozo (�off system�)(4) No incluye gas de proceso (RTP Cerri) ni consumo de centrales eléctricas en boca de pozo
Tipo de Usuario 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 Prom. '93/'99
Residencial 1,86 1,24 (0,41) 1,28 11,53 2,55
Comercial 9,48 (2,73) 7,94 (4,63) 7,06 2,68
Industrial 4,62 1,37 4,47 1,71 (1,48) 3,93
Centrales Eléctricas 28,29 21,66 (1,18) (0,88) 25,33 10,70
GNC 7,11 8,11 16,45 11,35 6,81 12,09
Otros (1) (29,33) 1,98 1,90 11,49 13,12 (5,34)
TOTAL PAIS 9,04 7,38 2,09 1,20 10,74 5,64
Industrial (2) 2,42 0,78 6,30 3,40 (4,94) 3,78
Centrales Eléct. (3) 17,00 15,27 5,32 (4,07) 31,02 7,66
TOTAL PAIS 5,26 5,02 4,76 0,92 10,78 4,65
Cuadro V - 9b | Gas Entregado por Tipo de Usuario: Tasas de Variación Anual
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muestra de esa relación: en el mismo se hace uso
de un indicador conocido como déficit grado día,
DGD, cuya metodología de cómputo requiere comparar
la temperatura media diaria con un valor umbral
que se ha fijado en 18,3ºC (se supone que sólo existe
necesidad de calefacción cuando la temperatura media
se ubica por debajo de ese umbral).
Entre los usuarios que más incrementaron su
consumo se encuentran las Centrales térmicas, con
una variación de +25% respecto del año previo y
del 84% si la comparación se hace respecto de 1993.
En ese sentido, sobresalen nítidamente las centrales
térmicas localizadas en el área de Metrogas, que
más que duplicaron su consumo durante 1999: 114%
(sin menoscabar su importancia, dicha variación
es extraordinariamente alta debido a la fuerte merma
en el consumo que tuvieron estas centrales en 1998).
También aumentaron su demanda de gas natural
las usinas del área Litoral (+45%), en tanto que las
restantes centrales tuvieron una performance positiva
pero más acotada (excepción hecha de las centrales
del área Pampeana, que redujeron su consumo; ver
Anexo VI-1).
El consumo de gas natural como combustible ve-
hicular (GNC) registra un permanente aumento desde
1993 al presente, lo que es un claro indicador de la
creciente presencia y aceptación que tiene este com-
bustible en el mercado (ver Cuadro V-11). Así, a un
ritmo del 12% anual promedio, las ventas de GNC
se duplicaron en el lapso de tan sólo 7 años, y no
se vislumbra a corto plazo un techo para las mismas.
En tal sentido, si bien el 55% de las ventas totales
de GNC se concentran en el Gran Buenos Aires
(GBA), es de destacar el notable avance que viene
demostrando el gas como combustible sustituto en
casi todo el país. Además, y en correspondencia
con el aumento de ventas del GNC, en dicho período
más que se duplicaron las estaciones expendedoras
del citado combustible: 350 y 760 en diciembre de
1992 y 1999, respectivamente.
Por su parte, el consumo industrial tuvo un
comportamiento exactamente inverso al de las usinas.
Así, por ejemplo, mientras que las industrias del
área Camuzzi fueron las únicas que aumentaron
su consumo de gas durante 1999, las industrias
Cuadro V - 10 | Consumo Residencial vs. Necesidad de Calefacción - Promedio Invernal (Junio-Agosto) -
A ñ o m3/us/mes DGD (1) Temp. GBA (ºC)
1993 197 6.336 10,9
1994 188 5.656 11,8
1995 197 6.498 10,5
1996 190 5.299 11,9
1997 178 4.378 13,4
1998 169 5.940 12,7
1999 189 5.870 12,1
Indice 1993 = 100
1993 100 100 100
1994 95 89 108
1995 100 103 96
1996 96 84 109
1997 90 69 123
1998 86 94 117
1999 96 93 111
(1) DGD: Déficit Grado Día
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del resto del país redujeron su demanda, en diferentes
proporciones. En promedio, el sector industrial tuvo
una merma en su consumo de gas del 1,5%. En
cambio, si se analiza su comportamiento desde el
año 1993 (mediano plazo), la industria muestra un
crecimiento del consumo superior al 25%. A
continuación se presenta un análisis detallado del
sector industrial por rama de actividad.
CONSUMO POR RAMA INDUSTRIAL
En el Cuadro V-12 se muestran los consumos totales
de gas de la Industria Manufacturera en Argentina
para los cuatro últimos años, clasificados por Rama
de Actividad. Un detalle de los mismos por área de
Licencia se muestra en el Anexo VII (a los fines de
la categorización de los consumos por rama de
actividad se utilizó la revisión 3 de la Clasificación
Industrial Internacional Uniforme, CIIU, de las
Naciones Unidas).
Observando el citado Cuadro pueden extraerse algunas
conclusiones:
n El 87% de la demanda industrial de gas en Ar-
gentina está formada por las grandes industrias,
en tanto las pequeñas y medianas empresas in-
dustriales representan el 13% restante.
n En 1999 el consumo de los grandes usuarios in-
dustriales se redujo un 1,5%, al igual que la in-
dustria en general (la elevada participación de
los GU en el total hace que la tendencia que
muestren éstos sea definitoria del comportamiento
global del sector).
nMás del 50% de la demanda industrial de gas
natural se concentra en las siguientes actividades:
Química, Petroquímica, Destilería y Siderurgia.
n Si a los anteriores sectores se agrega el consumo
de los complejos Alimentario (16% incluyendo
las ramas aceitera, frigorífica y bebidas),
Metalúrgico y Cementero, se explica prácticamente
el 85% de la demanda de los grandes usuarios
industriales. El 15% restante se compone de una
gran variedad de actividades industriales.
n Entre las llamadas �grandes�, por su
comportamiento negativo merecen destacarse en
1999 las industrias del acero y del cemento, que
redujeron su consumo de gas en 21% y 17%,
respectivamente. En cambio, por su comportamiento
positivo sobresale en primer lugar la industria
del aluminio, con un aumento del consumo del
70%, y luego los rubros alimentos y destilería,
que incrementaron su demanda aproximadamente
un 8% en dicho año.
V e n t a s Variación (%)L i cenc ia ta r i a ( % ) ' 9 9 / ' 9 8 ' 9 9 / ' 9 3
Metrogas 31,1 2,5 40,1
Gas Natural Ban 23,7 7,1 95,1
Litoral Gas 9,2 6,0 159,7
Distribuidora de Gas del Centro 12,2 10,4 129,8
Gasnor 4,5 14,1 1.378,9
Distribuidora de Gas Cuyana 8,1 10,1 209,2
Camuzzi Gas Pampeana 10,3 10,7 173,1
Camuzzi Gas del Sur 1,0 6,5 60,8
Total 100,0 6,8 98,3
Cuadro V - 11 | Ventas de GNC, por Licenciataria - Variaciones, en % -
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Cuadro V - 12 Industria Manufacturera: Entregas de Gas Natural a Grandes Usuarios según rama de actividadTotal País: 1995/1999 (1) - En miles m3/día y en % -
(1) Categorización de actividades de acuerdo a la Revisión 3 de la Clasificación Internacional Industrial Uniforme (CIIU) de las Naciones Unidas. Incluyeby pass físicos y usuarios SG-G.
(2 ) Incluye gas de proceso.(3 ) Incluye transporte por tuberías, extracción de petróleo y gas e industria militar, entre otras.(4 ) Incluye usuarios industriales con Servicio Gral. Pequeño (SG-P).
Destilería (2) 5.630 5.631 6.422 5.780 6.251 26,9 26,9 8,16
Química y Petroquímica 2.946 2.955 2.850 2.896 2.922 12,6 39,4 0,90
Siderúrgica 3.412 3.507 3.598 3.670 2.896 12,5 51,9 (21,09)
Alimenticia 1.785 1.851 1.867 2.038 2.212 9,5 61,4 8,54
Metalúrgica No Ferrosa 340 674 626 1.041 1.767 7,6 69,0 69,75
Cementera 1.841 1.694 2.035 2.131 1.758 7,6 76,6 (17,49)
Aceitera 779 811 774 1.051 1.036 4,5 81,0 (1,42)
Celulósica - Papelera 1.015 1.078 1.078 1.058 888 3,8 84,8 (16,08)
Cerámica 690 714 824 885 825 3,5 88,4 (6,82)
Cristalería 734 726 724 761 703 3,0 91,4 (7,67)
Frigorifica 215 228 248 255 266 1,1 92,5 4,43
Textil 203 232 311 274 227 1,0 93,5 (17,04)
Bebidas 197 210 230 225 226 1,0 94,5 0,66
Automotriz 219 214 254 272 212 0,9 95,4 (21,98)
Caucho y Plástico 189 180 196 178 144 0,6 96,0 (18,90)
Metalúrgica Ferrosa 105 122 153 131 140 0,6 96,6 7,03
Maderera 99 101 117 115 97 0,4 97,0 (16,17)
Cuero 45 48 52 49 50 0,2 97,3 0,22
Tabaco 21 18 14 10 11 0,0 97,3 8,98
Otras (3) 1.222 998 788 738 627 2,7 100,0 (14,96)
Total 21.686 21.994 23.162 23.558 23.258 100,0 � (1,27)
Total Industria (4) 25.204 25.550 26.692 27.150 26.747 � � (1,48)
G.U. / Total Industria (%) 86,0 86,1 86,8 86,8 87,0
1995 1996 1997 1998 1999 Particip. Relativa (1999) Variac.
Rama Industrial % Acum. 99/98 (%)
12%
4%
26%
4%
13%
13%
8%8%
7%
5%
Siderúrgica
Celulósica - Papelera
Destilería (2)
Cristalería
Química y Petroquímica
Aceites, Alim. y Bebidas
Alimenticia
Cementera
Cerámica y Vidrio
Otras Industrias
CONSUMO DE GAS, POR RAMA DE ACTIVIDAD - 1999
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Al respecto, corresponden efectuar las siguientes
aclaraciones:
a) Con más de 4 MM de m3 diarios de promedio y
un crecimiento en el consumo del 22% durante
1999, la planta de gas de proceso de Gral. Cerri
es el mayor consumidor industrial de gas del país.
De acuerdo a la clasificación CIIU, dichos consumos
se asignan a la división 23 (Destilería). Esto explica
que el rubro Destilería se ubique en el primer lugar
del ranking sectorial, ya que si se excluye a Cerri,
el consumo de dicha rama se ubica en torno de
los 2 MM m3/día.
b) Los datos sobre consumo de los sectores indus-
triales no incluyen a las pequeñas y medianas
industrias (usuarios con Servicio Gral. P), por no
contarse para esos usuarios con información
discriminada por códigos CIIU. Como se dijera
anteriormente, las PyMes -entre las cuales se
encuentran, por ejemplo, el complejo tabacalero
de Salta y Jujuy- representan aproximadamente
el 13% del consumo industrial de gas natural.
En el Cuadro V-13 se muestran las variaciones que
registraron en su consumo de gas los usuarios
residenciales, los pequeños y medianos usuarios
(comerciales e industriales) y los grandes usuarios (in-
dustriales y usinas). La comparación se hace por área
de licencia para el año 1999, respecto de 1998 y 1993.
CONSUMO POR ÁREA DE LICENCIA
Debe aclararse que no todo el gas que se consume
en una provincia, región o área de licencia es vendido
por la Distribuidora zonal, sino que en muchos casos,
son los propios usuarios (industriales o usinas) los
que deciden comprar el gas (y eventualmente el
transporte) por su cuenta: son los llamados by pass
comerciales. También, previo aviso a la Distribuidora,
los grandes usuarios pueden separarse totalmente
de la misma, construyendo sus propios ductos con
conexión directa al sistema de transporte,
constituyéndose en tal caso en lo que se conoce
como by pass físicos.
De forma tal que, al analizar el gas consumido,
corresponde diferenciar según se trate de ventas de
gas que realizan las Distribuidoras ó ventas de gas
en el área de licencia de las Distribuidoras (en este
último caso se deben considerar los by pass, donde
la venta de gas no la realiza la Distribuidora). En
este apartado se analizará brevemente qué sucedió
con las ventas de gas por área de licencia, con
independencia de quién abastece de gas al consumidor
final. En el siguiente, se observará cómo han ido
variando las ventas de gas natural según modalidad
de comercialización o entrega.
En el período 1993-1999 el consumo de gas en el
país creció un 39%, lo que significa un ritmo de
crecimiento del 5,6% anual. Dentro del casi 11%
de aumento que registrara el consumo de gas en el
país durante 1999, sobresale claramente el área
metropolitana, donde las ventas de gas crecieron
un 38%, producto del pico histórico de consumo
que tuvieron las usinas. En efecto, las centrales
eléctricas son el mayor consumidor del área que
opera Metrogas y su comportamiento es definitorio
del total zonal (por caso, en 1998 las usinas
abastecidas por Metrogas redujeron un 33% su
consumo y eso significó que las ventas de gas en
el área cayeran un 13%; ver Anexo VI-1).
Por su parte, las ventas de gas en el área de Camuzzi
(Pampeana y Sur) experimentaron un crecimiento
del 6,5%, como resultado del importante aumento
en el consumo que tuvieron los sectores residencial
e industrial.
Mientras tanto, en las áreas Centro y Noroeste,
las entregas de gas durante 1999 crecieron entre
un 4% y 5%, impulsadas por el mayor consumo
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residencial y de las centrales eléctricas.
Estos dos últimos segmentos de demanda (residencial
y usinas) explican también las mayores entregas
de gas registradas en las áreas Cuyana y Litoral.
Con relación a Ban, las mayores ventas de gas en
ese área se deben principalmente al crecimiento
del consumo doméstico, potenciado por la
incorporación de más de 50 Mil nuevos usuarios de
gas natural.
En el Cuadro V-14.a se muestra una evolución del
Total
Sur
Pampeana
Cuyana
Noroeste
Centro
Litoral
Bs. As. Norte
Metropolitana
0 10 20 30 40 50-10-20-30
Variaciones 1999/1998
Total
Sur
Pampeana
Cuyana
Noroeste
Centro
Litoral
Bs. As. Norte
Metropolitana
0 10 20 30 40 50-10-20-30-40
Variaciones 1999/1993
GU + SG-G (1)
Peq. Us. (SG-P)
Residencial
Cuadro V - 13 | Gas Entregado por Area de Licencia y Tipo de Usuario (1) - Variaciones, en % -
(1) Incluye Grandes Usuarios de Distribuidoras (servicios ID, IT, FD, FT y by pass comerciales) y gas de proceso (Cerri).No incluye by pass físicos ni consumos de gas en boca de pozo.
consumo de gas en cada área de licencia para el
período 1995/1999, en tanto las variaciones
respectivas se muestran en el Cuadro V-14.b. Por
su parte, en los cuadros del Anexo VI es posible
observar una evolución detallada de las entregas
de gas, por área de licencia. La información de los
cuadros incluye las entregas de gas según: a) tipo
de usuario (anexo VI-1), b) modalidad de
comercialización (anexo VI-2) y, c) tipo de servicio
(anexo VI-3).
CONSUMO POR MODALIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
La mayor competencia que promueve el Marco
Regulatorio de la industria del gas se pone de
Sur
Pampeana
Cuyana
Noroeste
Centro
Litoral
Bs. As. Norte
Metropolitana
Total
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Var. '99/'98
Var. '99/'93 (prom. año)
Cuadro V - 14b | Gas Entregado por Area de Licencia - Variaciones, en % -
1995 1996 1997 1998 1999
Area de Licencia Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. %
Metropolitana 16,260 24,2 17,243 23,9 15,556 21,1 13,479 18,1 18,594 22,5
Bs. As. Norte 7,556 11,2 7,893 10,9 8,317 11,3 8,403 11,3 8,569 10,4
Litoral 6,834 10,2 7,245 10,0 8,493 11,5 8,489 11,4 8,781 10,6
Centro 3,445 5,1 3,581 5,0 4,013 5,4 4,439 6,0 4,619 5,6
Noroeste 4,580 6,8 5,456 7,6 6,699 9,1 7,330 9,8 7,680 9,3
Cuyana 3,358 5,0 3,529 4,9 4,045 5,5 4,864 6,5 4,975 6,0
Pampeana (1) 13,604 20,2 13,415 18,6 13,934 18,9 13,679 18,3 14,576 17,6
Sur (2) 11,532 17,2 13,751 19,0 12,560 17,0 13,796 18,5 14,690 17,8
Total (3) 67,227 100,0 72,186 100,0 73,698 100,0 74,579 100,0 82,589 100,0
Cuadro V - 14a | Gas Entregado por Area de Licencia - Volúmenes en MM m3/día de 9300 Kcal. -
(1) Incluye gas de proceso (Cerri)(2) Incluye consumos de gas en boca de pozo(3) Incluye SDB ciudad de Paraná
manifiesto, entre otras formas, en el creciente número
de grandes usuarios que año tras año toman la
decisión de comprarle el gas directamente a los
productores y/o comercializadores: de tan sólo cuatro
usuarios en 1993 a más de un centenar 7 años
después.
La mayor parte de esas empresas realizan lo que se
conoce como �by pass� comerciales, es decir, que
compran su propio gas y contratan con las
Distribuidoras el servicio de distribución y,
eventualmente, de transporte. En cambio, es mucho
menor el número de empresas que construye su
propio caño y se conecta directamente a los
gasoductos de transporte.
La importancia del �by pass� en el actual esquema
regulatorio de la industria del gas en Argentina se
visualiza claramente a través del Cuadro V-15. Según
puede observarse, las ventas directas de gas del
productor al usuario alcanzaron en el último año
un promedio de 27 MM de m3 diarios, lo que
representa un tercio de la demanda de gas del país
(en 1993 era sólo del 2,4%). Se observa, también,
una consolidación de esta tendencia en el tiempo,
ya que permanece más o menos estable desde 1997
a la fecha.
Asimismo, si a los by pass físicos y comerciales se
agregan los usuarios situados directamente en las
bocas de pozo -usuarios sin vinculación con los
sistemas de transporte y/o distribución- y el gas
de proceso de planta Gral. Cerri, resulta que
aproximadamente el 40% del gas que se consume
en el país es negociado directamente entre el productor
y/o comercializador y el usuario final (grandes
industrias y usinas), sin intermediación de
Distribuidora alguna.
En el Anexo VI-2 es posible observar cómo han
evolucionado las ventas de gas efectivamente
realizadas por las Distribuidoras, netas de los by
pass. Así, por ejemplo, en 1999 las ventas de gas
en bloque que realizaron las Distribuidoras (gas +
transporte + distribución) oscilaron entre un mínimo
de 28% (Gasnor) y un máximo de 83% (Ban) respecto
de las entregas totales de gas en sus respectivos
mercados.
Dicho Anexo muestra que las áreas donde mayor
peso o importancia relativa tienen los by pass son
Noroeste y Litoral, donde representan aproxima-
damente el 70% de la demanda final de gas (en el
caso de Litoral, se trata exclusivamente de by pass
comerciales).
Modalidad de 1995 1996 1997 1998 1999
Comercialización Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. %
A - Reventa gas Us. Distco (1) 50,288 74,8 46,219 64,0 42,622 57,8 43,581 58,4 46,688 56,5
B - By Pass Comercial 8,349 12,4 14,934 20,7 20,323 27,6 19,478 26,1 20,920 25,3
Subtotal Sist. Dist. (A+B) 58,637 87,2 61,153 84,7 62,944 85,4 63,058 84,6 67,608 81,9
C - By Pass Físico 1,401 2,1 1,901 2,6 3,111 4,2 3,606 4,8 6,245 7,6
Subtotal By Pass (B+C) 9,750 14,5 16,834 23,3 23,434 31,8 23,084 31,0 27,165 32,9
D - Planta Gral. Cerri 3,825 5,7 4,004 5,5 3,788 5,1 3,468 4,6 4,236 5,1
E - Boca de Pozo 3,364 5,0 5,129 7,1 3,854 5,2 4,446 6,0 4,499 5,4
TOTAL PAIS (A+B+C+D+E) 67,227 100,0 72,186 100,0 73,698 100,0 74,579 100,0 82,589 100,0
Cuadro V - 15 | Gas Entregado según Modalidad de Comercialización - En MM m3/día de 9300 Kcal. -
(1) Incluye SDB de Paraná.
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Si se agregan los usuarios off system y el gas de
proceso, esta modalidad da cuenta aproximadamente
de la mitad de los consumos de las áreas Sur,
Pampeana y Cuyana. En tanto que en el caso de
Centro, el 35% de la demanda compra el gas en
forma directa a los productores y/o comercializadores
(no existen los by pass físicos). Finalmente, donde
menor importancia relativa tienen los by pass es
en el área GBA, donde Metrogas y Ban tienen sus
respectivas licencias para la distribución del fluido.
USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE
Las inversiones realizadas en materia de transporte
en el período 1993/1999 le otorgaron al sistema un
mayor margen operativo, principalmente en el
invierno, que es la estación más crítica en cuanto
a los requerimientos de transporte. En el Cuadro
V-16.a se muestra el factor de utilización promedio
de la capacidad de transporte disponible en el sistema,
calculado para el invierno, verano y promedio año:
se observa, por ejemplo, que mientras que en 1993
la utilización promedio del sistema fue del 86%, la
misma bajó al 81% en 1999. La misma información,
pero mensualizada, se muestra en el Cuadro V-16.b.
El Cuadro V-16.c es complementario de los anteriores
sólo que, en lugar de coeficientes, muestra el nivel
de utilización de los gasoductos de acuerdo a los
volúmenes inyectados durante el invierno y promedio
año. Como se dijera anteriormente, puede observarse
que la inyección de gas ha ido creciendo en forma
casi ininterrumpida desde 1993 a la fecha,
especialmente durante el período invernal:
de 71 MM m3 diarios en el invierno de 1993, se
inyectaron más de 90 MM m3 en los dos últimos
inviernos.
En el Cuadro V-17 se consignan las capacidades
de transporte en firme contratadas por las
Distribuidoras y los Usuarios con By Pass en cada
Transportista (volúmenes promedio año), en tanto
que en el Cuadro V-18 se presenta una evolución
del nivel de utilización que hicieron las Distribuidoras
de sus respectivas capacidades reservadas en firme
en el sistema de transporte.
Puede observarse que durante estos últimos años
algunas Distribuidoras ajustaron las capacidades
Cuadro V - 16a | Utilización de la Capacidad de Transporte, Total Sistema - Inyección / Capacidad Nominal, en % -
78 79 7876
81
9093
9088
81
69 70 69 6866
1995 1996 1997 1998 199945
55
65
75
85
95
105
Promedio año
Invierno
Verano
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oportunamente contratadas a sus necesidades de
demanda. Así, por ejemplo, mientras Litoral y
Camuzzi Sur resignaron capacidad en firme -lo que
les permitió mejorar el factor de utilización de la
misma-, las restantes Distribuidoras incrementaron
sus reservas en firme en el sistema de transporte.
En este último caso, por la magnitud del cambio se
destacan Camuzzi Pampeana (+50%), Centro (+43%),
Cuyana (+25%) y Metrogas (+17%). Por su parte
Ban, gracias a su planta de peak shaving, puede
abastecer su mayor demanda y los picos de consumo
invernal sin tener que contratar capacidad de
transporte adicional.
De la capacidad total de transporte disponible en
Cuadro V - 16b | Utilización Mensual de la Capacidad de Transporte - Inyección/Cap. Nominal, Total Sistema, en % -
76
87
97
83
74
8790
69
62
75
96
73
66
72
99
75
70
79
94
72
59
70
92
7269
79
98
73
40
50
60
70
80
90
100
110
E�93
Abr Ju
l
Oct
E�94
Abr Ju
l
Oct
E�95
Abr Ju
l
Oct
E�96
Abr Ju
l
Oct
E�97
Abr Ju
l
Oct
E�98
Abr Ju
l
Oct
E�99
Abr Ju
l
Oct
Cuadro V - 16c | Inyección vs. Capacidad de Transporte - Promedio Total Sistema, en MM m3/día -
8992
97
104
111
6973
75
80
89
80
85 86
9391
1995 1996 1997 1998 199940
50
60
70
80
90
100
110
120
Cap. prom. año
Inyec. total año
Inyec. invierno
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132
el sistema a diciembre de 1999 (109 MM m3/día),
más del 95% se encontraba vendida en servicio
firme, en tanto el remanente era vendido en forma
de servicio interrumpible.
En este sentido, cabe destacar la fuerte correlación
que presentan el gas inyectado, las expansiones de
la capacidad de transporte y la venta de transporte
en firme. Así, por ejemplo, entre 1993 y 1999 la
inyección de gas aumentó un 46%, la capacidad de
transporte se expandió un 50% y las ventas de transporte
en firme crecieron aproximadamente un 60%.
