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UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES

FACULTAD DE DERECHO

CENTRO DE ESTUDIOS DE LA ACTIVIDAD REGULATORIA ENERGETICA

C.E.A.R.E. 2014

INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS EN LA REPUBLICA ARGENTINA

Aspectos legales, económicos y técnicos

Exploración y Producción

PRIMERA PARTE: RESUMEN HISTORICO INTRODUCTORIO

Dr. Eduardo Ramón ZAPATA

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CURSO LECTIVO UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES

PROFESOR: Dr. Eduardo Ramón Zapata.

PROGRAMAS DE POSGRADO

Información válida para:

Programa de ACTUALIZACION EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS NATURAL. (Facultad de Derecho – Módulo V)

Carrera de ESPECIALIZACION EN LA ESTRUCTURA ECONOMICO JURIDICA DE LA REGULACIÓN ENERGÉTICA. (CEARE)

Programa de ACTUALIZACIÓN EN REGULACIÓN ENERGÉTICA – MODALIDAD SEMIPRESENCIAL. (CEARE)

`Programa de ACTUALIZACION Y CARRERA EN GAS Y PETROLEO – IGPUBA

Maestría INTERDISCIPLINARIA EN ENERGÍA – CEARE – UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES. Programa Derecho de la Energía II.

NOTA INTRODUCTORIA:

El presente trabajo tiene como destino la capacitación de quienes asisten a los cursos mencionados en el cuadro precedente.

Por tal razón su objetivo no tiene relación alguna con cuestiones de política energética, ni con el juzgamiento del acierto o la oportunidad de ciertos hechos aquí narrados.

Sus conclusiones solo intentan aportar, desde el punto de vista académico, distintas opiniones sobre los temas objeto de esta investigación.

Asimismo cabe aclarar que los datos, referencia a los hechos, y opiniones de naturaleza económica o jurídica han sido extractados de un sinnúmero de trabajos, bibliografía especializada, artículos de especialistas y opiniones de expertos que solo procuran la debida, ordenada y completa ilustración de nuestros capacitandos.

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CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES, 2014

HOMENAJE A NUESTROS PIONEROS PATAGONICOS:

Creemos necesario, al comenzar este trabajo, recordar y rendir un sincero homenaje a quienes tuvieron la responsabilidad de los trabajos para lograr el primer descubrimiento de hidrocarburos en la zona patagónica, iniciando así el desarrollo de esta industria central en la economía de nuestro Pals.Este es el breve pero sentido recuerdo para ese hecho, relatado por un periodista argentino.

DÍA DEL PETRÓLEO: EL PRIMER DESCUBRIMIENTO

"Buscando agua se encontró petróleo" decía el telegrama que dio cuenta del descubrimiento de crudo argentino, el 13 de diciembre de 1907. en Comodoro

Rivadavia.

El italiano Francisco Pietrobelli insistía ante el gobierno nacional para perforar buscando agua potable que necesitaban los pobladores del naciente pueblo del golfo San Jorge, donde ranchos y casuchas de madera y zinc eran la primordial necesidad humana para quienes alentaban espíritu fundador.El manantial Rosales a cinco kilómetros entregaba agua transportada en carros.

Conforme el decreto de 23 de febrero de 1901 el proyectado puerto marítimo comenzó a llamarse Comodoro Rivadavia, escoltado por las cercanas Rada Tilly, Punta del Marqués y Punta Borja, vigilados por el cerro Chenque.

Dependiente del Ministerio de Agricultura de la Nación, se había creado la Dirección de Minas, Geología e Hidrología, a cuyo frente se nombró al ingeniero argentino Enrique Martín Hermitte. La sección Hidrología y Perforaciones a cargo del ingeniero Julio Krause -dependiente de la DMG e H- comenzaría a ocupar el primer plano. El núcleo comunitario contaba con policía, telégrafo y espaciadamente recibía algún barco y veía pasar otros.

Se compraron en Viena tres perforadoras Fauch Schenk contratándose al técnico en perforaciones, Joseph Fuchs "...para desempeñarse como jefe de un equipo de perforaciones, cuya finalidad era hallar agua potable bajo la dependencia directa de la Dirección de Minas, Geología e Hidrología". Fuchs había trabajado en importantes empresas europeas y sin duda la intervención del ingeniero Dettlof con quien trabajó en la Compañía Vogt -contratado por Minas e Hidrología- influyó en su viaje al país, pero previamente se casó con Ana Soltner. El vapor francés "Padua" los transportó a la Argentina y luego de recibir instrucciones del ingeniero Julio Krause se embarcaron en el "Buenos Aires" con equipos y material para perforaciones, llegando a Comodoro Rivadavia el 3 de enero de 1907.

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"La habitación era casi miserable... una cama vieja, dos sillas y un par de cacharros, constituían todo el moblaje.

El subprefecto Bergel les facilitó dos carpas nuevas que instalaron cerca de la perforación. El primer intento fracasó, el viento patagónico acostó la torre y la averió. El 24 de mayo de 1907 el trépano comenzó su misión buscando agua abundante para la caldera de la perforadora". Como ayudante llegó el joven argentino Humberto Beghin y el campamento tuvo su nota de color: en la carpa de los Fuchs nació un varón con la ayuda de la "práctica" Anastasia.

El trépano llegó a los 460 metros y Krause telegrafió: "llevar la perforación a la profundidad posible". "El pocero" -como se lo trataba a Fuchs- luego del fracaso del pozo 1 buscando agua, continuó hasta que el 13 de diciembre de 1907 el telégrafo trastocó la espera:

Es inevitable no recordar los famosos telegramas: "13 Diciembre. GEMINAS. Buenos Aires. Perforación sigue bien profundidad quinientos treinta y nueve metros. Inyección sube siempre espesa con kerosene. Aumentó muy poco. Se está en un terreno que es casi imposible pasarlo de tan duro. Garantizamos que es kerosene de la mejor calidad. Todo en buen estado. Beghin y Fuchs" (sic).

Al respecto el ingeniero Krause telegrafió al señor Fuchs respondiendo "...que esta sección desearía llevar la perforación a la mayor profundidad posible, pero siempre que a juicio de él no haya ningún peligro de rotura, pues el poder de la máquina es teóricamente de 500 metros". Hubo otros telegramas sobre la marcha de la perforación y uno del ingeniero expresaba: "Buenos Aires. Diciembre 12 de 1907. Umberto Beghin Comodoro Rivadavia. Para comprobar si encontró petróleo suspenda trabajos perforación y saque toda el agua del interior. Avise resultado. Krause".

Así nació formalmente el petróleo en la Argentina, con cuna patagónica.(Extractado de : Héctor Pérez Morando Periodista. Investigador de historia patagónica.)

MODULO INTRODUCTORIO: EL DOMINIO DE LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS:

CAPITULO I

1) La importancia decisiva de los hidrocarburos en el desarrollo de nuestra Economía.

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Antes de dar comienzo al análisis del tema objeto del presente capitulo, resulta indispensable hacer una breve referencia a la importancia que tienen los hidrocarburos en las economías de los países en cuanto ellos, hasta el presente, son la principal fuente impulsora de la energía necesaria para su desarrollo y crecimiento.

Los ingentes recursos económicos involucrados en las operaciones propias de esta Industria, y los cambios producidos en las corrientes del comercio internacional de los hidrocarburos, reafirman su carácter estratégico como insumo actual indispensable para la economía general de los Estados Modernos.

Además, el tiempo necesario para la consolidación futura de fuentes energéticas alternativas, sustitutivas del consumo de hidrocarburos, permite deducir que los hidrocarburos seguirán manteniendo el predominio central - todavía por un largo tiempo – como fuente energética indispensable para el desarrollo de la actividad económica internacional.

La primera cuestión a abordar se refiere a los distintos sistemas dominiales que predominan en el mundo actual. Su análisis resulta indispensable ya que a partir de estos sistemas dominiales se estructuran los distintos modelos de relación entre el dueño originario del recurso y los emprendimientos – públicos, privados o mixtos - destinados a su exploración, explotación, transporte, distribución y comercialización.

1.1.:Nómina de los principales sistemas dominiales existentes en el contexto internacional:

Entre los autores que han tratado este tema, existe una coincidencia generalizada en señalar que, en el concierto de las Naciones que poseen en su territorio recursos de hidrocarburos, se pueden distinguir, fundamentalmente, dos sistemas dominiales que posibilitan adjudicar la explotación de los Yacimientos de Hidrocarburos.

Ellos son:

a) el derecho de dominio por accesión;

b) el derecho de dominio Estatal originario, Soberano o Real;

Existen además, distintos regímenes legales que adoptan principios y estructuran la Industria con una tendencia pragmática que combina varias modalidades adoptando conjuntos normativos parciales de cada uno de los sistemas enunciados.

Ello posibilita, entonces, sostener la existencia de un tercer sistema normativo que podemos calificar como sistema mixto

Es decir, que muchos países estructuran modelos de dominio de los yacimientos de hidrocarburos. Incorporando para ello variados principios provenientes de los

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distintos regímenes internacionales existentes conforme a la política estatal adoptada para cada circunstancia histórica.

1.2.:Breve descripción de cada uno de los sistemas enunciados:

El derecho de dominio por accesión:

Se trata de un régimen jurídico propio del derecho Anglosajón o del Common Law, adoptado por los países que regulan sus instituciones con las normas provenientes de ese ordenamiento jurídico. (Ej.: Gran Bretaña y algunos Estados de los EEUU y de Canadá),

Conforme a principios de este sistema dominial, la propiedad de una superficie de terreno comprende la propiedad superficial y también la propiedad plena del subsuelo y, como consecuencia de ello, la de todas las sustancias allí contenidas.

justificación de este régimen dominial encuentra su fundamento en la doctrina internacional que sostiene que el derecho de propiedad sobre una superficie de terreno es un derecho natural, absoluto y anterior a la potestad estatal de su regulación.

Ya el Derecho Romano enunciaba este principio de manera absoluta y contundente al decir “Cujus est soli, ejus est, usque ad coelum et ad ínferos”. (Al propietario del suelo le corresponde la propiedad de todo lo existente sobre la superficie y sin límites, hasta el cielo -lo más alto- y todo lo existente bajo la superficie y sin límites hasta lo más profundo -hasta los infiernos-).

Es decir el derecho de propiedad, en esta concepción legal, es absoluto y total, comprendiendo toda la altura y toda la profundidad sobre la que se proyecten perpendicularmente los límites del terreno superficiario.

Relativizando esta concepción extrema en materia de derechos naturales absolutos, la doctrina Francesa, en especial, sostiene que los principios antes enunciados no son más que la consecuencia de las disposiciones de la ley positiva respetuosa de los derechos individuales y favorables al derecho de propiedad y a su extensión, y no necesariamente la aplicación de un principio de derecho natural absoluto.

1.3.: Extensión y resultados de la adopción de este principio legal:

En la actualidad, este principio es aplicado fundamentalmente en los Estados Unidos, en especial, en algunos de sus Estados con tradicional actividad de producción Hidrocarburífera.

Así, la vigencia de este principio permitió que las sustancias del subsuelo, de propiedad de los individuos dueños de los fundos superficiales y no de propiedad

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Estatal, fueran íntegramente aprovechadas por sus dueños que se comportan como sus dueños integrales.

Ello alentó la inversión, la toma de riesgo y incorporación constante de innovaciones tecnológicas por particulares que decidieron arriesgar la inversión de sus recursos monetarios en procura del rédito proveniente de la explotación de esas sustancias. La actividad petrolera, entonces, se extendió con rapidez a lo largo del país aportando prosperidad a zonas hasta ese momento más inhóspitas y desérticas.

Por otra parte la posibilidad de descubrir hidrocarburos alentó también el accionar exploratorio de muchos propietarios rurales e inversores independientes.

A todo este cúmulo de actividad, generalmente privada y sin otro estimulo que el deseo de incrementar sus utilidades, se debe el descubrimiento de gran parte de los yacimientos de hidrocarburos de los Estados Unidos.

En resumen:

Hacia fines del siglo XIX, la actividad petrolera en ese país, se transformó en una fuente insospechada e inesperada de beneficios que favoreció decididamente muchas regiones menos favorecidas para los cultivos tradicionales.

Así un número importante de pequeños propietarios de zonas de baja productividad agropecuaria cambiaron su suerte con el hallazgo de petróleo y gas en sus territorios, ello con el acelerado reacomodamiento de los precios de las propiedades rurales.

1.4.:Sistema del dominio Estatal originario, Soberano o Real:

Este sistema establece que el dominio originario de los yacimientos de Hidrocarburos pertenece al Estado soberano o a la Corona del Reino respectivo donde ellos se encuentren.

Para esta categoría de minerales el régimen jurídico dominial establece que, originariamente, los yacimientos pertenecen exclusivamente al Estado según el territorio donde se encuentren y respecto de los cuales el terreno superficial es un accesorio.

Como consecuencia de ello, el dominio originario de los yacimientos petroleros en el caso de nuestros estados latinoamericanos, pertenece al Estado Nacional o Provincial según su lugar de yacencia.

1.5.: Principales disposiciones de este sistema:

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En este sistema, la propiedad de las sustancias mineras, los hidrocarburos en este caso, es atribuida a la soberanía estatal o sea al Estado en cuyo territorio, on y off shore, se encuentran los yacimientos respectivos.

Es necesario mencionar que el origen de estas disposiciones tiene una raigambre en el sistema económico feudal, en el cuál el titular del Poder Feudal (hoy el Estado Soberano “heredero” de ese poder) poseía en propiedad la totalidad de las tierras y de las sustancias contenidas dentro de los límites de su pertenencia.

Los regímenes jurídicos provenientes de este sistema han facilitado las intervenciones de los Estados que, invocando el ejercicio de un derecho soberano justifican sus medidas de regulación de la Industria y que, en determinados casos, ha conducido al proceso final de la monopolización o estatización de algunos o todos los sectores de la Industria.

Es el caso de muchos países latinoamericanos donde este proceso se ha desarrollado con asiduidad, incluido el caso argentino.

El ejercicio de ese poder omnímodo el Estado, titular del dominio, dispone el régimen de usufructo de su explotación por Empresas Privadas o Públicas a través de contratos que poseen diferentes formas jurídicas, como ser:

Acuerdos de producción compartida

Contratos de riesgo compartido

Sociedades u otras formas asociativa (Unión Transitoria de Empresas, por ejemplo)

Contratos de locación de obras y servicios,

Contratos de servicios de exploración y explotación,

Contratos de concesión y contratos de licencia.

2,- El dominio originario de los Recursos Naturales en el Derecho Argentino: una breve referencia inicial para el caso de los hidrocarburos.

La norma más importante que define y regula este tema proviene del Art. 124 de la Constitución Nacional reformada en el año 1994.

En ese proceso de reforma constitucional se agregó un último párrafo a dicho artículo expresando que “corresponde a las Provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”.

Esta Reforma, que se aparta de los antecedentes contemporáneos existentes en el país, ha generado muchas cuestiones interpretativas, en especial en el caso de los yacimientos de hidrocarburos. Ello por la necesidad en resolver el tema básico que se relaciona íntimamente con el derecho de dominio provincial de los yacimientos de

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hidrocarburos existentes en su territorio y el de la necesidad de regular el desarrollo de la industria de los hidrocarburos compatibilizando las normas del derecho dominial con las políticas vinculadas al uso de ese recurso, indispensable para el desarrollo integral de la Nación y el beneficio para todos sus habitantes.

La reflexión central es que el aprovechamiento de los yacimientos de hidrocarburos ubicados en el territorio nacional tiene como destino el beneficio integral de toda la comunidad nacional y no solo el de las ubicaciones geográficas donde yacen las sustancias de los hidrocarburos, o de aquellos lugares donde se sitúan los principales mercados de consumo.

Para una mejor comprensión de esta norma constitucional es conveniente una breve referencia a los principios jurídico sobre los que se basó la declaración del mencionado art. 124.

Los principios que formaron parte del grupo de ideas que rigió la estructura institucional de la Industria minera y de los hidrocarburos en los albores de la organización nacional se basaban en la doctrina que denominada “regalista” es decir que todas las riquezas del subsuelo pertenecían a la Corona Real, al Rey en definitiva. Al ser la Soberanía Nacional de los Estados modernos sucesores de la Corona Real, dicho derecho de propiedad le era transmitido ipso jure al nuevo Estado sucesor bajo la denominación de “dominio eminente”

Así la Confederación Argentina es la continuadora de los derechos de la Corona Española ya que a ella le correspondía la titularidad del derecho eminente sobre el territorio de Indias, transmitido ipso jure luego del proceso de Independencia Nacional gestado por las ex Colonias Españolas. (Cfr.Cassagne, Juan Carlos. “La propiedad de los yacimientos de hidrocarburos” – Academia Nacional de Derecho y Ciencias Sociales de Bs. As, 1991) (ED, 145-857).

Luego, el primer instrumento jurídico regulador de la Economía Nacional Argentina que empezaba a regir en el país – el Estatuto de Hacienda y Crédito de la Confederación Argentina de diciembre de 1853 - dispuso la aplicación al Sector, de las Ordenanzas de Nueva España (México) en 1783, que asignaban al Soberano Real el dominio eminente de las minas (potestad jurídica de disposición plena), en tanto que el dominio útil (derecho que posibilita el uso, goce y beneficio de la sustancia extraída del subsuelo) era reconocido a los particulares explotadores de los yacimientos.

La reforma constitucional de 1860 y el Código de Minería de la Nación (1887) completaron el conjunto normativo. El Artículo 7 de este Código (en su versión original), concordando con el Art. 2342 – Inc.2º del Código Civil dispuso que las minas son bienes privados de la Nación o de las Provincias, según el territorio donde se encuentren.

En estas condiciones, se mantuvo la regulación jurídica de los yacimientos de hidrocarburos – comprendidos por el Código de Minería de la Nación - y por la ley 12.161 hasta la década de 1940-

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2.1.: Un cambio sustancial:

Se produjo por la vigencia del Art. 40 de la Constitución Nacional de 1949,y por las leyes Nº 14.773 de 1958 y Nº 17.319 de 1967, que produjeron un cambio en estos principios jurídicos que definían la situación de los Hidrocarburos, al establecer que los yacimientos de hidrocarburos pertenecen al dominio público de la Nación cualquiera fuere el lugar de su ubicación fisica.

En los capítulos siguientes se detalla los principios y normas que provocaron este cambio sustancial en la condición jurídica de los yacimientos de hidrocarburos Argentinos.

2.2.: Una referencia a los sistemas denominados Mixtos:

Los expositores internacionales afirman que en numerosos países los sistemas dominiales y regulatorios establecidos por la legislación respectiva, resultan de combinaciones que concilian principios provenientes de ambos regímenes típicos a los que hemos hecho referencia en el título precedente.

De esa manera es usual que el Estado fije - legislativa o reglamentariamente - las condiciones para el ejercicio del derecho minero.

Para ello dispone de una facultad discrecional por la que reglamenta detalladamente los trámites y condiciones para la elección de los titulares del derecho de exploración, garantizando su exclusividad, a quienes resulten seleccionados, durante el periodo de explotación y por un plazo determinado.

En la práctica la aplicación de estos principios condujo a la formalización de dos sistemas de ejercicio del derecho soberano de los Estados.

Conforme uno de ellos la legislación y su reglamentación fijan las modalidades del ejercicio de los derechos elaborando un marco de referencia normativo a través del cual se limita a un mínimo las cláusulas y condiciones que podían ser negociadas entre el Estado y el futuro titular de los derechos mineros. Es, en particular, el caso de lo que ocurre en muchos países americanos, europeos y del Commonwealth.

Como otra experiencia concreta, se puede apreciar un sistema distinto.

En ausencia de una legislación propia para los hidrocarburos o en aquellos casos en los que existe solo una ley marco general, fijando grandes líneas de conducción o la mera designación de objetivos para la Industria de los Hidrocarburos, el Estado se reserva el derecho de fijar la mayor parte de las condiciones de ejecución de las operaciones de exploración y explotación de las sustancias mineras.

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Luego propone negociaciones particulares con los futuros titulares de los derechos lo que muchas veces implica acuerdos que reglamentan o condicionan la aplicación de disposiciones legales generales relativas al Derecho minero.

En todos estos casos existe un común denominador relativo a las potestades públicas Estatales: el Estado Soberano afirma el principio de propiedad sobre las sustancias existentes en el subsuelo y fija las modalidades para su explotación por cualquiera de las formas jurídicas seleccionadas. Por ejemplo, concesiones de explotación, contratos de licencia, contratos de producción compartida, contratos de locación de obras o servicios, etc.

De esa manera queda reflejada la condición pragmática en que se desenvuelve en la actualidad el desarrollo de las operaciones de exploración y explotación en el mundo.

3.: Introduccion al caso Argentino: Primeras conclusiones vinculadas a los beneficios que se han generado con el desarrollo de esta Industria:

La primera y más importante conclusión a la que se arriba luego de un análisis

holístico de este Sector de nuestra economía, es que el uso de los recursos hidrocarburíferos hallados en territorio Argentino han generado abundantes beneficios para nuestra sociedad, durante este período de más de 100 años que estamos considerando.

Su disponibilidad – en cantidades y costos razonables - ha contribuido decisivamente al desarrollo de la economía nacional, de sus industrias y al bienestar y confort de la vida de sus habitantes.

3.1.: Aspectos legales que presidieron el desarrollo de la Industria de los Hidrocarburos en la República Argentina:

La riqueza minera del “nuevo mundo” fue clave en la colonización española. Ello fue así porque, conforme al derecho de Indias, las posesiones mineras pertenecían a la Corona Real y la Recopilación de las leyes de Indias les asignó suma importancia como contribución de ellas al poderío Económico del Reino de España.

En el Virreynato del Rio de la Plata, por el contrario - dice el insigne economista y abogado argentino Dr. Daniel Montamat, - la explotación rural privó sobre la minera.

Tras la emancipación de las Colonias el régimen de explotación de las minas fue perdiendo importancia relativa lo que se reflejó en un exiguo contexto jurídico.La Constitución Nacional del año 1853 solo en el apartado 11 del art. 67 incluyó entre las atribuciones del Congreso “dictar el Código de Minería”.

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No había ninguna disposición normativa sobre la propiedad originaria del subsuelo, ni regulación alguna acerca de la propiedad Estatal, ni mención alguna relacionada con la capacidad del Estado para realizar por si o acordar a terceros la explotación minera del país.

Recién en el año 1886, por la ley del Congreso Nacional Nº 1919 se aprobó y puso en vigencia el Código de Minería de la Nación que establecía, en su Artículo 9 que “El Estado no puede explotar ni disponer de las minas, sino en los casos expresados en la presente ley”.

Estas eran las reglas de juego imperantes cuando en diciembre de 1907 se produce el trascendente hallazgo de petróleo en Comodoro Rivadavia, que analizaremos con todo detalle en el presente.

Divulgado el descubrimiento, el Poder Ejecutivo Nacional tuvo que enfrentar la disyuntiva de someterse a la normativa minera vigente que le obligaba a conceder todas las solicitudes de cateo (permisos de exploración) que se presentasen para esta zona donde se había hallado esta riqueza tan importante que en el mundo crecia día a día en importancia.Ello con el agravante relacionado al plazo de las concesiones que conforme al artículo 17 del citado código de minería las minas se conceden a los particulares por tiempo ilimitado. Es decir, los particulares podían hacerse propietarios de yacimientos de hidrocarburos por tiempo ilimitado mediando solamente su solicitud oportuna Asì, concretamente, la primera solicitud de cateo fuè presentada el 14 de diciembre a las 12.45 hs. y tramitada por Expte. nº 6366-M-907.

Ella hacía centro en el lugar del descubrimiento de Fuchs y Beghin sobre el litoral marítimo y se extendía cinco mil metros hacia el sur, otros tantos hasta el norte, y dos mil metros en dirección oeste. En total, aproximadamente dos mil hectáreas que circundaban la zona del descubrimiento original.

El Poder Ejecutivo carecía de un instrumento capaz de regular este sistema que funcionaba automáticamente y en vista de ello decidió apartarse del Código de Minería y como aquellos eran terrenos fiscales de la Colonia de Comodoro Rivadavia, recurrió a la ley de Tierras Nº 4167 y fundado en su artículo 15 crèo una reserva de 100.000 hectáreas en la zona con la prohibición – que le autorizaba la ley - de denuncia de pertenencias mineras y la concesión de permisos de cateos.

Así, por un Decreto del Poder Ejecutivo se dejaba sin efecto un régimen legal de fondo. Esta consideración preliminar ha condicionado la organización del Sector y el dictado de las regulaciones legales que lo han estructurado institucionalmente.

3.2.: Acciones institucionales y principios legales que estructuraron el incipiente desarrollo de la Industria de los Hidrocarburos en la República Argentina - Resumen de las principales disposiciones.

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Si bien existen numerosos antecedentes de explotación de hidrocarburos como sustancias minerales por parte de empresas privadas anteriores al descubrimiento oficial de 1907, fue el Estado Nacional quien asumió, a partir de esa fecha, un rol importante en el descubrimiento y explotación de los recursos Hidrocarburíferos. Lo hizo con su propia organización estatal y en territorios todavía perteneciente a la jurisdicción nacional, pendiente el proceso de provincialización de los Territorios Nacionales.

Esta circunstancia no ha sido indiferente para el desarrollo de la cultura nacional en la materia- Como consecuencia de este fenómeno circunstancial, se ha consolidado un sentimiento mayoritario en la Comunidad Nacional para quién todo lo relacionado con los hidrocarburos pertenecen, por origen, por regulación y por su trascendencia como fuente energética decisiva, al ámbito de la soberanía del Estado Nacional

Esta conclusión ha fundado el reclamo de los sucesivos Gobiernos, respecto de la facultad Estatal exclusiva para regular integralmente el desarrollo de esta Industria.

3.3.: Principios legales : La incorporación de los Hidrocarburos al Código de Minería de la Nación:

La principal estructura normativa a analizar se vincula con el mencionado régimen dominial de los hidrocarburos - denominado regalista o perteneciente a la Soberanía del Estado - y su estrecha relación con los aspectos de su gestión y los que rigen la generación, distribución y reparto de la renta petrolera.

Conforme el Código de Minería de la Nación, que por mandato constitucional se dicta como ley del Congreso Nacional, los hidrocarburos son calificados como mineral de primera categoría y como tal se encuentran comprendidos en el marco general de la legislación minera Nacional.

El dictado de esa legislación minera es competencia del Congreso Nacional, de acuerdo al art. 75 inc. 12 de la Constitución Nacional que atribuye a ese Órgano del Poder Estatal, en forma exclusiva, la facultad de dictar el Código de Minería - en un solo cuerpo normativo o en leyes separadas - y también toda la legislación sustantiva reguladora de esta materia. La correspondiente a los hidrocarburos incluida.

Los hidrocarburos son definidos como mineral que el Código de Minería clasifica entre los denominados de primera categoría (combustibles y aceites minerales) junto con el oro, plata, platino cobre, hierro, plomo, etc. (art. 3).

Para esta categoría de minerales el régimen jurídico dominial establece que, originariamente, los lugares de yacencia (yacimientos) pertenecen exclusivamente al Estado según el territorio donde se encuentren y respecto de los cuales el terreno superficial es un accesorio (art.2). (Sistema Regalista o del dominio Soberano del Estado)

En el caso argentino, las instituciones heredadas de España determinaron que el subsuelo fuera propiedad del Rey primero, y luego del dominio soberano de la Nación.

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La continuidad institucional no fue alterada por la Revolución de Mayo de 1810 ni por la declaración de la independencia en 1816; simplemente, lo que pertenecía al Rey pasó a ser de la Nación.

Asimismo, la Constitución Nacional del año 1853 habilitó al Congreso de la Nación para reglamentar los derechos de los ciudadanos y el dictado de los Códigos de fondo – entre ellos el Código de Minería de la Nación.

En consecuencia el Código Civil Argentino y el Código de Minería de 1886 reconocieron la propiedad pública del subsuelo y la forma de participación privada en la actividad minera, quedó limitada a la forma de Concesión Minera.

Por ello, el sistema regalista original del Código de Minería de la Nación de 1887 (Ley N° 1919), preveía que – en su origen - el dominio de los yacimientos mineros pertenecía al Estado Nacional o Provincial según su lugar de yacencia, pero con la obligación de entregar las minas en concesión para su explotación a Empresas Privadas y con prohibición de explotación estatal.

Cualquier interesado en desarrollar minería podía solicitar una orden de cateo, y efectuado un descubrimiento, solicitar una concesión de explotación minera, cuyas características principales son: imprescriptibilidad, transmisibilidad por acto entre vivos o herencia, pago de canon al Estado; y en caso de materializarse la extracción de los minerales (hidrocarburos en el caso que nos ocupa) el pago de regalías conforme su volumen de producción.

Para la época de la sanción del Código de Minería de la Nación, (1887) el petróleo carecía de especial significación económica por lo cual los procedimientos para su adquisición, su explotación y las obligaciones consiguientes eran los mismos que para los demás minerales de la primera categoría .Pero la legislación sobre ciertos minerales y sus yacimientos fue cambiando a fines del Siglo XIX hacia lo que denominamos “sistema dominial mixto”.

Este sistema no solo reconoció el dominio Estatal originario sino que otorgó también a los Estados un derecho de propiedad pleno sobre los yacimientos petrolíferos existentes en su territorio posibilitando su explotación Estatal y el dominio de los productos extraídos, suprimiendo la prohibición de explotarlos que establecía originariamente el Código de Minería de la Nación.

La consecuencia principal de la incorporación de los Hidrocarburos a la regulación del Código de Minería, es la afirmación definitiva de la propiedad pública del subsuelo, y de allí se derivan otras regulaciones de menor jerarquía pero con importantes consecuencias económicas.

La propiedad pública del subsuelo se deriva del principio regalista y la previsión del otorgamiento del derecho a la explotación de las sustancias minerales por concesión legal ha generado las regulaciones indispensables para concretarlo (plazos, límites físicos, objetivos mineros, comerciales, sociales y ambientales, relaciones con los superficiarios, régimen de servidumbres, permisos de cateo y de exploración, plazos, obligaciones vinculadas a trabajos e inversiones mínimas, etc.)

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Estas regulaciones de las condiciones necesarias para otorgar una concesión, es una consecuencia directa del principio de la propiedad pública del subsuelo. No se trata de una falencia técnica del Código, sin que la regulación, naturalmente, es exigida por la condición de uso la propiedad pública.

Como consecuencia de ello sin propiedad pública no habría necesidad de regular su adjudicación, ni los contratos entre partes, ni las relaciones con los superficiarios.

Todo este panorama fue profundamente afectado por un hecho decisivo en el desarrollo de la Industria de los Hidrocarburos en el país.

Descubrimiento del petróleo en COMODORO RIVADAVIA, TERRITORIO NACIONAL DEL CHUBUT, el 13 de diciembre de 1907

Como lo hemos mencionado antes, el 13 de diciembre de 1907 en la ciudad de Comodoro Rivadavia, en ese momento territorio nacional del Chubut, se descubren, accidentalmente, las primeras manifestaciones de importantes acumulaciones de hidrocarburos.

Allí comienza el desarrollo masivo de esta Industria en la República Argentina.

Vigente en ese momento el Código de Minería, los hidrocarburos allí descubiertos – Comodoro Rivadavia todavía era territorio de jurisdicción Nacional - pertenecían en propiedad del “Estado Nacional” por el lugar donde se descubrieron.

Este descubrimiento condujo a las Autoridades nacionales a valorizar la contribución estratégica de los hidrocarburos a la economía nacional y entonces comenzar con el dictado de las primeras regulaciones que consolidarían la decisión estatal de regular integralmente esa nueva Industria y su producción.

Por ello, y al margen de la regulación formal prevista en el Código de Minería de la Nación que preveía un sistema de explotación distinto al adoptado, se organizó un sistema de explotación petrolera incipiente con un claro predominio estatal.

Ello ocurrió durante la vigencia de una disposición legal básica del Código de Minería de la Nación que establecìa: al Estado Nacional le estaba prohibido la explotación de minas de primera categoría. En este caso la prohibición comprendìa los yacimientos de hidrocarburos.

Para llevar adelante estas nuevas políticas, el Estado Nacional utilizó a esos fines, legislación Nacional dictada por el Congreso Nacional, y decretos de Poder Ejecutivo Nacional al respecto.

Merecen destacarse por su importancia:

Ley de Tierras Públicas No. 4167.

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Decreto de Reserva del 14 de diciembre de1907. Ley No. 7059 aprobada el 6 de septiembre de1910. Decreto del 20 de septiembre de1910 Decreto del 9 de mayo de 1913. Decreto del 30 de octubre de 1914. Ley No. 9664 (17 de septiembre de1915). Decretos provinciales que establecieron reservas a favor del Estado Nacional.

3.4.: Breve historia de este descubrimiento trascendente:

A principios del siglo XX, el suministro de agua en la zona de Comodoro Rivadavia – todavía territorio Nacional – constituía el principal problema de la población en aquellos tiempos.

El agua era la sustancia natural más codiciada, y se vendía a precios considerables.

Solberg – su historiador – dice:

“El agua era extremadamente escasa y debía ser transportada a Comodoro Rivadavia donde se vendía a buen precio. La fuente más cercana, insegura y contaminada, se hallaba a 15 kilómetros del pueblo, pero la principal fuente de aprovisionamiento, se hallaba a 50 kilómetros tierra adentro, en un oasis conocido como Estancia Bher…-

Por ese motivo, la población de Comodoro Rivadavia le solicitó al gobierno un equipamiento y expertos que buscaran el agua

Como consecuencia de ello la división Minas, Geología e Hidrología del Ministerio de Agricultura envió un equipo de perforación con el fin de buscar otras fuentes de agua en lugares cercanos a Comodoro Rivadavia.

La búsqueda había comenzado en marzo de 1907. Después de varios meses, el 13 de diciembre de ese año, en una perforación que ya había alcanzado los 535 metros, surgió inesperadamente el petróleo.

Los descubridores, José Fuchs y Humberto Beghin, no tardaron en comunicar telegráficamente el hecho a Buenos Aires.

Conocido este suceso, el Poder Ejecutivo Nacional – a cargo del Dr. José Figueroa Alcorta - fundándose en el Articulo 15 de la denominada ley de Tierras Nº 4167, dictó un decreto de reserva con fecha 14 de diciembre de 1907, el día siguiente al del descubrimiento en el Chubut.

Este Decreto dispuso la prohibición de denuncia de nuevas pertenencias mineras y concesión de permisos de cateo en el Puerto de Comodoro Rivadavia, territorio Nacional del Chubut, en un radio de cinco leguas a la redonda del pozo descubridor, medidas desde el centro de la población de Comodoro Rivadavia.

La sanción de este Decreto, contravenía – conforme las primeras interpretaciones - lo dispuesto en el Art. 9 del Código de Minería de la Nación que prohibía al Estado

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Nacional explotar minas de cualquier naturaleza. Y el Decreto preveía en plenitud una condición directamente relacionada con la explotación minera que establecía el Art. 15 de la Ley de Tierras Nº 4167, invocado por el Poder Ejecutivo Nacional, para justificar el Decreto de reserva del 14 de diciembre de 1907

Este artículo disponía: “Las islas no podrán ser enajenadas, pero el Poder Ejecutivo podrá concederlas en arrendamiento. No podrán tampoco ser enajenadas las tierras que contengan depósitos conocidos de sal, minerales, hulla, petróleo o fuentes de aguas minerales, salvo las disposiciones del Código de Minería. El Poder Ejecutivo podrá prohibir la denuncia de minas en los territorios que explore”.-

Este Decreto que aparece dictado en violación de las previsiones del Código de Minería, tenía dos propósitos centrales:

a) Impedir la especulación con la solicitud de nuevas pertenencias por parte de los particulares y de las compañías en torno a reservas sorprendemente descubiertas, y;

b) Dar tiempo al Estado Nacional para estudiar el régimen legal a que se sujetaría la explotación de los yacimientos petrolíferos descubiertos. .

A partir de ese momento, los interrogantes en torno a la propiedad del petróleo y a quién explotarlo dominaron a la organización del sector.

Comentarios sobre las consecuencias del descubrimiento petrolero en Comodoro Rivadavia y los sucesivos decretos de reserva que lo sucedieron.

Mucho se ha mencionado que las zonas de reservas fiscales eran ilegales, ello con diferentes argumentos derivados de la actividad del Estado Nacional, luego del descubrimiento de Petróleo en Comodoro Rivadavia

Es indudable que el Decreto de Figueroa Alcorta, al día siguiente de ese descubrimiento, marca un hito en la historia de la legislación minera Argentina.

El Código de Minería de la Nación, establecía que los yacimientos petrolíferos estaban al régimen de petición de derechos de concesión que pudiera realizar cualquier habitante de la Nación, sin que el Estado pudiera negarse a su adjudicación. Tampoco el Código de Minería confería al Estado la facultad de establecer Reservas.

El artículo 9 de ese cuerpo jurídico establecía: “El Estado no puede explotar ni disponer de las minas, sino en los casos expresados en la presente ley” (Cód. De Minería – ley 1.919).

Esta prohibición a la explotación oficial era el freno mas importante que el Código establecía a los intentos de desarrollar empresas públicas para actividades mineras.

Sin embargo la Corte Suprema de Justicia de la Nación aceptó la legalidad de la ley de Tierras sosteniendo que ella contiene disposiciones generales de fomento económico que habilita al Poder Ejecutivo a resolver cuestiones atinentes al uso de las tierras sean

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o no tierras fiscales, superando de esa manera la aplicación del artículo 9 del Código de Minería de la Nación.

3.5.:Creación y desarrollo de la futura YPF:

Avanzando en el propósito de una decisiva intervención en la exploración y explotación de hidrocarburos en el país después del descubrimiento petrolero de Comodoro Rivadavia, el Estado Nacional fue conformando lo que sería luego la primera empresa pública e Hidrocarburífera de Occidente.

Luego de una corta evolución estructural, se la denominó Yacimientos Petrolíferos Fiscales y a favor de ella se fue reservando, para su exploración y explotación, las principales cuencas sedimentarias del país, tanto en territorios nacionales y provinciales.

Para ello se dictaron numerosas disposiciones de diferente rango jerárquico entre las que merece destacarse el Decreto del 3 de junio de 1922: creación de la Dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales y los sucesivos Convenios exclusivos de regalías entre las provincias y la dirección General de Yacimientos Petrolíferos Fiscales para la exploración y explotación de los Yacimientos de hidrocarburos ubicados en territorio Provincial pero cedidos a YPF para su explotación.

4.: Resumen de las cuestiones y respuestas institucionales: 1907 - 1980/1990

Si bien las normas nacionales sobre el dominio público del subsuelo nunca se modificaron, la República Argentina no pudo encontrar respuestas claras y estables a los interrogantes que sobre la propiedad del recurso y sistema regulatorio a utilizar en el caso de los hidrocarburos

El marco legal de la industria petrolera argentina exhibió entonces una gran inestabilidad, con recurrentes ciclos en los que reformas importantes eran luego revertidas tras los cambios de gobierno.

El petróleo no fue ni un sector liberado a la actividad privada ni tampoco un sector en el se impulsó de manera consistente y sostenida la explotación estatal.

A lo largo del siglo XX el sector privado participó de diversas formas en la industria (tanto en el upstream como en el downstream), pero siempre bajo la amenaza de un cambio abrupto en las reglas del juego lo que le impidió un crecimiento sólido y vertiginoso como lo reclamaban las necesidades crecientes del mercado consumidor.

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La nueva ley Nacional Nº 12.161, sancionada en 1935, por el Congreso Nacional, era una normativa orgánica específica que incorporó al Código de Minería su Título XVII denominado “Del régimen legal de las minas de petróleo e hidrocarburos fluidos (arts. 373/411). Así, fue la primera norma nacional en establecer un régimen especial para los yacimientos de hidrocarburos. Mantuvo la concepción federalista del Código de Minería respecto del dominio originario de los yacimientos (Art. 374 de la ley).

Reconoció también a YPF en su rol de brazo ejecutor de la política petrolera del Estado Nacional, coexistiendo con las Empresas Petroleras Privadas y autorizó{o la formación de sociedades mixtas.

Creo y regulo adecuadamente los tributos de canon y regalías con una norma protectora de los patrimonios privados asegurando a las Empresas Concesionarias que no se impondría ningún otro impuesto nacional, provincial o municipal y mantuvo el principio de otorgamiento de concesiones a perpetuidad

El resultado de la aplicación de esa normativa no arrojó los resultados buscados esa reforma legislativa y, en los hechos, las operaciones se desarrollaron con actividades de sentido contrario al previsto por la norma citada, ya que el predominio de la actividad estatal continuó creciendo al amparo de las ideas políticas de ese período.

Este predominio de esas ideas continuó afianzándose hasta alcanzar una reforma constitucional, en el año 1949, que consolidó los hechos institucionales con la norma jurídica suprema, como parte de la reforma constitucional peronista, en el año 1949 se nacionalizaron los yacimientos de hidrocarburos existentes en el país, otorgándose el monopolio de explotación a la empresa YPF.

La empresa estatal, a ese momento, carecía de capacidad técnica y financiera suficiente para desarrollar con éxito la explotación petrolera en un país geológicamente poco favorable y poco conocido, con un proceso de constante crecimiento de la demanda y con un escenario internacional en el que las dificultades de postguerra hacían difícil la obtención de equipos para las operaciones petroleras.

Con la producción doméstica estancada, las importaciones de combustibles al 23% del total importado en 1953, contribuyendo decisivamente a los recurrentes “estrangulamientos del Sector externo” que periódicamente afectaba la economía argentina.

Es así que sobre el final de su segundo mandato, en el año 1954, un pragmático Presidente Perón, hasta ese momento un defensor acérrimo del nacionalismo petrolero, firmó un acuerdo sujeto a la aprobación del Congreso Nacional con una subsidiaria de la Standard Oil de California para desarrollar y explotar una extensa área Hidrocarburífera en el sur argentino,

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El contrato fue objeto de severas críticas centradas fundamentalmente en consideraciones de soberanía nacional, y su trámite de aprobación quedó suspendido al ser derrocado el gobierno de Perón en septiembre de 1955.

Algo similar ocurrió pocos años después con el Gobierno de Arturo Frondizi un

firme crítico de cualquier intervención privada en el sector petrolero (de hecho había sido uno de los principales oponentes al contrato de Perón con la Standard Oil),

5.- La Constitución Nacional del año 1949

En el año 1949 se sancionó la reforma de la Constitución Nacional que incluyó en su Artículo 40, el principio de la propiedad inalienable e imprescriptible de la Nación sobre los yacimientos petrolíferos, las caídas de aguas, carbón, gas y toda otra fuente de energía con excepción de los vegetales, existentes en el Territorio Nacional.

Pese a la solemnidad y claridad de esta norma suprema, en 1953 el Gobierno Nacional intentó, a su vez, conciliar sus disposiciones con la realidad de la industria Hidrocarburífera Nacional en ese momento apelando a la participación creciente de la actividad privada.

A esta decisión se arribó ante la realidad de una producción y reservas Argentinas en rápida disminución con un creciente consumo que obligaba a aumentar las importaciones – especialmente de derivados combustibles – con una carga creciente sobre el sector externo del presupuesto nacional.

Ello condujo al Gobierno a gestionar la participación de capital privado extranjero para intentar un pronto remedio a los padecimientos del Sector Externo de la Economía Nacional.

Se debía enfrentar, entonces, esta realidad: el país Argentino no tenía recursos para emprender y sostener las actividades petrolíferas que el país necesitaba y que, entonces debían ser importados con un creciente costo y la utilización de divisas escasas.

La situación económica del país era cada vez más comprometida.

Ante esta realidad el Estado Nacional (fin del Gobierno Peronista y principio del Gobierno militar del Gral. Aramburu) adoptó una estrategia que intentaba conciliar un régimen de dominio estatal de los yacimientos de Hidrocarburos, con la contribución privada a las actividades de exploración y producción.

Recurrió entonces a los Contratos de Servicios de Exploración y Explotación de Hidrocarburos con Empresas ¨Privadas, nacionales o extranjeras que contaban con tecnología, equipamiento, capitales y recursos humanos disponibles para incrementar la extracción de las reservas que pertenecían a YPF.

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6.- Los Contratos Petroleros:

El período en el que predominó la política de contratación de obras y servicios para la exploración y explotación de yacimientos de YPF, abarcó un lapso de tiempo desde finales del año 1955, fin del Gobierno Peronista, hasta el año 1963, fin del Gobierno del Dr. Frondizi y principios del Gobierno del Dr. Illia.

El primer contrato se negoció y firmó en el año 1954 entre el Gobierno Argentino y la “Compañía Standard Oil of California”, para la exploración y explotación de hidrocarburos en el país.

El Presidente Perón firmó el contrato, pero lo sometió a aprobación del Congreso Nacional, que no lo aprobó.