Esto pone de manifiesto no sólo la plena utilización
de las ampliaciones realizadas sino que las
Transportistas vendieron en firme toda la capacidad
1995 1996 1997 1998 1999 Variac. Diciembre 1999
Licenciataria 99/98 (%) Volumen 1993=100
Cuadro V - 17 | Capacidad de Transporte Contratada en Firme, por Licenciataria - Promedio Año, en MM m3/día -
(1) Incluye capacidad contratada para procesamiento (RTP) y exportación.
T G N
Gasnor 4,661 4,988 4,988 4,988 4,988 0,0 4,988 117,7
Cuyana 3,600 3,935 4,477 4,156 4,025 (3,2) 4,050 125,2
Centro 4,700 4,500 5,152 5,703 5,967 4,6 6,000 142,9
Litoral 6,393 6,242 6,093 6,613 7,093 7,3 7,093 94,3
Gasban 4,340 4,972 4,972 4,972 4,972 0,0 4,972 144,4
Metrogas 2,151 1,892 1,475 0,970 0,970 0,0 0,970 n.a.
GasNea - - - - 0,090 n.a 0,100 n.a.
Pampeana 0,120 0,153 0,250 0,250 0,250 0,0 0,250 n.a.
Cargadores Directos (1) 2,380 2,826 6,640 13,495 18,753 39,0 20,764 n.a.
TOTAL 28,346 29,508 34,047 41,147 47,108 14,5 49,187 217,3
T G S
GasBan 8,275 6,482 6,510 6,792 6,955 2,4 6,795 82,1
Metrogas 21,691 21,680 22,771 22,404 19,867 (11,3) 19,660 111,2
Pampeana 11,360 11,849 11,859 11,960 11,652 (2,6) 11,610 146,8
Sur 7,900 7,574 7,124 7,150 6,838 (4,4) 6,450 71,7
Cargadores Directos (1) 3,131 4,723 5,607 7,376 10,861 47,3 12,383 n.a.
TOTAL 52,357 52,309 53,870 55,681 56,174 0,9 56,898 132,7
TOTAL SISTEMA
Gasnor 4,661 4,988 4,988 4,988 4,988 0,0 4,988 117,7
Cuyana 3,600 3,935 4,477 4,156 4,025 (3,2) 4,050 125,2
Centro 4,700 4,500 5,152 5,703 5,967 4,6 6,000 142,9
Litoral 6,393 6,242 6,093 6,613 7,093 7,3 7,093 94,3
Gasban 12,615 11,454 11,482 11,764 11,927 1,4 11,767 100,4
Metrogas 23,843 23,572 24,246 23,374 20,837 (10,9) 20,630 116,7
GasNea - - - - 0,090 n.a 0,100 n.a.
Pampeana 11,480 12,002 12,109 12,210 11,902 (2,5) 11,860 149,9
Sur 7,900 7,574 7,124 7,150 6,838 (4,4) 6,450 71,7
Cargadores Directos (1) 5,511 7,549 12,248 20,870 29,614 41,9 33,147 n.a.
TOTAL 80,703 81,816 87,918 96,828 103,282 6,7 106,085 161,9
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de transporte adicional. E incluso más, ya que en
promedio, redujeron sus ventas de transporte
interrumpible con relación a 1993 (ver Cuadro V-19).
La mayor disponibilidad de transporte en el sistema
hizo posible que en los últimos años se redujeran
notablemente las restricciones de gas a los grandes
usuarios durante la época de mayor demanda
(invierno). Como se muestra en el Cuadro V-20, en
1999 el volumen de gas restringido fue relativamente
pequeño, equivalente al 1,2% del gas total entregado.
PRECIOS Y TARIFAS
La Ley Nº 24.076 establece como principios rectores
en materia tarifaria y objetivos de su política
regulatoria que las tarifas que se apliquen a los
servicios sean justas y razonables, a la vez que
aseguren el mínimo costo para los consumidores
compatible con la seguridad del abastecimiento. Estas
son las premisas que han guiado permanentemente
el accionar del ENARGAS en esta materia.
Conforme lo establecido en el Art. 37 de la Ley
Nº 24.076, las tarifas de gas natural se componen
de: a) Precio del gas en el punto de ingreso al sistema
de transporte; b) Tarifa de transporte; c) Tarifa de
distribución. Además, la Ley prevé que las tarifas
se ajusten por aplicación de indicadores de mercado
internacional y por variaciones en los costos de
gas y transporte.
L i c e n c i a t a r i a 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 P romed io
Gasnor 77,2 86,9 84,5 89,3 84,0 83,1
Distribuidora de Gas Cuyana 89,2 85,9 87,2 85,3 79,0 85,5
Distribuidora de Gas del Centro 73,5 78,9 76,5 76,6 74,9 78,4
Litoral Gas 90,4 91,5 99,1 95,7 97,1 92,7
Gas Natural Ban 54,1 65,2 67,1 65,7 68,0 64,2
Metrogas 72,9 81,6 74,6 71,2 89,3 79,4
GasNea - - - - 46,4 46,4
Camuzzi Gas Pampeana 77,9 74,9 76,1 73,2 79,5 75,0
Camuzzi Gas del Sur 71,1 73,6 72,3 73,1 78,0 69,5
TOTAL 72,9 78,4 77,0 75,3 81,8 76,7
Cuadro V - 18 | Utilización de la Capacidad de Transporte Contratada en Firme, por Dist. - Promedio Anual, en % -
1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 Var i ac . I n d i c e '99/'98 (%) (1993=100)
TGN 0,918 0,713 0,509 0,762 1,441 89,0 144,6
Distribuidoras 0,168 0,159 0,212 0,262 0,583 122,5 137,3
No Distribuidoras 0,750 0,554 0,297 0,500 0,858 71,5 150,1
TGS 2,338 3,067 3,984 4,644 3,236 -30,3 46,6
Distribuidoras 1,259 0,814 1,259 1,126 1,499 33,1 51,1
No Distribuidoras 1,079 2,253 2,725 3,518 1,737 -50,6 43,4
TOTAL 3,256 3,779 4,494 5,406 4,677 -13,5 58,9
Distribuidoras 1,427 0,972 1,471 1,388 2,082 50,0 61,9
No Distribuidoras 1,829 2,807 3,023 4,018 2,595 -35,4 56,7
Cuadro V - 19 | Ventas de Transporte Interrumpible - Promedio Anual, en MM m3/día -
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Así, conforme con lo indicado en el Art. 41 de la
Ley Nº 24.076 y en las Licencias de Transporte y
Distribución, las tarifas pueden ser reajustadas en
forma semestral (enero y julio) según la variación
operada en el Producer Price Index, Industrial Com-
modities (PPI), confeccionado por el Bureau of La-
bor Statistics de los Estados Unidos de América.
Dicho ajuste se realiza exclusivamente sobre los
componentes de la tarifa que corresponden al costo
de transporte y margen de distribución y no sobre
el costo del gas comprado por el prestatario del
servicio de distribución.
Asimismo, en virtud de la estacionalidad que registra
la demanda de gas, la Ley y las Licencias de
Distribución fijan las pautas y los mecanismos de
ajuste de las tarifas finales al usuario por variaciones
en el precio del gas en boca de pozo (mecanismo
conocido como �pass-through�, porque supone el
traslado a los usuarios de las variaciones producidas
1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9
Volumen (MM m3/día) (1) 5,1 8,1 2,4 0,9 1,0
Indice (1993=100) 23,7 38,2 11,5 4,2 4,6
Restricc./ Gas Entregado (en %) 7,9 12,2 3,5 1,3 1,2
Temperatura Media (ºC, GBA) 10,5 11,9 13,4 12,7 12,1
Cuadro V - 20 | Restricciones de Gas
(1) Vol. promedio de restricciones a Grandes Usuarios de gas para el período Junio-Agosto.
Metrogas 43,14 45,98 42,81 45,66 42,61 42,96 41,20 43,68 40,91 14,28
Gas Ban 47,16 50,79 47,22 50,51 46,61 49,66 45,45 47,87 44,84 25,25
Centro 44,54 46,77 45,08 45,19 43,80 46,06 43,16 42,78 40,23 12,38
Litoral 43,60 46,96 44,53 48,08 44,73 46,91 43,90 44,60 42,24 18,00
Cuyana Cuyo 47,33 50,44 47,75 50,69 47,08 49,95 46,22 49,60 46,89 30,98
Malargue 19,85 21,93 20,55 21,97 21,97 22,74 21,19 23,45 22,32 23,97
Gasnor Salta 42,83 45,84 43,70 45,60 43,34 44,62 42,05 40,20 39,00 8,94
Tucuman 43,15 46,02 43,72 45,85 43,17 44,89 41,75 42,05 38,99 8,91
Sur Neuquen 47,65 51,29 47,47 51,34 46,47 51,02 46,52 48,57 45,52 27,15
T. del Fuego 35,79 35,40 35,22 35,36 35,28 35,38 35,54 33,55 34,91 (2,48)
Sta. C. Sur 37,05 36,23 35,22 35,63 35,66 36,67 35,03 35,59 34,62 (3,29)
Chubut Sur 35,59 35,61 35,46 35,56 35,94 35,58 34,60 34,82 34,79 (2,83)
Bs. As. Sur 36,15 35,32 35,39 35,94 35,67 35,90 33,00 35,74 34,93 (2,43)
Pampeana Bs. As. 42,24 43,34 41,95 46,74 43,23 44,53 42,18 44,86 42,04 17,43
B. Blanca 44,61 44,01 42,11 44,10 42,35 42,45 41,46 43,41 40,70 13,70
Pampa Nte. 47,76 50,50 48,19 51,32 47,35 50,52 41,14 48,88 47,86 33,69
Pampa Sur 47,07 50,83 48,21 51,22 47,24 50,45 46,24 49,41 45,86 28,09
Gasnea - - - - - - 45,90 48,37 46,20 n.a.
Redengas (SDB) 46,21 47,61 45,90 48,73 45,32 45,32 44,71 45,67 43,49 n.a.
Distribuidora Subzona Oct. '95 May �96 Oct �96 May �97 Oct �97 May �98 Oct �98 May �99 Oct �99 Variación (%)Abr '96 Set �96 Abr �97 Set �97 Abr �98 Set �98 Abr �99 Set �99 Abr �00 (Dic �99/Ene �93)
Cuadro V - 21 | Precio del Gas Incluido en Tarifas Finales - En $ / 1000 m3 -
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en el costo del fluido).
Así, a partir de la desregulación del mercado del
gas natural, instrumentada por el Decreto Nº 2731
del 29/12/93, las tarifas de gas natural se ajustan
dos veces al año -mayo y octubre-, de modo de
reflejar las variaciones del precio del gas comprado
por las Licenciatarias del Servicio de Distribución
(el período invernal abarca de mayo a setiembre,
en tanto que el estival, de octubre a abril).
Cabe señalar que si bien el procedimiento de ajuste
por variación del precio del gas comprado es de
�tratamiento preestablecido�, ello no implica que se
lo deba considerar como de ajuste �automático�, sino
que se debe estudiar en cada caso que la Licenciataria
haya realizado los mayores esfuerzos para obtener
el menor precio compatible con la seguridad del
abastecimiento. Tal es la premisa del regulador.
En consecuencia, las tarifas máximas de gas a
usuarios finales se ajustaron en mayo y octubre de
1999 con el objeto de reflejar las variaciones
producidas en el precio del gas en boca de pozo en
cada una de las cuencas del país.
En el Cuadro V-21 se muestra en detalle la evolución
del precio del gas que autorizara el ENARGAS a ser
incluido en las tarifas finales por subzona para el
período 1994/1999. Las mayores variaciones se
produjeron en aquellas subzonas que se abastecen
de la cuenca neuquina, donde el gas es más caro.
Como se dijera anteriormente, mediante el Decreto
N° 1020/95 el PEN creó un sistema de estímulo
alternativo y optativo para las Distribuidoras de
gas, que opera como incentivo a la compra de gas
barato y a la realización de operaciones en el mercado
de corto plazo de gas natural (MCPGN).
Tal procedimiento -denominado como «punto 9.4.2.6.
bis» y que requiere la determinación por parte del
ENARGAS de un precio de referencia y de un precio
promedio ponderado para cada cuenca de origen
del gas-, permite trasladar a tarifas parte del efecto
de las compras de gas natural que se pacten en el
MCPGN a precios inferiores al precio de referencia
o superiores al precio de cuenca.
En efecto, el citado mecanismo provee incentivos
por dos vías: premiando a la Distribuidoras que
compren gas por debajo del Precio de Referencia
(PR), que conservan la mitad de la diferencia entre
el precio de compra y el de referencia, y castigando
a aquéllas que compren por encima del Precio
promedio de Cuenca (PC), permitiéndoles trasladar
sólo una parte de ese mayor precio.
De esta manera, las Distribuidoras tienen un fuerte
incentivo para minimizar el costo de sus compras
de gas, lo que también redunda en beneficio de los
usuarios. Una evolución estacional de los precios
promedios de cuenca y precios de referencia
determinados por el ENARGAS puede observarse
en el Cuadro V-22.
Como se afirmara, el ENARGAS realiza los mayores
esfuerzos para mejorar la transparencia informativa
Cuenca Inv.�95 Ver.�95/�96 Inv.�96 Ver.�96/�97 Inv.�97 Ver.�97/98 Inv.�98 Ver.�98/`99 Inv.�99 Ver.�99/`00
Neuquina 47,98 45,70 50,80 46,70 51,40 46,90 50,60 45,89 48,86 45,90
Noroeste 44,29 42,90 46,10 44,00 45,70 43,60 44,10 41,36 41,70 39,20
Austral 35,80 35,43 35,43 35,43 35,80 35,50 35,60 34,83 34,84 34,70
Cuadro V - 22 | Precio del Gas por Cuenca - En $ / 1000 m3 -
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que permitan a los usuarios optimizar la evaluación
sobre precios y condiciones de los diferentes servicios
de gas natural. Por ello, entre otros procedimientos,
el ENARGAS informa regularmente en su página
en internet un resumen de los precios promedio de
cuenca, con apertura de volúmenes y destino de
uso, con el fin de otorgar un mayor grado de
conocimiento y transparencia de información para
los actores del sistema de gas en Argentina.
Adicionalmente, y acorde a lo establecido por el
Marco Regulatorio, las tarifas finales se ajustaron
en julio de 1999 según las variaciones experimentadas
por el índice PPI-USA (nótese que, como se dijera,
este ajuste se aplica sobre los componentes de la
tarifa que corresponden al costo de transporte y
margen de distribución, excluyendo explícitamente
el costo del gas incluido en las tarifas de distribución).
Cabe señalar que si bien el ajuste tarifario por aplicación
de este indicador de mercado internacional se realiza
regularmente en los meses de enero y julio de cada
año, a instancias de la Secretaría de Energía de la
Nación, con carácter excepcional y con la debida
conformidad de las Licenciatarias de gas, el ajuste
correspondiente al primer semestre del 2000 fue
diferido hasta el mes de julio (en el período abril-
octubre de 1999 el PPI registró un incremento del
3,78%).
En consecuencia, en enero de 2000 las tarifas de
gas se modificaron de modo de reflejar
exclusivamente las variaciones de los factores �K�
aprobadas para las Licenciatarias de Transporte y
los nuevos �mix� de capacidad de transporte por
cuenca de origen (noroeste, neuquina y austral)
contratados por las Distribuidoras, de acuerdo a la
información contractual presentada ante el ENARGAS.
La variación anual punta a punta experimentada
por las tarifas entre enero de 1999 y enero de 2000
para los principales tipos de servicio -residencial,
servicio general pequeño, SG-P y distribución
interrumpible, ID) se informa en el Cuadro V-23,
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donde se muestra en forma desagregada la incidencia
tarifaria por variaciones en el precio del gas.
En líneas generales, la incidencia del PPI es mayor
en aquellas áreas geográficas más alejadas de los
yacimientos (GBA, por ejemplo) debido al mayor
componente de transporte, en tanto que la incidencia
del gas en las tarifas depende de la combinatoria
de proveedores y cuenca que tiene cada Distribuidora
(con un mayor impacto en aquellas distribuidoras
que compran relativamente más gas en la cuenca
neuquina, donde el gas es más caro que en las
restantes).
En términos de tipo de servicio, la incidencia del
PPI es mayor en el servicio residencial, porque en
dicha tarifa es mayor, en términos relativos, los
componentes de transporte y distribución en
Variación Ene./Ene. (%)
Licenciataria Subzona Enero-99 Mayo-99 Julio-99 Octubre-99 Enero-00 PPI + Fact. Precio Variac.
Tarifaria �X� y �K� de Gas Total
SERVICIO RESIDENCIAL
Metrogas 187,8 190,3 191,5 188,7 189,2 0,15 0,59 0,73Gas Ban 186,9 189,3 189,8 186,7 187,0 0,32 (0,27) 0,05Centro 186,6 186,2 191,0 188,5 189,0 1,55 (0,26) 1,29Litoral Gas 171,7 172,4 176,5 174,1 175,0 0,94 0,97 1,91Cuyana Cuyo 177,8 181,2 181,6 178,9 179,0 (0,37) 1,02 0,64Gasnor Salta 162,1 160,3 160,5 159,3 159,4 1,91 (3,55) (1,64)
Tucumán 185,7 185,9 186,3 183,2 183,5 1,51 (2,67) (1,16)Camuzzi Sur Neuquén 98,5 100,5 100,7 97,6 97,6 1,03 (1,92) (0,89)
Chubut Sur 81,1 81,3 81,6 81,6 81,2 (0,24) 0,36 0,13Bs. As. Sur 116,2 119,0 119,7 118,8 118,9 (1,62) 3,95 2,32
C. Pampeana Bs. As. 167,6 170,3 170,9 168,0 167,9 0,08 0,08 0,15B. Blanca 155,9 157,8 159,4 156,7 157,7 0,48 0,67 1,15
SERVICIO GENERAL �P�
Metrogas 147,6 150,0 150,8 148,0 148,3 0,19 0,33 0,52Gas Ban 143,8 146,2 146,5 143,5 143,7 0,42 (0,52) (0,10)Centro 142,9 142,5 145,3 142,7 143,1 2,05 (1,91) 0,14Litoral Gas 124,6 125,3 126,9 124,5 125,0 1,33 (1,01) 0,32Cuyana Cuyo 134,0 137,4 137,6 134,9 135,0 (0,49) 1,23 0,73Gasnor Salta 100,9 99,1 99,2 98,0 98,1 3,11 (5,91) (2,81)
Tucumán 123,8 124,1 124,3 121,3 121,4 2,28 (4,20) (1,93)Camuzzi Sur Neuquén 92,5 94,6 94,7 91,6 91,6 1,09 (2,06) (0,96)
Chubut Sur 74,4 74,6 74,8 74,8 74,5 (0,26) 0,45 0,19Bs. As. Sur 93,9 96,6 97,1 96,3 96,3 (2,00) 4,64 2,64
C. Pampeana Bs. As. 131,6 134,3 134,7 131,9 131,8 0,10 0,01 0,11B. Blanca 130,9 132,9 134,0 131,3 132,0 0,58 0,25 0,83
SERVICIO GRAN USUARIO �ID�
Metrogas 77,3 79,8 79,9 77,1 77,1 0,37 (0,62) (0,25)Gas Ban 84,4 86,8 86,9 83,8 83,8 0,72 (1,34) (0,61)Centro 74,6 74,2 74,4 71,8 71,9 4,08 (7,75) (3,68)Litoral Gas 71,4 72,1 72,1 69,7 69,8 2,37 (4,62) (2,25)Cuyana Cuyo 70,8 74,1 74,2 71,5 71,5 (0,93) 1,95 1,02Gasnor Salta 59,5 57,6 57,7 56,5 56,5 5,40 (10,45) (5,05)
Tucumán 66,3 66,6 66,6 63,6 63,6 4,34 (8,42) (4,08)Camuzzi Sur Neuquén 58,0 60,1 60,1 57,1 57,1 1,76 (3,44) (1,68)
Chubut Sur 51,1 51,3 51,3 51,3 51,1 (0,37) 0,47 0,10Bs. As. Sur 57,7 60,5 60,5 59,7 59,7 (3,23) 6,74 3,51
C. Pampeana Bs. As. 70,5 73,2 73,2 70,4 70,4 0,19 (0,36) (0,18)B. Blanca 68,8 70,8 71,2 68,5 68,9 1,11 (1,01) 0,10
Cuadro V - 23 | Evolución de las Tarifas de Gas en 1999 (1) - En $ / 1000 m3 -
(1) Tarifas promedios sin impuestos, calculadas en base a consumo tipo por usuario (los servicios R y SG-P incluyen cargo fijo; ID sólo cargo variable).
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comparación al componente gas, y decrece a medida
que los servicios se tornan interrumpibles. Por el
contrario, la incidencia de la variación en el precio
del gas es mayor en las tarifa ID, por ejemplo,
donde el componente principal está dado por el
costo del gas.
En el Cuadro V-24 se presenta el costo promedio
del transporte de gas según las distintas subzonas
de origen y destino, al 1º de enero de 2000. Como
se dijera, las tarifas de transporte reflejan el grado
de cercanía a los yacimientos de las distintas zo-
nas de consumo. Así, por ejemplo, puede observarse
que las tarifas en Salta y en Neuquén eran a esa
fecha aproximadamente un 17% y un 10%,
respectivamente, del máximo abonado por Metrogas
en Buenos Aires.
Por su parte, en el Cuadro V-25 se muestran las
tarifas de distribución vigentes a la misma fecha
(1/1/00) para algunos servicios y subzonas. En el
Anexo VIII se amplía dicha información para todas
las subzonas y tipos de servicios existentes.
En dicho Cuadro se ponen de manifiesto los principios
económicos generales que subyacen en el esquema
regulatorio vigente:
n Las tarifas de gas que abona el usuario final disminuyen
a medida que se reducen las distancias al yacimiento,
producto de un menor costo de transporte.
n Los servicios en firme son más caros que los
interrumpibles porque suponen un mayor costo
(lo cual se expresa en una reserva de la capacidad
disponible en el sistema de transporte).
n El costo por m3 disminuye a medida que aumenta
el consumo, en todas las categorías de servicios.
n En los servicios firmes, el costo por m3 disminuye
a medida que se utiliza más plenamente la
capacidad diaria contratada (esto supone un
consumo más uniforme en el tiempo, lo que se
DISTRIBUIDORA SUBZONA Cuenca de Enero IndiceRecepción 2000 Cap.Fed.=100
Metrogas Neuquina - Austral 22,50 100,0
Gasnea Neuquina 21,33 94,8
Ban Neuquina - Noroeste 18,32 81,4
Redengas (Sdb) Neuquina - Noroeste 18,09 80,4
Litoral Neuquina - Noroeste 17,60 78,2
CGP Buenos Aires Neuquina - Austral 18,19 80,9
B. Blanca Neuquina - Austral 16,02 71,2
La Pampa N. Neuquina - Austral 14,72 65,4
Centro Neuquina - Noroeste 15,12 67,2
Cuyana Cuyo Neuquina 10,10 44,9
Gasnor Tucumán Noroeste 8,28 36,8
Salta Noroeste 3,92 17,4
CGS Bs. As. Sur Austral 13,61 60,5
Chubut Sur Austral 9,35 41,6
Sta. Cruz Sur Austral 2,54 11,3
T. del Fuego Austral 2,51 11,1
Neuquén - Cordillerano Neuquina 2,24 9,9
Nota: Tarifas netas promedio, ponderadas según compras de las Distribuidoras por cuenca.
Cuadro V - 24 | Tarifas del Servicio de Transporte - En $ / 1000 m3 -
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traduce en un mejor factor de carga).
n Los servicios conectados a las redes de distribución
son más caros que los conectados directamente
a los gasoductos troncales.
Asimismo, es importante señalar que las tarifas
aprobadas por el ENARGAS son máximas y que
las Distribuidoras pueden -y de hecho lo hacen-
cobrar una tarifa inferior a la autorizada, siempre
que respeten el principio que marca la Ley con relación
a que no pueden dejar de recuperar los costos que
supone la prestación de cada tipo de servicio (no
están permitidos los subsidios cruzados). Un resumen
acerca de los descuentos tarifarios aplicados du-
rante 1999 por las Distribuidoras a sus grandes
clientes con riesgo de by pass (industrias y usinas)
se muestra en el Cuadro V-26.
0
50
100
150
200
Residencial
SG-P
SG-G
ID
FD
IT
FT
Met
roga
s
Gas
Ban
Cen
tro
Lito
ral
Gas
nor
(Sa
lta)
CG
S (P
amp.
)
Cuya
na
CG
P (B
s.A
s.)
Cuadro V - 25 | Tarifas Medias del Servicio de Distribución - En $ / 1000 m3 - (1)
(1) Tarifas medias netas de impuestos calculadas en base a consumos tipo por usuario. Los servicios R, P, y G incluyen cargo fijo, vigentes desde 1/1/2000.Los servicios G, FD y FT incluyen cargo por reserva de capacidad (factor de carga: 85%). Los servicios ID, IT, SDB y GNC, incluyen sólo cargo variable.
Cuadro V - 26 | Descuentos Tarifarios a Grandes Usuarios - Promedio Total Licenciatarias, 1999 -
Usuarios con Descuentos Descuento (%)
Usuarios sin �By Pass� 11,9
Centrales Térmicas 19,2
Industrias 15,3
Usuarios con �By Pass� 16,1
Centrales Térmicas 18,2
Industrias 17,0
Total Usuarios 12,7
Centrales Térmicas 14,2
Industrias 15,5
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Con relación al tema tarifario, corresponde agregar
que los usuarios residenciales de la Patagonia que
se abastecen de gas por redes cuentan con descuentos
en sus tarifas (subsidios).
En el Cuadro V-27 se muestra una evolución de los
montos abonados por el Estado Nacional en concepto
de subsidio por este motivo entre los años 1993 y
1999. Se observa un crecimiento de dichos montos
71,8
81,8
91,4
82,7 82,5
1995 1996 1997 1998 19990
20
40
60
80
100
Cuadro V - 27 | Reembolsos por Subsidios en Tarifas de Gas a Us. Residenciales de la Patagonia - En Millones de Pesos-
17 1823
3025
12
1118
19
59
45
6
0
20
40
60
80
100
Monto que abona el Usuario
Monto del Subsidio
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Cuadro V - 28a Usuarios Residenciales de la Patagonia: Factura Tipo por Usuario y Subzona Tarifaria - Verano(En $/bimestre, sin impuestos)
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hasta el año 1997, a partir del cual se estabilizó en
algo más de $ 82 Millones.
En el Cuadro V-28 se muestra la incidencia del
subsidio en la factura tipo que abona un usuario
doméstico del sur del país, la cual depende del período
estacional y de la subzona en que se encuentre.
Puede observarse que el subsidio es mayor en las
Cuadro V - 28b Usuarios Residenciales de la Patagonia: Factura Tipo por Usuario y Subzona Tarifaria - Invierno(En $/bimestre, sin impuestos)
3441 45 41 35 32
34
60 46
87
74
33
0
20
40
60
80
100
120
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Monto que abona el Usuario
Monto del Subsidio
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Cuadro V - 28c Usuarios Residenciales de la Patagonia: Factura Tipo por Usuario y Subzona Tarifaria - Verano, En % -
6050
55
34 35
66
4050 45
66 65
34
0
20
40
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% abona Usuario
% Subsidio
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zonas más frías debido a los mayores consumos
de gas.
VENTAS Y RESULTADOS DE LAS LICENCIATARIAS DE GAS
El ENARGAS establece y supervisa las normas a
las que deben ajustarse las Licenciatarias en la
información contable a suministrar a este organismo,
a efectos de identificar la evolución de sus activos
y pasivos, estado de resultados y todo aspecto que,
orientado a lograr una regulación adecuada,
contribuya a fortalecer este servicio público nacional.
En dicho marco, durante el año 1999 se realizó un
Concurso de Servicio de Consultoría para la
contratación de un consultor externo con la finalidad
de asistir al ENARGAS en la confección de un Plan
de Cuentas y criterios de registración uniformes
que permitan homogeneizar la estructura contable
de las Licenciatarias.
Como resultado de dicho concurso se contrataron
los servicios del estudio Bértora y Asociados, con
cuya asistencia, y en base al informe preliminar
presentado, se procedió a la confección de un proyecto
de Plan de Cuentas Único a ser aplicado por
Transportadoras y Distribuidoras. El mismo se
encontraba a diciembre de 1999 en la etapa final
de análisis para su redacción definitiva y posterior
elevación al Directorio para su aprobación y puesta
en vigencia.
En el Cuadro V-29 se muestra una panorámica general
de la evolución económica que tuvo el sector en el
período 1993/1999: ingresos por ventas y resultados,
así como de los montos pagados al fisco en concepto
de impuesto a las ganancias. Por su parte, el
desempeño individual de cada Licenciataria puede
verse en el Anexo IX del presente Informe Anual.
Como puede observarse en el citado Cuadro, los
ingresos de las Licenciatarias crecieron un 6,7% en
1999, producto tanto de las mayores ventas de las
Transportistas (9,2%) como de las Distribuidoras
(5,9%). Estos valores suponen una importante mejora
5041
50
32 32
49
5059
50
68 68
51
0
20
40
60
80
100
120
% abona Usuario
% Subsidio
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Cuadro V - 28d Usuarios Residenciales de la Patagonia: Factura Tipo por Usuario y Subzona Tarifaria - Invierno, En % -
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respecto del desenvolvimiento evidenciado en años
anteriores.
En cambio, el comportamiento de las Licenciatarias
fue diferente en cuanto a las utilidades. Así, a
diferencia de años anteriores, en 1999 las utilidades
netas de las Distribuidoras crecieron un 13,7%, en
tanto que se redujeron las ganancias de ambas
Transportistas (-20,4% en el caso de TGN; -6,9%
en TGS). Sin embargo, las utilidades obtenidas por
las Transportistas en 1999 fueron 6% superiores a
las de 1993, mientras que las Distribuidoras, si bien
recortaron su caída merced al buen desempeño del
último año, se encuentran aún un 34% por debajo
de las ganancias generadas en 1993.
En tal sentido, por la magnitud del cambio se destaca
Metrogas, que incrementó sus ganancias un 81%
en el último año, producto de las mayores ventas
de gas. Luego se ubica Camuzzi, con un crecimiento
de las ganancias cercano al 30%. En el otro extremo
se encuentra Gasnor, con una merma del 12% en
las utilidades netas de 1999 con relación al año
previo (ver Anexo IX).
COMPOSICIÓN ACCIONARIA DE LAS LICENCIATARIAS DE GAS
Entre otras limitaciones, la Ley 24.076 y su
reglamentación establecen fuertes restricciones
tendientes a evitar la integración vertical de las
empresas que obtuvieron la Licencia para la
explotación del servicio público de transporte y
distribución de gas por redes. Para dar cumplimento
de lo dispuesto por la Ley, el ENARGAS realiza un
seguimiento permanente de la composición accionaria
de las Licenciatarias de Gas.
Durante 1999 se produjeron importantes
modificaciones en este tema. Un resumen de los
principales cambios operados en la participación
accionaria de las Compañías de gas se detalla a
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144
continuación, en tanto que en el Cuadro V-30 se
muestra cuál era la situación respectiva al 31 de
diciembre de ese año.
n La participación accionaria en TGN correspondiente
al Programa de Propiedad Participada (PPP) fue
adquirida por CMS Gas Argentina Co., en tanto
que Transcogas Inversora S.A., Compañía Ge-
neral de Combustibles S.A., Tecgas S.A., Nova
Gas Andes Gas Transmission Ltd. y Nova Gas
International S.A. adquirieron participaciones
minoritarias de la sociedad inversora de TGN,
Gasinvest S.A. Por su parte, dentro de esta última,
Compañía General de Combustibles S.A. adquirió
parte de la tenencia accionaria de Nova Gas Andes
Gas Transmission Argentina Ltd.
n La participación accionaria de CIESA Inversora
S.A. y de ENRON de Inversiones de Energía S.A.
en TGS fue colocada en el mercado de oferta pública.
n La sociedad inversora de Metrogas, Gas Argentino
S.A., modificó la tenencia accionaria en poder de
British Gas Netherlands Holding a British Gas
International B.V., ello siempre dentro de los
términos del conjunto económico presentado
originalmente en la privatización.
n Gas Natural SDG Argentina S.A. adquirió el 19%
de la participación accionaria de Invergas S.A.
en Gas Natural Ban. Por su parte, Gas Natural
SDG S.A., sociedad participante de la inversora,
transfirió dentro de las pautas de conjunto
económico a su controlada Gas Natural
Internacional SDG S.A., manteniendo la titularidad
del contrato de asistencia técnica. Asimismo,
Compañía General de Combustibles S.A. y Discogas
Inversora S.A. vendieron sus tenencias accionarias
en Invergas S.A. a LG & Power Argentina III
LLC, en tanto que Farallon Gas Ban Investment
LLC redujo su participación accionaria en favor
de accionistas minoritarios.
n En Gasnea, como consecuencia de la fusión de
la empresas Bridas SAPIC y Amoco la tenencia
accionaria de la primera quedó en poder de Pan
VENTAS NETAS
Transportistas (1) 548,9 565,2 594,4 597,8 653,1 9,2 6,3 144,0Distribuidoras (2) 2.151,0 2.152,8 2.116,8 2.105,7 2.230,6 5,9 2,1 113,4Total Sector 2.699,9 2.718,0 2.711,2 2.703,5 2.883,7 6,7 3,0 119,1
RESULTADO NETO
Transportistas 233,3 208,6 220,3 216,4 193,4 (10,6) 1,0 105,9Distribuidoras 226,9 187,9 198,4 185,0 210,2 13,7 (6,7) 65,9Total Sector 460,2 396,5 418,7 401,4 403,7 0,6 (3,6) 80,5
IMPUESTO A LAS GANANCIAS
Transportistas 83,5 96,0 98,5 97,2 89,7 (7,8) 8,1 159,8Distribuidoras 72,9 97,3 104,0 119,6 124,1 3,8 5,5 137,8Total Sector 156,3 193,3 202,5 216,8 213,7 (1,4) 6,5 146,2
1995 1996 1997 1998 1999 Variación (%) Indice.
'99/'98 Prom. año 1993=100
Cuadro V - 29 | Ventas y Resultados de las Licenciatarias de Gas - En Millones de Pesos y en % -
(1) Incluye ingresos por transporte y procesamiento.(2) Incluye ingresos por ventas de gas y otras ventas.
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American Energy Holdings SRL, empresa totalmente
controlada por dicho grupo.
n Las acciones en poder del programa de propiedad
participada (PPP) de Gasnor S.A. fueron adquiridas
mayoritariamente por la sociedad inversora,
Gascart S.A., y en forma minoritaria por José
Cartellone Construcciones Civiles S.A.
n Lousiana Gas & Energy, participante en la sociedad
inversora y accionista directo de Distribuidora
Gas del Centro, modificó su razón social como
LG & E International Inc.
n Lousiana Gas & Energy, participante en la sociedad
inversora y accionista directo de Distribuidora
de Gas Cuyana, modificó su razón social como
LG & E Power Argentina III LLC, no registrándose
cambios en su participación accionaria. Por su
parte, la tenencia accionaria de la Provincia de
Mendoza fue colocada en oferta pública a accionis-
tas minoritarios.
n Loma Negra CIASA vendió la totalidad de su
tenencia accionaria en Sodigas Pampeana S.A. y
Sodigas Sur S.A. a CNG International Corp. y
Pacific Enterprises International, accionistas de
las sociedades inversoras antes citadas. A su vez,
Pacific Enterprises International vendió la totalidad
de sus acciones a Sempra Energy Int. Chile Holdings
I BV, en tanto que CNG International Corp. cedió
su participación accionaria, dentro del mismo grupo
económico, a CNG Cayman Three Ltd. Por su
parte, Camuzzi Argentina S.A., operador técnico
de las Licenciatarias Camuzzi Gas Pampeana y
Camuzzi Gas del Sur, adquirió la totalidad de las
tenencias accionarias minoritarias de las inversoras
Sodigas Sur S.A. y Sodigas Pampeana S.A..
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Licenciataria Inversores Privados Nación Pcia. PPP
TGN S.A. Gasinvest S.A. 70,44 � � �-Transcogas Inversora S.A. 22,28-Compañía Gral. de Combustibles S.A. 4,96-Nova Gas Internac. S.A. (OT) 20,60-Nova Gas Andes Gas Transmission Arg. Ltd. 6,63-Petronas Argentina S.A. 18,29-Techint Argentina Overseas N.V. 4,96-Inversora Catalinas S.A. 22,28
CMS Gas Argentina Co. 29,42Transcogas Inversora S.A. 0,03Compañía General de Combustibles S.A. 0,01Tecgas S.A. 0,04Nova Gas Andes Gas Transmission Ltd. 0,01Nova Gas International S.A. 0,03Accionistas minoritarios en Oferta Pública 0,02
TGS S.A. Cía. de Inversiones de Energía S.A. 66,73 � ---Pérez Companc S.A. 25,00-Pérez Companc International 25,00-EPCA CIESA Inversiones Ltda. 8,33-Enron Pip. Co. Arg. S.A. (OT) 25,00-Enron Arg. CIESA Holdinga S.A. 16,67
Accionistas minoritarios en Oferta Pública 33,27
Metrogas S.A. Gas Argentino S.A. 70,00 � � 10,00-British Gas International B.V. (1) 45,37-Argentine Private Dev. Trust Co. Ltd. 22,37-Midland Bank PLC. 2,02-Rio Bank International 4,05-Select Energy Holding Ltd. 2,03-The Argentine Investment Co. 2,03-Astra Capsa 22,13
Accionistas minoritarios en Oferta Pública 20,00
Gas Natural Ban S.A. Invergas S.A. 51,00 1,42 � �-Gas Natural Internacional SDG S.A. (OT) 51,00-LG & Power Argentina III LLC 28,00-Manra S.A. 21,00
Gas Natural SDG Argentina S.A. 19,00Farallon Gas Ban Investment L.L.C. 7,45Accionistas minoritarios en Oferta Pública 21,13
Litoral Gas S.A. Tibsa Inversora S.A. 90,00 � � 10,00-Tractebel S.A. (OT) 70,00-Tecgas N.V. 30,00
Gas Nea S.A. Pan American Energy Holdings SRL 12,00 � 20,00 �Servicios del Centro S.A. 12,00Gas del Sur S.A. 44,00Gaseba S.A. (OT) 12,00
Gasnor S.A. Gascart S.A. 99,99 � � �-José Cartellone Const. Civiles S.A. 50,00-Cía. Consum. de Gas de Santiago S.A. (OT) 50,00
José Cartellone Const. Civiles S.A. 0,01
Cuadro V - 30 | Composición Accionaria de las Licenciatarias de Gas - En % -
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Referencias:Composición accionaria al 31/12/99PPP: Programa de Propiedad Participada.OT: Operador Técnico.(1) OT: British Gas PLC.
Licenciataria Inversores Privados Nación Pcia. PPP
Centro S.A. Inversora de Gas del Centro S.A. 51,00 � � 10,00-LG & E International Inc. 75,00-Societa Italiana per il Gas p.a. (OT) 25,00
LG & E International Inc. 7,65Sideco Americana S.A. 21,60Societa Italiana per il Gas p.a. 9,75
Cuyana S.A. Inversora de Gas Cuyana S.A. 51,00 � � 10,00-LG & E Power Argentina III LLC 24,00-Sideco Americana SA 51,00-Societa Italiana per il Gas p.a. (OT) 25,00
LG & E Power Argentina III LLC 2,16Sideco Americana S.A. 4,59Societa Italiana per il Gas p.a. 2,25Accionistas minoritarios en Oferta Pública 30,00
Camuzzi Gas Pampeana S.A. Sodigas Pampeana S.A. 70,00 20,00 � 10,00-Camuzzi Argentina S.A.(OT) 56,91-CNG Cayman Three Ltd. 21,54-Sempra Energy Int. Chile Holdings I BV 21,55
Camuzzi Gas del Sur S.A. Sodigas Sur S.A. 90,00 � � 10,00-Camuzzi Argentina S.A.(OT) 56,91-CNG Cayman Three Ltd. 21,54-Sempra Energy Int. Chile Holdings I BV 21,55
Cuadro V - 30 | Composición Accionaria de las Licenciatarias de Gas - En % - / Continuación /
A n e x o IMEMORIA ENARGAS 1999
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INTRODUCCIÓN
El ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS es el
Organismo Descentralizado, creado por la Ley Nº24.076,
con el objeto de hacer cumplir los objetivos de la
regulación �previstos en su Art. 2º-, a saber: proteger
los derechos de los consumidores; promover la
competencia en el sector; alentar las inversiones en
la industria para asegurar el suministro a largo plazo;
promover el uso generalizado del servicio y asegurar
la no discriminación para su acceso; propender a
una mejor operación y confiabilidad del servicio,
incentivando la eficiencia de los prestadores; asegurar
tarifas no discriminatorias, justas y razonables e
incentivar el uso racional del gas.
A fin de dar cumplimiento a tales objetivos ha sido
dotado de las facultades necesarias para el ejercicio
de tres funciones esenciales: regulación, fiscalización
y resolución de controversias.
ACCIONAR DEL ORGANISMO
Regulación
La tarea de regulación está dada esencialmente por
el dictado de los reglamentos necesarios para asegurar
la prestación de un servicio seguro, eficiente y
continuo, a la vez que fijar los cuadros tarifarios a
aplicar por las prestadoras, atendiendo a los principios
que en esta materia fija el Marco Regulatorio.
En tal sentido, y durante el año 1999, cabe destacar,
en forma sintética y sin perjuicio de otras actividades
no mencionadas, el dictado de los siguientes actos:
n Se estableció en forma definitiva la Metodología
de Control mediante Indicadores de Calidad del
Servicio, con el dictado de la Resolución ENARGAS
Nº1192/99, la que contempla tanto los aspectos
comerciales, como técnicos y de transparencia
del mercado, en la prestación del servicio.
n Se dictaron en oportunidad de los ajustes
estacionales y semestrales, las resoluciones
estableciendo los cuadros tarifarios pertinentes,
atendiendo en todo momento al principio
establecido en el Art. 38 de la Ley Nº24.076
(��mínimo costo compatible con la seguridad del
abastecimiento..�).
n Se establecieron los precios de cuenca y de
referencia conforme el mecanismo de incentivos
previsto en el Decreto PEN Nº1020/95.
n Se dictó la Resolución ENARGAS Nº1190/99, a
fin de trasladar a tarifa las reducciones derivadas
de la modificación de las contribuciones sociales
(Ley Nº25.063 y Decreto Nº1520/98), tal como en
su oportunidad lo estableciera el Ente respecto
del Decreto Nº292/95.
n Se estableció la contraprestación a otorgarle a
los usuarios por las redes transferidas (Resolución
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150
ENARGAS Nº1356/99).
n Se dictaron las Resoluciones ENARGAS Nº 1188/99
y Nº1256/99, con el objeto de prevenir los accidentes
por inhalación de monóxido de carbono, previendo,
la primera de ellas, los requisitos a ser cumplidos
por determinados artefactos y, la segunda, dando
los pasos iniciales para la elaboración de un
reglamento de revisiones periódicas.
n Finalmente, se continuó el estudio de una serie
de medidas para alcanzar mayor transparencia y
competencia en los mercados, algunas de ellas
ya emitidas en consulta durante el ejercicio 1999
(Lineamientos de asignación de capacidad).
Mayor detalle acerca de la tarea realizada en ma-
teria de regulación, se encuentra en el Capítulo III
de este Informe.
Fiscalización y relación con los usuarios
El Marco Regulatorio de la Industria del Gas ha
previsto, además, que el Ente cuente con las
herramientas necesarias para el control de la actividad
de las prestadoras, dotándolo de amplias facultades
de control.
En su ejercicio, además de los requerimientos
informativos periódicos y preestablecidos y de la
atención de los reclamos de los usuarios,
oportunidades en que también se fiscaliza el servicio,
el ENARGAS ha llevado a cabo, durante el año 1999,
2077 auditorías e inspecciones y 572 monitoreos.
Tales procedimientos tuvieron por objeto controlar
los aspectos técnicos y ambientales de los gasoductos
en construcción, el mantenimiento de las
instalaciones afectadas al servicio (integridad
estructural de los ductos, protección catódica, etc.),
el cumplimiento de la normativa vigente por parte
de los sujetos del GNC, las obras correspondientes
al factor de inversión �k�, las compras de gas
por parte de las distribuidoras, el cumplimiento
del principio de acceso abierto a su capacidad
por parte de las distribuidoras y transportistas,
entre otros temas.
Como resultado de tales procedimientos de con-
trol, y ante la verificación de incumplimientos, se
aplicaron las sanciones correspondientes, previo
descargo del imputado.
Durante 1999, se aplicaron cuatro apercibimientos
y cincuenta y dos multas, por un valor de siete
millones ochenta y siete mil pesos ($7.087.000).
Las multas firmes cobradas durante el ejercicio 1999,
impuestas tanto en tal ejercicio, como en ejercicios
anteriores, y depositadas en la Tesorería General
de la Nación, ascendieron a $676.148,50 de los cuales
$11.675,39 corresponden a multas y sus accesorios,
aplicadas a Estaciones de GNC por las Licenciatarias,
en cumplimiento de la Resolución Nº93/94.
En cuanto a la resolución de controversias, du-
rante el año 1999, el Directorio del ENARGAS ejerció
tales funciones, esencialmente en materia de reclamos
de usuarios, por vía jerárquica, previa decisión del
funcionario interviniente (Resolución ENARGAS
Nº124/95).
Se llevaron a cabo cuatro audiencias públicas, en-
tre las que cabe destacar la convocada a fin de
analizar los Indicadores de Calidad de Servicio
propuestos por la Resolución ENARGAS Nº891/98
(Audiencia Nº69).
El Ente emitió, durante 1999, 557 resoluciones, a
las que deben adicionarse 26 con contenido
materialmente jurisdiccional.
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An
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ST
AD
OS
C
ON
TA
BL
ES
Durante el año 1999, se han mantenido 58.255
contactos con los usuarios, de los cuales 6.989 han
correspondido a reclamos, mientras que 51.266 se
trataron de consultas.
Cabe señalar, que del total de reclamos, 5.858 han
sido presentados en Sede Central y 1.131 en las
delegaciones y agencias del interior del país.
En cumplimiento del Programa de Capacitación e
Información a Asociaciones de Defensa del
Consumidor, aprobado por el Directorio, a lo largo
del año se realizaron diversos cursos en distintas
ciudades del interior del país.
Así, se realizaron siete cursos en las ciudades
de Concordia, Río Grande, Santa Rosa, Tucumán,
Bahía Blanca, Formosa y Santa Fe, donde se
abordaron los siguientes temas: Introducción a
la industria del gas y su marco regulatorio;
Atención al usuario; Expansión de redes y tarifas,
además de atender los requerimientos informativos
de cada comunidad , re lac ionados con las
problemáticas locales.
Asimismo, durante el año 1999, ha revestido par-
ticular importancia la inauguración de la Agencia
Tucumán del Organismo.
ORGANIZACIÓN, RECURSOS HUMANOS E INFRAESTRUCTURA
La dirección y administración del Ente se encuentra
a cargo de un Directorio compuesto de cinco miembros,
aunque durante el año 1999 no se encontró integrado
en su totalidad.
En tal ejercicio, se designó como presidente del
Organismo al Ingeniero Héctor Enrique Formica,
mediante el Decreto Nº651 del 11 de junio.
Al 31 de diciembre de 1999, el Directorio del ENARGAS
tenía la siguiente composición:
n Presidente: Ing. Héctor Enrique Formica
n Vicepresidente: Ing. José Andrés Repar
n Primer Vocal: Ing. Hugo Daniel Muñoz
n Tercer Vocal: Ing. Ricardo Víctor Busi
La estructura orgánica del ENARGAS se compone,
además del Directorio, de una Secretaría del Directorio,
una Unidad de Auditoría Interna y las siguientes
Gerencias: de Relaciones Institucionales, de Asuntos
Legales, de Desempeño y Economía, de Transmisión,
de Distribución, de Administración y Sistemas y
de Regiones, dependiendo de esta última las
Delegaciones Regionales y Agencias en el interior
del país.
La característica principal de la planta de personal
del ENARGAS está dada por su alta profe-
sionalización y capacitación y su número reducido.
Así, cabe señalar que del total de personal del
ENARGAS, un 82% corresponde a profesionales y
técnicos y entre las diversas profesiones existe
mayoría de ingenieros seguidos por los profesionales
en ciencias económicas y derecho.
Durante el año 1999 se destinaron 12.335 horas a
capacitación, en su mayor parte dictada en la sede
del Organismo.
ASPECTOS ECONÓMICO - FINANCIEROS Y PATRIMONIALES
El ENARGAS es un Organismo autárquico y
descentralizado que, en su gestión financiera, pa-
trimonial y contable se rige por las disposiciones
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previstas en la Ley Nº 24.076, su reglamentación y
los reglamentos que dicte el Directorio.
Sus erogaciones son solventadas, en su gran mayoría,
con los ingresos provenientes del pago de la Tasa
de Fiscalización y Control prevista en el Art. 63 de
la Ley Nº 24.076, la que es abonada por los prestadores
del servicio de gas, conforme su participación en
los ingresos brutos totales de la actividad.
Los ingresos en concepto de Tasa de Fiscalización
y Control, durante 1999, ascendieron a
$16.980.676,41. Adicionalmente, otros ingresos del
ejercicio han sido: Venta de obleas para GNC
($ 538.861) venta de normas ($ 10.075) y Tasas y
Derechos ($ 55.765).