Asumido el Gobierno denominado de la Revolución Libertadora, las cuentas nacionales estaban próximas a la cesación de pagos, lo que llevó al gobierno del General Aramburu a interesar al capital de empresas privadas extranjeras y preparar el marco jurídico viable para el inmediato cambio que luego materializó el Gobierno del Dr. Frondizi a partir del año 1958.

Para ello se diseñó un conjunto de instrumentos jurídicos contractuales destinados a viabilizar la participación de capital privado.

Estos contratos de obras y servicios para la exploración y explotación de Hidrocarburos de YPF, no adjudicaban al dominio privado los hidrocarburos producidos sino que los volúmenes extraídos debían ser obligatoriamente entregados a Yacimientos Petrolíferos Fiscales para su elaboración y comercialización.

A fin de viabilizar la legalidad de estas novedosas formas contractuales que el País no había utilizado hasta el presente, los sucesivos Gobiernos a partir del año 1955, adoptaron una serie de normas jurídicas que legalizarían esta actividad. As{i, el Gobierno del Dr. Arturo Frondizi envió al Congreso Nacional un Proyecto que se convirtió en la ley 14.773 del año 1958

Esta nueva ley cambio el sistema dominial anterior declarando el dominio originario de la Nación sobre todo lo relacionado con la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos. También ratificaba la presencia de YPF monopolizando a su favor la producción, transporte y comercialización de los hidrocarburos producidos, excluyendo de estas actividades a las Provincias Argentinas.

A fin de establecer una suerte de compensación por esta exclusión incrementó las regalías a pagar a las Provincias afectadas por esta disposición fijándolas en el 50%,

Esta ley sancionada en 1958, es la primera norma formalmente autónoma del Código

de Minería y se puso en vigencia cuando la negociación de los nuevos contratos petroleros estaba avanzada.

Como remanente del régimen dominial anterior y por imperio de la propia ley

14.773, se reconoció la vigencia y pertenencia a particulares de las propiedades mineras

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de hidrocarburos regidas por el Código de Minería existentes al momento de la sanción de esa ley que continuaron su producción en manos de sus dueños particulares.

7.- Desarrollo de la actividad con el amparo de esta nueva legislación

No obstante los férreos principios legales que consagraban la propiedad estatal del Recurso Hidrocarburífero, las normas dictadas a su amparo admitían la posibilidad de participación de la actividad privada en inversiones relativas a servicios vinculados a la exploración, explotación y comercialización de los hidrocarburos nacionales.

Ello a través de contratos de obras y servicios con los que se incrementó decisivamente la producción de la mayor parte de las reservas de hidrocarburos del país.

Este nuevo sistema de producción y desarrollo de los hidrocarburos nacionales no tenía vinculación alguna con la propiedad originaria de los yacimientos ni con la libre disponibilidad de la producción.

Para ello se firmaron diversos contratos de exploración, desarrollo, explotación y transporte de hidrocarburos con empresas nacionales y extranjeras, así como todo tipo de servicios conexos con la industria.

Los resultados de esta nueva política fueron auspiciosos. A partir del año 1958 el país pudo superar el estancamiento productivo en el que se encontraba en ese momento lográndose un constante incremento en la producción hasta lograr un nivel cercano al autoabastecimiento en el año 1962.

El Dr. Arturo Frondizi asumió la presidencia en 1958 y puso en práctica un agresivo programa de incorporación de capitales en el sector petrolero, a través de la figura de contratos de servicios de explotación y contratos de perforación, manteniendo para YPF el dominio de los yacimientos y del petróleo producido.

Los resultados fueron contundentes: entre 1958 y 1962 la producción creció al 30% anual, las reservas se incrementaron un 50% y en diciembre de 1962 se llegó al deseado autoabastecimiento.

Pese a estos resultados extremadamente favorables, la política petrolera de Frondizi debió enfrentar fuertes críticas, que probablemente contribuyeron a que su mandato fuera interrumpido por un nuevo proceso institucional que derrocó su gobierno y lo sustituyó por un mando militar,

Los opositores sostenían que los contratos suscriptos por el Gobierno del Dr. Frondizi, eran concesiones encubiertas, que afectaban a la soberanía nacional, que se habían realizado violando normas de procedimientos y que implicaban perjuicios para el Estado. Y ello condujo, como una de sus principales causas, a su derrocamiento en l962.

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En 1963 un nuevo presidente constitucional anuló por Decreto los contratos petroleros de Frondizi, argumentando que no eran convenientes a los intereses del país.

Esta situación volvió a provocar una notable caída de la producción interna, la necesidad de incrementar las importaciones y una nueva incertidumbre paralizante para este Sector.

A pesar de esta apertura normativa, la actividad privada continuó siendo limitada, focalizada en unos pocos contratos de servicios de producción entre YPF y empresas domésticas y extranjeras.

En todos estos casos, los hidrocarburos producidos eran entregados a YPF, que pagaba un precio contractual por el servicio de extracción.

8.- La nulidad de los contratos petroleros

Posteriormente, los cambios políticos producidos en el país desde el año 1962 con los sucesivos cambios de gobierno – régimen militar que derrocó el Gobierno Constitucional del Dr. Frondizi y el advenimiento de un nuevo gobierno surgido de las elecciones nacionales del año 1963, Gobierno del Dr. Arturo Humberto Illia - introdujeron un nuevo cambio en las políticas estatales en la materia.

Uno de los lemas de campaña del radicalismo cuando el Dr. Illía triunfa en las elecciones en el año 1963, había sido el de la anulación de los contratos petroleros suscriptos durante el gobierno del Dr. Frondizi. Proceso este que el nuevo gobierno llevó adelante a partir de ese momento.

Como justificación jurídica para decretar la nulidad de los contratos firmados durante el Gobierno del Dr. Frondizi se invocó la existencia de numerosos vicios que, a juicio de quienes cuestionaban estos contratos, provocaban su nulidad, con efectos ab initio, y que los convertía en instrumentos jurídicos inexistentes.

En resumen ellos eran:

A) Vicios formales en su tramitación: Se alegaron distintas anomalías calificadas como vicios formales en su tramitación.

B) Incompetencia del Órgano otorgante. Poder Ejecutivo Nacional.

C) Los contratos con nombres supuestos que ocultaban la verdadera índole de sus cláusulas: los nombres asignados a los contratos eran supuestos y ocultaban la realidad de su calificación: actos administrativos de concesión, prohibidos por la ley.

D) Normas Nacionales cuya violación provocaba la nulidad de los contratos:

- Código de Minería de la Nación.

– Art. 67, inc.16 de la Constitución Nacional

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– Legislación Fiscal que otorgaba a los contratistas e inversores beneficios fiscales ilegales.

– Legislación Bancaria que preveía normas especiales para las divisas generadas como consecuencia de los contratos.

– Soberanía Nacional en cuanto se prefería a contratistas extranjeros antes que a los argentinos, beneficiándolos con contratos adjudicados sin licitación pública.

Resultado de estas imputaciones:

Finalmente, todos los Contratos suscriptos por el Gobierno del Dr. Frondizi fueron anulados por sucesivos Decretos del Poder Ejecutivo Nacional, dando lugar a: una larga negociación con las Compañías Contratistas; a conflictos administrativos y judiciales; al pago de cuantiosas indemnizaciones y a una nueva interrupción o modificación de las operaciones de exploración y explotación en curso.

Con ello se volvía a afectar la seguridad y credibilidad de las políticas oficiales que hasta ese momento se habían desarrollado con resultados positivos para la producción de hidrocarburos en el país.

9.- El marco legal vigente en la actualidad: Ley 17.319

Durante el Gobierno Militar de Juan Carlos Onganía, que en junio de l966 había derrocado al gobierno del Dr. Illia, se sancionó la denominada Ley de Hidrocarburos Nº 17.319 (Octubre de 1967).

Con esta ley se sentaron nuevas bases para un futuro desarrollo de la actividad de

exploración, explotación y transporte de Hidrocarburos.

Principales disposiciones originarias de la ley 17.319.

Dicha ley todavía se halla parcialmente vigente, y regula las actividades de exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de petróleo y gas. Es decir que abarca la totalidad de la cadena de valor proveniente de estos recursos energéticos.

Ello se deriva de la naturaleza esencialmente minera de esta ley, reconocida por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, lo que hace que la competencia para su modificación o derogación, así como la sanción del marco legal que pudiera reemplazar al existente, recaiga en el Congreso de la Nación, conforme lo previsto por el artículo 75, inciso 12 de la Constitución Nacional.

La ley 17.319, con más de 50 años de vigencia, es una de las escasas normas del derecho local que se ha mantenido estructuralmente vigente por tan dilatado lapso.

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El objeto de la regulación es la actividad Hidrocarburífera integral y su vigencia y permanencia ha demostrado claramente el acierto de sus normas.

Más allá de sus cualidades técnicas, no puede ignorarse que la duración de esta ley se justifica porque ha sido capaz de dar respuesta legal a los diversos escenarios operativos que se han configurado a lo largo de estos más de cincuenta años de actividad en el país.

Ello, dando cabida y regulando tanto al escenario de exploración y explotación del recurso por el Estado a través de Empresas u Organismos Estatales, como a través de figuras mixtas donde el Estado y el sector privado se asocian bajo diversas formas y, más recientemente, incorporando los esquemas de la década del 90’ con una participación excluyente del sector privado.

Sin embargo, la lectura de la ley 17.319 puede inducir al error de ignorar ciertas modificaciones sustanciales introducidas a lo largo de los plazos de su vigencia, especialmente desde la sanción de la ley de Emergencia Económica N° 23.696 y la legislación delegada dictada en su consecuencia.

Este conjunto normativo no solo es aplicable a los derechos otorgados como consecuencia de la privatización ocurrida en dicha década, sino que se ha constituido en el régimen legal permanente del sector.

10.- Un cambio sustancial: La propiedad de los hidrocarburos producidos.

Resulta claro que, bajo la ley que nos ocupa, la propiedad de los hidrocarburos tiene una manifestación pública y otra privada.

La manifestación pública parte de la definición del artículo 1° de la ley que declara a los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos de propiedad inalienable e imprescriptible del Estado Nacional.

Como lo hemos analizado en los capítulos precedentes, luego de la reforma constitucional de 1994, esa propiedad corresponde hoy a la Provincia o a la Nación, dependiendo del lugar en que se encuentre el yacimiento.

La cuestión ya tratada en capítulos precedentes acerca de la propiedad de los hidrocarburos y si ellos pertenecen a la Nación o a las Provincias tuvo rango constitucional recién con la reforma del 1994, que adjudica la propiedad de los recursos naturales (su dominio originario) a las provincias en cuyo territorio se encuentre el recurso de que se trata.(art. 124, último párrafo).

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A partir de ese reconocimiento constitucional, adquiere relevancia la separación entre dominio y jurisdicción, esto es entre la propiedad del recurso y la autoridad para legislar sobre su utilización, lo que conlleva la facultad para establecer la política sobre su explotación.

Esta definición legal respecto del dominio originario de los yacimientos, impide el otorgamiento de derechos de propiedad de los yacimientos a favor de terceros.

Es decir que en Argentina, al igual que en la gran mayoría de los países del mundo, las reservas de hidrocarburos no pertenecen a la empresa que los explota, sino al Estado Nacional o a las Provincias según su lugar de yacencia.

Esta circunstancia tiene efectos prácticos importantes.

En primer término, las reservas de hidrocarburos no pueden incorporarse al patrimonio de los Productores y por lo tanto no deben ser contabilizadas como un activo patrimonial.

Ello significa que no es posible crear derechos reales de garantía sobre esas reservas, respecto de las cuales la empresa que las explote solo tiene un derecho de exclusividad a extraerlas bajo ciertas condiciones y no podrían, por ejemplo, operar como seguridad de un crédito bancario.

¿ Adquiere la empresa privada concesionaria de derechos de explotación, un derecho de propiedad sobre los hidrocarburos producidos ? .Donde y cuando se opera esa transferencia de dominio ?

La respuesta es que esa propiedad se adquiere en algún momento dentro de proceso a través del cual los hidrocarburos son extraídos del yacimiento, hasta que se toma posesión efectiva de ellos en la superficie.

Cuando se observa que entre un punto y otro pueden existir algunos miles de metros de distancia, se advierte que la división no es absolutamente precisa.

Sin embargo, es un concepto internacionalmente aceptado que dicha propiedad se adquiere en la cabeza del pozo productor, al traspasar la válvula de salida del mismo. Parece claro que es en ese punto donde puede físicamente ejercerse la posesión efectiva y no antes. Esta interpretación tiene también una enorme trascendencia en materia de responsabilidad por el manipuleo de los hidrocarburos durante las operaciones de producción. Ello en materia de responsabilidad por daños causados por dichas sustancias o por la posibilidad de su aprovechamiento.

En este punto no debemos olvidar el principio jurídico que rige respecto de estas operaciones y que encuentran su resumen en la locución latina propia del Derecho Romano: Res crescit et perit domino” (Las cosas fructifican o pierden valor para su dueño…)

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Para el concesionario de explotación de hidrocarburos, en el caso argentino, la adquisición de esa propiedad en la boca del pozo es automática según resulta del artículo 6° de la ley y no necesita de declaración alguna que la reconozca.

10.1.: La libre disponibilidad de los hidrocarburos.

Una consecuencia natural del régimen de dominio que prevé la ley, es la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos, que habilita al concesionario de explotación a transportar los hidrocarburos producidos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados, obviamente cumpliendo con las reglamentaciones respectivas.

Esta libre disponibilidad reconocida por la ley, aún en su redacción original, presupone la característica internacional de la actividad, como se lee claramente en su artículo 6°, 3er. Párrafo. Este concepto ha sido reforzado por la normativa sancionada en 1989 como consecuencia de la ley 23.696, y los decretos 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89, todos ellos incorporados a los títulos de las concesiones existentes y, por ello, también constitutivos del régimen permanente aplicable al sector.

Las garantías dadas a la libre disponibilidad de hidrocarburos ratificadas a partir de 1989 por el Decreto 1589, no responden solamente a la necesidad de dar certeza y claridad al derecho ya consagrado por la norma, sino a un evidente cambio de circunstancias en el mercado internacional.

El concepto de petróleo como “commodity” es ajeno al criterio de la ley de 1967. Esa calidad se desarrolló en años posteriores, y la legislación posterior, complementaria de la ley 17.319 lo ratifica.

10,2,. El caso de la Producción de Gas Natural:

Las etapas de exploración y producción del gas natural también se rigen por la ley N° 17.319, en cambio las siguientes etapas de su cadena de valor se regulan por la ley 24.076.

A este respecto se debe puntualizar que el transporte y la distribución de gas natural son actividades sometidas a un régimen jurídico especial ya que la citada ley 24.076 los declara como servicio público nacional. Por esa razón, las operaciones y actuación de las concesionarias, licenciatarias del servicio, bajo dicha regulación, se encuentran condicionadas y controladas por el Ente Nacional Regulador del Gas, organismo administrativo con competencia Federal, que también tiene a su cargo todo lo relacionado con el régimen tarifario del Servicio.

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Esta regulación impacta necesariamente en el productor, aun cuando éste, teóricamente, tiene la libre disponibilidad del recurso y opera en un mercado libre que, sin embargo, debe abastecer prioritariamente al mercado regulado del que pueden provenir las señales de precio que determinen niveles de retribución para los productores.

Con ello entonces, la etapa de producción resulta alcanzada por la regulación en los términos previstos en la ley 24.076 y sus decretos reglamentarios.

10.3..Algunas actividades destacadas que regula la ley 17319: Permisos de exploración.

El permiso de exploración es el mecanismo previsto por la norma que comentamos para autorizar la búsqueda de hidrocarburos. Estos permisos son otorgados por la Autoridad de Aplicación mediante mecanismos de competencia, en concurso público de ofertas, según se dispone en el Título II, Sección V, arts. 45 y s.s. de la ley.

En estos procesos de cotejo de ofertas se participa mediante propuestas de realización de ciertos trabajos exploratorios (p.ej. registración y procesamiento de trabajos de sísmica y perforación de pozos exploratorios). Estos trabajos se miden por unidades previamente normalizadas que permiten su evaluación objetiva (llamadas “unidades de trabajo”). Dichas unidades son valorizadas en dinero de modo que permite la comparación de las ofertas sin necesidad de recurrir a juicios de valor.

Los permisos de exploración se dividen en diversos períodos, el primero de los cuales puede no contemplar la perforación de pozos exploratorios, sino otras tareas de prospección de hidrocarburos, aunque los siguientes deben contemplarlos necesariamente. A la finalización de cada período, el permisionario tiene la opción de ingresar o no al período siguiente. Si así lo hiciera, debe reducir el área bajo exploración, conforme lo determina la misma ley y su reglamentación.

Debe recordarse que la ley solo permite el otorgamiento de permisos de exploración en las zonas calificadas como “posibles”. Estas zonas son aquellas en las que no exista un descubrimiento comercial previo (art. 10). Si existiera descubrimientos comerciales previos, las zonas respectivas son calificadas como “zonas probadas” y en ellas solo pueden otorgarse concesiones de explotación (art. 29).

La obtención de una concesión de explotación no implica necesariamente la terminación del permiso exploratorio. De existir plazos pendientes, el permisionario puede retener las superficies del permiso para investigar otros prospectos que pudieran existir en la superficie retenida.

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10.4-:Concesiones de explotación.

La concesión de explotación de hidrocarburos resulta la consecuencia natural de

una exploración exitosa. Esta concesión otorga al concesionario el derecho a explotar los hidrocarburos que existan en el área sometida a concesión.

Debe observarse que la concesión no solo autoriza a explotar los hidrocarburos descubiertos en la etapa exploratoria, sino todos los que pueda hallar el concesionario en la superficie concedida. Esto significa que la exploración no termina con la finalización del permiso de exploración, sino que puede continuar aun en la etapa de explotación (arts. 27 y 30 del la ley 17.319).

La concesión se otorga por el plazo de 25 años contados desde la fecha del acto de su otorgamiento. A ese plazo se le podrá adicionar el lapso aun no utilizado del permiso de exploración.

A criterio del Estado, el plazo de la concesión puede extenderse por diez años adicionales, siempre que el concesionario lo requiera al menos con seis meses de anticipación al vencimiento original (art. 35).

El concesionario de explotación, por el solo hecho de serlo, tiene el derecho de obtener una concesión de transporte de hidrocarburos para evacuar la producción de su concesión. Este derecho intenta liberar al concesionario de explotación de la cautividad de un gasoducto o un oleoducto existente.

El artículo 31 de la ley se refiere a la obligación del concesionario de explotación de hidrocarburos de realizar las inversiones para desarrollo. Sin hacer un profundo y minucioso análisis del mismo, cabe decir que aplican criterios de razonabilidad, eficiencia, aplicación tecnológica, economía y conservación de reservas. Este último aspecto debe ser entendido como la explotación que asegura a lo largo del tiempo la mayor recuperación posible de reservas identificadas.

Cabe aclarar que el concepto de “reservas recuperables” no responde a criterios volumétricos sino económicos, ya que no es posible recuperar reservas de hidrocarburos, aun cuando existieran fIsicamente, si las mismas no pueden ser extraídas en términos aceptables económicamente.

Sin intentar formular un inventario pormenorizado de las obligaciones del concesionario, es útil mencionar la necesidad de ajustar la superficie de los lotes de la concesión a la forma de las trampas productivas en el subsuelo. Ese conocimiento va ajustándose con el tiempo, a medida que se conoce la dinámica y extensión del yacimiento por la realización de labores de avanzada y delimitación y por la historia de producción.

Igualmente la delimitación en superficie siempre será aproximada, por lo que es conveniente y así se lo acepta, adoptar conductas conservadoras en la demarcación del lote y en la devolución de áreas.

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Demás esta decir que el cumplimiento de las obligaciones de carácter fiscal, como el pago del canon y la regalía constituyen también obligaciones significativas, sobre todo porque la consecuencia del incumplimiento puede dar lugar a la caducidad de la concesión.

11.- Politicas estatales en esta materia:

Entre 1973 y 1976, un período de extrema convulsión política en Argentina, el entorno no fue favorable a las empresas privadas, a tal punto que se llegó a nacionalizar y estatizar en gestión de YPF la comercialización de combustibles.

Los resultados de esta enorme inestabilidad política, económica y operativa fue desastrosa. La producción de petróleo cayó un 9% entre 1972 y 1975, mientras volvían a crecer las importaciones, encarecidas además por el aumento internacional de los precios.

Tres años después, tras un nuevo proceso militar, el Gobierno cambió nuevamente de posición política respecto de este Sector.

En 1967 se puso en vigencia una nueva Ley de Hidrocarburos Nº 17.319 como lo detalláramos en el capitulo precedente.

Esta ley, si bien mantenía el dominio de los Hidrocarburos en la esfera pública nacional, preveía la explotación de las reservas conocidas, adjudicadas por dicha Ley a YPF, a través de contratos de obras y servicios con YPF, también alentaba la participación del capital privado, nacional o extranjero, regulando permisos de exploración y concesiones de explotación con el sector privado.

El proceso militar iniciado en 1976 marca un nuevo cambio en la orientación de la política petrolera argentina.

Se fomentó la incorporación de capitales privados, a través de la continuidad de contratos de servicio de exploración y explotación de las reservas adjudicadas a YPF., y también con nuevos contratos en los que las empresas privadas asumían el riesgo exploratorio.

Los precios petroleros en Argentina estaban completamente disociados de los precios internacionales.

Es probablemente por ello que la retribución que YPF abonaba a los contratistas privados contaba con mecanismos de indexación de acuerdo a los índices de precios locales.

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Como el gobierno recurría al control de los precios locales del petróleo y los derivados como herramienta de la política antiinflacionaria, YPF se encontró comprando el crudo a los contratistas a precios superiores a los que obtenía por la venta del mismo crudo a los refinadores privados. El impacto negativo de esta política sobre los flujos de fondos de la empresa estatal fue en los primeros años compensado con un creciente endeudamiento externo, en el contexto de abundancia de liquidez que caracterizó al mercado internacional de capitales de fines de los 70’s.

Participación de los organismos nacionales administrativos y legislativos para regular integralmente la Industria de los Hidrocarburos.

12.- Resumen : La Ley 17.319, su contenido actual y su aplicación real.

Como lo hemos mencionado antes de ahora, enfocar el análisis del marco regulatorio de la actividad Hidrocarburífera solamente desde la ley 17.319, nos brinda una visión fraccionada e incompleta.