Asimismo, y en razón de lo previsto en el Marco
Regulatorio, se aplicó al ejercicio 1999 el excedente
presupuestario del año 1998, que ascendió a la suma
de $5.023.660,34 (conf. Resolución Nº1267/99).
En oportunidad de la elaboración de su presupuesto,
el Ente programó las metas para el ejercicio 1999,
cuya ejecución puede resumirse del siguiente modo:
n Análisis Regulatorio: 5.060 casos
n Atención de Usuarios: 58.255 personas atendidas
n Audiencias de Conciliación: 12
n Audiencias Públicas: 4
n Auditorías Técnicas y Contables: 2.077
n Supervisión de Tablero de Datos de Despacho: 572
El ENARGAS elaboró su presupuesto para el año
1999, el que fuera aprobado mediante la Ley Nº25.064
y distribuido mediante la Decisión Administrativa
Nº1/99, por un monto de $22.573.000. La Tasa de
Fiscalización y Control para tal período fue fijada
en la suma de $ 22.000.000. El total ejecutado al
31.12.99 alcanzó la suma de $14.902.002,15.
Por último, el control interno está dado, conforme
la Ley 24.156 que instituye un Sistema de Control
del Sector Público Nacional, por una Unidad de
Auditoría Interna que forma parte del Sistema de
Control Interno, en forma conjunta con la Sindicatura
General de la Nación (SiGEN), la que actúa en carácter
de órgano de coordinación técnica.
El Control externo posterior de la gestión
presupuestaria, económica, financiera, patrimonial,
legal, así como el dictamen sobre los estados contables
financieros del Organismo son realizados por la
Auditoría General de la Nación (AGN), ente de control
externo del Sector Público Nacional, dependiente
del Congreso de la Nación.
PERSPECTIVAS FUTURAS
El ENARGAS encara el año 1999, con los siguientes
objetivos:
1. Avanzar en las medidas que contribuyan a otorgar
mayor transparencia y competencia a los mercados
de gas.
2. Afianzar el sistema de control por indicadores de
calidad, y hacer realidad la �competencia por
comparación�.
3. Brindar a los usuarios todas las herramientas de
conocimiento necesarias para un mejor ejercicio
de sus derechos.
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4. Avanzar con los organismos gubernamentales de
los países vecinos en la la adecuación de los marcos
regulatorios para evitar inequidades o desequilibrios
que atenten contra el proceso de integración.
5. Promover el crecimiento genuino de las inversiones
a partir de las oportunidades de nuevos negocios
en el mercado de gas natural, derivados de medidas
de fomento para su uso y de la creación de nuevos
servicios optativos y avanzar en la creación de
servicios de interés social dirigidos a promover y
desarrollar programas de eficiencia energética para
hogares de bajos recursos económicos.
6. Seguir trabajando en conjunto con otros organismos
de regulación, nacionales y extranjeros en pos
de objetivos comunes.
Estos son sólo algunos de los objetivos, pero las
tareas siguen siendo las mismas: regular, controlar
y resolver los diferendos, siendo fieles al mandato
que el legislador otorgó al Ente al dictar el Marco
Regulatorio de la Industria del Gas.
EL DIRECTORIO
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Organismo Autárquico creado por la Ley Nº 24.076
Estados Contables al 31 de Diciembre de 1999Ejercicio Económico Nº 7 - Iniciado el 1 de Enero de 1999
Nómina del Directorio
Presidente: Ing. Héctor Enrique FormicaVicepresidente: Ing. José Andrés Repar1º Vocal: Ing. Hugo Daniel Muñoz3º Vocal: Ing. Ricardo Víctor Busi
Actividad Principal
Fiscalización y Control del Transporte,Almacenamiento y Distribución de Gas
Domicilio Legal
Suipacha 636 - Capital Federal
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ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS - Estado de Situación Patrimonial al 31 de Diciembre de 1999
ACTIVO Pesos Pesos
ACTIVO CORRIENTE
Disponibi l idadesCaja Nota 4.1 2.433,17Bancos Nota 4.2 9.003.075,38Fondos Rotatorios Nota 4.3 240.511,61Fondos de Terceros Notas 3.1 y 4.4 2.176.351,11 11.422.371,27
CréditosCuentas a Cobrar Nota 4.5 70.941,55Anticipos Nota 4.6 3.143,50Gastos pagados por adelantado Nota 4.7 21.609,04Otros Créditos Nota 4.8 1.758,74 97.452,83
TOTAL ACTIVO CORRIENTE 11.519.824,10
ACTIVO NO CORRIENTE
Bienes de UsoEdificios e Instalaciones Anexo I y Nota 3.2 6.187.777,99Amortización Acumulada Edificios e Instalaciones -309.708,06 5.878.069,93
Maquinaria y Equipo Anexo I y Nota 3.2 2.726.189,06Amortización Acumulada Maquinaria y Equipo -2.136.682,19 589.506,87
Otros Bienes de Uso Anexo I y Nota 3.2 1.863.376,64Amortización Acumulada Otros Bienes de Uso -994.695,99 868.680,65
Total Bienes de Uso 7.336.257,45
TOTAL ACTIVO NO CORRIENTE 7.336.257,45
TOTAL DEL ACTIVO 18.856.081,55
Las notas 1 a 8 y el anexo I forman parte integrante de este Estado.
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ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS - Estado de Situación Patrimonial al 31 de Diciembre de 1999
PASIVO Pesos Pesos
PASIVO CORRIENTE
DeudasCuentas a Pagar Nota 5.1 582.513,26Gastos en Personal a Pagar Nota 5.2 638.373,19Prestac. de la Seg. Social a Pagar Nota 5.3 278.017,12Retenciones a Pagar Nota 5.4 157.170,91Transferencias a Pagar Nota 5.5 14.000,00Otros Pasivos Nota 5.6 18.473,68 1.688.548,16
Fondos de Terceros y en GarantíaFondos en Garantía Nota 5.7 658.113,00Fondos de Terceros Nota 5.7 1.518.238,11 2.176.351,11
TOTAL PASIVO CORRIENTE 3.864.899,27
PASIVO NO CORRIENTE
Previsiones a Largo Plazo y Reservas TécnicasOtras Previsiones a Largo Plazo Nota 5.8 200.000,00 200.000,00
TOTAL PASIVO NO CORRIENTE 200.000,00
TOTAL DEL PASIVO 4.064.899,27
PATRIMONIO INSTITUCIONAL
Capital Institucional 7.648.192,94
Transferencias y Contribuciones de Capital Recibidas 398.396,40
Variaciones Patrimoniales Organismos DescentralizadosVariaciones Patrimoniales Res. SH N° 47/97 -628.528,64Variaciones Patrimoniales Disp. CGN N° 56/99 Nota 7.1 -198.791,51 -827.320,15
Resultado de la Cuenta CorrienteResultado de Ejercicios Anteriores Nota 7.2 5.864.678,67Resultado del Ejercicio 1.707.234,42 7.571.913,09
TOTAL PATRIMONIO 14.791.182,28
TOTAL PASIVO Y PATRIMONIO 18.856.081,55
Las notas 1 a 8 y el anexo I forman parte integrante de este Estado.
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RECURSOS Pesos Pesos
INGRESOS CORRIENTES
Ingresos No TributariosTasa de Fiscalización y Control Nota 6.1 16.806.588,49Tasa de Fiscalización y Control Subdistribuidores Nota 6.1 154.087,92Tasa de Fiscalización y Control Comercializadores Nota 6.1 20.000,00Tasas y Derechos Nota 6.2 55.765,00 17.036.441,41
Venta de BienesVenta de Obleas GNC Nota 6.3 538.861,00Venta de Normas Nota 6.4 10.075,00 548.936,00
Otros IngresosOtros Nota 6.5 1.100,00 1.100,00
TOTAL RECURSOS 17.586.477,41
GASTOS Pesos Pesos
GASTOS CORRIENTES
Gastos de ConsumoRemuneraciones 8.331.290,28Bienes y Servicios 6.333.971,38Amortización Bienes de Uso Anexo I 697.685,74 15.362.947,40
Transferencias OtorgadasTransferencias al Sector Privado Nota 6.6 4.000,00Transferencias Corrientes al Sector Público Nota 6.6 63.000,00 67.000,00
Contribuciones OtorgadasContribuciones a la Administración Central Nota 6.7 444.131,00 444.131,00
Otras PérdidasOtras Nota 6.8 5.164,59 5.164,59
TOTAL GASTOS 15.879.242,99
AHORRO DE LA GESTION 1.707.234,42
Las notas 1 a 8 y el anexo I forman parte integrante de este Estado.
Estado de Recursos y Gastos Corrientes correspondientes al Ejercicio Nº 7 finalizado el 31 de Dic. de 1999
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SALDO INICIAL DE DISPONIBILIDADES 9.657.491,32
ORIGEN DE FONDOS
FLUJO ANUAL 2.404.920,16Ahorro/desahorro de la gestión 1.707.234,42Variación de prev. y reservas técnicas acumuladasVariación de amortizaciones acumuladas 697.685,74
PATRIMONIO 1.010.676,15Ajuste Resultado de Ejercicios Anteriores 1.010.676,15
VARIACION DE ACTIVOSDisminución de Activos CorrientesF inancieros 52.195,08DisponibilidadesInversiones financierasCréditos 52.195,08Otros activosDisminución de Activos no CorrientesReales 0,00Bienes de Uso 0,00Bienes inmateriales
VARIACION DE PASIVOSIncremento de Pasivos No Corrientes 200.000,00Deudas 200.000,00
Total Origen de Fondos 3.667.791,39
APLICACION DE FONDOS
PATRIMONIO 198.791,51Reducciones PatrimonialesTransferencias de CapitalVariación Patrimonial Disp. N° 56/99 198.791,51
VARIACION DE ACTIVOSIncremento de Activos CorrientesF inancieros 1.764.879,95Disponibilidades 1.764.879,95Inversiones financierasCréditosOtros activos
Incremento de Activos no CorrientesReales 22.006,19Bienes de uso 22.006,19Bienes inmateriales
VARIACION DE PASIVOSDisminución de Pasivos Corrientes 1.682.113,74Deudas 1.412.034,27Otras DeudasFondos de Terceros 270.079,47
Total Aplicación de Fondos 3.667.791,39
SALDO FINAL DE DISPONIBILIDADES 11.422.371,27
Nota: Modelo según Disposición C.G.N. Nº 20/99 - Anexo IX
Estado de Origen y Aplicación de Fondos al 31 de Diciembre de 1999
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NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 1999
NORMAS CONTABLES PRINCIPALES
1. Modelo de Presentación y Normas de
Valuac ión .
Los Estados Contables básicos han sido preparados
teniendo en cuenta lo establecido por la Resolución
Técnica N° 10 de la F.A.C.P.C.E.; la Resolución Nº
473/96 y 609/99 de la Secretaría de Hacienda del
Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos;
la Disposición Nº 20 y 63/99 de la Contaduría General
de la Nación; y demás Normativa Modificatoria
emitida por el Organo Rector.
2. Consideración de los Efectos de la
In f lac ión .
Los referidos estados contables se han preparado
teniendo en cuenta lo dispuesto por el Decreto Nº
316/95 del PEN.
3. Criterios de Valuación.
3.1 Activos y Pasivos en Moneda Extranjera
Han sido valuados a su valor nominal al cierre.
Los importes en moneda extranjera se convirtieron
atendiendo a la realidad económica de la paridad
efectiva, sin considerar fluctuaciones temporarias,
tomando el tipo de cambio de liquidación de las
operaciones, es decir U$S 1= $1; esto de acuerdo a
lo establecido en la Resolución Técnica Nº 10, segunda
parte punto 3.2 b), de la F.A.C.P.C.E..
3.2 Bienes de Uso
Los Bienes de Uso se encuentran valuados de acuerdo
a la Resolución de la Secretaría de Hacienda Nº 47/97.
En todos los casos se ha practicado la correspondiente
Amortización del Ejercicio, la que ha sido calculada
por el método de la línea recta, aplicando tasas
anuales establecidas en el Anexo I de la mencionada
Resolución S.H. Nº 47/97.
En el caso particular de los Bienes Inmuebles, por
aplicación de la Disposición N° 56/99 de la Contaduría
General de la Nación, los mismos han sido valuados
según lo informado por el Tribunal de Tasación de
la Nación como resultado de la Tasación de los
Inmuebles pertenecientes a este Ente Regulador
efectuada por el mencionado Organismo. Como
consecuencia de la implementación durante el
presente Ejercicio de la citada Disposición, se ha
efectuado un Ajuste a las Amortizaciones Acumuladas
y al Valor de Origen de los Bienes Inmuebles al 31/
12/98. Dicho ajuste contable originó una modificación
en el saldo de las depreciaciones acumuladas al
Inicio del Ejercicio 1999 como así también en el
Valor de Origen de los Inmuebles tasados con la
correspondiente contrapartida en la cuenta
�Variaciones Patrimoniales Disposición CGN N° 56/
99� - Rubro �Variaciones Patrimoniales Organismos
Descentralizados� dentro del Patrimonio Neto. No
obstante, se deja constancia que durante el Año
1999 se han recibido informes del Tribunal de Tasación
con relación a cada uno de los inmuebles
pertenecientes a este Organismo con excepción de
los correspondientes a: Edificio Sede Central, Depósito
Rivadavia, Agencia Río Grande, Delegación Sur y
Agencia Concordia; en cuyos casos los valores de
origen y amortización acumulada no sufrieron
modificación alguna con relación a los expuestos
en los Estados Contables al 31/12/98. En todos los
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supuestos, los Bienes Inmuebles han sido amortizados
adoptándose los criterios aplicables por la profesión
contable en la materia. Los movimientos reflejados
en el Anexo I de Bienes de Uso, con relación a los
Inmuebles, se componen de lo siguiente:
Valor de Origen Edificios
Saldo Inicio Ejercicio 1998 $ 6.378.741,54
Aumentos
Altas Ejercicio 1999 $ 23.207,80
Ajuste Valor de Origen Edificios $ 119.215,63
(Aumento) Disposición CGN
N° 56/99 Var. Patrimonial
Aumentos Valor Origen $ 142.423,43
Disminuciones
Ajuste Valor de Origen Edif.
(Disminución) Disposición CGN
N° 56/99 Var. Patrimonial $ -333.386,98
Disminuciones Valor Origen $ -333.386,98
Valor de Origen Edificios
al Cierre Ejercicio 1999 $ 6.187.777,99
Amortización Acumulada Edificios
Saldo Inicio Ejercicio 1998 $ 205.189,06
Aumentos
Amortización Ejercicio 1999 $ 119.898,84
Disminuciones
Ajuste Amortización Acumulada
Edificios (Disminución)
Disposición CGN N° 56/99
Var. Patrimonial $ -15.379,84
Amortización Acumulada
Edif. al Cierre Ejerc. 1999 $ 309.708,06
Valor Residual Edificios
al Cierre Ejercicio 1999 $ 5.878.069,93
4 .Composición de los Rubros del Activo.
4.1 Caja
Efectivo a Depositar $ 135,00
Valores a Depositar $ 2.115,00
Valores en Cartera $ 183,17
Tota l $ 2.433,17
4.2 Bancos
Bancos en Moneda Nacional:
Cuenta Corriente BNA CUT $ 9.003.075,38
Recaudadora - Escritural
Tota l $ 9 .003.075,38
4.3 Fondos Rotatorios
Fondo Rotatorio Sede Central:
Caja Chica Administración $ 5.056,45
Caja Chica Viáticos $ 10.000,00
Valores al Cobro $ 1.820,05
Caja Chica Admin.
Valores en Tránsito �
Fondos Rotatorios $ 2.724,22
Valores en Cartera �
Fondos Rotatorios $ 404,05
Cuenta Corriente
BNA CUT Pagadora $ 168.635,11
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Fondo Rotatorios Delegaciones
y Agencias Regionales
Cajas Chicas: $ 19.602,21
Deleg. Regional Cuyo $ 503,12
Deleg. Regional Sur $ 1.000,00
Deleg. Regional Centro $ 1.000,00
Deleg. Reg. Noroeste $ 980,53
Deleg. Regional Litoral $ 973,62
Ag. Chubut $ 2.275,78
Ag. Tierra del Fuego $ 5.000,00
Ag. Santa Rosa $ 869,16
Ag. Concordia $ 1.000,00
Ag. Mar del Plata $ 1.000,00
Ag. Tucumán $ 5.000,00
Banco Nación Cuenta Corriente: $ 32.269,52
Deleg. Regional Cuyo $ 4.496,88
Deleg. Regional Sur $ 3.985,48
Deleg. Regional Centro $ 3.663,58
Deleg. Reg. Noroeste $ 4.000,00
Deleg. Regional Litoral $ 3.992,74
Ag. Santa Rosa $ 4.130,84
Ag. Concordia $ 4.000,00
Ag. Mar del Plata $ 4.000,00
Tota l $ 240.511,61
4.4 Fondos de Terceros
Caja
Efectivo a Depositar $ 367,50
Valores a Depositar $ 7.452,50
Valores en Cartera $ 21.058,57
Total Caja $ 28.878,57
Bancos
Bancos en Moneda Nacional:
Cuenta Corriente BNA CUT
Fondos de Terceros $ 1.416.359,54 a)
Bancos en Moneda Extranjera:
Caja de Ahorro Banco $ 731.113,00 b)
de la Nación Argentina
Total Bancos $ 2.147.472,54
Total General
Fondos de Terceros $ 2.176.351,11
a) Corresponden a Fondos de Terceros, depositados
en la Cuenta Corriente CUT Banco Nación Recaudadora
Nº 2930/92. Su composición se encuentra detallada
en la Nota 5.7 a) a los Estados Contables.
b) Corresponden a Fondos de Terceros, depositados
en la Caja de Ahorro en dólares Nº 194555/1 por la
Licenciatarias del Servicio de Distribución y Transporte
de gas, en garantía de cumplimiento de Inversiones
Obligatorias y Depósitos en Consignación. Ver Nota
5.7 b) a los Estados Contables.
4.5 Cuentas a Cobrar
Corresponde a Deudores por Tasa de Fiscalización
y Control Subdistribuidores.
4.6 Anticipos
Su composición al cierre es la siguiente:
Anticipos a Proveedores $ 20,00
Anticipos para Gastos $ 3.123,50
Tota l $ 3.143,50
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4.7 Gastos Pagados por Adelantado
Su composición al cierre es la siguiente:
Gastos a devengar pagados
por adelantado $ 8.633,82
Seguros a devengar $ 12.975,22
Tota l $ 21 .609 ,04
4.8 Otros Créditos
Corresponde a un saldo a favor según Nota de Crédito
emitida por Telam S.A.yP.
5 .Composición de los Rubros del Pasivo
5.1 Cuentas a Pagar
Su composición al cierre es la siguiente:
Cuentas a Pagar Proveedores $ 542.079,99
Provisión Facturas a Pagar $ 40.433,27
Tota l $ 582.513,26
5.2 Gastos en Personal a Pagar
Se compone según el siguiente detalle:
Remuneraciones
a Pagar al Personal $ 554.156,07
Prestaciones Sociales
a Pagar (Obra Social) $ 84.217,12
Tota l $ 638.373,19
5.3 Prestaciones de la Seguridad Social a Pagar
Corresponde a los Aportes y Contribuciones a la
Seguridad Social sobre las Remuneraciones a Pagar
al Personal.
5.4 Retenciones a Pagar
Su composición al cierre es la siguiente:
Embargos sobre Sueldos $ 1.011,57
Retenciones Impuesto a
las Ganancias RG (D.G.I.) 3802 $ 142.689,16
Retenciones Impuesto a
las Ganancias RG (D.G.I.) 2784 $ 2.678,33
Retenciones Impuesto al
Valor Agregado RG (AFIP) 18 $ 8.753,25
A.R.T. a Pagar $ 1.972,60
Ley R. Trabajo � Decreto N° 590 $ 66,00
Tota l $ 157.170,91
5.5 Transferencias a Pagar
Corresponde al saldo pendiente de pago a favor de
la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales según
convenio de Asistencia con el Centro de Estudios
de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE).
5.6 Otros Pasivos
Su composición al cierre es la siguiente:
Saldo a Favor Subdistribuidoras
según Liquidación Final $ 3.980,80
Tasa Fiscalización y Control
Año 1999 Anticipos de Clientes $ 4.130,00
Anticipos Tasa
Fiscalización Subdistrib. $ 3.379,71 a)
Otras Cuentas a Pagar $ 6.983,17
Tota l $ 18 .473 ,68
a) Corresponde a créditos de las empresas
Subdistribuidoras de gas, surgidos como consecuencia
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de la aplicación, por parte del Ente, del excedente
presupuestario del Ejercicio 1998 a la Tasa de
Fiscalización determinada para el Año 1999
(Resolución ENRG Nº 1267, de fecha 14/10/99 ), y
por pagos efectuados en exceso.
Estos créditos, de acuerdo al Artículo N° 5 de la
citada Resolución, serán aplicados al pago de la
Tasa de Fiscalización y Control establecida para el
Ejercicio 2.000.
5.7 Fondos de Terceros y en Garantía
Su composición al cierre es la siguiente:
Depósitos por Multas
en Caución $ 2.000,00 a)
Depósito en Garantía
Invers. Obligatorias $ 656.113,00 b)
Total Fondos en Garantía $ 658.113,00
Dep. por Auditorías de
Tasas y Cargos a Licenc. $ 869.150,61 a)
Reemplazo de Cilindros
GNC Res. ENRG 600 y 690/98 $ 490.306,43 a)
Anticipo de Clientes $ 11.722,50 a)
Depósito en Consig. �
Valores en Cartera $ 21.058,57
Depósito en Consignación $ 75.000,00 b)
Multas Pendientes de Transfer.
a la Tesorería Gral de la Nación
al Cierre de Ejercicio $ 51.000,00
Total Fondos de Terceros $1.518.238,11
Total Fondos de Terceros
y en Garantía $2.176.351,11
a) Corresponde a la composición de los Fondos de
Terceros y en Garantía, depositados en la Cuenta
Corriente CUT Banco de la Nación Argentina -
Recaudadora Nº 2930/92; e incluye $ 7.820.- que
constituyen recaudación pendiente de depósito al
cierre del ejercicio.
b)Corresponde a los fondos depositados por las
Licenciatarias en Garantía de Cumplimiento de
Inversiones Obligatorias, como así también a
Depósitos en Consignación efectuados en dólares,
de acuerdo al siguiente detalle:
Depósitos constituidos en Dólares (Nota 3.1 )
Inversión Obligatoria Camuzzi
Gas Pamp. S.A. Expte.1208/95 $ 216.400,00
Depósitos en Consignación
Gas Natural Ban S.A. $ 75.000,00
Intereses devengados
sobre los fondos depositados $ 439.713,00
Tota l $ 731.113,00
5.8 Otras Previsiones a largo plazo
Previsión estimada ante eventuales futuros reclamos
con relación al Decreto N° 290/95.
6 Composición de los Rubros del Estado
de Recursos y gastos.
6.1 Tasa de Fiscalización y Control
Corresponde a la Tasa de Fiscalización y Control,
establecida en el Artículo N° 62 de la Ley Nº 24.076,
determinada por el Directorio del Ente para el Ejercicio
1999, en función del Presupuesto del Ejercicio
aprobado a través de la Ley Nº 25.064 y distribuido
por la Decisión Administrativa Nº 1/99-JGM.
6.2 Tasas y Derechos
Corresponde a la Tasa de Habilitación para los Sujetos
del GNC, y Derecho de inscripción al Registro de
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Comercializadores.
6.3 Venta de Obleas GNC
Corresponde a la Venta de Obleas de Control de
Habilitación para vehículos propulsados a GNC, de
acuerdo al sistema implementado a través de la
Resolución ENARGAS Nº 139/95.
6.4 Venta de Normas
Venta de Normas Regulatorias de la actividad gasífera,
publicadas por el Ente.
6.5 Otros
Resultado generado en Equipos de Comunicación
dados de Alta durante el Ejercicio en curso.
6.6 Transferencias
Se compone de la siguiente manera:
Transferencias al Sector Privado
a favor de la Universidad Argentina
de la Empresa (UADE) para
Actividades Científicas
o Académicas $ 4.000,00
Transf. Corrientes al Sector Público
a favor de la Facultad de Derecho
y Ccias. Sociales según convenio de
Asistencia con el Centro de Estudios
de la Actividad Energética (CEARE) $ 63.000,00
Tota l $ 67 .000 ,00
6.7 Contribuciones Otorgadas
Corresponden a Gastos Figurativos, en función del
Presupuesto del Ejercicio aprobado a través de la
Ley Nº 25064 y distribuido por la Decisión
Administrativa Nº 1/99-JGM. Durante el ejercicio
se efectuaron Contribuciones a la Administración
Nacional, Secretaría General de la Presidencia según
Decreto N° 993/96.
6.8 Otras Pérdidas
Resultado generado por la Desafectación de Bienes
de Uso durante el Ejercicio 1999.