Se estaría dejando de lado el arribo al campo del derecho y de la economía argentina, de las normas relativas a la privatización de este sector básico de nuestra Economía, y a la desregulación de la industria que significó un cambio decisivo en la historia del rol del estado de los últimos 50 años anteriores a 1990.

La ley 23.696 es el sustento legal (ley en sentido material y formal) sobre el que reposan los procesos de privatización y desregulación de la industria de hidrocarburos ocurridos en nuestro país a fin de la década de los 80’ y principio de los 90’.

Esa norma declaró la emergencia en la prestación de servicios públicos, en la ejecución de los contratos a cargo del sector público y en la situación económica financiera del estado nacional, incluyendo los entes en los que este último participara de modo controlante. Dispuso, además, la reforma del estado.

Más allá de los actos jurídicos y reglamentaciones que dieron origen a los permisos, licencias, concesiones, asociaciones, y otros derechos, provenientes de la privatización de YPF y Gas del Estado, existe y está vigente un reglamento de la ley 17.319 que incorpora expresamente a los Decretos 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89, conformando un régimen ampliado de dicha ley que necesita de una indispensable integración hermenéutica para conocer el verdadero alcance de su contenido.

12.1.: La segunda mitad de los años ochenta: crisis y reforma

Durante la década de los años 1980 ni YPF ni la economía argentina en su conjunto pudieron recuperarse plenamente de la crisis de la deuda acontecida a partir del año 1978.

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En las empresas estatales la crónica insuficiencia de recursos en el sector público impedía realizar las inversiones necesarias ya no para incrementar la capacidad instalada, sino para mantener en buen estado a los activos existentes

Adicionalmente, el desorden administrativo de la Administración Pública permitía que los clientes estatales de YPF (otras empresas, usinas eléctricas, fuerzas armadas, ferrocarriles, etc.) dejen de pagar sus consumos, lo que obviamente derivaba en un agravamiento de la situación financiera.

En el caso de los contratos de YPF con productores privados, la renegociación de precios, el cambio de los esquemas de indexación y el retraso en los precios del petróleo fijados por el Estado produjeron nuevamente pérdidas significativas a YPF que alentaba la producción mayor de hidrocarburos con mejores precios pero a costa de su propio patrimonio al no existir un incremento de combustibles que la compensara de ese esfuerzo.

En 1985 el Gobierno del Presidente Raúl Alfonsín intentó revertir el deterioro de las reservas de hidrocarburos a través de lo que se conoció como Plan Houston, un nuevo intento de incorporación de capitales privados en la exploración que no tuvo mayor impacto.

En cinco rondas de licitaciones realizadas entre 1985 y 1990, se concursaron 165 áreas, se adjudicaron 77, y se firmaron 61 contratos, con inversiones pautadas por US$ 951 MM de las cuales llegaron a concretarse US$ 231.6 MM.

Entre 1983 y 1987 la producción de petróleo siguió disminuyendo en un 13%, y un 8% las reservas

Con este marco negativo, en 1987 se mejoró la remuneración que YPF recibía por el petróleo crudo producido y se intentó dar un nuevo impulso a la explotación de los contratistas de YPF, fijándoles una remuneración equivalente al 80% del precio internacional para la producción incremental que pudieran obtener de los yacimientos. La producción de petróleo crudo de los contratistas creció un 13% entre 1987 y 1989, permitiendo una recuperación del 7% en el total producido en el país.

A diferencia de los grandes países petroleros latinoamericanos (México, Venezuela) en los que el petróleo representaba una fuente de ingresos en divisas significativa para el fisco, en la Argentina de fines de los ‘80s la empresa estatal petrolera requería sistemáticamente de asistencia financiera del Tesoro, situación que independientemente de sus causas, sin dudas incrementaba las probabilidades de una eventual privatización.

El petróleo producido era manejado por las autoridades a través de la conocida “mesa de crudos”, que lo distribuía entre YPF y los refinadores privados. Las refinerías contaban con redes de estaciones de servicio (cuya instalación estaba regulada por la

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Secretaría de Energía) que comercializaban los productos a los consumidores. La producción de gas era transferida a otra empresa estatal (Gas del Estado) que se ocupaba del transporte y la distribución en todo el país.

Todas las transacciones, incluyendo las ventas finales al público, se realizaban a precios fijados por el Estado, que en general se encontraban muy por debajo del precio de los hidrocarburos en los mercados internacionales. Esta divergencia obligaba al Estado Nacional a imponer subsidios e impuestos en las operaciones de comercio exterior, y a financiar los pagos de regalías a las provincias, que se calculaban en base a los precios internacionales.

Las estadísticas correspondientes al año 1988 revelan la crisis de la política petrolera.

En 1988 se produjeron 26.1 millones de m3 de petróleo, un 9.5% menos que en 1981. En el mismo período las reservas cayeron de 385 MM de m3 a 362 MM de m3. Las refinerías argentinas procesaron 24.9 millones de m3, un 18% menos que en 1981. Las ventas en el mercado interno de naftas cayeron un 22%, mientras que las de gasoil/diesel crecieron un 7%.

En gas el panorama era un poco más alentador: el gas entregado a Gas del Estado creció de 8240 millones de m3 de 1981 a 17424 millones en 1988, gracias a la ampliación de la capacidad de transporte desde la cuenca neuquina. Las reservas, por su parte, crecieron de 648437 millones de m3 a 773016 millones de m3, con importantes aportes de la cuenca noroeste y de la austral.

Sobre el final del gobierno radical el entonces ministro de Obras y Servicios Públicos Dr. Rodolfo Terragno impulsó lo que se conoció como Petroplan, que preveía la conformación de Uniones Transitorias de Empresas (UTE’s) entre YPF y productores locales para explotar áreas de baja producción (secundarias), la asociación con grandes empresas en áreas centrales, y la desregulación de la industria. Estas ideas no llegaron a ponerse en práctica en el gobierno de Alfonsín, pero serían la base para las reformas petroleras del Gobierno futuro del Presidente Carlos Menem.

13.- La reforma estructural: 1989-1993 - Contexto macroeconómico

A partir de febrero de 1989 la economía argentina ingresó en una dinámica hiperinflacionaria que, luego del proceso electoral, precipitó en el mes de julio de ese año, la sustitución del presidente Raúl Alfonsín por el presidente electo a esa fecha Dr. Carlos Menen . Para esa época las tasas de inflación mensuales eran del orden del 200%.

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Como muestra el Cuadro 1 siguiente, los indicadores macroeconómicos no podían ser peores:

caída del PBI, hiperinflación, mayor desempleo, caída del salario real, pérdida de reservas y una situación fiscal extremadamente débil, sin posibilidades de colocación de deuda voluntaria.

A este complicado escenario económico se sumaba la escasa credibilidad del nuevo Gobierno pleno de desconfianza social por su origen político e incluso marginal dentro del partido del nuevo Gobierno.

En este marco, Carlos Menem intentó un audaz cambio de estrategia que se produjo inmediatamente luego de acceder a la presidencia, en el marco jurídico que le trazara dos leyes del Congreso Nacional, la de Emergencia Económica Nº 23.696 y la de Reforma del Estado Nº 23.697. ARGENTINA: INDICADORES MACROECONÓMICOS BÁSICOS 1988 - 1989 CUADRO.

La estabilización macroeconómica y la construcción de señales favorables a los

ojos de la Comunidad internacional de negocios fueron objetivos fundamentales en los primeros años de la gestión del nuevo Gobierno a los que se subordinaron las reformas estructurales, incluyendo la de los hidrocarburos.

En opinión de algunos politólogos, los “tiempos” de la estabilización macroeconómica asociados a la necesidad urgente de obtener recursos fiscales y de enviar señales “tranquilizadoras” a los inversores internacionales, se impusieron varias veces sobre las necesidades de las reformas sectoriales, distorsionando su implementación.

Tasa Anual de Crecimiento PBI -2.0% -7.0% Precios al Consumidor 343.0% 3079.5% Salario Real Industrial -6.1% -28.0% Como porcentaje del PBI Ingresos Corrientes GOB.Nacional 20 18.5 Gastos Corrientes GOB.Nacional 22.7 21.4 Ahorro Empresas Públicas -0.6 -1.2 Necesidades de Financiamiento 7.9 8 Desocupación (% de la PEA) 6.0 7.4 Variación de reservas (US$ MM) 1785 -1800 (Fuente: CEPAL 1989).

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12.1.: Las reformas en el sector petrolero

El primer conjunto de privatizaciones que registra la Argentina durante la primera parte del Gobierno del Presidente Menem estuvo fuertemente condicionada por los objetivos macroeconómicos antes señalados: la necesidad de fondos y de mejorar la reputación del Gobierno. En este contexto se insertan las primeras reformas normativas para el sector petrolero, instrumentadas a través de tres decretos del segundo semestre de 1989: Decretos Nº 1055, Nº1212 y Nº 1589. En síntesis, las leyes y los decretos mencionados, determinaron y fueron el marco normativo para que el Poder Ejecutivo Nacional, con las facultades otorgadas por la ley de emergencia económica dispusiese una importante transferencia al sector privado de áreas de exploración y producción que estaban asignadas a YPF.

Además, las citadas disposiciones legales preveían una serie de medidas dirigidas a garantizar a los potenciales adquirentes de dichas Áreas, “reglas propias de los mercados de hidrocarburos como lo son la libre disponibilidad del petróleo producido, precios desregulados, eliminación de trabas al comercio exterior, libertad para la instalación de refinerías, estaciones de servicio y bocas de expendio de combustibles. .

Como otras privatizaciones de la primera etapa (teléfonos, aerolíneas), el gobierno de Menem estructuró sus políticas sobre los primeros proyectos de privatización y desregulación elaborados por Rodolfo Terragno en la gestión anterior.

En el caso del petróleo, los decretos guardaban cierta similitud con el Petroplan.

Dentro de este plan, YPF debió devolver a las autoridades Energéticas, áreas secundarias (de baja producción), que luego fueron licitadas. También fue obligada a licitar porcentajes de asociación con otras empresas en sus áreas de mayor producción (las llamadas áreas centrales), y a reconvertir a un esquema de concesión con libre disponibilidad del petróleo a los antiguos contratos de producción.

Desde la perspectiva macroeconómica, las ventas de áreas constituyeron un “puente de plata” para el período de transición. Ellas permitieron financiar transitoriamente el desequilibrio fiscal en tanto se completaban las reformas estructurales (incluyendo la propia del sector petrolero), que conducirían a alcanzar una situación fiscal sólida de manera permanente.

A diferencia de lo que ocurría en otros países latinoamericanos productores de petróleo, en la Argentina la contracara del “subdesarrollo” de la empresa estatal fue la existencia de un Sector petrolero privado importante, que creció en el marco de los contratos con YPF y en muchos casos nutriéndose de los recursos humanos formados en la empresa estatal.

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Esta característica facilitó una rápida privatización de la producción petrolera, ya

que las empresas argentinas no sólo conocían la geología de las áreas, sino también las particularidades económicas y políticas del país lo que les permitía administrar eficientemente la producción.

Posteriormente, entre 1991 y 1993 la empresa estatal YPF fue reestructurada proceso que incluyó la venta de algunos activos, tanto del upstream como del downstream), y luego fue privatizada mediante la venta de la mayoría del paquete accionario en el mercado internacional.

Gas del Estado, por su parte, fue transformada en 2 compañías transportistas (una

en el norte y otra en el sur) y en 9 distribuidoras regionales de gas y el total de sus tenencias accionarias fueron privatizadas en 1992 y 1994.

12.2.: La transferencia de reservas Hidrocarburíferas por venta de áreas secundarias y áreas centrales

La primer transferencia de reservas al sector privado fue la licitación de áreas secundarias, iniciada en febrero de 1990. Estas áreas eran aquellas con baja o nula producción, que en virtud de los Decretos de 1989 YPF debió devolver a la Secretaría de Energía.

Dado que no se trataba de yacimientos con reservas o producción importante, y que la situación macroeconómica doméstica (y en particular la del sector hidrocarburos) era aún inestable, la licitación no despertó un excesivo entusiasmo de parte de los potenciales adquirentes. Se realizó una precalificación técnica, y luego se recibieron y analizaron las ofertas económicas.

La primera licitación se concretó en la segunda mitad de 1990, con 29 áreas en las que en muy pocos casos se consiguió más de un oferente y por las que se obtuvieron $245 MM.

Estas Licitaciones no atrajeron a empresas petroleras internacionales, sino que fueron cubiertas principalmente por las petroleras locales que hasta ese momento operaban como contratistas de servicios de Producción de YPF (Pérez Companc, Astra, Tecpetrol, Cadipsa).

La producción acumulada por las 29 áreas en el período 1991-1997 totaliza 12.8 MM de m3 de petróleo, apenas el 5.8% del total producido en Argentina.

Luego de esta primera experiencia de licitación de áreas en concesión con libre disponibilidad del crudo, en años siguientes las autoridades continuaron licitando áreas secundarias. En un proceso superpuesto al de las áreas centrales, en agosto de 1991 se

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concesionaron 22 áreas adicionales, con ingresos por US$ 140.5 MM, y finalmente, en junio de 1992 se entregan en concesión las últimas 22 áreas secundarias, por US$ 48 MM.

Licitación de las áreas denominadas centrales con una importante contribución al total de las reservas del país:

La asociación con operadores privados en áreas centrales dispuesta por el Decreto 1055 comenzó a materializarse en mayo de 1990, cuando una delegación de autoridades y empresarios del sector petrolero argentino concurrieron a Houston a anunciar las licitaciones.

En junio de 1990 se conoció el Concurso Público Internacional para definir la asociación de YPF en 4 áreas que ya en 1991 producirían 2.4 MM de m3 de petróleo, aproximadamente el 9% de la producción total del país. El proceso de selección de los oferentes, establecía una primera etapa de precalificación técnica y financiera, una segunda de presentación de las propuestas de desarrollo de las áreas y finalmente la oferta económica

En agosto se concretaron las presentaciones para la precalificación técnica. Se presentaron 20 empresas, formando 23 consorcios. Algunas de las empresas (casi todas las argentinas y algunas extranjeras, como Total) tenían una importante experiencia previa en la industria petrolera argentina, inclusive en los yacimientos en los que se ofrecía la asociación. Esta condición las ponía en clara ventaja respecto de empresas que ingresan al mercado argentino.

La precalificación técnica, realizada por una Comisión oficial asistida por la entonces estatal YPF, dejó afuera a 7 de los 23 consorcios, incluyendo a varias empresas nacionales. Varias de las empresas excluidas operaban razonablemente bien con YPF, incluso en áreas de envergadura semejante a las licitadas. Los 16 consorcios restantes quedaron comprometidos a presentar en los plazos previstos sus propuestas de desarrollo de los yacimientos y sus ofertas económicas, incluyendo el porcentaje de asociación con YPF.

En marzo de 1990 se abrieron los sobres con las propuestas de desarrollo de las áreas. En tres de las cuatro áreas hubo 3 consorcios interesados (aunque uno fue descalificado por lo insatisfactorio de su propuesta de desarrollo). En el área restante (Puesto Hernández), sólo se recibió una propuesta, por lo que el proceso fue declarado desierto y se llamó a una nueva licitación, que se realizó pocas semanas después con dos competidores.

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12.3:LICITACIÓN DEL 50% DE LAS AREAS CENTRALES DE YPF, A MARZO DE 1991

AREA: El Huemul (PCIA. DE SANTA CRUZ) – OFERTA: MM U/S 134,433 – ADJUDICATARIA: Total S.A.

AREA: El Tordillo (PCIA DEL CHUBUT) – OFERTA: MM U/S 76,604 – ADJUDICATARIA: Tecpetrol / Santa Fe Energy

AREA: Puesto Hernández (PCIA DEL NEUQUEN) - OFERTA: MM U/S 260,829 – ADJUDICATARIA: Perez Companc / Occidental(*) Adjudicada en la segunda licitación.

ÁREA: Vizcacheras (Pcia de Mendoza): OFERTA: MM U/S 97,976- ADJUDICATARIA :Astra / Repsol

Finalmente, pocas semanas después se decidió ofrecer a los consorcios ganadores la opción de ampliar su participación, por un valor proporcionalmente no inferior al ya pagado por el 50% del área. En caso de que las asociadas no aceptaran la propuesta, se preveía una nueva licitación entre las firmas precalificadas en el comienzo de la venta de áreas centrales.

Los cuatro consorcios empresarios aceptaron la propuesta, y se obtuvieron $ 243.4 millones adicionales. Luego de las dos licitaciones, YPF retuvo sólo el 10% en Vizcacheras, el 30% en El Huemul, el 40% en el Área Puesto Hernández y el 10% en El Tordillo.

En conclusión, la venta de porcentajes de asociación en áreas centrales le reportó

al Estado U$S: 813 millones.

12.4.:La reconversión de contratos

Además de la venta de áreas, los Decretos de 1989 incluían la obligación de

reconvertir en concesiones de explotación con libre disponibilidad a todos los contratos de producción que unían a YPF con empresas privadas.

Entre los contratos figuraban dos sobrevivientes de la era Frondizi (el de Amoco y el de Occidental), otros correspondían a los comienzos de la década del ‘70, y la mayor parte al gobierno militar iniciado en 1976. Los plazos de vencimiento de los contratos eran diversos, aunque una gran mayoría vencían en 1999.

Todos los contratos habían sido renegociados, principalmente en la remuneración de

los trabajos de los contratistas.

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La producción de crudo por contratos involucraba a 12 empresas / consorcios y explicaba a mediados de 1990 al 35% de la producción total nacional.

Los más importantes por su volumen eran los antiguos contratos de Amoco en la Patagonia y Oxy en Mendoza, aunque el contratista más importante era, sumando todas sus áreas, la empresa argentina Pérez Companc.

En abril de 1990 se creó una comisión especial formada por funcionarios del Ejecutivo, parlamentarios, sindicalistas y miembros de YPF, para ocuparse de la renegociación, estableciendo además plazos de trabajo y pautas precisas para el mismo.

Las pautas para la renegociación eran las siguientes:

· El objetivo al que se debían “...subordinar los resultados de las negociaciones...” era incrementar la oferta de libre disponibilidad de crudo. · El cambio en los contratos no debía lesionar intereses ni de YPF ni de las empresas privadas. · Los contratistas podían optar por pasar a concesiones de explotación o a asociaciones, en el marco de la Ley 17319. · La Comisión formada debía calcular los créditos y/o débitos resultantes para YPF como consecuencia de diferencias entre los precios internacionales y los precios de los contratos. Los saldos resultantes podrían pagarse al contado o con flujos de producción. · Se fijaban además una serie de parámetros para la valorización: - 20% de tasa de descuento. - Para valuar el contrato existente se fijaba el precio de acuerdo a las fórmulas contractuales vigentes de enero de 1990, convertido a dólares por el tipo de cambio promedio del período julio88-diciembre89 ajustado por inflación. - Para valuar las reservas en libre mercado se decidió tomar el precio internacional promedio entre julio 1988 y diciembre de 1989, al que debía deducirse el pago de regalías y el uso de infraestructura de transporte.

Los lineamientos estipulados en la Resolución no fueron aplicados estrictamente en la reconversión, sino que fueron tomados como base para una negociación integral con cada contratista llevada a cabo por un grupo de integrantes de la Comisión.

En términos generales, se optó simplemente por definir los precios (el de contrato y el de libre mercado) y comparar: si el precio del contrato superaba al de mercado, el área se entregaba en su totalidad al contratista. Si era inferior, la diferencia entre ambos precios determinaba el porcentaje de asociación que le quedaba a YPF. Este “sencillo” mecanismo implicaba que eran irrelevantes los datos estimados de producción, reservas o tasa de descuento. Para aprobar los acuerdos se decidió que las empresas debían renunciar a cualquier reclamo previo a YPF como condición para acceder a la reconversión.

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Finalmente a mediados de enero de 1991 se publicaron los decretos de reconversión, pero sólo de quince de los veinticuatro contratos. Quedaron excluidos nueve contratos en los que no pudo llegarse a un acuerdo: uno de ellos porque su producción era “cautiva” de una refinería de YPF, que no aceptaba las condiciones negociadas en relación al precio de venta; 4 en los que la empresa contratista se negaba a renunciar a los juicios que mantenía con el Estado, y 4 de una empresa que decidió exigir una reducción en la participación de YPF inicialmente acordada. CUADRO RESUMEN DE LA RECONVERSION DE CONTRATOS : (Fuente: datos IAPG y Secretaría de Energía.)

Al Norte de la Dorsal El Cordón Cañadón Amarillo Piedra Clavada Rinconada Al sur de la Dorsal Koluel Kayke Refugio Tupungato Catriel Oeste Chañares Herrados Piedras Coloradas Centenario Pampa del Castillo Ramos (petróleo) 25 de mayo/Medanitos Cerro Dragón Entre Lomas La Ventana Manantiales Medianera Cañadon Seco Anticlinal Campamento Rio Tunuyán Cerro Wenceslao Lindero Atravesado

TOTAL de Producción de estos contratos al momento de su conversión:

8,870.5 m3/dia.

Total promedio de porcentaje de asociación de YPF a los cesionarios:

11%

12.5.: El nuevo programa exploratorio

La redefinición del marco regulatorio para la actividad petrolera y los escasos resultados de las última rondas del Plan Houston ideado por el gobierno (que hasta entonces seguía siendo el esquema existente para la exploración privada) obligaron al gobierno a establecer nuevas reglas para la exploración.

A comienzos de 1991 se dio por finalizada la política exploratoria del Plan Houston, y meses después se estableció un nuevo esquema de exploración para nuevas áreas que fue bautizado como Plan Argentina, de libre acceso para todas las empresas nacionales (incluyendo YPF S.A.) e internacionales.

Las principales características del nuevo esquema fueron las siguientes:

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· En licitaciones internacionales bimestrales se ofrece todo el mapa exploratorio del país (140 áreas). · Las diversas actividades de exploración (líneas sísmicas, pozos, etc.) están valuadas con cierta cantidad de Unidades de Trabajo (UT), cada una por un valor de US$ 5000.

Las empresas que reúnen ciertos antecedentes técnicos, económicos y financieros, compiten en las licitaciones ofreciendo unidades de trabajos (UT’s).