7 Composición de los Rubros del
Pa t r imonio
7.1 Variaciones Patrimoniales Disposición CGN
N° 56/99
Corresponde al Ajuste Contable en la Valuación de
Inmuebles con motivo de la Tasación llevada a cabo
por el Tribunal de Tasación de la Nación por aplicación
de la Disposición CGN N° 56/99; según el siguiente
detalle:
Ajuste Amortización Acumulada
Edificios (Disminución) $ 15.379,84
Ajuste Neto Amortización
Acumulada Edificios $ 15.379,84
Ajuste Valor de Origen
Edificios (Disminución) $ -333.386,98
Ajuste Valor de Origen
Edificios (Aumento) $ 119.215,63
Ajuste Neto Valor
de Origen Edificios $ -214.171,35
Tota l $ -198.791,51
7.2 Resultado de Ejercicios Anteriores
Se compone del Total de Resultados Acumulados al
Inicio del Ejercicio 1999 y de Ajuste de Resultados
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de Ejercicios Anteriores, según el siguiente detalle:
Resultados Acumulados
al Inicio Ejercicio 1999 $ 4.854.002,52
Devolución Tasa
Fiscalización. y Control $ -183.17
Ejercicio 1998 � Coop.
Mariano Acosta Varios $ -233,61
Desafectación
Decreto N° 290/95 $ -321.439,21
Total Disminuciones
del Ejercicio $ -321.855,99
Desafectación de Deuda
Exigible Ejercicio 1998 $ 3.500,00
Desafectación
Decreto N° 290/95 $ 1.329.032,14
Total Aumentos del Ejercicio $ 1.332.532,14
Total Ajuste Resultado
Ejercicios Anteriores $ 1.010.676,15
Total Resultado
de Ejercicios Anteriores $ 5.864.678,67
8 Multas.
Se registraron contablemente la totalidad de las
multas impuestas por el Enargas en el Año 1999,
que ascendieron a $ 7.087.000.-, previsionándose
aquellas que al cierre se encontraban pendientes
de cobro.
Se registraron contablemente las multas impuestas
por las Licenciatarias a las estaciones de GNC, en
cumplimiento de la Resolución ENRG 93/94,
previsionándose aquellas que al cierre se encontraban
pendientes de cobro.
En cumplimiento del Artículo N° 31 de la Ley N°
24.447, fue depositada la suma de $ 676.148,50 en
concepto de las multas cobradas durante el Ejercicio
en la cuenta Nº 2510/46 del Banco de la Nación
Argentina perteneciente al TESORO NACIONAL. De
ese total $ 11.675,39 corresponden a multas
impuestas por las Licenciatarias en virtud de lo
dispuesto por la Resolución ENARGAS Nº 93/94 (GNC).
Asimismo $ 51.000.- corresponden a multas cobradas
pendientes de depósito a la Tesorería General de la
Nación al cierre del Ejercicio 1999.
Info
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Edificios 6.378.741,54 142.423,43 333.386,98 6.187.777,99 205.189,06 15.379,84 119.898,84 309.708,06 5.878.069,93
Rodados 40.649,00 33.289,00 0,00 73.938,00 33.428,40 0,00 10.267,60 43.696,00 30.242,00
Equipos de Comunicación 289.140,64 14.945,50 10.959,47 293.126,67 253.405,46 6.005,57 18.756,78 266.156,67 26.970,00
Equipos para Computación 1.874.772,23 70.842,95 25.715,87 1.919.899,31 1.342.648,84 25.706,87 291.862,34 1.608.804,31 311.095,00
Muebles y Maq. de Oficina 1.644.227,09 29.307,25 382,00 1.673.152,34 690.810,27 229,20 165.447,82 856.028,89 817.123,45
Equipos Educac.y Recreat. 171.093,13 15.911,61 122,22 186.882,52 113.513,28 73,33 35.902,13 149.342,08 37.540,44
Equipos Varios 293.611,98 32.668,58 0,00 326.280,56 75.812,72 0,00 36.566,41 112.379,13 213.901,43
Bibliotecas 15.512,60 5.789,60 0,00 21.302,20 0,00 0,00 0,00 0,00 21.302,20
Sala de Audiencias 94.984,10 0,00 0,00 94.984,10 75.987,28 0,00 18.983,82 94.971,10 13,00
TOTAL 1 0 . 8 0 2 . 7 3 2 , 3 1 3 4 5 . 1 7 7 , 9 2 3 7 0 . 5 6 6 , 5 4 1 0 . 7 7 7 . 3 4 3 , 6 9 2 . 7 9 0 . 7 9 5 , 3 1 4 7 . 3 9 4 , 8 1 6 9 7 . 6 8 5 , 7 4 3 . 4 4 1 . 0 8 6 , 2 4 7 . 3 3 6 . 2 5 7 , 4 5
CuentaPrincipal
NetoResultante
Valoresal comienzodel Ejercicio
Aumentos Disminuciones
Valoresal cierre
del Ejercicio Bajas Acumuladas alcierre
Depreciaciones
DelEjercicio
Al inicio
ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Estados Contables al 31 de Diciembre de 1999 - Anexo I: Bienes de Uso - En Pesos
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999
Tema
Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por METROGAS S.A. c/la Resolución ENARGASNº 441/97.Constitúyese servidumbre de paso a favor de la Prov. de Entre Ríos � Gto. aprox. Cdad. de Diamante.Constitúyese servidumbre a favor de la Prov. de Entre Ríos � Gasoducto Troncal Provincial.Constitúyese servidumbre a favor de la Prov. de Entre Ríos � Gasoducto a la Ciudad de VillaguayConstitúyese servidumbre a favor de la Prov. de Entre Ríos � Gasoducto Troncal Provincial.Constitúyese servidumbre a favor de la Prov. de Entre Ríos � Gasoducto de aproximación a la Ciudad deVictoria.Constitúyese servidumbre a favor de la Prov. de Entre Ríos - Gasoducto Troncal Provincial.Apruébase para TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE el factor de inversión K que será de aplicación enel primer semestre de 1999 y los Cuadros Tarifarios para los servicios de transporte de gas (actualizadossegún PP).Apruébase para TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. el Factor K que será de aplicación en el primersemestre de 1999 y los Cuadros Tarifarios para los servicios de transporte de gas (actualizados según PPI).Apruébase para METROGAS S.A. el factor K que será de aplicación en el primer semestre de 1999 y losCuadros Tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Apruébase para GAS NATURAL BAN S.A. el factor de inversión K que será de aplicación en el primersemestre de 1999 y los Cuadros Tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Apruébase para DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. el factor K que será de aplicación en el primersemestre de 1999 y los cuadros tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Apruébase p/DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. el Factor de Inversión K que será de aplicación en elsemestre de 1999 y los cuadros tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Apruébanse los Cuadros Tarifarios correspondientes a GAS NEA S.A. Vigencia: 1/1/99.Apruébase para GASNOR S.A. el factor de inversión K que será de aplicación en el 1º semestre de 1999y los Cuadros Tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Apruébase para CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. el factor de inversión K que será de aplicación en el 1ºsemestre de 1999, los Cuadros Tarifarios (actualizados según PPI) para el servicio de distribución de gasy los Cuadros Tarifarios Diferenciales.Apruébanse los Cuadros Tarifarios y los Cuadros Tarifarios Diferenciales correspondientes a DISTRIGAS S.A.Vigencia: 1/1/99.Apruébanse los Cuadros Tarifarios correspondientes a REDENGAS S.A. . Vigencia :1/1/99.Apruébanse los Cuadros Tarifarios para: COARCO, Coop. Tostado, Coop. Carnerillo, Coop. F.E.L., Cía de Gasde la Costa, EMGASUD e HIDENESA.Apruébanse asimismo los Cuadros Tarifarios Diferenciales correspondientes a HIDENESA.Vigencia: 1/1/99Apruébase para CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. el factor de inversión K que será de aplicación en el 1ºsemestre de 1999, los Cuadros Tarifarios (actualizados según PPI) para el servicio de distribución de gasy los Cuadros Tarifarios Diferenciales.Apruébase para LITORAL GAS S.A. el factor K que será de aplicación en el primer semestre de 1999 y losCuadros Tarifarios para el servicio de distribución de gas (actualizados según PPI).Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR - Gasoducto Viedma. (Expte. 4269)Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR - Gasoducto Viedma (Expte. 4270)Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Viedma. (Expte. 4281)Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Viedma. (Expte. 4282)
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893 6/1894 6/1895 6/1896 6/1897 6/1
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999 / Continuación /
Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Lib. Gral. SanMartín. (Expte. 4283)Sanciónase a METROGAS S.A. con apercibimiento, ya que procedió a habilitar instalaciones sin haberseaprobado previamente los planos correspondientes.Sanciónase a DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. con una multa de $ 15.000, por incumplimientode lo establecido en Sección 723 de la NORMA NAG -100.Sanciónase a DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. con una multa de $ 20.000, por incumplimiento delo establecido en la Sección 723 de la Norma NAG-100.Sanciónase a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. con una multa de $ 20.000 por incumplimiento de loestablecido en la Sección 723 de la Norma NAG-100.Sanciónase a CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. con una multa de $ 20.000 por incumplimiento de loestablecido en la Sección 723 de la Norma NAG-100.Sanciónase a GAS NATURAL BAN S.A. con una multa de $ 20.000 por incumplimiento de lo establecidoen la Sección 723 de la Norma NAG-100.Sanciónase a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. por incumplimiento de su obligación de control establecida enel Anexo XXVII del Contrato de Transferencia.Sanciónase a GASNOR S.A. con una multa de $ 15.000 por incumplimiento de lo establecido en laSección 723 de la Norma NAG-100.Sanciónase a COOP. de ELECTRICIDAD, otros SERVICIOS y O. PÚBLICAS DE SUIPACHA (J.J. ALMEYRA LTDA)con una multa de $4.000 por negligencia en el control del cumplimiento de la Normativa TécnicaVigente - Disposiciones y Normas Mínimas p/la Ejecución de Instalaciones Domiciliarias de Gas.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. c/la Resolu-ción ENARGAS Nº 759/98.Sanciónase a METROGAS S.A. con una multa de $ 15.000 por incumplimiento de lo establecido en laSección 723 de la Norma NAG -100.Autorízase a DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. a partir del 1/10/98, a aplicar el procedimientodefinitivo referente a la incidencia tarifaria de la contribución de inspección de la Municipalidad deOncativo, Pcia. de Córdoba.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. �Gto. CampoDurán-Bs.As-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. �Gto. LoopCampo Durán-Bs.As.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. �Gto. CampoDurán-Bs.As-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. �Gto. CampoDurán-Bs.As-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � GasoductoChumbicha-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � GasoductoChumbicha-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto LaGuardia -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � GasoductoEsquiú -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto LomaNegra -.
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Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � GasoductoLoma Negra -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � GasoductoLoma Negra -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto aRecreo -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto aCatamarca -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto aCatamarca -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto aCatamarca -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gto Chumbicha-Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. � Gasoducto aCatamarca -.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gasoducto a LaRioja-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gto. SubramalAlimentación a Chumbicha-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gto. Medanito-Catriel-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. a Fernández Oro-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. a Urundel del Valle-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. a Empresa Quilmes-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gto. Transferen-cia Fernández Oro a Neuba I-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. Huincul-Conesa-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. Huincul-Conesa-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. Villa Regina-OttoKrausse-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. Huincul-Conesa-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. Choele-Choel-Pomona-Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto. a Lamarque-.Constitúyese servidumbre de paso a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gto.Choele Choel-Pomona-Desígnase representantes del ENARGAS en la jurisdicción de la Pcia. de Tucumán para actuar en todoslos juicios y actuaciones administrativas en que sea parte o tenga interés.Sanciónase con una multa de $ 5.000 a GAS NATURAL BAN S.A. por cobro de cargos indebidos.Sanciónase con una multa de $ 10.000 a METROGAS S.A. por cobro de cargos indebidos.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por la DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº 604/98.Recházase parcialmente el Recurso interpuesto por METROGAS S.A. contra la Nota ENRG/GD/GDyE/GALNº 2352/98 (tareas correspondientes a cargos aprobados).Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN S.A. contra el Proveídode fecha 27/7/98 respecto Caso Vandenfil.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. c/ la Resolu-ción ENARGAS Nº 609/98.
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945 1/2946 1/2
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950 1/2951 1/2952 1/2953 1/2
954 1/2955 1/2956 1/2
957 1/2958 1/2959 1/2960 1/2961 4/2
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999 / Continuación /
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999 / Continuación /
Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. c/la ResoluciónENARGAS N º 608/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por Distribuidora de Gas Cuyana S.A. contra laResolución ENARGAS Nº 605/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GASNOR S.A. contra la Resolución ENARGASNº 606/98.Desestímase la pretensión de GASNOR S.A., declarándose formalmente improcedente la aplicación delAjuste Tarifario previsto en el Art. 41 de la Ley 24.076 y en el Punto 9.6.2 de las RBL.Rectifícase la referencia realizada en el VISTO de las Resoluciones ENARGAS Nº601,602,603,604,605,606y 607, sustituyéndose por la mención del Expte. Nº 3653.Constitúyese servidumbre de paso a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., GasoductoCampo Durán � Bs. As.Constitúyese servidumbre de paso a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Subramal SUR.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por Camuzzi Gas Pampeana contra la ResoluciónENARGAS Nº564/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. c/la ResoluciónENARGAS Nº563/98.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio La Fronterita.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio La Providencia.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio San Pablo.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto ERP LA ISLA � R 38.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. �Gasoducto a Ingenio La Fronterita.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Papel del Tucumán.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Refuerzo Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Subramal Sur.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR � Gasoducto a Tafí Viejo.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Anillo IndustrialConstitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Subramal Sur.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio La Corona.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio Santa BárbaraConstitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto CampoDurán � Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto del Este.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto del Este.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Ingenio La Florida.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto LoopCampo Durán � Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a Usina Independencia.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto CampoDurán � Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto Loop
Campo Durán � Buenos Aires.
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969 18/2
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977 10/3978 10/3979 10/3980 10/3981 10/3982 10/3983 10/3984 10/3985 10/3986 10/3987 10/3988 10/3989 10/3990 10/3991 10/3
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1001 10/31002 10/31003 10/31004 10/31005 10/31006 10/3
1007 10/31008 10/31009 10/31010 24/3
1011 9/41012 9/4
1013 14/4
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1015 23/4
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Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A.� Gasoducto Refuerzo Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE � Gto. Tucumán Sur.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gto. Tucumán Sur.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Refuerzo Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE � Gasoducto Campo Durán� Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Refuerzo Anillo Industrial.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto a SIMOCA.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. � Gasoducto Refuerzo Anillo Industrial.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GASNOR S.A. c/ lo dispuesto en la Resolu-ción ENARGAS Nº 820.Fíjase el 2º anticipo de la tasa de fiscalización y control correspondiente a 1999 de $ 5.000.000 .Sanciónase con una multa de $ 5.000 a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. por haber ingresado al inmueblepropiedad de la �Estancia Puerto Lobos�, sin consentimiento de su propietario.Sanciónase con una multa de $ 15.000 a GASMARKET y de $ 15.000 a GASNOR S.A. en virtud de haberincurrido ambas empresas en el incumplimiento del art. 34 y 52 de la Ley Nº 24.076.-Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN S.A. c/lo dispuesto en laResolución ENARGAS Nº 765.Autorízase el acuerdo de extensión en los términos proyectados por TRANSPORTADORA DE GAS DELNORTE Y CÍA. ENTRERRIANA DE GAS.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por METROGAS S.A. contra la ResoluciónENARGAS Nº 768.Sanciónase con una multa de $100.000 a TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. por haberincurrido en el incumplimiento de lo establecido en el Cuadro I del punto 1B �Corrrosión externa delrevestimiento asfáltico� del Apéndice 1 y de los artículos 4.2.4., 4.2.5, 4.2.13 y 5.1. de las RBL.Sanciónase con una multa de $ 5.000 al Productor de Equipo Completo ZAPANNI y Asoc. S.R.L. Seefectúa un llamado de atención al Representante Técnico.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por REDENGAS S.A. contra la ResoluciónENARGAS Nº 695/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NEA S.A. contra la Resolución ENARGASNº 891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por LITORAL GAS S.A. contra la ResoluciónENARGAS Nº 891/98.Sanciónase con una multa de $ 5.000 a CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. en razón de haber incumplidocon lo establecido en el Art. 16 inc. b) y c) de la Ley 24.076 , art. 8.1.3.y Apéndice 1 de las RBL y laResolución ENARGAS Nº10/93.Sanciónase con una multa de $ 2.000 a COOPERATIVA MARIANO MORENO LTDA. por negligencia enel control del cumplimiento de la normativa técnica vigente (instalaciones domiciliarias).Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº891/98.Sanciónase con una multa de $ 5.000 al Productor de Equipo Completo DIFFER y efectúase un llamadode atención al Rep. Técnico.
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Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. contra la Reso-lución ENARGAS Nº891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GASNOR S.A. contra la Resolución ENARGASNº 891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. contra laResolución ENARGAS Nº891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN S.A. contra la ResoluciónENARGAS Nº891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por METROGAS S.A. contra la Resolución ENARGASNº891/98.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribuciónpor redes de GAS NATURAL BAN S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de LITORAL GAS S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de GASNOR S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de GAS NEA S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de subdistribuciónde gas por redes de. REDENGAS S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A . Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de gas por redes deCAMUZZI GAS DEL SUR S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de METROGAS S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de DISTRIGAS S.A. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a COMPAÑÍA DE GAS DE LACOSTA S.A. por los servicios de distribución de gas por redes para la red de propano butano indiluído dela MUNICIPALIDAD DE LA COSTA. Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a COARCO S.C.A. por los serviciosde subdistribución de gas por redes de propano butano indiluído de la localidad de Villa Gesell .Vigencia 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de subdistribuciónde gas de EMGASUD S.A. para la localidad de Dolores . Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de subdistribución de gaspor redes de HIDENESA S.A. para las localidades de ALUMINÉ, ANDACOLLO y LONCOPUÉ .Vigencia: 1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de subdistribuciónde gas presentados por la Cooperativa CARNERILLO. Vigencia :1/5/99.Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de subdistribuciónde gas de Cooperativa TOSTADO. Vigencia: 1/5/99.
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Apruébanse en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a COOPERATIVA F.E.L. por losservicios de subdistribución de gas por redes de propano-butano indiluído de la localidad de Laboulaye.Vigencia: 1/5/99.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por LITORAL GAS S.A. c/ la Resolución ENARGASNº 692/98.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. c/la Resolución ENARGAS N º 693/98.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por Distribuidora GAS NATURAL BAN S.A. c/ laResolución ENARGAS Nº 691/98.Desestímanse los Recursos de Reconsideración interpuestos por TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTEy LITORAL GAS S.A. contra lo dispuesto por la Resolución ENARGAS Nº 570/98.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto Regional SUR.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto a REGA.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto a SANFORD.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto a Los Molinos.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto a Casilda .Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto Regional Sur.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto CentroOeste.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. - Gasoducto a Elortondo.Constitución de servidumbres a favor de LITORAL GAS S.A. � Gasoducto a Chovet.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gto. Industria Piuquen.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gto. Mendoza � San Juan.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gto. Mendoza � San Juan.Constitución de servidumbres a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. - Gto. a Industria ERSA.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. - Gasoducto a San Luis.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto LasMargaritas.Constitución de servidumbres a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gasoducto Gigante.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto CentroOeste, Tramo Beazley � San Jerónimo.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., Gasoducto Centro-Oeste, Tramo Loma de La Lata � Beazley.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A., Gasoducto CENTROOESTE, Tramo BEAZLEY � San Jerónimo.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gasoducto a San Luis.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gasoducto GIGANTE.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto NEUBA II.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A., Gto. Gral. San Martín.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A., Gasoducto Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gto. Gral. San Martín.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cnel. Dorrego.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cnel. Suárez.
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Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Pigüé � Santa Rosa.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Puán.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Pigüé.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gasoducto NEUBA II.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cnel. Suárez.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Carhué.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Pigüé � Santa Rosa.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Parque Industrial.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Puán.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Trenque Lauquen.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a CASBAS.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Saliqueló.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por la DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº 891/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por la DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº 891/98.Sanciónase a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. con una multa de $ 25.000 en razón de haber incumplido conlo establecido en el Art. 21 de la Ley 24.076 y en el Cap. IV art. 4.2.3., 4.2.4. y 4.2.10 de las ReglasBásicas de la Licencia.Establécense los precios de cuenca y referencia correspondientes al período estacional que se extiendedel 1º de mayo al 30 de septiembre de 1999.Asígnanse los montos correspondientes a los fondos rotatorios de las Delegaciones Regionales y Agen-cias del ENARGAS.Modifícase el presupuesto del Ente Nacional Regulador del Gas para el ejercicio 1999.Apruébase con carácter provisorio el estudio que cuantifica la incidencia sobre la tarifa de la reducciónde los costos laborales presentados por GAS NEA S.A.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN S.A. y el de nulidadincoado por ENGER SRL contra lo dispuesto en la Resolución ENARGAS Nº 766/98.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN contra la ResoluciónENARGAS Nº 923/99.Desestímase el Recurso de Reconsideración incoado por GASNOR S.A. contra la Resolución ENARGAS Nº 925/99.Sanciónase con una multa de $ 2.000 a SERVICIOS DE GAS JUNÍN S.A. por negligencia en el control delcumplimiento de la normativa técnica vigente.Sanciónase con una multa de $ 10.000 a GAS NATURAL BAN S.A. por incumplimiento de lo establecidoen los Puntos 4.2.2., 4.2.3. y 4.2.4. de las Reglas Básicas de la Licencia.Autorízase a Distribuidora de GAS CUYANA S.A. a partir del 1/1/99 la aplicación del procedimientoreferente a la incidencia tarifaria de la contribución por servicios de la actividad comercial, Ind. y Serv.de la Municipalidad de Rawson, Pcia. de San Juan.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por la DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA contrala dispuesto en la Resolución ENARGAS Nº 920/99.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por Distribuidora GAS DEL CENTRO S.A. contra laResolución ENARGAS Nº 919/99.
1082 1/61083 1/61084 1/61085 1/61086 1/6
1087 1/61088 1/61089 1/61090 1/61091 1/61092 1/61093 1/61094 1/61095 1/61096 1/6
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Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por METROGAS S.A. contra la Resol. ENARGAS Nº 928/99.Recházase la solicitud de traslado a tarifa de la diferencia acumulada desde la toma de posesión en elMunicipio de Río Cuarto por el cambio de criterio respecto a la contribución que incide sobre laocupación de espacios del dominio público.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE � Gasoducto Loop SanJerónimo � Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto BahíaBlanca / Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto NEUBA II.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN � Gasoducto Ramal 47.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN � Gasoducto Linera Bonaerense.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN � Gasoducto Algodonera Flandria.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN � Gasoducto a E.R.P. Mercedes I.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE � Gasoducto CampoDurán � Buenos AiresConstitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A. � Gasoducto a Zárate.Constitución de servidumbres a favor de GAS NATURAL BAN S.A. � Gasoducto Campana � Zárate.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. � Gasoducto Loop SanJerónimo � Bs As.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gto. Gral. San Martín.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. - Gasoducto Neuba I.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto E.R.P. JuanCouste.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gto. Gral San Martín.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto � BahíaBlanca � Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Noroeste.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gto. Gral San Martín.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gasoducto NEUBA I.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - Gto. Cdro. Rivadavia � Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto BahíaBlanca - Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Liquid Carbonic.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Punta Alta.Constitución de servidumbre a favor de TRANPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.� Gto. Gral. San Martín.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cabildo.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto alimentación aCabildo � 2ª. etapa.-
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Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Neuba II.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Cnel. Suárez.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gto. a Sierra de la Ventana.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Tornquist.Constitución de servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto Cdro. Rivadavia �Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cnel. Dorrego.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR - Gasoducto Bahía Blanca� Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. � Gasoducto a Cnel. Pringles.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA � Gasoducto a Indio Rico.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR � Gto. Gral. San Martín.Fíjase un tercer anticipo de la tasa de fiscalización y control para el año 1999 de $ 3.000.000 a abonarpor cada Licenciataria de Transporte y Distribución .Recházanse los Recursos de Reconsideración interpuestos por GAS NATURAL BAN S.A., METROGAS S.A.,LITORAL, GASNOR S.A., DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. y DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.c/las Resoluciones ENARGAS Nº 666,667,668,671,669, 670 y 658/98.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A., titular de la licencia del gasoducto alimentación aPlanta Santiago del Estero.Autorízase a los Subdistribuidores cuya área de servicio comprenda la Pcia. de Buenos Aires a trasladara sus usuarios en su exacta incidencia, los mayores costos originados por la aplicación de la ResoluciónENARGAS Nº 544/97 de acuerdo a la metodología establecida en la misma.Sanciónase con apercibimiento a COOPERATIVA F.E.L. Ltda. por incumplimiento de las Reglas Básicas dela Licencia de Distribución. Dispónese que la Cooperativa deberá abonar a los usuarios afectados la sumaequivalente a un cargo fijo correspondiente al primer período, a los 15 días a partir de su notificación.Apruébase para METROGAS S.A. el factor de inversión que será de aplicación en el segundo semestre de1999 y, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución de gaspor redes (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase para LITORAL GAS S.A. el factor de inversión que será de aplicación en el segundo semestrede 1999 y, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase en forma provisoria los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes correspondientes a GASNOR S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase el factor de inversión que será de aplicación en el segundo semestre de 1999 y, en formaprovisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de Distribución de gas por redes deDISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase el factor de inversión que será de aplicación en el segundo semestre de 1999 y, en formaprovisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución de gas por redes deDISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.
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Apruébase, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas por redes de GAS NEA S.A. (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Considérase para TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. un factor de inversión K igual a cero parael segundo semestre de 1999 y apruébase los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios detransporte de gas (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase para TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. el factor de inversión K que será de aplicaciónen el segundo semestre de 1999 y los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de Transportede Gas (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios para REDENGAS S.A. correspondientes a los servi-cios de distribución de gas por redes (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Apruébase, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios de distribución degas propano indiluído por redes para COARCO � Coop. TOSTADO � Coop. CARNERILLO � Coop. LABOULAYE� CÍA. DE GAS DE LA COSTA � EMGASUD � DISTRIGAS � HIDENESA (actualizados según PPI).Vigencia: 1/7/99.Apruébase para GAS NATURAL BAN S.A. el Factor de inversión que será de aplicación en el segundosemestre de 1999 y, en forma provisoria, los Cuadros Tarifarios correspondientes a los servicios dedistribución de gas por redes (actualizados según PPI). Vigencia: 1/7/99.Déjase sin efecto la aplicación de la Resolución ENARGAS Nº 582 y la Nota ENARGAS Nº 2549/98 apartir del 1/6/99.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A., titular de la licencia del GASODUCTO a La Banda.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE, titular de la Licencia deTransporte del Gasoducto Campo Durán � Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A., titular de la licencia de Distribución del Gasoductoa Ciudad de Frías.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. �Gasoducto Santiago del Estero.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Filo Morado � Chos Malal.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto TransferenciaFernández Oro a Neuba I.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Villa Regina � Otto Krause.Constitúyese servidumbre a favor de Gasoducto Interconexión con Neuba I.Constitúyese servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. � Gasoducto Gigante.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto GeneralLibertador San Martín.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto Gaiman.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. � Gasoducto GeneralLibertador San Martín.Recházanse los Recursos de Reconsideración interpuestos por LITORAL GAS S.A. contra la Nota ENRGNº2626/98 y la Orden Regulatoria de fecha 30/7/99.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por LITORAL GAS S.A. contra la Resolución ENARGASNº 912.Regulación acerca de dispositivo de seguridad para artefactos a gas.Apruébase la �Norma de Aprobación para conjuntos puerta-marco de gabinetes o nichos que alojan alsistema de regulación � medición� - NAG 137.Autorízase la inclusión de la reducción de las contribuciones a/c de los empleadores establecidas por laLey y el Decreto PEN Nº 1520 en la facturación de los usuarios del servicio de gas.
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Desestímase la denuncia de ilegitimidad presentada por la Compañía de Gas de la Costa S.A. contra laResolución ENARGAS Nº 626.Establécese en forma definitiva el sistema de control mediante indicadores de Calidad del Servicio(Reglamentación, Indicadores de Calidad del Servicio Comercial de Distribución, Indicadores de Calidaddel Servicio Técnico de Distribución e Indicadores de Calidad del Servicio Técnico de Transmisión)Sanciónase con una multa de $ 10.000 a GASNOR S.A. por Incumplimiento de la obligación de controlestablecida en el Anexo XXVII de su Contrato de Transferencia.Sanciónase con una multa de $ 25.000 a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. por incumplimiento de loestablecido en los Arts. 4.2.2. y 4.2.3. de las Reglas Básicas de la Licencia.Sanciónase con una multa de $ 10.000 a CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. por negligencia en el control delcumplimiento de las Disposiciones y Normas Mínimas para la Ejecución de Instalaciones Domiciliarias de Gas.Sanciónase con una multa de $ 10.000 a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. por negligencia en el control delcumplimiento de las Disposiciones y Normas Mínimas para la ejecución de instalaciones domiciliarias de gas.Sanciónase con una multa de $ 2.000 a DISTRIGAS S.A. por negligencia en el control del cumplimientode las Disposiciones y Normas Mínimas para la ejecución de instalaciones domiciliarias de gas.Sanciónase con una multa de $ 20.000 a LITORAL GAS S.A. por incumplimiento de lo establecido en losarts. 4.2.2. y 4.2.3. del Régimen de Prestación del Servicio de las Reglas Básicas de la Licencia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gasoducto Chumbicha � La Rioja.Modifícase el presupuesto del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS para el Ejercicio 1999.Apruébase el Procedimiento de Operación del Servicio ED en Pacheco a través del PM 239 (TGS) y el PMP5540 (TGN): y en Rodríguez a través del PM 240 (TGS) y el PM R 5320 (TGN).Constitúyese servidumbre de paso de Gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A., GasoductoComodoro Rivadavia - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoLaprida.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca-Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto General San Martín.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto ParaleloCampo Durán - Tucumán.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto paraleloCampo Durán - Tucumán.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto paraleloCampo Durán - Tucumán.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Guemes.
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Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a El Bordo.Constitución de servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Cobos - Boroquímica.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoTres Arroyos.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE - Gasoducto Paralelo CampoDurán - Tucumán.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoGonzález Chaves.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoRamal a Tres Arroyos.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto a Rosario dela Frontera.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. - Gasoducto ParaleloCampo Durán - Tucumán.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Cobo- Boroquímica.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Cobos - Lagunilla.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A.. Gasoducto a Güemes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoMaría Ignacia Vela.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. Gasoducto a Santa Ana.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Interconexión.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto Boronorte.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto San Agustín - Tramo I.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Cooperativa de Productores Tabacaleros.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR - Gasoducto Ciudad Milagro.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Tolvas.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Finca.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto San Agustín - Tramo 2.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Ayacucho.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a San Agustín - Ramal 1.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a San Agustín - Ramal 2.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a San Agustín - Ramal 3.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a San Agustín - Ramal 4.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a San Agustín - Ramal 5.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A.- Ramal 6.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Finca La Patricia.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Finca El Huaico.Constitúyese servidumbre a favor de GASNOR S.A. - Gasoducto a Finca San Martín de Tours.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Tandil.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.Gasoducto a Microonda Nº 27.
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Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - GasoductoFuerza Aérea.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoTandil - Mar del Plata.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoSubramal a Ayacucho.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto General San Martín.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoRauch.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gasoducto aAyacucho.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Gral. San Martín.Pautas generales y procedimientos técnicos provisorios para la elaboración e implementación de unreglamento de revisiones periódicas de artefactos de los usuarios residenciales para prevenir accidentespor emanaciones de monóxido.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR - Gto. Puerto Deseado.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Libertador Gral. San Martín.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - GasoductoColector D.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Libertador Gral. San Martín.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR -Gasoducto Loop L302A.Sanciónase a TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. por el siniestro ocurrido en la localidad de LasMesitas, Provincia de Salta, con multas por un monto total de $ 5.600.000 por distintos incumplimien-tos de la Reglas Básicas del Transporte.Desígnase representante para actuar en sede administrativa y judicial en jurisdicción de la Pcia. de Sta. Fe.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR, Gasoduc-to Libertador General San Martín.Recházanse los Recursos de Reconsideración interpuestos por TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.contra las Resoluciones Nº900 y 1169.Recházanse los Recursos de Reconsideración interpuestos por LITORAL GAS, METROGAS, DISTRIBUIDORADE GAS CUYANA, DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO y GAS NATURAL BAN contra las Notas Nº 1938/99, 1982/9 y 2123/99.Fíjase la Tasa de Fiscalización y Control para el año 1999 en la suma de $ 22.000.000.-.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Libertador General San Martín.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - GasoductoComodoro Rivadavia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoLoop Azul - Llavallol.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Lobos.
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Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. -Gasoducto Campo Durán - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de GAS NATURAL BAN S.A. - Gto. a Los Horneros.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de GAS NATURAL BAN - Gasoducto PlantaOdorizanteConstitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoChilar.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gasoducto aSaladillo.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gasoducto a25 de mayo.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoRoque Pérez.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto -03025.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoLoop Azul - Llavallol.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoComodoro Rivadavia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - GasoductoComodoro Rivadavia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A - GasoductoLoop - Lavallol.Aprúebase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de GASNOR SA y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo/setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de LITORAL GAS S.A. y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo/setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de GASNEA S.A. y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo/setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de REDENGAS S.A y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de GAS NATURAL BAN S.A. yen forma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de DISTRIBUIDORA DE GAS DELCENTRO S.A. y en forma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de METROGAS S.A. y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de DISTRIBUIDORA DE GASCUYANA S.A. y en forma definitiva los correspondientes al período mayo-septiembre 1999.
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Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios de HIDENESA S.A. y en forma definitiva los corres-pondientes al período mayo-septiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A.y en forma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de CAMUZZI GAS PAMPEANAS.A. y en forma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Sanciónase a GAS NEA S.A. con una multa de $ 5.000 en razón de haber incumplido con lo establecidoen la reglamentación relativa a señalización y vallado de obras en la vía pública y los puntos 8,9,10 y11 de la Norma GE-N1-136.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de COOPERATIVA F.E.L. y enforma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase los cuadros tarifarios para el período estival de DISTRIBUIDORA GESELL S.A. y en formadefinitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase los cuadros tarifarios para el período estival de EMGASUD S.A. y en forma definitiva loscorrespondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase los cuadros tarifarios para el período estival de COOP. CARNERILLO y en forma definitiva loscorrespondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase los cuadros tarifarios para el período estival de COMPAÑÍA DE GAS DE LA COSTA S.A. y enforma definitiva los correspondientes al período mayo-setiembre 1999.Apruébase en forma provisoria los cuadros tarifarios para el período estival de COOPERATIVA TOSTADO.Apruébase los cuadros tarifarios para el período estival de DISTRIGAS S.A. y en forma definitiva loscorrespondientes al período mayo-setiembre 1999.Desestímase el Recurso de Reconsideración interpuesto por LITORAL GAS S.A. y la denuncia de ilegiti-midad presentada por el Comité Ejecutivo del Programa de propiedad participada de esa Licenciataria,ambos contra la Nota ENRG Nº 772.Autorízase a la Coop. de Hernando Ltda. a operar como Subdistribuidor en la localidad de HERNANDO,Pcia. de Córdoba, en el área de la licencia de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.Establécense los precios de referencia y cuenca correspondientes al período estacional que se extiendedel 1/10/99 al 30/4/2000 .Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Lib. Gral. San Martín.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto 03025.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR -Gasoducto Bahía Blanca - Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - Gasoducto Comodoro Rivadavia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - GasoductoNecochea.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - Gto. Loma Negra.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA � GasoductoMaría Ignacia.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Neuba II.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - Gto. Pehuajó.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Henderson.
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Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. - Gto. Bolívar.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA - Gto. Ramal a Bolívar.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - Gasoducto SanMartín de los Andes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - GasoductoSubramal alimentación a San Martín de los Andes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - Gasoducto SanMartín de los Andes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - GasoductoSubramal alimentación a San Martín de los Andes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - Gasoducto aSan Martín de los Andes.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. - Gasoducto aSan Martín de los Andes.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. contra laResolución ENARGAS Nº 1012.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por LITORAL GAS S.A. contra el proveído de fecha19/8/99.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por CAMUZZI GAS PAMPEANA y CAMUZZI GASDEL SUR contra las Resoluciones ENARGAS Nº676 y 677.Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Provincia de Entre Ríos �Gto. Aprox.Macia (GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. Gualeguay(GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto.Aprox. Oro Verde(GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. VillaLibertador Gral. San Martín (GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. Villa Elisa(GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. ParqueIndustrial Gualeguaychú (GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. Urdinarrain(GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. SanSalvador (GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. Basavilbaso(GAS NEA S.A.).Constitúyese servidumbre de paso de gasoducto a favor de la Pcia. de Entre Ríos �Gto. Aprox. MaríaGrande (GAS NEA S.A.).Autorízase a LITORAL GAS S.A. a aplicar un procedimiento respecto a la incidencia tarifaria del derechode registro e inspección del Municipio de Pérez, Pcia. de Santa Fe.Autorízase a DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. a aplicar un procedimiento referido a la inciden-cia tarifaria de la contribución que influye sobre el comercio, la industria y las empresas de serviciosdel Municipio de Río Cuarto, Pcia. de Córdoba.
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Autorízase a LITORAL GAS S.A. a aplicar un procedimiento respecto a la incidencia tarifaria de la tasa porinspección de seguridad e higiene del Municipio de Pergamino, Pcia. de Bs As.Sanciónase a TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. con una multa de $ 390.000 por haberincurrido en el incumplimiento de lo establecido en el Cuadro 1 del Apéndice 1 en relación a lainspección interna, relevamiento e informe de los gasoductos con revestimiento asfáltico de las RBL.Sanciónase a CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. con una multa de $ 90.000 por no haber cumplido con lameta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. con una multa de $ 80.000 por no haber cumplido con lameta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a METROGAS S.A. con una multa de $80.000 por no haber cumplido con la meta física dealcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a GASNOR S.A. con una multa de $ 80.000 por no haber cumplido con la meta física dealcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a GAS NATURAL BAN S.A. con una multa de $ 80.000 por no haber cumplido con la metafísica de alcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a la DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. con una multa de $ 80.000 por no habercumplido con la meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CUYANA S.A.contra la Resolución ENARGAS Nº 771/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.contra la Resolución Nº 770/98.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GASNOR S.A. contra la Resolución ENARGASNº 773/98 y Nota ENRG Nº 3504/98.Sanciónase a LITORAL GAS S.A. con una multa de $ 85.000 por no haber cumplido con la meta física dealcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistema.Sanciónase a la DISTRIBUIDORA DE GAS CUYANA S.A. con una multa de $ 80.000 por no habercumplido con la meta física de alcanzar el 100% en el nivel de protección catódica de su sistemalicenciado al final del quinquenio 1993-1997.Sanciónase a METROGAS S.A. con una multa de $ 10.000 en virtud de su inobservancia a los puntos4.2.2. y 4.2.3. de las RBL.Contraprestación a usuarios por redes transferidos durante el año 1998 (trámites iniciados por Resolu-ción ENARGAS Nº44/94).Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Bahía Blanca- Buenos Aires.Constitúyese servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.- Gasoducto a Gral. Alvear.Constitúyese servidumbres a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.-Gasoducto a Tapalqué.Constitúyese servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. -Gasoducto CampoDurán -Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A. �Gasoducto a Capitán Sarmiento.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A -Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A.-Gasoducto a San Sebastián.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A. -Gasoducto a San Andrés de Giles.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A -Gasoducto San Antonio de Areco-SanAndrés de Giles.
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Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.-Gasoducto a Baradero.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.-Gasoducto Loop SanJerónimo-Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.-Gasoducto a FIPLASTO.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.-Gasoducto a Chacabuco.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a Arrecifes.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Salto.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. �Gasoducto a Arrecifes.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a Ramallo.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. -Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gto. a Rincón Chico.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. -Gto. a San Martín de los Andes.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto a E.R.P.Piedra del Aguila.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto a PichiPicún Leufú.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Cordillerano.Constitución de servidumbres a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A -Gasoducto Cordillerano.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Cordillerano.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Zapala-Covunco.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gasoducto Huincul-Zapala.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. �Gasoducto Huincul-Zapala.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Cordillerano.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Huincul�Zapala.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.-Gasoducto Cordillerano.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -Gto. a Gral. Cabrera.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -Gasoducto a AceiteraGral. Cabrera.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gasoducto a Leones.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. �Gto. a Marcos Juárez.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -Gto. a Gral. Roca.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -Gto. a Gral. Deheza.Constitución de servidumbre a favor de DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A. -Gasoducto a AceiteraGral. Deheza.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GAS NATURAL BAN S.A. contra la ResoluciónENARGAS Nº769.Sanciónase a EMGASUD S.A. con apercibimiento por su inobservancia a lo dispuesto en el Art. 4.1.16 delas Reglas Básicas de la Licencia.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. -Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto E.R.P. San Pedro.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a ERP San Pedro.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. �Gasoducto a Arrecifes.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a GNC Shell.
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999 / Continuación /
Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a Papel Prensa.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.�Gasoducto a ARCOR.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.-Gasoducto a PREAR.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto 07-350.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A.-Gasoducto CampoDurán - Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.� Gasoducto 07-340.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A �Gasoducto 07-345.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A.. -Gasoducto a SOMISA.Constitución de servidumbre a favor de LITORAL GAS S.A. -Gasoducto a ERP 25-5.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A. -Gasoducto a Las Heras - Primera Etapa.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.-Gasoducto a Navarro.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.�Gasoducto a Chascomús.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Gral. Belgrano.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Parque Industrial.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto a Neuba II.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto LibertadorGral. San Martín.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Loop Azul �Llavallol.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gto. a ERP-Ezeiza.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Brandsen.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. �Gasoducto L2-01C-030.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto Cdro. Rivadavia-Buenos Aires.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Miramar.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gto. Tandil - Mar del Plata.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Ciudad de Batán.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Mar del Plata.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a ERP-México yRodríguez Peña.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gto. Tandil - Mar del Plata.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Miramar.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. �Gasoducto Barker-Necochea.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A -Gasoducto a Lobería.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Nicanor Olivera.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto Barker-Necochea.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A.-Gasoducto a J.N. Fernández.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A -Gasoducto a Quequén.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. -Gasoducto Lib. Gral.San Martín.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto Loop Azul-Llavallol.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto del By Pass.Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. -Gasoducto a Gorchs.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gasoducto BahíaBlanca - Buenos Aires.
1402 28/121403 28/121404 28/121405 28/121406 28/12
1407 28/121408 28/121409 28/121410 28/121411 28/121412 28/121413 28/121414 28/121415 28/121416 28/121417 28/12
1418 28/121419 28/121420 28/121421 28/121422 28/12
1423 28/121424 28/121425 28/121426 28/121427 28/12
1428 28/121429 28/121430 28/121431 28/121432 28/121433 28/121434 28/121435 28/121436 28/12
1437 28/121438 28/121439 28/121440 28/12
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS - 1999 / Continuación /
Constitución de servidumbre a favor de CAMUZZI GAS PAMPEANA S.A. �Gasoducto a Lobos.Constitución de servidumbre a TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gasoducto NEUBA II.Constitución de servidumbre a favor de TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A. �Gasoducto NEUBA II.Constitución de servidumbre a favor de GAS NATURAL BAN S.A. -Gasoducto a Las Heras.Desestímase parcialmente el Recurso de Reconsideración interpuesto por la DISTRIBUIDORA DE GASCUYANA S.A. contra la Resolución ENARGAS Nº 1108 y autorízase a aplicar el procedimiento referido alrecupero de la contribución por servicios a la actividad comercial, industrial y servicios de la Municipa-lidad de Rawson, Pcia. de San Juan.Recházase el Recurso de Reconsideración interpuesto por GASNOR S.A. contra la Resolución ENARGASNº 971/ 99.Fíjase un anticipo a cuenta de la Tasa de Fiscalización y Control que oportunamente se determine parael año 2000.Apercibimiento a la empresa GNC HERNANDO BONARDI e HIJOS por violación de la Resolución ENARGASNº139/95.Sanciónase a la empresa OLIVERO GAS S.A. con una multa de $ 2.000 por diversos incumplimientosdetectados por auditoría técnica.
1441 28/121442 28/121443 28/121444 28/121445 29/12
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Anexo II | Resoluciones ENARGAS en Materia Jurisdiccional - 1999
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Reclamo Nº 10281/97. Caso �Juan C. Magliola c/ Metrogas S.A. s/ Recurso Jerárquico c/ Resolución deFuncionario Interviniente�.Reclamo DRCU Nº465. Caso �Coronel, Aurelio Walter c/ Distribuidora de Gas Cuyana S.A. s/ RecursoJerárquico c/ Resolución Funcionario Interviniente.�Reclamo Nº 12624. Caso �Ampra Group S.A. c/ Metrogas S.A. s/ Recurso Jerárquico�Anulada por error de sistema.�Asociación Civil Club Newmann c/ Gas Natural Ban S.A. � Se declara de aplicación la Ley Nº24.348 yse reconoce la propiedad de la Asociación Civil Club Newman s/ las instalaciones destinadas a laprovisión de gas natural por redes ubicadas en el Club Newman.Reclamo ENARGAS Nº 8099/96. Caso �Romero Alejandro Marcelo c/Metrogas S.A. s/ Recurso Jerárquicoc/ Resolución Funcionario Interviniente.��Gas del Sur S.A. c/ Distribuidora de Gas Cuyana S.A. s/construcción, propiedad y operación delemprendimiento de gas para abastecer al os Barrios Matilde y Echevarrieta �San Rafael, Mendoza�Determínase que la Distribuidora de Gas Cuyana S.A. deberá tener a su cargo la construcción, propiedady operación de la obra, a iniciarse en forma inmediata, y se insta a las partes a negociar la transferencia.Se imputan incumplimientos a ambas partes.Reclamo ENARGAS Nº 13.220. �CANDILORO, Hugo c/ METROGAS S.A. s/ Recurso Jerárquico c/ decisióndel Funcionario Interviniente.��Heraclio Eusebio Toranza c/ Distribuidora de Gas Cuyana S.A.�Confírmase la sanción de suspensión por el término de 6 meses en el Registro de Instaladores aplicadapor la Distribidora de Gas Cuyana S.A. al instalador matriculado Sr. Heraclio Eusebio Toranza.�Municipalidad de Villa Gesell y otro c/ Camuzzi Gas Pampeana S.A. s/ operación y mantenimiento de lasinstalaciones existentes y que se ejecuten en la Cdad. de Villa Gesell�. Se otorga autorización definitivacomo Subdistribuidor en la Ciudad de Villa Gesell a la firma COARCO S.C.A.Diferendo entre �TRANSPORTADORA DE GAS DEL NORTE S.A. y DISTRIBUIDORA DE GAS DEL CENTRO S.A.s/ Estación de Medición Gasoducto Valle de Punilla�. Se establece que la conexión y las instalacionescompletas correspondientes a las Estaciones de Medición en el Gasoducto Valle de Punilla deberánrealizarse según los criterios de diseño que TGN haya seleccionado p/las instalaciones cuyo manteni-miento y operación tendrá a cargo y la totalidad de dichos costos, excepto los de telemedición, será acargo total y exclusivo del solicitante CENTRO.�Cooperativa de Provisión de Servicios Telefónicos, otros Servicios Públicos y Consumo Mariano AcostaLtda. c/ Gas Natural Ban S.A.�. Determínase que Gas Natural Ban S.A.. deberá abonar a la Cooperativa porla transferencia de las instalaciones que debía operar hasta el día 22 de octubre de 1998 la suma de $189.670 y reconocer la cantidad de 300 m3 de gas a cada usuario existente a la fecha de la transferenciade las redes y a cada uno de los que se incorpore dentro de los 2 primeros años a partir de la toma deposesión de la Licenciataria.�Fondo Inmobiliario S.A. c/ Gas Natural Ban S.A.�. Declárase que las cañerías de gas existentes en elBarrio Maschwitz Privado no se ajustan estrictamente a lo establecido en la normativa vigente. Conse-cuentemente, deberán efectuarse las obras necesarias p/regularizar la situación, en el marco del Conve-nio celebrado entre las partes el día 14 de julio de 1998.�Coop. de Provisión de Agua Potable, Gas Natural y Otros Servicios Públicos de Humboldt c/ Litoral GasS.A. s/ operación y mantenimiento del emprendimiento de gas para abastecer a la localidad de Humboldt�Se autoriza provisoriamente para operar como subdistribuidor a la Cooperativa, dentro de los límitesfísicos del sistema determinado en los planos de proyecto.