Triunfa en los concursos de precios, quiénes ofrecen más UT’s (lo que implica mayor inversión) ajustado por el cronograma de trabajos propuesto (se privilegia a quienes ofrecen hacerlo en menor tiempo). · El ganador de la licitación recibe un permiso de exploración por 2/3 años (3/4 si es área marítima), estando obligado a desarrollar el programa de inversiones comprometido o entregar el dinero equivalente. Si finalizado el período pretende seguir explorando, debe revertir el 50% del área, estando obligado en el segundo período a perforar al menos un pozo. Se paga un canon de exploración de US$ 10 anuales por Km2. · En el caso de que la exploración sea exitosa, se declara la comercialización del yacimiento y se obtiene una concesión de explotación por 25 años prorrogables. A partir de allí el canon pasa a ser de US$ 420 por Km2 y se pagan regalías del 12% sobre el valor del petróleo y/o gas producido a la provincia correspondiente.

12.6.:La desregulación sectorial La desregulación de precios prevista en el Decreto 1212 para comienzos de 1991 se fue preparando durante 1990. La tarea enfrentaba algunas dificultades. Por un lado, no podía postergarse porque debía realizarse de manera sincronizada con la venta de áreas y la reconversión de contratos, ya que la producción privada exigía precios desregulados.

Por otra parte, las condiciones macroeconómicas adversas existentes durante 1990, y las fuertes oscilaciones en el precio internacional del petróleo, conspiraban contra una resolución rápida de este punto. En los primeros meses de 1990 el precio internacional del petróleo crudo se encontraba en niveles históricamente reducidos. A comienzos de julio, con precios internacionales muy deprimidos y una importante apreciación cambiaria en la Argentina, la paridad de exportación del crudo argentino era de aproximadamente US$ 11 por barril, mientras que el precio doméstico regulado se encontraba cerca de los US$ 13. Desde la perspectiva del Gobierno esta situación favorecía la desregulación, ya que no implicaba aumentos de precios.

En tanto se organizaba el pasaje a precios libres (debía modificarse el método de cálculo del impuesto específico), la guerra del Golfo provocó un violento aumento en las

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cotizaciones internacionales del petróleo, dejando rezagados a los precios locales (que luego de un nuevo aumento estaban cerca de US$ 14 por barril).

El conflicto en el Golfo demoraba las decisiones de desregulación de precios, ya que se temía por el tremendo impacto inflacionario. Era también insostenible mantener los precios en $14 por barril, por debajo del valor de mercado y con perjuicios a YPF, que estaba pagando más a sus contratistas.

En este marco se sucedieron aumentos de los precios del crudo y los derivados, tendientes a reducir la brecha que los separaba con los precios internacionales.

A mediados de agosto se implementó un aumento del 20% en el precio del crudo y los derivados, y en los primeros días de septiembre, en el marco de lo que se dio en llamar el “Erman V “ (una batería de medidas dirigidas a controlar el gasto público y racionalizar las empresas del Estado), el Gobierno dispuso otro fuerte aumento de los precios de los combustibles.

Las naftas aumentaron un 35%, mientras que el gasoil, de mayor impacto en los costos de producción y en el transporte, sólo un 20%. De esta manera los precios de los combustibles en la Argentina alcanzaban valores internacionalmente elevados (la nafta super $0.73 el litro, la común $0.61 y el gasoil $0.39).También se registró un fuerte aumento del precio del petróleo crudo (49.5%), quedando en aproximadamente US$ 22 dólares por barril. Las tarifas del gas para consumos domiciliarios se incrementaron un 23%.

El “Erman V” incluyó también una modificación en los mecanismos de liquidación de regalías a las provincias dirigida a reducir las pérdidas de YPF. Se dispuso suspender la utilización de los precios internacionales como base para el cálculo de las regalías, sustituyéndolos por precios de referencia domésticos fijados por YPF. Esta medida, puesta en práctica en momentos en los que la Guerra del Golfo elevó los precios a máximos históricos, fue resistida por las provincias productoras (Neuquén, Mendoza), que iniciaron juicios al Estado Nacional e incluso amenazaron con cortar los flujos de petróleo.

La incertidumbre en relación a la situación militar en el Golfo (y la consiguiente volatilidad en el precio del petróleo) hicieron temer hasta los últimos días de 1990 sobre una postergación a la anunciada desregulación.

Pese a todos los inconvenientes, sobre el final de 1990 el gobierno lanzó un nuevo paquete de medidas que incluyó la desregulación efectiva del downstream, por lo que 1991 comenzó con libertad de precios de los combustibles. El Decreto 2733/90, publicado unos días después, modificó el mecanismo de pago del ITC para ajustarlo al nuevo mercado desregulado, reemplazando el esquema ad-valorem anterior por un impuesto de montos fijos por unidad de producto.

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A principios de 1991 se fijaron también las nuevas reglas para el transporte por ductos de hidrocarburos y derivados.

Para los hidrocarburos líquidos se dispuso caracterizar al transporte como un servicio público, con libre acceso en tanto exista capacidad disponible, entendida esta como la capacidad máxima del ducto menos las necesidades propias del operador. Se estableció el prorrateo para casos de exceso de demanda. Se estipuló la aprobación de las tarifas por parte del Estado, y se prohibió aplicar tarifas discriminatorias.

12.7.:La privatización de las empresas estatales

El proceso de reforma del sector Hidrocarburífero culminó con las privatizaciones de Gas del Estado a fines de 1992, e YPF a mediados de 1993. Ninguna de estas dos empresas estaba incluida en la Ley de Reforma del Estado de 1989, por lo que en ambos casos se requirió de leyes específicas autorizando su venta.

En el caso de Gas del Estado, las características del nuevo marco regulatorio iban de la mano con la privatización de la empresa. En YPF, en cambio, no había a priori una relación tan estrecha entre la nueva regulación y la privatización.

En ambas privatizaciones la relación entre la política y la economía es estrecha. La Ley 24076 de privatización de Gas del Estado, que a su vez conformó el nuevo marco

regulatorio para el transporte y distribución de gas natural, fue aprobada en general en la Cámara de Diputados.

12.8.: La privatización de Gas del Estado y el nuevo esquema para el transporte y la distribución del gas natural

La reestructuración del sector gasífero argentino, antes estructurado sobre dos empresas monopólicas estatales (YPF en producción y Gas del Estado en transporte y distribución), se inició con la transferencia de áreas en el segmento de la producción, y se completó con las reformas en los segmentos de transporte y distribución, simultáneas a la privatización de Gas del Estado.

La Ley 24076 de 1992 definió el marco regulatorio para el mercado del gas y reglamentó la privatización de Gas del Estado, creando además un ente regulador para el sector. El nuevo marco dividió a la industria en tres segmentos: producción, transporte y distribución.

Estimando que la transferencia de áreas y la desregulación generaría un conjunto atomizado de productores en el upstream, en el diseño del marco regulatorio se asumió un segmento de producción de libre competencia. Sobre la red de gasoductos existente, se crearon dos empresas de transporte, una en el norte (opera los gasoductos Norte y Centro-Oeste) y otra en el sur del país (opera el gasoducto San Martín y los NEUBA I y II).

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El sistema de transporte tiene libre acceso para todos los consumidores, que pagan un peaje que debe reflejar el costo del transportista más una rentabilidad razonable (asimilable al de otra actividad con igual riesgo).

Cualquier tipo de discriminación en el acceso a la capacidad de transporte está penado por la Ley.

El segmento de distribución también se definió por áreas geográficas con ocho distribuidoras: Metrogas, GasBan, Cuyana, Centro, Litoral, GasNor, Camuzzi, Gas Pampeana y Sur.

A este grupo original de Licenciatarios de Distribución, se agregó, cuatro años después, otra Distribuidora para la zona de las Provincias del Litoral, Entre Ríos, Corrientes, Misiones, Chaco Y Formosa con la denominación de Gas Nea S.A. La Ley 24076 prohibió la integración vertical del negocio mediante participaciones controlantes del capital social en más de un segmento de la cadena del gas. De este modo se buscó evitar la discriminación de proveedores y/o transportistas hacia distribuidores y viceversa.

Se creó un ente regulador, (el Ente Nacional Regulador del Gas -Enargas-) con funciones de supervisar las disposiciones legales que deben cumplir estas empresas a fin de preservar las normas ambientales y de competencia dispuestas por la Ley 24076. En términos simplificados, el Enargas es el organismo público que defiende el interés de los consumidores y el desarrollo de la industria del gas natural.

De acuerdo a la Ley, el precio del gas para los consumidores es la suma del precio en cabecera del gasoducto, más la tarifa de transporte, más la tarifa de distribución, a lo que luego se suman los impuestos nacionales y provinciales. En los segmentos regulados (transporte y distribución) las tarifas suponen la recuperación de los costos de producción y una tasa de rentabilidad “razonable”, similar a la de otra actividad de riesgo equivalente.

Existen factores de aplicación general que deben considerarse en la determinación de los precios, y cláusulas específicas para cada una de las partes intervinientes en la cadena del gas natural. Entre las primeras están los ajustes por eventuales variaciones del tipo de cambio, variaciones impositivas, cambios internacionales abruptos o causas nacionales de “fuerza mayor”. Entre las cláusulas específicas se aceptan precios diferenciales de acuerdo a la estación (invierno/verano) y posibles ajustes por acuerdo entre las partes. El ajuste en la tarifa se produce semestralmente (enero y julio de cada año) de acuerdo al índice de precios mayorista de USA.

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Cada 5 años las tarifas pueden sufrir descuentos por mayor eficiencia (el factor X), e incrementos por nuevas inversiones (factor K). A partir de 1998 las empresas han sufrido una reducción de sus tarifas como consecuencia de la aplicación del factor X.

Las tarifas fijadas por el Enargas operan como tarifas máximas. Si bien las mismas

pueden ser reducidas, no se aceptan los subsidios cruzados. Está permitida la negociación de contratos de venta de gas de productores directamente con grandes usuarios (by pass), lo que permite que estos a su vez, negocien descuentos con los distribuidores. El by pass puede ser físico (cuando el gran usuario se conecta directamente con el sistema de transporte, desvinculándose completamente del distribuidor), o comercial, donde el gran usuario pacta directamente con el productor, pero usa la red de distribución abonando un peaje.

12.9.:La privatización de YPF A partir de la gestión Estenssoro iniciada en agosto de 1990, YPF se encaminó a la privatización, con un inmediato endurecimiento de la postura de la empresa frente a otras empresas del Estado y frente a los sindicatos. A fines de 1990 el presidente Menem dispuso por Decreto la transformación de YPF en una sociedad anónima regida por el derecho privado, poniendo en marcha también un plan de transformación global de la empresa. VENTA DE ACTIVOS DE YPF ANTES DE LA PRIVATIZACION (1991-1993) Activos: Monto Captado (US$MM) Areas Marginales 490 Areas Centrales 804 Cuenca Austral 341 Cuenca Noroeste 275 Terminales Marítimas 29 Destilerías y Varios 225 Oleoductos 76 Equipos de Perforación 7 Buques, Aviones 96 TOTAL 2.143 U/S MM

Se vendieron refinerías (la de San Lorenzo, en la provincia de Santa Fe, la de Campo Durán en el norte del país y la de Dock Sud en Buenos Aires) y otros activos como terminales marítimas, equipamiento de transporte, aviones, etc. La racionalización incluyó también una nueva cesión de porcentajes de asociación por parte de YPF, en este

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caso en áreas de exploración en las cuencas noroeste y austral Incluyendo las licitaciones de áreas centrales y secundarias junto con las ventas y asociaciones dispuestas por el Decreto 2278, en no más de tres años se vendieron activos de YPF por un total de US$ 2143 MM.

El primer proyecto de privatización de la empresa surgió de la propia YPF, pero sufrió importantes modificaciones hasta que fue aprobado por el Congreso Nacional

En septiembre de 1992 se dictó la Ley 21145, que tuvo entonces dos objetivos: por un lado, transferir a las provincias el dominio de los hidrocarburos, y por el otro declarar a YPF sujeta a privatización total. Se convirtió a las áreas exploradas y explotadas por YPF en el momento de sanción de la Ley en licencias de exploración y concesiones de explotación en los términos de la Ley 17319, exceptuándola de las restricciones legales relacionadas al máximo de áreas que una misma empresa podía explotar y/o explorar. De esta manera, YPF obtuvo 24 permisos de exploración cubriendo aproximadamente 132735 Km2 y 50 concesiones de producción cubriendo 32560 Km2.

La Ley estableció que debía venderse no menos del 50% de las 353 millones de acciones de YPF S.A., que quedaron divididas en cuatro tipos: a) Clase A: pertenecientes al Estado Nacional, 51% del total del capital b) Clase B: a ser adquiridas por las provincias, hasta el 39% del stock total. c) Clase C: correspondientes al personal en el marco del PPP d) Clase D: aquellas originariamente del Estado Nacional o de Provincias que sean vendidas a privados.

Se estableció además que mientras el Estado mantenga al menos el 20% de las acciones tendría poder de veto sobre fusión, take over y liquidación de la empresa. Para que la participación del Estado caiga más del 20% se requería aprobación parlamentaria. Finalmente, la ley estableció que el Tesoro Nacional pagaría deudas por regalías a las Provincias productoras con acciones Clase B o bonos hidrocarburíferos que podrían a su vez ser cambiados por acciones. También se obligó a pagar a las provincias el 10% de los ingresos por asociación en las áreas centrales y en las cuencas Austral y Noroeste.

En cuanto al destino de los recursos obtenidos por el Tesoro Nacional en la venta de acciones, se determinó su asignación al Sistema de Seguridad Social.

A mediados de 1993 se realizó con éxito la Oferta Pública Inicial (OPI), tanto en el mercado argentino como en el internacional, a través del cual el sector privado adquirió el 59% de YPF, mientras que el Estado Nacional mantenía el 20%, los trabajadores el 10% y las provincias productoras de petróleo el 11%. En total en la OPI se obtuvieron US$ 3040 MM por el 45% de las acciones, cifra que luego se incrementó como consecuencia de las colocaciones adicionales de acciones realizadas.

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La participación de los privados en YPF S.A. ha crecido hasta el 75% (en desmedro de las provincias, que acuciadas por problemas financieros vendieron gran parte de sus tenencias), y como consecuencia de que en agosto de 1997 los trabajadores se desprendieron de las acciones del PPP, que pasaron a la clase “D”.

La privatización de YPF fue la primera de las realizadas en la Argentina en la que no se entregó el control de la empresa a un operador internacional, sino que se vendieron las acciones en forma atomizada. Una interpretación política de esta decisión la asocia al hecho de que en términos de opinión pública hubiera resultado mucho más costoso vender YPF a una de las grandes compañías internacionales, y además con este esquema el Gobierno mantuvo un mayor control sobre la operatoria de la empresa.

La situación del marco jurídico luego de la vigencia de la Ley de Emergencia Nº 25.561 y la normativa posterior: Desde la crisis política y económica de fines de los años 90 hasta el presente:

Los hechos políticos y económicos producidos en el país al final de los años los años 1990 condujeron al Estado Nacional a la estructuración de una serie de medidas tendientes a afrontar las continuas crisis económicas que sufrió la Nación implicó, que a fines del año 2001, el Congreso Nacional declarara, por ley nacional, la emergencia Pública y Económica para toda la economía Nacional, sus contratos, precios y tarifas.

Como consecuencia de ello quedó también comprendida en esta disposición de emergencia todo el sector de la exploración, explotación y comercialización de los Hidrocarburos.

A fin de facilitar la comprensión del lector sobre el impacto de la normativa en cuestión sobre los derechos acordados antes de la declaración de emergencia, es conveniente compendiar los derechos esenciales que la legislación garantiza al explorador y al productor de hidrocarburos.

En casi todos los casos, los respectivos decretos y decisiones administrativas que concedieron los permisos y/o concesiones, admiten claramente que la normativa de los decretos 1055/89, 1212/89 y 1589/89, forman parte de los títulos respectivos.

En otras palabras, los derechos emergentes de esas normas que, como veremos luego, hoy son leyes en sentido formal, al formar parte del título quedan capturados en la genérica definición de derecho de propiedad, en el sentido con que al mismo interpreta la Corte Suprema de Justicia de la Nación (“Fallos” 294:152, 304:856, entre muchos otros).

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En ese orden de ideas podemos incluir en la lista de derechos, a los siguientes:

Realizar tareas de búsqueda de hidrocarburos; Opción para acceder a los siguientes Períodos Exploratorios; Opción de prórroga del permiso de exploración; Derecho a obtener una concesión de explotación en los términos del art. 17 de la

Ley 17.319; Derecho a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos (en sus

diversas manifestaciones); Derecho a la libre disponibilidad (hasta el porcentaje establecido en el régimen

jurídico vigente) de las divisas producidas. Derecho a no-discriminación fiscal.

(El grupo de derechos mencionados en “negrita” vienen a ser los que, con mayor claridad, fueron afectados luego de la emergencia del año 2002).

En el marco normativo creado con la desregulación y privatización de la industria, se conformó un conjunto integrado de derechos entre los cuales se destacaron, principalmente, los regímenes de libre disponibilidad de los hidrocarburos y de libre disponibilidad de las divisas producidas por la venta de esos hidrocarburos.

A efectos de completar el marco legal que nos interesa en referencia a este tema, se observa que el Decreto 1589/89, mantiene y profundiza ciertos objetivos, según surge de sus considerandos:

procurar la atracción de inversiones para el sector petrolero, mediante reglas claras y definitivas;

procurar el incremento de la producción nacional de petróleo; brindar seguridad jurídica a las personas (físicas o jurídicas) que decidieran

invertir en la consecución de los objetivos enumerados anteriormente; y asegurar a esas personas la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos,

como una garantía de sus inversiones en el sector.

13.- Reforma constitucional de 1994 – Art. 124. - Sanción por el Congreso Nacional de la Ley 26.197: Restitución de la propiedad de los recursos naturales a las Provincias. Principales disposiciones de esta norma sancionada en el año 2006.

Dentro de este período es necesario considerar una decisión estatal trascendente para la Industria de los Hidrocarburos en la República Argentina.

Ello es la sanción por el Congreso Nacional de la ley 26.197 que puso en ejecución lo dispuesto por el Art. 124 de la Constitución Nacional, en su reforma del año 1994, que

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reafirmaba el principio legal de la propiedad originaria de las Provincias Argentinas sobre los recursos naturales que se encontraren en su territorio .Obviamente hidrocarburos incluidos.

Esto significa la ratificación de la adopción del sistema regalista descripto en los párrafos precedentes en este trabajo.

NÚCLEO NORMATIVO: Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al dominio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren conforme las siguientes reglas jurídicas que establece la propia ley:

Pertenecen al Estado Nacional los yacimientos de hidrocarburos que se hallaren a partir de las 12 (doce) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la legislación nacional hasta el límite exterior de la plataforma continental (200 millas marinas).

Pertenecen a los estados provinciales los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en sus territorios, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de (12) millas marinas medidas desde la línea de base establecida por la legislación nacional.

Pertenecen a la provincia de Buenos Aires, o a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en el lecho y el subsuelo del Rio de la Plata, desde la costa hasta una distancia máxima de doce (12) millas marinas que no supere la línea establecida en el artículo 41 del Tratado del Rio de la Plata y su frente marítimo conforme el capítulo VII de ese ordenamiento.

Los permisos y las concesiones continúan regidos por la Ley 17.319 de Hidrocarburos en su formulación completa antes detallada en el presente (Decretos 1055, 1212 y 1589).

El ejercicio de las facultades como autoridad concedente, por parte del ESTADO NACIONAL y de los ESTADOS PROVINCIALES, se desarrollará con arreglo a lo previsto por la Ley No. 17.319 y su reglamentación, que se elabora conforme lo prescripto por el Acuerdo Federal de Hidrocarburos.

La Legislación de Hidrocarburos sigue siendo federal y como consecuencia de ello, el poder de legislar continúa siendo atribución del Congreso Nacional. Es decir, que la “jurisdicción” entendida como poder para legislar, continúa siendo potestad del Congreso Nacional (Artículo 75 de la Constitución)

El diseño y ejecución de la política energética a nivel federal seguirá siendo responsabilidad exclusiva del PODER EJECUTIVO NACIONAL. En otras palabras, las provincias pueden establecer políticas a nivel local, en la medida en que esas políticas no contradigan o generen conflictos con las políticas nacionales.

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De acuerdo con la Ley 26.197, las provincias en su condición de Autoridad Concedente, actuarán como contraparte en los permisos de exploración de hidrocarburos, concesiones de explotación y concesiones de transporte y tendrán poder, para:

Ejercer la supervisión y control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidas ;

Requerir el cumplimiento de las obligaciones legales y/o contractuales que correspondan en relación a inversiones, explotación racional, información y pago del canon anual y las regalías;

Establecer la duración de las Concesiones o permisos conforme los términos legales y/o contractuales;

Aplicar y hacer cumplir las penalidades establecidas por la Ley No 17,319 y las regulaciones de acuerdo con la misma; y

Ejercer todas las facultades que pertenezcan a la Autoridad Concedente de acuerdo con la Ley No 17.319.

Esta nueva ley puede considerarse como un nuevo capítulo – no el último ciertamente - en la relación que el gobierno nacional mantiene con las provincias desde hace mucho tiempo, referida al desarrollo y gestión de los hidrocarburos.

En este caso esa ley amplía considerablemente las facultades de las Provincias para regular y controlar las explotaciones de recursos que son de su propiedad, debiendo siempre respetar la aplicación de la ley nacional que rija en la materia.

13.1-:Normas recientes dictadas por el Gobierno nacional con relación a la industria de los hidrocarburos en la Republica Argentina.

El régimen legal de la industria de los hidrocarburos en la Republica Argentina en los sectores del Up stream y Down stream ha sido profundamente modificado por la vigencia de nuevas disposiciones normativas y regulatorias a partir del año 2000 que al amparo de ideas institucionales distintas de las vigentes hasta ese momento, provocaron un sinnúmero de modificaciones a las estructuras normativas de la Industria.

Estos cambios han sido generados fundamentalmente por cuatro disposiciones del ordenamiento jurídico que de manera general comentamos a continuación.

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1) Reforma de la Constitución Nacional en el año 1994: incorpora el Art. 124 estableciendo que los yacimientos de hidrocarburos – en su condición de Recurso Natural - pertenecen en propiedad a la Nación o a las Provincias según el territorio en que se encuentren.

2) Ley 26.197 (enero de 2007): reglamenta la Constitución Nacional y restituye a las Provincias los yacimientos de hidrocarburos hasta ese momento en jurisdicción de la Nación Argentina.

3) Ley 26.741 (mayo de 2012): declara de interés público Nacional el logro del autoabastecimiento de Hidrocarburos; crea el Consejo Federal de Hidrocarburos y declara de utilidad pública y sujeto a expropiación de 51 % del patrimonio de YPF S.A. y de Repsol YPF Gas S.A.

4) Decreto del P.E. Nº 1277/2012 (julio de 2012): pone en vigencia el denominado “REGLAMENTO DEL REGIMEN DE SOBERANIA HIDROCARBURIFERA DE LA REPUBLICA ARGENTINA”, aprueba la reglamentación de la ley 26.741; crea una COMISIÓN DE PLANIFICACIÓN Y COORDINACIÓN ESTRATÉGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERA; crea el REGISTRO NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS, que funcionará en el ámbito de la Comisión antes descripta

5) Decreto Nº 929/13:Régimen de Promocion de Inversiones para el Sector Hidrocarburos de la Economía Nacional.

13.2.:REFORMA CONSTITUCIONAL DE 1994: RESUMEN

Artículo 124 de la Constitución Nacional reformada: Corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio

Para interpretar correctamente este articulo es necesario distinguir los términos jurídicos de “dominio” y “jurisdicción”

La “jurisdicción” entendida como poder para legislar, se mantiene en cabeza del Congreso Federal (Artículo 75 de la Constitución)

El dominio de los yacimientos de hidrocarburos ubicados en territorio provincial se traslada a la Provincia según su lugar de yacencia.

Los permisos y las concesiones adjudicadas continuaran regidas por la Ley 17.319 de Hidrocarburos

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13.3.: Ley 26.197: REGLAMENTA LA REFORMA CONSTITUCIONAL Y REGULA LO DISPUESTO POR EL TEXTO CONSTITUCIONAL

Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al dominio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.

El ejercicio de las facultades como autoridad concedente, por parte del ESTADO NACIONAL y de los ESTADOS PROVINCIALES, se desarrollará con arreglo a lo previsto por la Ley No 17.319 y su reglamentación.

Se reconoce al CONGRESO DE LA NACIÓN el poder de dictar normas relativas a hidrocarburos, en el marco de lo establecido en el Artículo 75 incisos 12, 13 y concordantes de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.

“El diseño y ejecución de la política energética a nivel federal seguirá siendo responsabilidad exclusiva del PODER EJECUTIVO NACIONAL”. En otras palabras, las provincias pueden establecer políticas a nivel local, en la medida en que no entren en conflicto con las políticas nacionales.

De acuerdo con la Ley, desde su sanción, las provincias en su condición de Autoridad de Aplicación actuarán como contraparte en los permisos de exploración de hidrocarburos, concesiones de explotación y concesiones de transporte y tendrán poder, entre otros asuntos, para:

(1) Ejercer completa e independientemente todas las actividades en relación a la supervisión y control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidas por la Ley;

(2) Requerir el cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales que correspondan en relación a inversiones, explotación racional, información y pago del canon anual y las regalías;

3) Establecer la extensión de los términos legales y/o contractuales;

(4) Aplicar y hacer cumplir las sanciones y penalidades establecidas por la Ley No 17,319 y las regulaciones de acuerdo con la misma; y

(5) Ejercer todas las otras facultades que pertenezcan a la autoridad otorgante de acuerdo con la Ley No 17.319.

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13.4..) LA LEY 26.741: ( 3.V.2012 ) DECLARA DE INTERÉS PÚBLICO NACIONAL EL LOGRO DEL AUTOABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS, CREA EL CONSEJO FEDERAL DE HIDROCARBUROS Y DECLARA DE UTILIDAD PÚBLICA Y SUJETO A EXPROPIACIÓN DE 51 % DEL PATRIMONIO DE YPF S.A. Y DE REPSOL YPF GAS S.A.

El articulo 1º define como objetivo prioritario de la Republica Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos y la exploración, explotación, industrialización, transporte, y comercialización de hidrocarburos a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

Como consecuencia del establecimiento de este objetivo en los artículos 2 y 3 establece las facultades del Poder Ejecutivo Nacional para el cumplimiento de los fines de la ley – con el concurso de las Provincias y del capital público y privado, nacional e internacional.

Publicita también los principios de la política hidrocarburífera de la Nación Argentina que por su importancia transcribimos textualmente a continuación:

a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones; b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas; c) La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales; d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo;

e) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto;

f) La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado; g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos;

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h) La obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.

POR EL ARTICULO 4º Y 5º SE CREA EL CONSEJO FEDERAL DE HIDROCARBUROS Y LE ASIGNA LA COMPETENCIA ADMINISTRATIVA ESPECÍFICA CONFORME EL SIGUIENTE ARTICULADO.

ARTICULO 4° — Créase el Consejo Federal de Hidrocarburos, el que se integrará con la participación de: a) El Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y el Ministerio de Industria, a través de sus respectivos titulares; b) Las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a través de los representantes que cada una de ellas designen. ARTICULO 5° — Son funciones del Consejo Federal de Hidrocarburos las siguientes: a) Promover la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales, a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la presente; b) Expedirse sobre toda otra cuestión vinculada al cumplimiento de los objetivos de la presente ley y a la fijación de la política Hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración. El titulo siguiente reglamenta el proceso de expropiación de YPF y regula su continuidad operativa DECRETO 1277 ( 25.VII. 2012, DEL PODER EJECUTIVO NACIONAL.

Este Decreto denominado “REGLAMENTO DEL REGIMEN DE SOBERANIA HIDROCARBURIFERA DE LA REPUBLICA ARGENTINA” aprueba la reglamentación de la ley 26.741 antes comentada y crea un mecanismo de conducción del Sector Hidrocarburos con una organización que e integración no prevista en la legislación sobre la que se fundamenta su existencia.

La primer disposición destacable es la creación de una COMISIÓN DE PLANIFICACIÓN Y COORDINACIÓN ESTRATÉGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERA, con una integración especial, que no se relaciona para nada con el Consejo Federal de Hidrocarburos creado con anterioridad por la ley 26.741,

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a) La principal actividad de la Comisión radica en la facultad para elaborar, anualmente, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas estableciendo los criterios y metas deseables en materia de inversiones en exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos en el marco de los objetivos fijados por la ley 26.741 antes citada.

Luego, en su capítulo segundo, crea el REGISTRO NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS, que funcionará en el ámbito de la Comisión antes descripta.

a) La principal actividad de este Registro se vincula con la obligación de los sujetos que realicen ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN, EXPLOTACIÓN, REFINACIÓN, TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES de estar inscriptos en dicho Registro como condición indispensable para el desarrollo de sus actividades.

b) Asimismo, estos sujetos están obligados a presentar la información técnica, económica y operativa detallada en el Decreto y toda la que resulte necesaria para evaluar el desempeño del Sector y para el diseño del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.

c) Deberán informar sus planes de mantenimiento y aumento de reservas, incluyendo su plan de inversiones en exploración, en recuperación primaria y secundaria de reservas.

d) El Plan será Evaluado por la Comisión que en caso de estimarlo conveniente podrá solicitar la presentación de un nuevo Plan Anual de Inversiones que se ajuste a los requerimientos del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.

Comentarios a la disposición transcripta:

Resulta claro que, bajo la ley 17.319 de aplicación por imperio de la ley de provincialización de los hidrocarburos Nº 26.197, la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos y de los hidrocarburos producidos tiene una manifestación pública y otra privada.

Como lo hemos analizado precedentemente luego de la reforma constitucional de 1994, esa propiedad originaria corresponde hoy a la Provincia o a la Nación, dependiendo del lugar en que se encuentre el yacimiento.

Esta definición legal impide el otorgamiento de derechos de propiedad de los yacimientos a favor de terceros.

Solo la Nación o las Provincias pueden ser los propietarios de los yacimientos de hidrocarburos, dependiendo ello de su ubicación geográfica.

Para el concesionario de explotación de hidrocarburos, la adquisición de esa propiedad en la boca del pozo es automática según resulta del artículo 6° de la ley 17.319 y no

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necesita de declaración alguna que la reconozca. Es en este ámbito físico y jurídico donde se desarrolla la cuestión relacionada con la libre disponibilidad.

13.5.: La libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos.

Una consecuencia natural del régimen de dominio que prevé la ley de hidrocarburos Nº 17.319, es la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos, que habilita al concesionario de explotación a transportar los hidrocarburos producidos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados, obviamente cumpliendo con las reglamentaciones respectivas.

Las garantías dadas a la libre disponibilidad de hidrocarburos ratificadas a partir de 1989 por el Decreto 1589, no responden solamente a la necesidad de dar certeza y claridad al derecho ya consagrado por la norma, sino a un evidente cambio de circunstancias en el mercado internacional

Modernamente los hidrocarburos producidos han adquirido en los mercados internacionales la condición de commodity.

El concepto de petróleo como “commodity” es ajeno al criterio comercial vigente al momento de sanción de la ley 17.319 en 1967.

Ese nuevo concepto se desarrolló en años posteriores, y tal como lo hemos explicitado en los capítulos precedentes, la legislación posterior – los decretos 1055, 1212 y 1589, complementarios de la ley 17.319, lo ratifican como tal.

13.6.: Las nuevas disposiciones contenidas en el Decreto Nº 1277 :

a) El Decreto que comentamos introduce en el sistema actual una serie de modificaciones de importancia al suprimir ciertas facultades vigentes para la condición del dominio de los hidrocarburos extraídos.

Así, el artículo 1º de ese Decreto deroga expresamente algunos artículos de los Decretos 1055, 1212 y 1589 del año 1989, que disponían o ratificaban:

La libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos;

La desregulación de los precios, cantidades y bonificaciones de los hidrocarburos producidos;

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La libre importación y exportación de los hidrocarburos producidos obviamente sujeta a las disposiciones legales vigentes que siempre privilegian la obligación de abastecer previamente el mercado interno.

La libre disponibilidad de las divisas generadas por las exportaciones autorizadas.

Si bien es cierto muchas de estas disposiciones ahora derogadas estaban limitadas por la vigencia de las normas de la Emergencia Económica declarada por el Congreso Nacional a partir de la Crisis económica de los años 2000-2001, su derogación lisa y llana pone de manifiesto la existencia de nuevas ideas políticas e institucionales vinculadas a la relación entre el Estado concedente y los concesionarios

Evidentemente la situación de aquellas empresas concesionarias que poseen la libre disponibilidad de los decretos del año 1989 incorporados a sus títulos de propiedad de las concesiones y ahora derogados en lo que se refiere a aspectos sustanciales, tendrán la necesidad de defender judicialmente su derecho cuestionado. Les espera un largo proceso judicial hasta alcanzar un resultado eficaz.

Sin embargo, está claro que la permanencia o no de estos procedimientos no solucionaran la cuestión del desarrollo y consolidación futura de la Industria, que necesita recuperar confianza para promover en forma rápida y efectiva la presencia de inversores de riesgo en este Sector.

Y para que ello sea posible parece indispensable aclarar o solucionar de manera clara, coherente y permanente, los aspectos que ahora han sido afectados por las derogaciones a la que nos referimos.

Las disposiciones que comentamos a continuación, parecen dirigidas a la consecución de esos objetivos.

13.7- :GAS NATURAL. Creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Finalizando el año 2012, y ante la difícil situación creada al país por la constante caída de producción y Reservas de Gas Natural vis a vis el constante incremento de su consumo, el Gobierno Nacional creó, el18/1/2013, un “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, con fundamento en lo dispuesto por la ley 26.741 y el Decreto Nº 1277 del Poder Ejecutivo Nacional. Este nuevo Programa está creado, dirigido y controlado por la citada Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferos. Manifiesta esa Comisión que el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, que creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de

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Inversiones Hidrocarburíferas, estableció entre sus objetivos: (i) asegurar y promover las inversiones necesarias para el mantenimiento, el aumento y la recuperación de reservas que garanticen la sustentabilidad de corto, mediano y largo plazo de la actividad Hidrocarburífera; (ii) asegurar y promover las Inversiones necesarias para garantizar el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos; (iii) asegurar y promover inversiones dirigidas a la exploración y explotación de recursos convencionales y no convencionales; (iv) asegurar el abastecimiento de combustibles a precios razonables, compatibles con el sostenimiento de la competitividad de la economía local, la rentabilidad de todas las ramas de la producción y los derechos de usuarios y consumidores; (v) asegurar y promover una leal competencia en el sector; y (vi) promover un desarrollo sustentable del sector. Continua manifestando esa Comisión que, teniendo en cuenta que la oferta de energía en nuestro país está altamente concentrada en recursos fósiles (Petróleo y Gas Natural, con un 34% y un 51% respectivamente), es preciso asegurar la disponibilidad de estos recursos estratégicos en condiciones económicamente razonables y previsibles en el tiempo, a los fines de garantizar la continuidad del crecimiento económico y el desarrollo social que ha caracterizado a la Argentina durante esta última década. En el caso del Gas Natural, se advierte en los últimos años un incremento sostenido del consumo interno, como consecuencia de este proceso de crecimiento económico con inclusión social, promediando una tasa de crecimiento del 4% anual, y esa producción local de este recurso estratégico no logró acompañar la creciente demanda interna sino que, al contrario, registra una tendencia decreciente a lo largo de los últimos años. Asimismo, el horizonte de reservas de Gas Natural también muestra una caída, como consecuencia de la insuficiencia de inversiones realizadas en exploración y explotación por parte de las empresas productoras. En este contexto, la creciente necesidad de importaciones asumidas por el Estado Nacional para garantizar el adecuado abastecimiento de hidrocarburos, aunado a los altos precios que presentaron los mismos durante los últimos años, representó no solo un esfuerzo para el país en términos de divisas sino además un creciente compromiso fiscal para las arcas del Tesoro Nacional. En este sentido, es dable comprobar que las transferencias de recursos fiscales a través del Programa Energía Total ascendieron en 2012 a 17.321 millones de pesos, lo que representa casi una duplicación respecto del año anterior. Por lo expuesto se vuelve imprescindible contar con el diseño de una política económica que tenga por objetivo reducir en el corto plazo la brecha entre producción y consumo de gas por medio de dos vías: en primer lugar, incrementando en el corto plazo la producción de gas, reduciendo de esta forma las importaciones (y por ende el flujo creciente de divisas), y por otro lado, estimulando la inversión en exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que permitan recuperar el horizonte de reservas. De manera conjunta, ambos caminos permitirán en el corto plazo revertir la tendencia deficitaria actual, a la vez que garantizarán el autoabastecimiento energético necesario para sostener el crecimiento económico y desarrollo social de la Argentina en el mediano y largo plazo.

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Seguidamente la Comisión dispone que, a efecto de dar cumplimiento a lo enunciado precedentemente, resulta conveniente la implementación de un “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, a través del incremento del precio de Gas Natural inyectado al mercado interno por encima de la Inyección Base de cada empresa —ajustada a una tasa de declino anual a determinar en cada caso, a la suma de 7,5 Dólares Estadounidenses por millón de BTU. Que con ese objeto, el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” promueve la presentación de “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” por parte de las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, a partir del cual las empresas interesadas en obtener el Precio de la Inyección Excedente descripto en el párrafo anterior, se comprometan a incrementar la Inyección Total de Gas Natural. Que a los fines de implementar este esquema promocional de Precios de Inyección Excedente, las empresas que presenten “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” ante la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, recibirán, mensualmente del Estado Nacional una compensación que será la resultante de: (i) la diferencia que exista entre el precio de la Inyección Excedente y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Excedente, más (ii) la diferencia que exista entre el Precio Base y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Base Ajustada. Como contrapartida del esquema de compensación mencionado, las empresas beneficiarias deberán comprometerse a aumentar la Inyección Total de Gas Natural, asumiendo la obligación de compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos en su Proyecto, mediante la modalidad que a tales fines propongan en sus respectivos “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” antes del 30 de junio de 2013 y sea aprobada por la Comisión. Que asimismo, las empresas beneficiarias deberán cumplir con los compromisos de inversión adicional incluidos en los “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, que sean aprobados por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Que, corresponde entonces aprobar un “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, donde se detallen las pautas básicas de presentación de los “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, que serán recibidas, evaluadas, y en su caso, aprobadas por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, cuando a su criterio los Proyectos presentados contribuyan al autoabastecimiento nacional de hidrocarburos, a través del incremento en la producción gasífera y su inyección en el mercado interno, y generen mayores niveles de actividad, inversión y empleo en el sector. Que, asimismo, en el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” que se aprueba a través de la presente, se detallan las bases y condiciones que regirán los respectivos Proyectos, así como las prestaciones subvencionables a cargo del Estado Nacional y los deberes a cargo de las empresas beneficiarias del Régimen de Compensación para el Aumento de la Inyección de Gas Natural, respectivamente.

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La Resolución de la Comisión que se comenta en este capítulo contiene un Anexo Único, reglamentario de la aplicación de lo dispuesto en la Resolución Nº 1/2013, que se transcribe a continuación como testimonio de la preocupación Oficial por la preocupante situación fiscal que se plantea como consecuencia de la caída de la Producción y Reservas de Gas Natural en el país ANEXO AL DECRETO EN ANALISIS BASES Y CONDICIONES DEL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION EXCEDENTE DE GAS NATURAL I. Definiciones. A los fines de la implementación del presente “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, se adoptan las siguientes definiciones: 1) Empresa Beneficiaria: se define como “Empresa Beneficiaria”, a aquellas empresas que cuyos Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural hubieren sido aprobados por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, e incluidos en el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”. 2) Comisión: se entiende por “Comisión” a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. 3) Gas Natural: se define como “Gas Natural” a cualquier hidrocarburo o mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso consistente predominantemente en metano de un poder calorífico de 9.300 kilocalorías, cumpliendo con la Resolución 259/2008 del ENARGAS. 4) PIST: Punto de ingreso al Sistema de Transporte Argentino de Gas Natural (operado por Transportadora de Gas del Sur S.A. y por Transportadora de Gas del Norte S.A.). 5) Inyección Total: se define como “Inyección Total” a la suma de la Inyección Base más la Inyección Excedente, es decir la totalidad del Gas Natural inyectado por parte de una Empresa Beneficiaria, para consumos del mercado interno, en: (i) algún punto de ingreso al Sistema de Transporte Argentino de Gas Natural (TGN-TGS - Gasoductos operados por alguna Licenciataria del Servicio de Distribución regulada por ENARGAS), (ii) previo al PIST, el Gas Natural inyectado por parte de una empresa para consumos del mercado interno que tengan medición fiscal aprobada por la Secretaría de Energía y ENARGAS y (iii) las inyecciones previas al PIST, que no cuenten con medición fiscal aprobada por la Secretaría de Energía y ENARGAS, para lo cual la Empresa Beneficiaria deberá enviar una Declaración Jurada mensual con la información de respaldo y deberá arbitrar los medios para que en un plazo no mayor a treinta (30) días a la fecha de aprobación del beneficio cuente con medición fiscal aprobada por la Secretaría de Energía y ENARGAS para seguir siendo computada en el cálculo de Inyección Total. 6) Inyección Excedente: se define como “Inyección Excedente” al Gas Natural inyectado por la Empresa Beneficiaria en cada mes de vigencia del Programa, para su comercialización en el mercado interno, por encima de la Inyección Base Ajustada.

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7) Inyección Base: se define como “Inyección Base” a volúmenes de Gas Natural teóricos, propuestos en los Proyectos como punto de partida para el cálculo (con sus respectivos ajustes) de los deberes de inyección excedente asumidos por las Empresas Beneficiarias. 8) Inyección Base Ajustada: se define como “Inyección Base Ajustada”, a la Inyección Base, ajustada de acuerdo a una tasa de declino, y que será calculada por cada Empresa Beneficiaria en MMm3/d para el período, propuesto en sus respectivos “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, sujeta a verificación y aprobación de la Comisión. 9) Precio Base: es el precio promedio ponderado correspondiente al año 2012 de los precios del Gas Natural establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno, conforme el detalle que calcule cada Empresa Beneficiaria, en sus respectivos “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, sujeto a verificación y aprobación de la Comisión. 10) Precio de la Inyección Excedente: se calcula para todas las Empresas Beneficiarias en Siete Dólares Estadounidenses con Cincuenta Centavos por millón de BTU (7,5 USD/MMBTU). 11) Precio de Importación: se define como “Precio de Importación” al promedio ponderado del precio de GNL de importación (CIF registrado en el Sistema María) a la República Argentina, durante un período de seis (6) meses. II. Pautas de Presentación de los Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural. Los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, interesados en participar del “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, podrán presentar ante la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas un “Proyecto de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, que deberá incluir la siguiente información: • Presupuestos del Proyecto: En este apartado, las empresas deberán indicar: (1) El cálculo de su Inyección Base. (2) El período de vigencia del Proyecto, el cual no podrá superar los cinco (5) años, prorrogables a solicitud de la Empresa Beneficiaria, previa decisión de la Comisión. (3) El cálculo de su Inyección Base Ajustada, para el período propuesto. (4) El cálculo del Precio Base. (5) El cálculo del promedio ponderado correspondiente a cada mes de vigencia del “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” de los precios del Gas Natural comercializados por la empresa, establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno, que será utilizado para determinar la Compensación. En todos los casos, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas podrá solicitar la documentación que acredite la veracidad y exactitud de la información suministrada. • Compromisos de Aumento de Inyección de Gas Natural.

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En este apartado, las empresas deberán indicar: (i) El detalle de los volúmenes totales de Gas Natural que la empresa se compromete a inyectar en el mercado interno durante el período propuesto. (ii) El compromiso de la empresa de compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos en su Proyecto, proponiendo metodologías de compensación (que podrán incluir, entre otros posibles, la importación del GNL o el pago al Estado Nacional de la diferencia entre el Precio de Importación del GNL previo al momento en que se registró el faltante y el Precio de la Inyección Excedente). Asimismo, el Proyecto podrá incluir: • Compromisos de Inversión. • Otras condiciones del Proyecto o deberes a asumir por la Empresa Beneficiaria. III. Actuación de la Comisión: La Comisión podrá requerir a las empresas solicitantes las aclaraciones que estimase necesarias, así como también, que ajusten o modifiquen total o parcialmente la propuesta que hubieran efectuado. Cumplidos los requerimientos que hubiere efectuado, la Comisión evaluará el proyecto de que se trate, considerando la situación particular de cada empresa, y si a su criterio dicho Proyecto contribuye al autoabastecimiento nacional de hidrocarburos, a través del incremento en la producción gasífera y su inyección en el mercado interno, generando asimismo mayores niveles de actividad, inversión y empleo en el sector, podrá otorgar el beneficio instituido por la presente incorporando a la empresa beneficiaria al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural. IV. Régimen de Compensación para el Aumento de la Inyección de Gas Natural. • Compensación por la Inyección Excedente: 1) Las Empresas Beneficiarias recibirán Siete Dólares Estadounidenses con Cincuenta Centavos por millón de BTU (7,5 USD/MMBTU), por todo el volumen que supere su Inyección Base Ajustada. 2) El Estado nacional se compromete a abonar mensualmente a las Empresas Beneficiarias una Compensación (la “Compensación”) que resulta de: (i) la diferencia que exista entre el precio de la Inyección Excedente y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Excedente, más; (ii) la diferencia que exista entre el Precio Base y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Base Ajustada. Si el precio percibido por la Empresa Beneficiaria por la venta de la Inyección Base ajustada, fuese mayor al Precio Base, la diferencia en exceso percibida por la Empresa Beneficiaria se descontará de la Compensación que ésta tuviera que percibir del Estado nacional en virtud de lo establecido en el presente Programa. • Volúmenes de Inyección: 3) A efectos de la determinación de la Inyección Base, Inyección Excedente, e Inyección Total se realizarán los correspondientes ajustes por adquisiciones y ventas de áreas. A efectos de su cálculo se tomará la totalidad de las áreas en las cuales la Empresa Beneficiaria tenga participación, de acuerdo a su porcentaje en dichas áreas.