231 18/2
232 18/2
233 24/3234235 11/5
236 11/5
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TemaN º F e c h a
245 17/9
246 27/9
247 14/10
248 14/10
249 12/11
250 12/11
251 25/11
252 25/11
253 2/12
254 9/12
255 9/12
256 13/12
257 21/12
258 27/12
Diferendo entre Transportadora de Gas del Norte S.A. y Litoral Gas S.A. por construcción de la Estación deMedición correspondiente al Gasoducto Oeste Las Parejas � María Juana. Se expide acerca del proyectoy de los costos asociados.Reclamo Nº12.038. Caso �Daniel José Woloj y Susana N. Tomasi de Woloj c/ Metrogas S.A. s/ RecursoJerárquico contra Resolución del Funcionario Interviniente.�Reclamo Nº12942/98. Caso �Elsa N. Jofré de Arce c/Metrogas S.A. s/ Recurso Jerárquico c/ ResoluciónFuncionario Interviniente.��Nelly E. Ayala c/ Metrogas S.A.�. Declárase que Metrogas S.A. deberá aceptar que la matriculada deprimera categoría, Arq. Nelly E. Ayala confiera un poder especial a favor de Don Julio Daniel López, paraque actúe en su nombre y representación, en la medida en que en dicho instrumento se incluyanúnicamente actividades susceptibles de ser delegadas.Reclamo Nº4499/98. Caso �Alfredo J. Chávez c/ Gas Natural Ban S.A. s/ Recurso Jerárquico c/ Resolucióndel Funcionario Interviniente.�Reclamo Nº13.606. Caso �Nélida González s/ Recurso Jerárquico c/ Resolución del FuncionarioInterviniente.�Reclamo DRCU Nº773"Cooperativa Enrique Mosconi Ltda. c/Distribuidora de Gas Cuyana S.A. s/ RecursoJerárquico c/ Resolución del Funcionario Interviniente. �Reclamo DRCU Nº781/99. Caso �M. Bauza Ribot e Hijos SRL c/Distribuidora de Gas Cuyana S.A. s/RecursoJerárquico c/ Resolución del Funcionario Interviniente. �Caso �Central Piedra Buena S.A. c/Camuzzi Gas Pampeana S.A. s/art . 66 de la Ley 24.076.�. Impútase aCamuzzi Gas Pampeana S.A. por su incumplimiento a lo dispuesto en el art. 16 de la Ley 24.076 y aCentral Piedra Buena S.A. por no haber realizado la operación y mantenimiento de su gasoductoconforme a las responsabilidades que le confiere el art. 21 de la Ley 24.076.-Caso �Alejandro C. Rabines c/Distribuidora de Gas Cuyana S.A.�. No se hace lugar al pedido del Sr.Alejandro C. Rabines, confirmando la inhabilitación de 2 años que le impusiera la Distribuidora de GasCuyana S.A., por la actuación que le cupo en la ejecución de distintas instalaciones domiciliarias.Reclamo Nº 1327. Caso �Eseba S.A. c/Camuzzi Gas Pampeana S.A. s/ Recurso Jerárquico c/Resolución delFuncionario Interviniente p/recupero de Variación Alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos de laProvincia de Buenos Aires en las facturaciones.�Reclamo Nº 11.807. Caso �Savidi SRL c/Metrogas S.A. s/Recurso Jerárquico c/ Resolución del FuncionarioInterviniente.�Reclamo Nº 11.150. Caso �María Szulman c/Metrogas S.A. s/ Recurso Jerárquico c/ la Resolución delFuncionario Interviniente.�Reclamo Nº 1.650. Caso �Adelaida Juaristi c/Camuzzi Gas Pampeana S.A. s/ Recurso Jerárquico c/Resolución del Funcionario Interviniente�.
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Anexo III | Licenciatarias del Servicio de Gas
GasNor S.A.
Distribuidora de
Gas del Centro S.A.
Camuzzi
Gas del Sur S.A.
Transportadora de
Gas del Norte S.A.
Distribuidora de
Gas Cuyana S.A.
Gas Natural BAN S.A.
MetroGas S.A.
Camuzzi
Gas Pampeana S.A.
Transportadora de Gas del Sur S.A.
Litoral Gas S.A.
Gas NEA S.A.
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Transportadora de Gas del Norte
Gasoducto Descripción Longitud Diámetro Capacidad Hp(Km.) (Pulg.) (Mm M3/Día)
N o r t e Troncal C. Durán (Salta)S. Jerónimo (Sta. Fe) 1454,8 24 19,9
Paralelos C. Durán (Salta)S. Jerónimo (Sta. Fe) 9 6 6 24-16
Plantas 9 Compresoras 115.770Centro Oeste Troncal L. de La Lata (Neuquén)
S. Jerónimo (Sta. Fe) YGtos. Área Cuyo 1257,8 30-18 27,8
Paralelos 580,6 30-24Plantas 8 Compresoras 172.440
Tramos Finales Troncal S. Jerónimo (Sta. Fe) -Gral. Pacheco (Bs. As.) 286,6 24 - 22
Paralelo S. Jerónimo (Sta. Fe) - 15,7Gral. Rodríguez Bs. As.) 2 9 7 30S. Jerón.-Sta. Fe- Paraná 188,2 24-16-12
Transportadora de Gas del Sur
Gasoducto Descripción Longitud Diámetro Capacidad Hp(Km.) (Pulg.) (Mm M3/Día)
Neuba II Troncal L. de La Lata (Neuquén)Gral. Cerri (Bs.as.) 590,4 36 27,6
Paralelos 45,1 30Plantas 4 Compresoras 95.380
Oeste-Neuba I Troncal S. Barrosa (Neuquén)Gral. Cerri (Bs. As.) 573,5 24 13,5
Paralelos 69,9 24Plantas 4 Compresoras 50.950
Gral. S. Martin Troncal S. Sebastián (T. Del Fuego)Gral. Cerri (Bs. As) 1968,9 30-24 17,9
Paralelos 610,3 30-24Plantas 12 Compresoras 268.330
Tramos Finales S. Martin Cerri - Gutiérrez (Bs. As.)Neuba I Cerri - Rodríguez (Bs. As.) 1841,7 30 38,4Neuba II Cerri - Las Heras (Bs. As.)Paralelos 60 36Plantas 5 Compresoras 79.970
Anillo Bs. As. Alta Ps. Buchanan - Las Heras 82,1 36-30C o r d i l l e r a n o Regional Pza. Huincul - Collón Curá
(Nuequén) 243,7 8 1,2Paralelos 68,4 12Plantas 3 Compresoras 10.640
Plaza Huincul Regional Pza. Huincul - SenillosaGral. Conesa (Neuquén) 67,1 10-8 0,45
Mainqué - Gral. Conesa(Río Negro) 219,6 8 0,50
Plantas 1 Compresora 2.240Gtos. de Interconexión y Derivaciones 543,7 18-16-12
10- 8- 6
Anexo IV-1 | Sistema de Transporte (1)
(1) Al 31/12/99 (Volúmenes de gas de poder calorífico correspondiente a cada fuente).
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Transportadora de Gas del Norte S.A.
Capacidad Nominal Gasoducto Norte
T ramo 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 ( * )
Refinor - Miraflores 14,6 16,9 17,1 17,1 19,9 22,4Miraflores - Lumbreras 13,1 15,9 15,9 15,9 18,8 18,8Lumbreras - Tucumán 11,0 13,8 13,8 13,8 13,9 13,9Tucumán - Lavalle 9,8 10,8 10,8 10,8 12,9 12,9Lavalle - Ferreyra 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9 8,9Ferreyra - Nodo San Jerónimo 6,0 6,0 6,0 6,0 7,1 7,1
Capacidad Nominal Gasoducto Centro Oeste
T ramo 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1998 1999 2000 (*)
Loma La Lata - La Mora 15,7 16,3 20,2 25,4 27,8 31,9La Mora - Beazley 15,7 16,3 17,1 18,1 19,5 23,3Beazley - Mendoza N/A N/A N/A N/A 5,2 6Beazley - Chaján 11,8 11,8 12,5 13,5 14,2 17,2Chaján - La Carlota N/A N/A N/A N/A 13,7 16,7La Carlota - Baldissera N/A N/A N/A N/A 13,1 16,1Baldissera - Nodo San Jerónimo 10,4 10,4 11,4 13,1 13,1 16,1
TRANSPORTADORA DE GAS DEL SUR S.A.
Capacidad Nominal Gasoducto Neuba I / II
T r amo 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1998 1999 2000 (*)
Sierra Barrosa - Chelforó 11,2 13,5 13,5 13,5 13,5 13,6Chelforó - Nodo Cerri 8 ,4 8,9 9,1 9,5 9,5 9,6Loma La Lata - Cervantes 26,6 26,6 27,6 27,6 27,6 27,6Cervantes - Nodo Cerri N/A N/A N/A N/A 26,4 26,4
Capacidad Nominal Gasoducto Gral. San Martín
T ramo 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1998 1999 2000 (*)
S. Sebastián - Cerro Redondo 10,5 10,5 10,5 10,9 11,2 11,2Cerro Redondo - Piedra Buena 16,9 16,9 16,9 17,3 17,3 17,3Piedra Buena - Pico Truncado 16,5 16,5 16,5 16,5 16,8 16,8Pico Truncado - Cro. Rivadavia. 15,4 15,4 15,4 16,6 18,0 18,0Cro. Rivadavia - Deriv. Aluar 14,3 14,3 14,3 15,2 16,5 16,5Deriv. Aluar - Gral. Conesa 12,4 12,4 12,4 13,5 14,4 14,4Gral. Conesa - Nodo Cerri 12,3 12,3 12,3 12,7 14,2 14,2
Capacidad Nominal Tramos Finales
T ramo 1 9 9 5 1 9 9 6 1 9 9 7 1998 1999 2000 (*)
TGN (Nodo San Jerónimo - Aldea B.) N/A N/A N/A N/A 2,0 5,1TGN (Nodo San Jerónimo - Bs. As.) 15,0 15,0 15,7 15,7 15,7 15,7TGS (Nodo Cerri - Bs. As. [Sur +Loop]) 24,0 24,0 24,7 25,1 25,1 27,3
(Nodo Cerri - Bs. As. [Neuba II]) 14,1 14,1 14,9 16,1 16,1 16,3TGS/TGN (Anillo Gran Bs. As.) 35,4 35,4 36,9 38,4 38,4 38,6
Anexo IV-2 | Capacidad de Transporte, por Licenciataria y Gasoducto - En MM m3/día) - (1)
(1) Capacidad Nominal al 31/12/99. No incluye consumos en boca de pozo. Gto. Neuba I incluye capacidad de reinyección a pozos declinados que seutilizan como reservorios de gas. Volúmenes de gas de poder calorífico correspondiente a cada fuente.
(*) Proyectado.
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A ) Balance Gral. Áreas de Producción
1995 1996 1997 1998 1999 Variac. Tasa Var. Indice �98/�99 Prom. año (1993=100)
A.1) Oferta de Gas - Producción 83,400 94,671 98,247 102,288 110,885 8,4 7,2 151,8 - Importación 5,622 5,796 4,667 4,800 1,151 (76,0) (20,9) 24,5Total 89,022 100,467 102,914 107,088 112,036 4,6 6,3 144,1
A.2) Demanda de Gas (Mercado Mayorista) - Consumo en yacimiento 5,071 6,679 7,728 8,692 9,228 6,2 13,0 208,4 - Inyección a formación 3,389 6,949 10,429 9,909 6,427 (35,1) 15,7 240,5 - Retenido en planta 0,709 0,677 0,950 0,833 1,375 65,1 10,9 186,4 - Gas aventado 8,675 9,237 5,126 3,317 2,400 (27,7) (17,5) 31,5 - Entregas al Mercado Interno 71,177 76,926 76,843 78,898 83,330 5,6 5,0 133,8 - Entregas al Mercado Externo - - 1,838 5,438 9,276 70,6 n.a. n.a.Total 89,022 100,467 102,914 107,088 112,036 4,6 6,3 144,1
B ) Balance Gral. Sistema de Transporte y Distribución
1995 1996 1997 1998 1999 Variac. Tasa Var. Indice�98/�99 Prom. año (1993=100)
B.1) Inyección de Gas- Gas Inyectado al Sistema (2) 69,007 73,033 75,364 79,583 89,462 12,4 5,7 139,2- Consumo Us. en boca de pozo 3,364 5,129 3,854 4,446 4,499 1,2 n.a. n.a.Total 72,371 78,162 79,219 84,029 93,962 11,8 6,5 146,2
B.2) Gas Entregado- Reinyección a formación (3) 0,807 1,742 1,348 1,209 0,958 (20,7) 15,7 239,4- Consumo Combustible S. Tpte. 2,249 2,479 2,420 2,545 2,715 6,7 5,0 134,2- Pérdidas y GNNC Sist. Tpte. 0,720 0,748 0,809 0,889 0,549 (38,2) (9,9) 53,6- Variación de Existencias S. Tpte. 0,031 0,002 0,018 0,015 0,106 606,7 49,5 1.117,2- Gas Utiliz. Op. y GNNC (S. Dist.) 1,257 0,786 0,790 0,917 0,906 (1,2) (2,9) 83,7- Entregas al Mercado Interno 67,227 72,186 73,698 74,579 82,589 10,7 5,6 139,0- Entregas al Mercado Externo - - 0,408 3,387 5,569 64,4 n.a. n.a.- Ajuste por Diferencias (4) 0,079 0,219 0,273 0,489 0,570 - - -Total 72,371 78,162 79,219 84,029 93,962 11,8 6,5 146,2
B.3) Gas Entregado a Usuarios Finales- Según Tipo de Usuario- Residencial 15,770 15,965 15,899 16,102 17,959 11,5 2,5 116,3- Industrial (5) 25,204 25,550 26,692 27,150 26,747 (1,5) 3 ,9 126,0- Centrales Eléctricas (6) 19,567 23,806 23,525 23,317 29,224 25,3 10,7 184,0- GNC 2,759 2,983 3,474 3,868 4,131 6,8 12,1 198,3- Otros Usuarios (7) 3,927 3,883 4,109 4,141 4,527 9,3 (1,0) 94,4Total 67,227 72,186 73,698 74,579 82,589 10,7 5,6 139,0- Según Mod. de Comerc.- Reventa de Gas Us. Distrib. 50,288 46,219 42,622 43,581 46,688 7,1 (2,6) 85,2- By Pass comerciales 8,349 14,934 20,323 19,478 20,920 7,4 68,5 2.289,5- By pass físicos 1,401 1,901 3,111 3,606 6,245 73,2 52,5 1.258,9- RTP Cerri 3,825 4,004 3,788 3,468 4,236 22,2 4,7 131,9- Usuarios en boca de pozo 3,364 5,129 3,854 4,446 4,499 1,2 n.a. n.a.Total 67,227 72,186 73,698 74,579 82,589 10,7 5,6 139,0
Anexo V | Oferta y Demanda de Gas Natural en Argentina: 1995 / 1999 - En MM m3/día) - (1)
Nota s :(1 ) El apartado A) indica volúmenes de poder calorífico correspondiente a cada fuente (sm3). Los volúmenes del apartado B) están expresados en m3
de 9300 Kcal.(2 ) Incluye inyección en gasoductos propios de distribución.(3 ) Gas que ingresa al sistema de transporte y luego es reinyectado a los pozos.(4 ) Diferencias por desbalances registrados en el sistema (GNNC, errores de medición, calibración de instrumentos, consumos no medidos, fugas y
variaciones de gas de inventario).(5 ) Incluye gas de proceso.(6 ) Incluye consumos de usuarios en boca de pozo (�off system�).(7 ) Usuarios Comerciales, Entes oficiales y Subdistribuidores.Fuente: ENARGAS, en base a datos de la Secretaría de Energía (apartado A) y Licenciatarias de Gas (apartado B).
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Anexo VI-1 | Gas Entregado por Area de Licencia y Tipo de Usuario - En MM m3/día de 9,300 Kcal. - (1)
Area de Licencia % sobre 1995 1996 1997 1998 1999 Variac. % Indice
y Tipo de Usuario Total País ('99) Vol % Vol % Vol % Vol % Vol % 99/98 1993=100
METROGAS 22,5% 16,260 100% 17,243 100% 15,556 100% 13,479 100% 18,594 100% 37,9 111,4
-Residencial 27,2% 4,598 28% 4,657 27% 4,536 29% 4,502 33% 4,890 26% 8,6 91,1
-Industrial 9,0% 2,414 15% 2,575 15% 2,556 16% 2,513 19% 2,420 13% -3,7 89,1
-Centrales Eléctricas 30,7% 6,946 43% 7,899 46% 6,259 40% 4,206 31% 8,985 48% 113,6 140,0
-Otros (2) 26,6% 2,301 14% 2,111 12% 2,205 14% 2,258 17% 2,300 12% 1,8 105,2
GAS NATURAL BAN 10,4% 7,556 100% 7,893 100% 8,317 100% 8,403 100% 8,569 100% 2,0 119,6
-Residencial 18,2% 2,852 38% 3,039 38% 2,994 36% 2,912 35% 3,262 38% 12,0 133,3
-Industrial 13,6% 3,744 50% 3,744 47% 3,988 48% 3,974 47% 3,637 42% -8,5 93,1
-Centrales Eléctricas 0,0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% n.a. n.a.
-Otros (2) 19,3% 0,960 13% 1,110 14% 1,334 16% 1,517 18% 1,669 19% 10,0 205,6
LITORAL 10,6% 6,834 100% 7,245 100% 8,493 100% 8,489 100% 8,781 100% 3,4 136,7
-Residencial 5,2% 0,745 11% 0,739 10% 0,786 9% 0,828 10% 0,938 11% 13,2 130,6
-Industrial 17,6% 4,655 68% 4,759 66% 4,929 58% 5,319 63% 4,703 54% -11,6 129,6
-Centrales Eléctricas 8,4% 0,979 14% 1,244 17% 2,212 26% 1,686 20% 2,441 28% 44,7 143,5
-Otros (2) 8,1% 0,454 7% 0,503 7% 0,565 7% 0,655 8% 0,698 8% 6,6 186,6
PAMPEANA 17,6% 13,604 100% 13,415 100% 13,934 100% 13,679 100% 14,576 100% 6,6 126,0
-Residencial 15,1% 2,287 17% 2,327 17% 2,275 16% 2,320 17% 2,708 19% 16,7 126,3
-Industrial 28,6% 7,156 53% 7,044 53% 7,249 52% 6,840 50% 7,660 53% 12,0 123,4
-Centrales Eléctricas 10,7% 3,389 25% 3,177 24% 3,393 24% 3,522 26% 3,138 22% -10,9 118,1
-Otros (2) 12,4% 0,773 6% 0,867 6% 1,017 7% 0,998 7% 1,070 7% 7,2 192,1
SUR 17,8% 11,532 100% 13,751 100% 12,560 100% 13,796 100% 14,690 100% 6,5 201,9
-Residencial 20,3% 3,365 29% 3,188 23% 3,277 26% 3,297 24% 3,650 25% 10,7 128,0
-Industrial 11,5% 2,274 20% 2,191 16% 2,407 19% 2,749 20% 3,072 21% 11,7 311,2
-Centrales Eléctricas 8,1% 1,431 12% 2,198 16% 2,006 16% 2,381 17% 2,376 16% -0,2 132,2
-Cent. Eléct. en boca de pozo 15,4% 3,364 29% 5,129 37% 3,854 31% 4,446 32% 4,499 31% 1,2 n.a.
-Otros (2) 12,6% 1,099 10% 1,046 8% 1,016 8% 0,923 7% 1,093 7% 18,4 66,6
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195 Anexo VI-1 l GAS ENTREGADO POR AREA DE LICENCIA Y TIPO DE USUARIO
Anexo VI-1 | Gas Entregado por Area de Licencia y Tipo de Usuario - En MM m3/día de 9,300 Kcal. - (1) / Continuación /
(1) Incluye gas entregado por Transportistas a usuarios directos y consumo de gas en boca de pozo(2) Comercios, Entes Oficiales, GNC y Subdistribuidores
Area de Licencia % sobre 1995 1996 1997 1998 1999 Variac. % Indice
y Tipo de Usuario Total País ('99) Vol % Vol % Vol % Vol % Vol % 99/98 1993=100
CENTRO 5,6% 3,445 100% 3,581 100% 4,013 100% 4,439 100% 4,619 100% 4,1 122,4
-Residencial 5,4% 0,727 21% 0,777 22% 0,780 19% 0,861 19% 0,967 21% 12,4 129,0
-Industrial 5,5% 1,329 39% 1,377 38% 1,454 36% 1,604 36% 1,471 32% -8,3 139,4
-Centrales Eléctricas 4,5% 0,838 24% 0,841 23% 1,100 27% 1,199 27% 1,326 29% 10,6 94,1
-Otros (2) 9,9% 0,551 16% 0,587 16% 0,679 17% 0,775 17% 0,854 18% 10,1 152,4
CUYANA 6,0% 3,358 100% 3,529 100% 4,045 100% 4,864 100% 4,975 100% 2,3 169,1
-Residencial 5,6% 0,812 24% 0,842 24% 0,844 21% 0,904 19% 1,012 20% 11,9 129,2
-Industrial 6,4% 1,683 50% 1,758 50% 2,024 50% 1,952 40% 1,709 34% -12,4 156,2
-Centrales Eléctricas 5,7% 0,490 15% 0,518 15% 0,711 18% 1,491 31% 1,680 34% 12,6 402,9
-Otros (2) 6,6% 0,373 11% 0,411 12% 0,467 12% 0,517 11% 0,574 12% 11,2 88,6
NOROESTE 9,3% 4,580 100% 5,456 100% 6,699 100% 7,330 100% 7,680 100% 4,8 214,7
-Residencial 3,0% 0,383 8% 0,396 7% 0,407 6% 0,479 7% 0,532 7% 11,1 138,0
-Industrial 7,8% 1,950 43% 2,103 39% 2,084 31% 2,200 30% 2,075 27% -5,7 127,4
-Centrales Eléctricas 16,4% 2,130 47% 2,800 51% 3,989 60% 4,386 60% 4,778 62% 9,0 322,2
-Otros (2) 3,4% 0,118 3% 0,157 3% 0,219 3% 0,266 4% 0,295 4% 10,9 371,2
TOTAL PAIS 100,0% 67,227 100% 72,186 100% 73,698 100% 74,579 100% 82,589 100% 10,7 139,0
-Residencial 100,0% 15,770 23% 15,965 22% 15,899 22% 16,102 22% 17,959 22% 11,5 116,3
-Industrial 100,0% 25,204 37% 25,550 35% 26,692 36% 27,150 36% 26,747 32% -1,5 126,0
-Centrales Eléctricas 100,0% 19,567 29% 23,806 33% 23,525 32% 23,317 31% 29,224 35% 25,3 184,0
-Otros (2) 100,0% 6,686 10% 6,866 10% 7,583 10% 8,009 11% 8,659 10% 8,1 125,8
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Anexo VI-2 | Gas Entregado por Area de Licencia y Modalidad de Comercialización - En MM m3/día de 9,300 Kcal. - (1)
Area de Licencia % sobre 1995 1996 1997 1998 1999 Variac. % Indice
y Modalidad Total País ('99) Vol % Vol % Vol % Vol % Vol % 99/98 1993=100
METROGAS 22,5% 16,260 100% 17,243 100% 15,556 100% 13,479 100% 18,594 100% 37,9 111,4
-Reventa de Gas Us. Disco 29,5% 15,695 97% 12,341 72% 9,278 60% 10,945 81% 13,757 74% 25,7 82,5
-By Pass Comercial 13,0% 0,565 3% 4,902 28% 6,278 40% 2,508 19% 2,716 15% 8,3 n.a.
-By Pass Físico 34,0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,026 0% 2,122 11% n.a. n.a.
GAS NATURAL BAN 10,4% 7,556 100% 7,893 100% 8,317 100% 8,403 100% 8,569 100% 2,0 119,6
-Reventa de Gas Us. Disco 15,2% 6,477 86% 6,701 85% 6,748 81% 6,883 82% 7,116 83% 3,4 113,8
-By Pass Comercial 6,9% 1,074 14% 1,190 15% 1,566 19% 1,517 18% 1,450 17% -4,4 158,7
-By Pass Físico 0,1% 0,004 0% 0,002 0% 0,003 0% 0,003 0% 0,003 0% 20,6 n.a.
LITORAL 10,6% 6,834 100% 7,245 100% 8,493 100% 8,489 100% 8,781 100% 3,4 136,7
-Reventa de Gas Us. Disco 6,0% 4,867 71% 4,256 59% 3,633 43% 2,994 35% 2,800 32% -6,5 43,6
-By Pass Comercial 28,6% 1,967 29% 2,989 41% 4,860 57% 5,495 65% 5,981 68% 8,8 n.a.
-By Pass Físico 0,0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% n.a. n.a.
PAMPEANA 17,6% 13,604 100% 13,415 100% 13,934 100% 13,679 100% 14,576 100% 6,6 126,0
-Reventa de Gas Us. Disco 17,3% 8,631 63% 8,363 62% 8,833 63% 8,646 63% 8,087 55% -6,5 96,8
-By Pass Comercial 10,8% 1,149 8% 1,048 8% 1,312 9% 1,565 11% 2,252 15% 43,9 n.a.
-By Pass Físico 0,0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% n.a. n.a.
-Planta Gral Cerri 100,0% 3,825 28% 4,004 30% 3,788 27% 3,468 25% 4,236 29% 22,2 131,9
SUR 17,8% 11,532 100% 13,751 100% 12,560 100% 13,796 100% 14,690 100% 6,5 201,9
-Reventa de Gas Us. Disco 15,5% 6,327 55% 6,601 48% 6,222 50% 6,257 45% 7,247 49% 15,8 104,7
-By Pass Comercial 10,7% 1,457 13% 1,275 9% 1,843 15% 2,362 17% 2,241 15% -5,1 n.a.