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4) Cualquier proyecto nuevo que esté ubicado previo al Punto de Ingreso al Sistema Transporte (PIST), deberá contar con la aprobación de la Comisión y de las restantes autoridades competentes previo a su cómputo en el cálculo de la Inyección Total. • Incremento de Inyección: 5) Las Empresas Beneficiarias se comprometen a incrementar los volúmenes totales de Gas Natural a inyectar en el mercado interno durante el período puesto, de acuerdo a los valores que calculen en sus respectivos “Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural”, y sean aprobados por la Comisión. 6) Si para un mes determinado, la Empresa Beneficiaria no hubiere alcanzado el aumento de producción establecido en la “Tabla de Inyección Total Comprometida” de su Proyecto aprobado por la Comisión, deberá compensar su imposibilidad de alcanzar los valores mínimos de Inyección Total comprometidos de acuerdo a la modalidad ofrecida en su Proyecto y aprobada por la Comisión. V. Obligaciones de Información de las Empresas Beneficiarias. 1) A requerimiento de la Comisión, y con la periodicidad que ésta indique, las Empresas Beneficiarias deberán remitir en forma todos los contratos o facturas comerciales, en los casos de clientes que no tuvieran contratos, correspondiente al volumen de Gas Natural comercializado. 2) Las empresas beneficiarias del presente “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” deben remitir a la Comisión toda la información técnica, cuantitativa, económica y aquella que fuese relevante para el cumplimiento de las funciones y objetivos establecidos en el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012. 3) La Comisión podrá llevar a cabo las auditorías y controles que fuesen necesarios a fin de corroborar el cumplimiento de las obligaciones a cargo de las Empresas Beneficiarias. VI. Vigencia de los Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural. 1) Los Proyectos de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural tendrán una vigencia máxima de cinco (5) años, prorrogables a solicitud de la Empresa Beneficiaria, previa decisión de la Comisión. 2) La Comisión podrá dejar sin efecto un “Proyecto de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” aprobado por la Comisión, con causa en alguno de los siguientes supuestos: (i) La omisión, inexactitud o falseamiento de la información provista por la empresa en el Proyecto o durante su ejecución. (ii) El incumplimiento de las obligaciones establecidas en el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, y de sus normas o actos complementarias. (iii) Incumplimiento por parte de la empresa de las obligaciones contraídas en el marco del presente Programa, previa intimación por un plazo no inferior a quince (15) días hábiles. (iv) En caso de que el Precio de Importación fuere igual o inferior al Precio de la Inyección Excedente, y siempre que dicha situación se extendiere por un plazo de al menos ciento ochenta (180) días corridos. (v) En caso que los valores de los contratos de suministro o facturas de la empresa, utilizados para el cálculo mensual del promedio ponderado correspondiente a cada mes de vigencia del “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” de los

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precios del Gas Natural comercializados por la empresa, utilizado para determinar la Compensación tuvieran, a criterio de la Comisión, una disminución de precios y/o cantidades injustificada. 3) En los casos de rescisión o caducidad de los Proyectos por causa imputable a la empresa, la Comisión podrá aplicarle una cláusula penal de hasta cinco veces el promedio de la compensación mensual actualizada recibida por la empresa incumplidora, o el beneficio obtenido indebidamente por ella en base al incumplimiento, lo que resultare mayor.

14.: CON EL OBJETIVO DE INCENTIVAR LAS INVERSIONES EN LAS ÁREAS HIDROCARBURIFERAS DEL PAÍS, EL PODER EJECUTIVO NACIONAL DICTÓ DEL DECRETO Nº 929 DEL 11 DE JULIO DE 2013 POR EL CUAL PONE EN VIGENCIA EL RÉGIMEN DE PROMOCIÓN DE INVERSIÓN PARA LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS. Los considerandos del mencionado Decreto expresa que mediante el artículo 1° de la Ley Nº 26.741, de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, se declaró de interés público nacional, y como objetivo prioritario el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como su exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización. Asimismo, en dicha ley se estableció que el Poder Ejecutivo Nacional, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines que allí se establecen, con el concurso de los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional que por otra parte, se establecieron como principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina, entre otros, la promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones; la conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas; la integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales; y la maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo. Que, en este contexto, es necesario fortalecer la promoción de la inversión destinada a la explotación de hidrocarburos.

En consecuencia se dispone la creación de un Régimen de promoción de inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales, en el marco de las Leyes Nros. 17.319, 26.197 y 26.741, el que será de aplicación en todo el territorio de la República Argentina y se ajustará a los principios y propósitos que se establecen en el artículo 2°, en el marco de las atribuciones federales para la fijación de la Política Hidrocarburíferas Nacional.

Dicha norma dispone también que podrán solicitar su inclusión en el Régimen Promocional los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones

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Hidrocarburíferas que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten ante la comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas creada por el Decreto Nº 1277/12 un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de dolares estadounidenses un mil millones (U$S 1.000.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros CINCO (5) años del proyecto. Dicha inversión puede ser realizada por personas jurídicas residentes o no en la República Argentina los requisitos y condiciones para la presentación y posterior aprobación de los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, y para su inclusión en el Régimen que se crea serán establecidos por la mencionada Comisión.

Los sujetos incluidos en el presente régimen promocional gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el veinte por ciento (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.

Asimismo, tendrán la libre disponibilidad del cien por ciento (100%) de las divisas provenientes de la exportación de los hidrocarburos mencionados en el párrafo anterior, siempre que el “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.

También se establece que, en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente Régimen promocional gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en lo mencionado anteriormente, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.

A los fines del seguimiento y control de los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, la Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones Hidrocarburíferas elaborará anualmente un Informe que dé cuenta del grado de cumplimiento de los objetivos comprometidos en los Proyectos aprobados.

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Se crea la figura de la “Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, la que consiste en la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

Se dispone que los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos, que hayan sido incluidos en el Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos, tendrán derecho a solicitar una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, en los casos previstos en la presente medida, debiendo cumplir, en cada caso, previamente, con las obligaciones establecidas en el presente Decreto y en su reglamentación

Los titulares de una “Concesión de Explotación No Convencional de

Hidrocarburos”, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas.

La Constitución Nacional en su artículo 124 establece que corresponde a las Provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en sus territorios.

Las Leyes Nros. 17.319 y 26.197 establecen como Autoridad Concedente y de

Aplicación de las mismas a las Provincias o a la Nación conforme sea el ámbito territorial provincial o nacional en que se encuentren los yacimientos de gas o de petróleo.

A los fines de la aplicación del Régimen de Promoción que establece el presente decreto, será Autoridad la Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas creada por el Decreto Nº 1277/12 con facultades para dictar el Reglamento mencionado en el Artículo 4° del presente decreto, para dictar las normas complementarias y reglamentarias que implementen dicho Régimen y para incluir en el mismo a los beneficiarios. CAPITULO I DEL REGIMEN DE PROMOCION DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS. CRÉASE EL REGIMEN DE PROMOCIÓN DE INVERSION PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS, EN EL MARCO DE LAS LEYES NROS. 17.319, 26.197 Y 26.741, EL QUE SERÁ DE APLICACIÓN EN TODO EL TERRITORIO DE LA REPÚBLICA ARGENTINA.

El Régimen de promoción de inversión para la Explotación de hidrocarburos se ajustará a los siguientes principios y propósitos en el marco de las atribuciones federales para la fijación de la Política Hidrocarburíferas Nacional: a) El desarrollo armonioso y coordinado de las competencias del Estado Nacional y de las respectivas autoridades de aplicación en materia Hidrocarburífera. b) El objetivo prioritario de la

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República Argentina de lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones. c) El incremento de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo. d) La promoción de la inversión nacional y extranjera directa para obtener el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos. e) La integración del capital nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploracióny explotación de hidrocarburos. f) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto. CAPITULO II REQUISITOS Y CONDICIONES DE INCLUSION EN EL REGIMEN PROMOCIONAL

Podrán solicitar su inclusión en el régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos los sujetos inscriptos en el registro nacional de inversiones hidrocarburíferas que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el estado nacional, las provincias o la ciudad autónoma de buenos aires, según corresponda, y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten ante la comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas un “proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de dólares estadounidenses un mil millones (u$s 1.000.000.000) calculada al momento de la presentación del “proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros cinco (5) años del proyecto.

La Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas dictará el reglamento de requisitos y condiciones para la presentación y posterior aprobación de los “proyectos de inversión para la explotación de hidrocarburos” en el marco del presente decreto. Dicho reglamento establecerá también los requisitos para la inclusión de los proyectos de inversión en el régimen de promoción.

La inclusión en el régimen de promoción de inversión para la explotación de Hidrocarburos significará para los sujetos beneficiarios el deber de cumplir con los planes de inversión y desarrollo de reservorios comprometidos en sus respectivos proyectos.

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Capitulo III de los beneficios

Establécese que los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el VEINTE POR CIENTO (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.

El volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por

Proyecto y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado, de acuerdo al procedimiento que establezca la reglamentación. Si se tratase de una modalidad asociativa, las partes podrán convenir de qué modo se distribuirá entre ellas la aplicación del beneficio mencionado, comunicándolo fehacientemente a la Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas.

Los beneficiarios que comercializaren hidrocarburos en el mercado externo en

los términos del primer párrafo del presente artículo, tendrán la libre disponibilidad del cien por ciento (100%) de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del veinte por ciento (20%) de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.

En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente Régimen promocional gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el primer párrafo del artículo anterior, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.

La Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de

inversiones hidrocarburíferas establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos. En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el presente régimen, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% (cien por ciento) del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación

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de acuerdo a lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 6°, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.

Las provincias y la ciudad autónoma de Buenos Aires, en el ámbito de sus respectivas competencias, podrán otorgar otros beneficios complementarios a los aquí establecidos.

Los beneficios previstos en el presente Capítulo cesarán por las siguientes causas: a) Vencimiento del plazo de las concesiones de explotación. b) Caducidad de la concesión por los motivos contemplados en el artículo 80 de la Ley Nº 17.319. c) Incumplimientos sustanciales al “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” declarados por la Comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas.

La comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas elaborará anualmente un Informe que dé cuenta del grado de cumplimiento de los objetivos comprometidos en los Proyectos aprobados.

CAPITULO IV CONCESIONES DE EXPLOTACION NO CONVENCIONAL DE HIDROCARBUROS

Entiéndese por “Explotación No Convencional de Hidrocarburos” la extracción de

hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

De conformidad alo estipulado en la Ley Nº 17.319, toda concesión de explotación confiere el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos convencionales y no convencionales que existan en las áreas comprendidas en el respectivo título de concesión durante los plazos que correspondan.

Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos, que hayan sido incluidos en el Régimen de promoción de inversión para la Explotación de hidrocarburos, tendrán derecho a solicitar una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, en los casos previstos en el artículo siguiente, la cual se otorgará en los términos establecidos en la Sección 3a del Título IIde la Ley Nº 17.319, cumpliendo, en cada caso, previamente, con las obligaciones establecidas en el presente Decreto y en su reglamentación.

Las respectivas Autoridades de Aplicación de la Ley Nº 17.319, conforme lo dispuesto en la Ley Nº 26.197, es decir las Provincias o la Nación, según sea territorio de dominio provincial o de dominio nacional el lugar en que se encuentren los yacimientos

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de gas y de petróleo, podrán dentro del área de concesión subdividir el área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y otorgar nueva concesión que recaerá sobre el titular de la concesión del área que así lo solicite.

El plazo de la nueva concesión será el establecido por la Ley Nº 17.319, es decir

veinticinco (25) años al que se podrá adicionar en forma anticipada y simultánea con la nueva concesión la extensión del plazo de diez (10) años previsto en dicha ley, bajo la condición de efectivo cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en la legislación Hidrocarburíferas para los concesionarios de explotación, reconociéndose todos los derechos y obligaciones estipulados en la Ley Nº 17.319 para tales concesionarios.

Los titulares de una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La delimitación de esas áreas adyacentes, será facultad de la Autoridad Concedente.

La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no

afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes, debiendo la Autoridad Concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión. Queda establecido que la nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la Ley Nº 17.319.

La propuesta de subdivisión prevista en el presente capítulo, sólo podrá ser aprobada previa resolución fundada que declare que no procede al momento de dicha aprobación, la aplicación al concesionario del régimen sancionatorio por incumplimientos a las disposiciones de la Ley Nº 17.319 y/o de las normas provinciales que resultaren de aplicación.

CAPITULO V DEL ALCANCE Y VIGENCIA DE LOS BENEFICIOS

El régimen promocional aquí creado será aplicable a todo “proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos” aprobado por la comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas capitulo VI de la autoridad de aplicación

Las Leyes Nros. 17.319 y 26.197 establecen como Autoridad Concedente y de Aplicación de las mismas a las Provincias o a la Nación conforme sea el ámbito territorial provincial o nacional en que se encuentren los yacimientos de gas o de petróleo.

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Para la aplicación del régimen de promoción que establece el presente decreto,

será autoridad la comisión de planificación y coordinación estratégica del plan nacional de inversiones hidrocarburíferas creada por el decreto nº 1277/12 con facultades para dictar el reglamento mencionado en el artículo 4° del presente decreto, para dictar las normas complementarias y reglamentarias que implementen dicho régimen y para incluir en el mismo a los beneficiarios. capitulo VII disposiciones finales

Encomiéndese a la Secretaria de Energía del Ministerio de planificación federal, inversión publica y servicios la incorporación en el registro de empresas de Explotación y explotación de hidrocarburos, de una subsección dentro de la “sección empresas productoras”, bajo la denominación “concesiones de explotación no convencional: titulares y no titulares”. LA EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS PROVENIENTES DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES: LA PRODUCCION DE SHALE OIL Y DE SHALE GAS. Resumen y conclusiones de la situación actual: La exploración y explotación de hidrocarburos de yacimientos no convencionales representan una oportunidad trascendente para el desarrollo, a niveles nunca alcanzados, de la Economía Nacional

Según la Administración de Información Energética Internacional (U.S. Energy Information Administración), Argentina está en el 2° puesto del ránking mundial de países con recursos de shale gas, mientras que ocupa el 4° lugar entre los países con recursos de shale oil. Esta información asegura que la Republica Argentina posee en su subsuelo, 802 TCF (Trillones de pies cúbicos) de gas natural. De los 41 países encuestados, sólo la República Popular China posee una cantidad mayor.

A los efectos comparativos, el mayor yacimiento de gas descubierto durante toda la historia de la República Argentina es Loma La Lata, con un potencial total de 10,8 TCF de reservas.

Los consumidores argentinos en su conjunto consumen 1,5 TCF de gas al año, incluyendo todos los usos del hidrocarburo.

El descubrimiento de Loma de la Lata, en 1977, cambió para siempre la matriz energética argentina que, a partir de ese momento, privilegió al gas para el desarrollo de la industria nacional. Esto permitió a la Argentina contar con una de las redes de distribución de gas natural domiciliario más importantes del mundo, llevo el GNC a los vehículos y cambió para siempre la forma de calefaccionar los hogares argentinos. Todo esto con un yacimiento del 10,8 TCF. Imaginemos lo que permitiría contar con los 802 TCF que se estiman existen en reservorios no convencionales en el país.

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Magnitud de la oportunidad: TCF) de shale gas. El caso de la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina:

La Agencia Internacional de Energía, en un informe reciente, anunció que el shale gas ubicado en Vaca Muerta tiene un potencial de reservas que permitiría abastecer el consumo local por 350 años, al nivel de consumo actual.

Las reservas de Vaca Muerta tienen características geológicas que la colocan dentro de las mejores formaciones del shale a nivel mundial.

El gas natural es la energía más limpia, menos contaminante y con menor contenido de carbono de todos los combustibles fósiles.

El gas natural ocupa el tercer lugar en el mundo entre las fuentes de energía primaria más utilizadas y representa la quinta parte del consumo energético tanto en Europa como a escala mundial.

La Agencia Internacional de la Energía considera que en el año 2015 la demanda de gas natural en el mundo será un 76 por ciento superior a la existente en 1993.

Se estima que en la Argentina existen recursos de shale que equivalen a 27.000 millones de barriles de petróleo. El potencial de la Argentina en no convencionales es 30 veces las reservas de recursos convencionales..

El desarrollo de los recursos no convencionales, de Vaca Muerta en particular, pueden generar el autoabastecimiento energético Argentino, transformándose en un gran productor mundial de energía con la exportación a los países vecinos que lo necesitan por la carencia de este material.

La Argentina cuenta con la experiencia, la tecnología y los profesionales necesarios para llevar adelante este desarrollo cumpliendo los mayores estándares internacionales de seguridad y cuidado del medio ambiente. IMPORTANCIA DEL AUTOABASTECIMIENTO:

En los últimos años, la demanda de energía del país tuvo un incremento sostenido, al tiempo que los yacimientos abastecedores de los recursos en la Argentina se encuentran en su natural declive de producción.

En los últimos años, el país incrementó exponencialmente las compras de combustibles al exterior, principalmente para poder abastecer a las centrales térmicas, principales generadoras de energía eléctrica..

En 2013, los gastos por importaciones de energía totalizaron alrededor de u$s13.000 millones. En el último año, ingresaron a la Argentina más de 100 barcos petroleros con importaciones de combustibles.

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En 2013, las importaciones de gas natural y licuado y de combustibles insumieron un importante gasto de reservas del Banco Central para hacer frente a la necesidad de utilizar divisas para la importación de energía en compensación del déficit energético.

El autoabastecimiento energético tiene un impacto directo en el desarrollo económico de los países, debido a que un óptimo abastecimiento energético podrán ser llevadas a cabo todas las actividades productivas de la economía.

Descubrimientos como el yacimiento de Vaca Muerta caracteriza a la Argentina como un potencial exportador de energía.

Los efectos de Vaca Muerta representarían una generación de entre 15.000 y 20.000 puestos de trabajo indirectos.

Antecedentes: El caso de EE.UU

Estados Unidos fue el primer país en apostar fuerte a la explotación de hidrocarburos de yacimientos no convencionales. A partir del desarrollo de los recursos no convencionales Estados Unidos pasará a ser un país exportador de energía según la AIE.

Este desarrollo es realizado en propio suelo norteamericano: según la U.S. Energy Information Administration hasta 2013 se había utilizado la fractura hidráulica en 2 millones de yacimientos.

Desde 2005, se han instalado más de 82.000 pozos con inyección hidráulica. Se estima que entre el 60% y el 80% de los nuevos yacimientos que desarrollarán los Estados Unidos en el futuro deberán utilizar está técnica.

La producción de shale oil se ha acelerado en los Estados Unidos, pasando de una producción promedio diaria de 111.000 barriles en 2004 a 553.000 en 2011. Esto equivale a un crecimiento anual de 26%, permitiendo la mayor reducción de importaciones energéticas de los últimos 25 años. Para 2035, la AIE estima que la producción de shale oil será de 1,2 millones de barriles por día.

El crecimiento exponencial del shale gas podría permitir a los Estados Unidos convertirse en un exportador neto de gas para el año 2020.

La AIE proyecta que podría convertirse en el mayor productor de hidrocarburos del mundo en 5 años, superando a Rusia y a Arabia Saudita. Hace 10 años, los Estados Unidos dependían energéticamente de Medio Oriente, principalmente de Arabia Saudita.

Se estima que la producción de gas y petróleo permitirá un crecimiento del PBI de Estados Unidos de entre el 2% y el 4% para 2020, a partir del desarrollo de los no convencionales, y con la creación de 1,7 millones de puestos de trabajo.

Las centrales de gas producirán el 33% de la electricidad nacional en 2020, comparado con el 21% actual, según la consultora energética IHS.

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En Estados Unidos, los no convencionales han contribuido a reducir su dependencia del petróleo de otros países: hace dos años, EE.UU. compraba al resto del mundo dos tercios del crudo que consumía y ahora importa menos de la mitad

Además, le permitirá un crecimiento del PBI de entre el 2% y el 4% para 2020, a partir del desarrollo de los no convencionales, y con la creación de 1,7 millones de puestos de trabajo.

LOS TEMAS AMBIENTALES:

La cuestión del uso del Agua para las operaciones de fracturación de las formaciones shale o tight.

Los avances tecnológicos y la experiencia internacional permiten y aseguran el desarrollo de los hidrocarburos de yacimientos no convencionales en forma segura y cuidando el ambiente. En especial en lo relativo al uso del agua para las operaciones de fracturación de las formaciones geológicas que contienen los hidrocarburos.

Definición de fracking

El fracking es una técnica que consiste en la inyección de agua, arena y una baja cantidad de químicos a alta presión en rocas ubicadas a más de 2.000 metros de profundidad en el caso Argentino, para facilitar que el gas y el petróleo contenido en ellas pueda ser captado en la superficie. La técnica de fracking fue desarrollado en los Estados Unidos en 1947 y aplicada exitosamente a nivel comercial desde 1949. En la Argentina se aplica regularmente desde mediados de la década del 50’ y, actualmente, se utiliza en la mayoría de los pozos de hidrocarburos convencionales de la Argentina.

USO DEL AGUA: RIESGO DE CONTAMINACION DE LOS ACUIFEROS.EL CASO ARGENTINO

En la Republica Argentina se han perforado más de 65.000 pozos de gas y petróleo sin contaminar los acuíferos, mientras que en el mundo se han hecho millones de perforaciones sin alterar las reservas subterráneas de agua dulce.

Enel caso de los yacimientos Argentinos no hay posibilidad de contaminación de los acuíferos, porque los trabajos se realizan a dos kilómetros de profundidad y la perforación se realiza en cañerías protegidas por acero y cemento.