-By Pass Físico 11,3% 0,384 3% 0,747 5% 0,641 5% 0,731 5% 0,704 5% -3,8 197,3
-Usuarios en boca de pozo 100,0% 3,364 29% 5,129 37% 3,854 31% 4,446 32% 4,499 31% 1,2 n.a.
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197 Anexo VI-2 l GAS ENTREGADO POR AREA DE LICENCIA Y MODALIDAD DE COMERCIALIZACIÓN
Anexo VI-2 | Gas Entregado por Area de Licencia y Modalidad de Comercialización - En MM m3/día de 9,300 Kcal. - (1) - / Continuación /
Area de Licencia % sobre 1995 1996 1997 1998 1999 Variac. % Indice
y Modalidad Total País ('99) Vol % Vol % Vol % Vol % Vol % 99/98 1993=100
CENTRO 5,6% 3,445 100% 3,581 100% 4,013 100% 4,439 100% 4,619 100% 4,1 122,4
-Reventa de Gas Us. Disco 6,3% 3,445 100% 3,277 92% 3,052 76% 2,988 67% 2,963 64% -0,8 78,5
-By Pass Comercial 7,9% 0,000 0% 0,304 8% 0,961 24% 1,451 33% 1,655 36% 14,1 n.a.
-By Pass Físico 0,0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% 0,000 0% n.a. n.a.
CUYANA 6,0% 3,358 100% 3,529 100% 4,045 100% 4,864 100% 4,975 100% 2,3 169,1
-Reventa de Gas Us. Disco 5,3% 2,523 75% 2,584 73% 2,749 68% 2,594 53% 2,475 50% -4,6 84,1
-By Pass Comercial 11,5% 0,785 23% 0,886 25% 1,242 31% 2,207 45% 2,402 48% 8,8 n.a.
-By Pass Físico 1,6% 0,050 1% 0,060 2% 0,055 1% 0,062 1% 0,097 2% 56,6 n.a.
NOROESTE 9,3% 4,580 100% 5,456 100% 6,699 100% 7,330 100% 7,680 100% 4,8 214,7
-Reventa de Gas Us. Disco 4,6% 2,264 49% 2,024 37% 2,026 30% 2,173 30% 2,138 28% -1,6 62,2
-By Pass Comercial 10,6% 1,353 30% 2,340 43% 2,261 34% 2,373 32% 2,224 29% -6,3 n.a.
-By Pass Físico 53,1% 0,962 21% 1,092 20% 2,412 36% 2,784 38% 3,319 43% 19,2 2379,2
TOTAL PAIS 100,0% 67,227 100% 72,186 100% 73,698 100% 74,579 100% 82,589 100% 10,7 139,0
-Reventa de Gas Us. Disco (2) 100,0% 50,288 75% 46,219 64% 42,622 58% 43,581 58% 46,688 57% 7,1 85,2
-By Pass Comercial 100,0% 8,349 12% 14,934 21% 20,323 28% 19,478 26% 20,920 25% 7,4 2289,5
-By Pass Físico 100,0% 1,401 2% 1,901 3% 3,111 4% 3,606 5% 6,245 8% 73,2 1258,9
-Planta Gral Cerri 100,0% 3,825 6% 4,004 6% 3,788 5% 3,468 5% 4,236 5% 22,2 131,9
-Usuarios en boca de pozo 100,0% 3,364 5% 5,129 7% 3,854 5% 4,446 6% 4,499 5% 1,2 n.a.
(1) Incluye gas entregado por Transportistas a usuarios directos y consumo de gas en boca de pozo(2) Incluye SDB ciudad de Paraná.
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Anexo VI-3 | Gas Entregado por Area de Licencia y Tipo de Servicio - En MM m3/día de 9.300 Kcal. -
(1) Incluye a Grandes Usuarios de Distribuidores (servicios ID, IT, FD, FT y by pass comerciales), Us. directos de las Transportistas (by pass físicos), gas deproceso (RTP Cerri) y consumos de gas en boca de pozo (usuarios �off system�). Incluye usuarios SG-G.
(2) Total incluye SDB de Paraná
Año 1995
R SG-P Grandes GNC SDB TOTALLicenciataria Usuarios (1)
Metrogas 4,598 1,902 8,676 1,082 0,002 16,260Buenos Aires Norte 2 ,852 1,315 2,708 0,636 0,045 7,556Litoral Gas 0 ,745 0,532 5,258 0,234 0,064 6,834Distribuidora de Gas del Centro 0 ,727 0,283 2,080 0,290 0,065 3,445Gasnor 0 ,383 0,239 3,909 0,049 0,000 4,580Distribuidora de Gas Cuyana 0,812 0,360 1,934 0,202 0,050 3,358Camuzzi Gas Pampeana 2,287 0,876 10,128 0,239 0,074 13,604Camuzzi Gas del Sur 3 ,365 1,020 6,760 0,027 0,360 11,532Total (2) 15,770 6,527 41,454 2,759 0,717 67,227
Año 1996
Metrogas 4,657 1,800 9,675 1,108 0,002 17,243Buenos Aires Norte 3 ,039 1,423 2,731 0,683 0,017 7,893Litoral Gas 0 ,739 0,561 5,608 0,261 0,076 7,245Distribuidora de Gas del Centro 0 ,777 0,302 2,099 0,330 0,074 3,581Gasnor 0 ,396 0,252 4,722 0,075 0,011 5,456Distribuidora de Gas Cuyana 0,842 0,372 2,034 0,222 0,060 3,529Camuzzi Gas Pampeana 2,327 0,855 9,868 0,276 0,088 13,415Camuzzi Gas del Sur 3 ,188 1,053 9,214 0,029 0,268 13,751Total (2) 15,965 6,619 45,951 2,983 0,668 72,186
Año 1997
Metrogas 4,536 1,826 7,999 1,192 0,002 15,556Buenos Aires Norte 2 ,994 1,576 2,909 0,815 0,021 8,317Litoral Gas 0 ,786 0,582 6,733 0,310 0,082 8,493Distribuidora de Gas del Centro 0 ,780 0,314 2,442 0,394 0,083 4,013Gasnor 0 ,407 0,283 5,866 0,128 0,017 6,699Distribuidora de Gas Cuyana 0,844 0,398 2,470 0,264 0,071 4,045Camuzzi Gas Pampeana 2,275 0,979 10,236 0,336 0,107 13,934Camuzzi Gas del Sur 3 ,277 1,091 7,905 0,034 0,254 12,560Total (2) 15,899 7,049 46,560 3,474 0,716 73,698
Año 1998
Metrogas 4,502 1,826 5,897 1,251 0,003 13,479Buenos Aires Norte 2 ,912 1,714 2,839 0,914 0,024 8,403Litoral Gas 0 ,828 0,572 6,627 0,357 0,104 8,489Distribuidora de Gas del Centro 0 ,861 0,364 2,665 0,456 0,093 4,439Gasnor 0 ,479 0,302 6,364 0,165 0,020 7,330Distribuidora de Gas Cuyana 0,904 0,375 3,211 0,304 0,069 4,864Camuzzi Gas Pampeana 2,320 0,862 9,996 0,384 0,117 13,679Camuzzi Gas del Sur 3 ,297 0,963 9,249 0,037 0,251 13,796Total (2) 16,102 6,977 46,849 3,868 0,782 74,579
Año 1999
Metrogas 4,890 1,842 10,576 1,283 0,004 18,594Buenos Aires Norte 3 ,262 1,759 2,546 0,979 0,023 8,569Litoral Gas 0 ,938 0,543 6,807 0,379 0,114 8,781Distribuidora de Gas del Centro 0 ,967 0,358 2,694 0,503 0,096 4,619Gasnor 0 ,532 0,270 6,677 0,188 0,013 7,680Distribuidora de Gas Cuyana 1,012 0,361 3,188 0,335 0,079 4,975Camuzzi Gas Pampeana 2,708 0,898 10,408 0,425 0,136 14,576Camuzzi Gas del Sur 3 ,650 1,061 9,653 0,040 0,286 14,690Total (2) 17,959 7,093 52,550 4,131 0,856 82,589
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199 Anexo VII l ENTREGAS DE GAS NATURAL A GRANDES USUARIOS, POR RAMA DE ACTIVIDAD Y AREA DE LICENCIA
Anexo VII | Industria Manufacturera: Entregas de Gas Natural a Grandes Usuarios, por Rama de Actividad y Area de Licencia - En Miles m3 de 9.300 Kcal. - (1)
Ban Metrogas Gasnor Litoral Centro Cuyana Pampeana Sur Total
Rama Industrial Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. % Vol. %
Aceitera 2.280 0,2 28.779 5,0 7.464 1,1 289.733 18,4 49.745 10,0 249 0,0 - - - - 378.249 4,5
Alimenticia 64.992 7,0 14.452 2,5 402.703 58,1 101.982 6,5 114.867 23,2 40.004 7,4 54.754 2,1 13.614 1,3 807.368 9,5
Automotriz 27.338 2,9 1.494 0,3 1.557 0,2 10.354 0,7 33.201 6,7 3.420 0,6 - - - - 77.364 0,9
Bebidas 17.516 1,9 18.565 3,2 3.413 0,5 7.225 0,5 3.007 0,6 9.851 1,8 22.946 0,9 - - 82.523 1,0
Caucho y Plástico 28.521 3,1 17.810 3,1 - - 2.090 0,1 4.248 0,9 - - - - - - 52.669 0,6
Celulósica - Papelera 62.144 6,7 59.403 10,2 88.438 12,8 91.107 5,8 - - 2.960 0,5 20.075 0,8 - - 324.128 3,8
Cementera - - - - 44.270 6,4 - - 160.423 32,4 85.754 15,9 280.993 10,6 70.403 6,9 641.842 7,6
Cerámica 71.388 7,7 28.024 4,8 23.868 3,4 8.899 0,6 12.352 2,5 29.276 5,4 91.878 3,5 35.440 3,5 301.124 3,5
Cristalería 4.886 0,5 195.968 33,8 - - 11.876 0,8 - - 43.692 8,1 - - - - 256.423 3,0
Cuero 4.513 0,5 6.231 1,1 1.058 0,2 5.441 0,3 354 0,1 478 0,1 - - - - 18.075 0,2
Destilería (2) 27.363 2,9 52.412 9,0 - - 49.588 3,1 - - 241.695 44,7 1.746.981 65,8 163.654 16,1 2.281.693 26,9
Frigorifica 19.526 2,1 37.680 6,5 - - 36.402 2,3 - - 3.239 0,6 260 0,0 - - 97.108 1,1
Maderera 5.626 0,6 - - - - 27.444 1,7 - - 2.220 0,4 - - - - 35.290 0,4
Metalúrgica Ferrosa 2.589 0,3 18.800 3,2 - - 22.364 1,4 1.828 0,4 3.013 0,6 2.464 0,1 - - 51.058 0,6
Metalúrgica No Ferrosa 4.020 0,4 5.833 1,0 1.317 0,2 - - 4.242 0,9 - - 10.380 0,4 619.029 61,1 644.820 7,6
Química y Petroquímica 257.064 27,6 77.113 13,3 22.925 3,3 244.146 15,5 87.402 17,7 42.865 7,9 331.802 12,5 3.300 0,3 1.066.616 12,6
Siderúrgica 298.448 32,0 3.164 0,5 76.229 11,0 648.451 41,1 - - 986 0,2 29.804 1,1 - - 1.057.082 12,5
Tabaco 3.959 0,4 - - - - - - - - - - - - - - 3.959 0,0
Textil 26.804 2,9 14.833 2,6 10.009 1,4 19.694 1,2 3.483 0,7 511 0,1 - - 7.607 0,8 82.940 1,0
Otras (3) 3.959 0,4 - - 9.789 1,4 - - 20.042 4,0 30.293 5,6 64.263 2,4 100.644 9,9 228.991 2,7
Total Grandes Us. (GU) 932.935 100,0 580.562 100,0 693.040 100,0 1.576.795 100,0 495.193 100,0 540.505 100,0 2.656.602 100,0 1.013.689 100,0 8.489.322 100,0
GU Distco / Total GU (%) 11,0 - 6,8 - 8,2 - 18,6 - 5,8 - 6,4 - 31,3 - 11,9 - 100,0 -
Total Industria (4) 1.327.614 - 883.325 - 757.484 - 1.716.765 - 536.889 - 623.848 - 2.795.733 - 1.121.128 - 9.762.786 -
GU / Total Industria (%) 70,3 - 65,7 - 91,5 - 91,8 - 92,2 - 86,6 - 95,0 - 90,4 - 87,0 -
N o t a s :(1 ) Categorización de actividades de acuerdo a la Revisión 3 de la Clasificación Internacional Industrial Uniforme (CIIU) de las Naciones Unidas. Incluye by pass físicos y usuarios SG-G.(2 ) Incluye gas de proceso (Planta Cerri).(3 ) Incluye transporte por tuberías, extracción de petróleo y gas e industria militar, entre otras.(4 ) Incluye pequeñas industrias (usuarios SG-P).
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Anexo VIII | Niveles Tarifarios del Servicio de Distribución - En $ / 1000 m3 - (1)
Distribuidora Subzona Resid. SG-P SG-G ID FD IT FT SDB GNC
Metrogas 189,2 148,3 115,8 77,1 101,9 70,6 92,8 88,8 91,4
Gas Ban 187,0 143,7 123,8 83,8 109,2 76,6 100,0 92,1 94,9
Centro 189,0 143,1 101,6 71,9 91,9 67,1 84,8 77,0 84,9
Litoral 175,0 125,0 111,1 69,8 90,4 63,1 80,9 82,4 85,3
Cuyana Cuyo 179,0 135,0 104,3 71,5 90,3 66,6 83,1 79,2 82,1
Malargüe 94,8 72,4 75,4 50,4 56,8 46,3 51,5 54,9 57,8
Noroeste Salta 159,4 98,1 80,6 56,5 64,7 49,4 56,8 67,5 71,7
Tucumán 183,5 121,4 90,4 63,6 76,2 56,6 68,3 67,6 72,0
Sur Neuquén 97,6 91,6 79,8 57,1 63,4 54,0 58,3 65,3 68,3
T. del Fuego 74,1 68,7 69,9 44,1 50,3 40,2 45,0 49,4 52,4
Sta. Cruz Sur 76,6 68,0 69,2 45,1 51,3 42,1 46,2 54,3 57,3
Chubut Sur 81,2 74,5 75,0 51,1 53,7 47,3 49,2 51,8 55,4
Bs. As. Sur 118,9 96,3 85,0 59,7 64,6 56,7 61,1 62,8 65,7
Pampeana Bs. As. 167,9 131,8 108,3 70,4 87,8 64,2 79,7 83,6 86,8
B. Blanca 157,7 132,0 101,0 68,9 86,6 62,7 78,0 78,9 81,5
Pampa Norte 155,6 137,2 99,5 65,8 80,8 63,1 80,8 74,1 81,0
Pampa Sur 141,7 94,9 91,5 60,2 73,7 57,1 73,7 74,1 77,1
(1) Tarifas medias netas de impuestos calculadas en base a consumos tipo por usuario. Los servicios R, P, y G incluyen cargo fijo, vigentes desde 1/1/2000.Los servicios G, FD y FT incluyen cargo por reserva de capacidad (factor de carga: 85%). Los servicios ID, IT, SDB y GNC, incluyen sólo cargo variable.
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201 Anexo IX l EVOLUCIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA DE LAS LICENCIATARIAS DE GAS
Anexo IX | Evolución Económico-financiera de las Licenciatarias de Gas - En $ MM y en % -
Item Año Lic. Serv. Transporte Total Licenciatarias del Servicio de Distribución Total Total
TGS TGN. Transcos Metro Ban Cuyana Centro Litoral Gasnor GasNea Pampeana Sur Discos Sector
Ventas Netas 1995 393,5 155,4 548,9 699,1 378,8 115,5 133,9 185,4 81,9 - 360,7 195,8 2.151,0 2.699,91996 402,2 163,0 565,2 687,4 390,9 121,0 139,1 177,6 81,9 - 350,8 204,0 2.152,8 2.718,01997 412,3 182,1 594,4 627,8 388,6 129,5 137,7 169,0 85,7 - 372,4 206,0 2.116,8 2.711,21998 395,1 202,7 597,8 602,3 395,7 128,0 147,0 167,6 90,7 5,2 367,7 201,4 2.105,7 2.703,51999 430,3 222,8 653,1 692,6 403,2 129,2 151,8 162,8 89,6 17,1 361,9 222,5 2.230,6 2.883,7
Costo de Gas 1995 - - - 292,0 119,5 42,9 56,6 82,2 36,6 - 153,2 99,7 882,7 882,71996 - - - 251,0 131,1 47,0 56,3 74,1 34,2 - 149,6 104,7 848,0 848,01997 - - - 204,6 129,8 50,1 51,4 63,9 33,4 - 158,1 100,5 791,8 791,81998 - - - 211,0 132,8 47,0 50,8 50,8 35,4 - 155,2 98,8 781,8 781,81999 - - - 259,5 134,2 45,3 48,6 45,9 32,6 - 146,2 111,0 823,3 823,3
Costo de Transporte 1995 - - - 222,8 90,9 15,4 25,3 44,4 11,3 - 84,4 27,5 522,0 522,01996 - - - 226,1 86,1 16,5 26,3 43,0 12,3 - 85,3 24,7 520,3 520,31997 - - - 228,5 88,6 18,2 27,8 43,5 12,7 - 84,7 22,4 526,4 526,41998 - - - 205,8 83,7 16,6 29,1 43,6 12,3 - 80,4 20,4 491,9 491,91999 - - - 205,5 85,5 17,4 31,1 46,6 12,3 - 80,0 22,0 500,4 500,4
Impuesto a las Ganancias 1995 64,5 19,0 83,5 6,9 17,3 9,5 6,5 9,1 3,7 - 14,0 5,9 72,9 156,31996 72,8 23,2 96,0 24,1 20,3 10,2 8,9 8,8 5,1 - 11,8 8,2 97,3 193,31997 77,2 21,3 98,5 17,9 18,7 11,1 9,0 9,7 8,6 - 18,2 10,9 104,0 202,51998 73,9 23,3 97,2 13,9 25,2 11,4 12,5 15,5 7,5 (0,7) 22,1 12,1 119,6 216,81999 66,8 22,9 89,7 24,2 25,7 11,3 13,4 12,4 6,3 (0,9) 18,8 12,9 124,1 213,7
Resultado del Ejercicio 1995 181,0 52,3 233,3 38,6 47,4 23,6 16,5 17,3 9,4 - 53,2 21,0 226,9 460,21996 163,8 44,8 208,6 38,1 34,9 21,8 17,2 15,7 9,7 - 27,1 23,5 187,9 396,51997 168,0 52,3 220,3 45,0 35,2 22,5 17,9 16,5 10,9 - 26,7 23,7 198,4 418,71998 156,5 59,9 216,4 23,2 43,7 21,6 19,5 23,9 15,5 (6,1) 24,2 19,4 185,0 401,41999 145,7 47,7 193,4 42,0 45,6 20,7 22,4 22,2 13,6 (12,3) 31,2 24,7 210,2 403,7
Patrimonio Neto 1995 1.051,1 461,2 1.512,4 615,7 403,3 240,4 187,9 151,5 107,9 - 452,3 244,2 2.403,2 3.915,51996 1.064,0 466,7 1.530,6 611,2 395,2 244,8 188,9 149,0 114,7 - 443,8 232,3 2.379,9 3.910,51997 1.073,1 504,9 1.577,9 600,0 394,0 247,6 199,5 161,8 112,7 44,1 457,0 246,5 2.463,3 4.041,21998 1.070,6 564,6 1.635,2 586,8 401,2 251,8 194,0 152,0 114,6 38,0 431,8 235,1 2.405,4 4.040,61999 1.057,5 612,1 1.669,6 597,5 405,0 239,5 201,3 153,6 111,8 25,7 433,3 239,8 2.407,5 4.077,1
Activo 1995 1.704,5 681,7 2.386,2 999,3 682,2 267,3 252,1 204,5 122,1 - 580,0 310,3 3.417,8 5.803,91996 1.717,1 829,9 2.547,0 994,1 703,4 267,9 256,5 197,9 130,2 - 610,6 319,4 3.480,0 6.027,01997 1.876,8 926,5 2.803,3 1.009,8 701,9 291,9 263,9 198,3 153,2 74,1 615,9 330,7 3.639,6 6.442,91998 1.993,5 1.101,2 3.094,7 1.031,5 693,6 293,8 270,9 209,6 195,4 72,0 596,7 334,3 3.697,9 6.792,61999 2.135,3 1.213,6 3.348,9 1.050,7 696,0 299,9 273,7 219,9 215,3 88,7 591,3 357,2 3.792,7 7.141,6
Pasivo 1995 653,3 220,5 873,8 383,6 278,9 26,9 64,3 53,0 14,2 - 127,7 66,1 1.014,6 1.888,41996 653,1 363,2 1.016,3 382,9 308,2 23,2 67,6 48,9 15,5 - 166,7 87,0 1.100,1 2.116,41997 803,7 421,7 1.225,3 409,8 307,8 44,3 64,4 36,4 40,5 29,9 158,9 84,2 1.176,3 2.401,61998 922,9 536,6 1.459,5 444,6 292,4 42,0 76,9 57,6 80,8 34,0 164,9 99,2 1.292,5 2.752,01999 1.077,9 601,5 1.679,4 453,2 291,0 60,4 72,4 66,3 103,5 63,0 158,0 117,4 1.385,2 3.064,5
Sistema Gasífero Argentino: Flujo del Gas - 1999(en MM m3)
Anexo X
13.615,2
Gas Inyectado Gas Entregado
18.099,0
LITORAL
RESIDENCIALES
C) DEMANDA (MERCADO MAYORISTA)B) SISTEMA DE TRANSPORTE D) CONSUMIDORES FINALES (MERCADO MINORISTA)
INDUSTRIALES
138,6
1.716,8
656,0
833,0
1.326,5
1.249,4
1.105,1
1.546,3 1.546,3
342,4
38,5
194,1
1.784,8
1.190,6
988,3
1.332,4
USINAS
890,9
1.109,8
634,3
2.505,3
-
1.145,5
626,5
1.642,3
1.015,0 1.031,0
255,0
1.248,4
3.205,1
38,5
107,5 1.591,8
839,3 6.012,5
609,3 3.126,4
390,5 3.773,8
398,8 3.462,9
OTROS TOTAL
536,9353,1 484,2 311,7 1.685,8
CENTRO588,3369,3 613,1 209,6 1.780,2
CUYANA
GASNOR
SDB PARANA
METROGAS
BAN
PAMPEANA
SUR
Pta. Gral. Cerri
By Pass Físicos
11.199,9
29.041,131.714,2 (b)
17.841,2
GasoductosPropios Distrib.
(CabeceraGasoducto)
(PuertaCiudad)
GasoductosPropios Distrib.
9,1 (a)
930,3 (c)
TGN
TGS
By Pass Físicos
9.762,838,5 6.555,0 30.145,010.666,9 3.121,8CONSUMO TOTAL POR TIPO DE USUARIO:
Inyeccióna formación: 2.345,8
Retenidoen Planta: 502,1
Entregas al Mercado: 33.801,3
Gas Aventado: 875,9
Consumo enyacimiento: 3.368,2
Notas:(1) Todos los volúmenes están expresados en m3 de 9.300 Kcal. a excepción de la parte "A" (Areas de Producción) que expresa volúmenes de gas de poder calorífico correspondiente a cada fuente (sm3/año).Las diferencias que pudieran existir entre Recepción y Entregas de gas se debe a Gas Natural no Contabilizado, definido como las pérdidas "no explicables" que se producen en toda la cadena de transporte y distribución (errores de los métodos de medición, calibración de instrumentos, consumos no me didos, fugas), variaciones en line pack, y diversas incertidumbres de la corrección a la base de medición (m3 standar de 9.300 kcal).(2) Las Entregas al Mercado del apartado "A" incluyen las entregas al mercado interno (30.415,4 MM m3) y externo (3.385,9 MM m3) (respecto de esta última, téngase en cuenta que no todo el gas que se exporta ingresa al sistema de transporte).
Fuente: ENARGAS, en base a datos de la Secretaría de Energía (apartado "A") y Licenciatarias de Gas.
Boca de Pozo:1.642,3
GAS
INYE
CTAD
O AL
SIS
TEM
A (a
)+(b
)+(c
) = 3
2.65
3,7
A) ÁREAS DE PRODUCCIÓN
Total: 40.893,3
Var. Line Pack:Cons. Combustible:Pérdidas:Gas no Contabilizado:Gas exportado:
(8,8)308,7
13,378,7
2.032,5
1.642,3
Producción: 40.473,0
Importación: 420,3+
Var. Line Pack:Cons. Combustible:Pérdidas:Gas no Contabilizado:Gas Reinyectado:Gas exportado:
47,7682,4
46,461,9
349,7---
Total: 40.893,3
16,0