Además, la mayoría de las rocas generadoras de hidrocarburos en nuestro país se encuentran a partir de los 2.500 metros de profundidad, mientras que los acuíferos suelen encontrarse a menos de 300 metros.

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No existe ningún riesgo de contacto físico entre las formaciones por donde pasa el agua, el material de sostén (arena) y la baja concentración de aditivos con los acuíferos. La posibilidad de ese contacto es nula o extremadamente remota.

o La estimulación hidráulica de un pozo puede demandar hasta 30.000 m3 de agua. Esta cantidad se utiliza por única vez en un yacimiento.

o El uso de agua para el escenario de máxima explotación del potencial de Vaca Muerta es de un 0,10% del recurso hídrico de Neuquén. En comparación, para la población, la industria y el agro se utiliza el 5%.

o En Neuquén solo se puede utilizar agua para estimulación hidráulica proveniente de cursos superficiales de agua. Está prohibido el abastecimiento mediante acuíferos subterráneos.

o El agua utilizada durante la estimulación hidráulica que retorna a la superficie y la que produce el pozo no se vierte en un cauce de agua natural ni al medio ambiente.

o El agua es recolectada en tanques sellados y se reutiliza para próximas estimulaciones, siempre aislada de cualquier contacto con el medio ambiente. Es tratada y se maneja cumpliendo las regulaciones establecidas y monitoreadas por los organismos de control ambiental.

o El agua utilizada puede ser nuevamente utilizada para nuevas estimulaciones hidráulicas o inyectada en pozos sumideros, siempre según las regulaciones vigentes.

Terremotos o Las vibraciones que genera la fractura hidráulica son 100.000 veces más bajas que la

percepción humana y no tienen ningún efecto sobre la corteza de la tierra. o No se ha probado ningún tipo de relación entre la fractura o estimulación hidráulica y

los movimientos sísmicos en intensidades potencialmente perceptibles o dañinas para el medio ambiente.

o Solo en 2011 hubo más de 250.000 etapas de estimulación hidráulica sin registrarse ningún evento sísmico significativo.

o En 2013, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) detectó por error un evento sísmico de 5,4 Richter en la localidad de Las Heras, Provincia de Santa Cruz. El sismo fue un falso positivo, ya que luego de análisis de parte del organismo, fue borrado de los registros del sistema y se concluyó que nunca existió un evento sísmico.

Químicos o Se inyecta un fluido conformado por agua y arena a gran presión, junto con una cantidad

pequeña de químicos específicos. El objetivo es aprovechar la red de fisuras naturales de la roca para facilitar el flujo de gas y petróleo hacia el pozo.

o De la inyección, el 94,5% es agua y 5% arena, mientras que los aditivos químicos suelen representar apenas el 0,5% del fluido inyectado.

o Los químicos utilizados son entre 3 y 12 y en proporciones bajísimas. Incluso, la mayoría está presente en productos de limpieza e higiene presentes en cualquier hogar.

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o Entre ellos, se encuentra el ácido clorhídrico, presente en el estómago humano, la soda cáustica, incluida en jabones, detergentes y blanqueadores dentales, el cloruro de sodio, que es sal de mesa, el cloruro de potasio, utilizado como sal dietética, la goma guar, gelificante empleado en alimentos y diversos surfactantes, presentes en shampoos y lavavajillas.

o Todas las industrias utilizan aditivos químicos para distintas funciones. o La información sobre los aditivos químicos es de acceso público y está a disposición de

las autoridades de aplicación y de control.

Energías renovables

La principal fuente de energía del mundo proviene de los combustibles fósiles. El 85% de la matriz energética argentina depende de los hidrocarburos. En comparación

con los países más desarrollados del mundo, nuestro país cuenta con una de las matrices más limpias.

La energía proveniente de los hidrocarburos y las renovables no son para nada excluyente, sino que son complementarias. Hasta el momento, no ha habido avances tecnológicos que posibiliten la comercialización masiva de las fuentes de energía renovable.

1. Mensaje clave: La industria de la energía es una industria estratégica del país.

Economías regionales / Comunidad

El impulso que genera el desarrollo de recursos no convencionales genera empleo de calidad y el crecimiento de las regiones.

En los últimos años, las provincias han recibido más de USD9.000 millones de regalías petroleras. El desarrollo de los no convencionales incrementarían sustancialmente este aporte de la industria al desarrollo regional. Inversiones grandes y de largo plazo

Detallar proceso de inversión (exploración, licitación, contratistas, etc.)

El futuro de los Hidrocarburos en el país; Entre los aspectos más importantes a considerar para el desarrollo futuro de las políticas públicas relativas a este Sector, estarían las siguientes:

a) El dictado por el Congreso Nacional de una norma jurídica Federal que actualice las políticas nacionales relativas a la exploración y explotación de los hidrocarburos existentes en su territorio, considerando que los beneficios de la explotación de los hidrocarburos corresponde a la totalidad de la comunidad nacional y no solo a aquella en que se sitúen los yacimientos.

b) Reordenamiento del contenido normativo de la legislación nacional (leyes 17.319, legislación delegada y 26.197) que regulan el dominio y la jurisdicción sobre los yacimientos de hidrocarburos en todo el país.

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c) Contenidos normativos referidos a la propiedad que ejercen las Provincias sobre los yacimientos de hidrocarburos. Ello con especial referencia a las facultades de las Provincias en procesos hoy compartidos, en los hechos, con la Nación (Información, régimen de explotación, tributos y políticas de government take, aspectos ambientales, etc.)

d) Temas ambientales propios de la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en áreas de competencia nacional exclusiva y en el off shore en especial, sin perjuicio de la vigencia irrestricta de la Ley Nacional de Presupuestos Mínimos.

e) Régimen de importación de bienes y servicios, temporaria o definitiva, que no se producen en el país necesario para la exploración y explotación de hidrocarburos, pero junto a régimen de fomento para la fabricación en el país de ese equipamiento.

f) Régimen de exportación de hidrocarburos que no fueren necesarios para su consumo en el país, y de la disponibilidad de las divisas respectivas.

g) Régimen de Compre Nacional, de contrate local, y de inversiones prioritarias en los lugares donde se desarrollan las operaciones y los servicios prestados, crecimiento genuino de polos de desarrollo autosustentables y radicación definitiva de población en esos lugares.

h) Régimen financiero y fiscal para las inversiones y servicios destinados a las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos Respecto al desarrollo de este Sector de la Economía Nacional, resulta equitativo formular una reflexión objetiva que comprenda el período transcurrido desde el primer descubrimiento que impulsara su explotación masiva y continuada desde 1907 hasta el presente.

De esa manera se podrá apreciar debidamente la importancia estratégica de los recursos hidrocarburíferos y valorar adecuadamente los beneficios de su disponibilidad, explotación e industrialización en el país.

Estos usos, que han sido posibles por la existencia de recursos suficientes y económicos al alcance de la generalidad de los habitantes del suelo argentino, han conformado un extendido modelo productivo y de consumo que implicó, entre otros, los siguientes beneficios destacables para la comunidad Nacional:

a) incorporación a la vida social del valor agregado generado por la existencia, libre disponibilidad y el uso de un recurso básico de la economía nacional;

b) modificación de la estructura productiva con impacto en la generación de valor y en el incremento de la capacidad exportable de las ramas industriales centrales de la economía nacional. Ellas han crecido con la utilización de los hidrocarburos como su principal fuente energética o de provisión de materia prima y también los han utilizado para generar otro insumo indispensable: la electricidad. Podemos mencionar en ese

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sentido las industrias siderúrgicas, petroquímicas, químicas, mineras, metalúrgicas, metalmecánicas, del transporte, agroalimentarias, etc.);

c) creación de activos físicos y obras de infraestructura doméstica e industrial así como de integración energética zonal y regional;

d) exportaciones de hidrocarburos y derivados con generación autentica de divisas y de recursos fiscales decisivos para equilibrar la balanza comercial y las cuentas públicas del país. Así mismo interesa destacar la importantísima contribución a los fondos públicos nacionales y provinciales por recursos fiscales provenientes del régimen tributario de las regalías, canon, y otros tributos nacionales, provinciales y municipales que gravan estas actividades

e) creación de innumerables y genuinas fuentes de trabajo por requerimientos directos e indirectos de esta Industria, así como el establecimiento de auténticos polos de desarrollo en el Interior del País, en especial en zonas aisladas y desérticas del territorio nacional. Podemos mencionar, adicionalmente, la creación de empresas y cooperativas de servicios de apoyo a las actividades de las Empresas Petroleras, tales como: unidades de mantenimiento, talleres, plantas de montaje, flotas de transporte de materiales, proveedoras de insumos, equipos, herramientas, personal, servicios de gamela etc.

f) conformación y desarrollo de capacidades tecnológicas, científicas y gerenciales, así como de redes de conocimiento aplicado y capacitación técnica y científica de recursos humanos nacionales, entre otras potencialidades. Al respecto es necesario mencionar como un activo que beneficia a la Comunidad Nacional el importante desarrollo alcanzado en el conocimiento geológico de las Áreas Sedimentarias del País que permitirán consolidar el desarrollo de los recursos de este sector.

Adicionalmente, y en vista de la satisfacción de las necesidades futuras de país, corresponde valorar adecuadamente el factor geológico aún en etapa de consolidación integral de conocimientos.

Ello determina que la República Argentina pueda ser calificada, en el presente, como un país cuyos recursos Hidrocarburíferos permiten alentadoras expectativas; necesitando todavía una investigación y definición más clara en lo que respecta a los denominados hidrocarburos de Yacimientos No Convencionales.

La posible explotación de estos recursos Hidrocarburíferos, recibió recientemente numerosas opiniones positivas que aún se hallan pendientes de evaluación definitiva para poder definirlos, entonces, como reservas probadas (tight sands, shale gas, shale oil, etc.) y así analizar las reales posibilidades de su explotación y consolidación como una decisiva reserva para el desarrollo del país en el futuro de mediano y largo plazo.

Las políticas públicas y el régimen normativo entonces, deberían contribuir a la superación de esos actuales límites de conocimiento para lograr una información amplia sobre las reservas genuinas del país.

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Ello contribuirá a consolidar su disponibilidad en el largo plazo y con ello el desarrollo y bienestar de las actuales y futuras generaciones de argentinos.

SEGUNDO MODULO:

GAS NATURAL: PROCESO DE REGULACION DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL MARCO REGULATORIO DE LA INDUSTRIA Comentarios al nuevo régimen jurídico TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEL GAS NATURAL EN LA REPUBLICA ARGENTINA: UNA EXPERIENCIA EN MATERIA DE PRIVATIZACION Y CREACIÓN DE NUEVOS MARCOS REGULATORIOS.

Nota preliminar: el presente informe fue presentado, en su versión original, en junio de 2003 en el 22º Congreso Mundial de Gas de Tokio – Japon. La presente versión se halla actualizada con las modificaciones estructurales más significativas provenientes de los cambios y desarrollos ocurridos en el sector Regulado de la Economía Nacional hasta el presente. En tal sentido, describe la situación actual de la Industria Regulada del Gas Natural Argentino, y por ello, tiene el carácter coyuntural relativo respecto al tiempo de su redacción.

Los hechos, circunstancias y valoraciones aquí contenidas deberán ser apreciadas conforme la permanencia de los hechos y normas que enmarcan su existencia y acontecer. Además, por tratarse de un trabajo académico y de investigación científica, no posee ninguna intención pedagógica de naturaleza política ni procura atribuir responsabilidad alguna por la gestión o resultados del Sector, procurando solamente ilustrar el saber teórico de los capacitandos Universitarios a quienes está destinado. Ese, y sólo ese, es el objetivo del presente trabajo.

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Buenos Aires, Abril de 2014

INDICE

CAPITULO I

MARCO REGULATORIO DE LA ACTIVIDAD.ANTECEDENTES HISTORICOS ARGENTINOS, REGIMEN VIGENTE HASTA 1992. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION - EL MONOPOLIO ESTATAL PRIVATIZACION DE GAS DEL ESTADO

CAPITULO II LEY Nº 24076.ANTECEDENTES: PRIVATIZACION DE GAS DEL ESTADO. NUEVA ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA DECRETO REGLAMENTARIO DE LA LEY.LOS CONTRATOS DE LICENCIA

CAPITULO III

NUEVO MARCO REGULATORIO DE LA ACTIVIDAD.ESTRUCTURA DE LA LEY Nº 24076 - POLITICA GENERAL – OBJETIVOS: TRANSPORTE Y DISTRIBUCION: NORMAS COMUNES – SUJETOS ,PRESTACION DE LOS SERVICIOS: NORMAS Y LIMITACIONES. REGIMEN DE TARIFAS: LIMITES Y GARANTIAS - MODIFICACIONES PERIODICAS.

CAPITULO IV:

AUTORIDAD REGULATORIA. ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS: FORMA JURIDICA.MISION Y FUNCIONES – FACULTADES.DESIGNACION DE AUTORIDADES ,PROCEDIMIENTO Y CONTROL JURISDICCIONAL

CAPITULO V:

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SITUACION ACTUAL.RESUMEN DE LOS ACONTECIMIENTOS RECIENTES – GRADO DE AFECTACION DEL SECTOR POR MEDIDAS ECONOMICAS GENERALES, LECCIONES APRENDIDAS, PERSPECTIVAS Y CONCLUSIONES.

CAPITULO VI: APENDICE NORMATIVO

CAPITULO I

1.-INTRODUCCIÓN - ECONOMIA DE LA REPUBLICA ARGENTINA - SECTOR DEL GAS NATURAL

VISION GENERAL

Los procesos de regulación energética involucran - de una manera u otra - a todas las actividades de ese sector en un país dado.

No comprende solamente a las actividades que se caracterizan por constituir monopolios naturales -como el transporte troncal – sino también a aquellas donde la mayoría de los usuarios resultan cautivos, como en las actividades de Distribución.

Por ello, las relaciones y vínculos de estos segmentos de la actividad regulada con las actividades de producción de hidrocarburos, exploración, producción, captación, Almacenamiento, tratamiento y el sistema de transporte por grandes ductos, no pueden ser ignorados.

Dado que el caso argentino es reciente y aún se halla en proceso de maduración y consolidación, no obstante todos los progresos realizados en esa dirección.

Es relevante, entonces, el análisis de las interrelaciones de ciertos aspectos, cuestiones, conflictos y problemas surgidos como consecuencia de la aplicación de los Marcos Regulatorios, y de sus posibles soluciones, así como la interpretación del alcance y sentido de ciertas reglas y procedimientos usuales, con la apreciación del punto de vista de los consumidores, prestadores regulados y del interés público general.

Es decir, que el presente informe no representa una visión parcial del Sector Regulado de la Economía Nacional, sino que intenta lograr una visión omnicomprensiva y abarcadora de la totalidad de las cuestiones relacionadas con la Regulación.

1.1:El gas natural constituye en la República Argentina un componente clave del sector energético nacional.

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En los últimos años, esta fuente energética ha experimentado un aumento significativo en su participación del mercado de la energía total del país y representó aproximadamente el 52% del consumo nacional de energía en el año 2010.

No obstante, el consumo per cápita es aún menor que la mitad del de Estados Unidos y Europa.

La alta penetración del gas natural fué la consecuencia del descubrimiento de grandes reservas en tres cuencas productoras de la Republica Argentina, la Noroeste, Neuquina y Austral, así como de la construcción de una estructura troncal de transporte que cubre gran parte del país abasteciendo adecuadamente los mercados de consumo del país.

El sistema de gas argentino es el más extendido y desarrollado en Sudamérica. Operó, hasta su privatización, como una única unidad de negocios (transporte y distribución).

En materia de Exploración y Producción de Hidrocarburos, Gas del Estado (la empresa estatal Argentina que operaba el sistema) no tenía inversiones relacionadas a dichos segmentos de la Industria sino que adquiría el gas natural proveniente de las cuencas productoras a la única empresa productora (YPF también Estatal y Monopólica)

2.- Transporte y distribución

El sistema de Transporte y Distribución del Gas Natural, incluye gasoductos principales y secundarios así como toda la red de distribución domiciliaria que brinda el servicio a los usuarios finales (desde los City Gate hasta los medidores de servicio de cada usuario).

Longitud de los Gasoductos del sistema troncal ( Transporte de Gas Natural desde las Cuencas productivas a Grandes centros de Consumo) 13.000 km.

Este sistema, además, tiene también gasoductos secundarios y redes de distribución que fueron transferidas a las diferentes unidades de negocios luego de la privatización y que llegan a sumar en su conjunto una considerable longitud:

Gasoductos de Distribución 9.800 km

Redes de Distribución 50.000 km

División del sistema de distribución de Gas del Estado:

El Sistema de Distribución de Gas del Estado fue dividido, originalmente, para su privatización en nueve zonas regionales de distribución a lo que se agregó posteriormente una zona adicional. (Zona del Noreste Argentino).

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Para su operación el Estado Nacional constituyó, originariamente, empresas operadoras del Servicio de Transporte de los lugares de producción hasta los centros de consumo (Empresas Transportistas) y Empresas Operadoras del servicio de Distribución (Empresas Distribuidoras).

Estas Distribuidoras tienen por objeto el servicio de compra de gas a Productores, contratación del servicio de transporte hasta los city gate y la prestación del servicio de de entrega de gas a los usuarios en cada ciudad o población a servir.

Las acciones de cada una de las Empresas de Transporte y Distribución, constituidas por el Estado Nacional, fueron vendidas en licitación pública a consorcios de accionistas privados, que debían incorporar a los respectivos consorcios adjudicatarios un Operador Internacional de reconocida solvencia y experiencia en la prestación de servicios similares a los solicitados por el Gobierno Argentino.

El Congreso Nacional dictó la Ley 24.076, que con sus Normas Reglamentarias han conformado el Marco Regulatorio Argentino.

Estas Normas regulan integralmente el Servicio Público de Transporte y Distribución de Gas Natural, aprueban los Contratos de Licencia otorgadas a las Empresas adjudicatarias de los respectivos Concursos Internacionales que habían sido convocados para concretar el proceso de privatización de la Industria del Gas Natural, incluyendo los bienes de la Empresa Estatal Gas del Estado.

Como uno de sus capítulos más importantes, regulan los principios que rigen el sistema tarifario de los servicios a prestar por las empresas Licenciatarias, lo relativo a su sistema de cálculo, a las condiciones para su aplicación, los criterios para la fijación de sus niveles y las garantías para los prestadores.

A este respecto, el criterio básico para la fijación de los niveles tarifarios se halla determinado por la sumatoria de factores de costo a la fecha de su vigencia originaria, expresamente nominados en la ley, y con un sistema de precio tope (Price Cap.) para su futura evolución, al que debe adicionarse el sistema de pase a tarifa del precio del gas comprado para su distribución. (Sistema del Pass Through)

Estos factores de costo son:

a) El costo del gas comprado en el punto de ingreso al sistema de transporte.(Gas en boca de pozo )

b) El costo del transporte que la empresa de distribución paga a la empresa transportadora, el que también es regulado y controlado por el ENARGAS.

c) Margen de distribución. d) Los impuestos que gravan los servicios.

El nivel tarifario fijado, acorde lo previsto en el Marco Regulatorio, debe ser suficiente como para permitir a las empresas Prestadoras del Servicio, lograr un retorno

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razonable sobre el capital invertido, comparable con el de empresas con niveles de riesgo similares, al tiempo de asegurarles una utilidad adicional por el mejoramiento de los niveles de eficiencia de la prestación.

A ello deben agregarse procesos excepcionales de ajustes periódicos o por circunstancias extraordinarias, explícitamente contemplados por el Marco Regulatorio, todo ello con aprobación de la Autoridad Regulatoria creada por la Ley.

PRIMEROS RESULTADOS:

Luego de más de una década de significativas inversiones en infraestructura y mejoramiento de los sistemas operativos, los productores, transportadores y distribuidores de gas se hallan en condiciones de lograr niveles adecuados de eficiencia en las inversiones proyectadas y continuar incrementando los volúmenes de producción esperados. Además, poseen las condiciones necesarias para lograr un destacado nivel de eficiencia en la prestación de los servicios relacionados al consumo con una estructura de precios competitivos a nivel internacional.

LA SITUACIÓN DEL MERCADO RESIDENCIAL:

La actual penetración de gas en la Ciudad de Buenos Aires, Gran Buenos Aires y principales ciudades del interior del país es relativamente alta. Pero en muchas regiones de la Argentina es comparativamente baja. Cerca del 45% de los hogares argentinos no tienen acceso al servicio de gas

natural, por ello existe un mercado sin desarrollar relacionado con la demanda residencial.

EL GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE VEHICULAR:

Con relación al gas natural como combustible (GNC y GLP) la República Argentina posee la dotación vehicular que utiliza el gas natural como combustible más importante del mundo ( 2.000.000 vehículos convertidos a GNC en el año 2014) así como la mas extensa red de estaciones expendedoras de GNC.

Todo ello resulta favorecido por la diferencia de precios existente respecto de los combustibles líquidos, lo que nos permite avizorar una tasa de crecimiento constante para los próximos diez años.

Además de ello, aparece como un objetivo estratégico en este sector de la economía Nacional el diseño de políticas – públicas y privadas – para favorecer y posibilitar una ordenada incorporación de este combustible a los vehículos de transporte público de pasajeros, transporte pesado y flotas cautivas.

CAPITULO II

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ANTECEDENTES HISTORICOS ARGENTINOS - REGIMEN VIGENTE HASTA 1992 TRANSPORTE Y DISTRIBUCION - EL MONOPOLIO ESTATAL - PRIVATIZACION DE GAS DEL ESTADO.

2.1.: Reseña de antecedentes: El downstream en Argentina antes de la privatización.

Antes de analizar los aspectos Regulatorios del Transporte y Distribución del gas natural en la República Argentina, se efectúa una breve reseña de los antecedentes que determinaron al dictado del Marco Regulatorio y a la privatización total de la empresa Gas del Estado SE,) que con diferentes formas jurídicas y empresarias actuaba en la República Argentina desde los años mil novecientos cuarenta.

Durante más de cincuenta años, esta empresa estatal había monopolizado las actividades arriba mencionadas y con gran influencia en el dictado de políticas, la planificación y el desarrollo de la industria del gas natural, además de intervenir en la regulación técnica, legal y económica de la industria.

Cabe recordar que la producción de hidrocarburos estaba en manos de la Empresa Estatal y monopólica, Yacimientos Petrolíferos Fiscales y su actividad se regía por diferentes normas nacionales siendo necesario destacar como la más completa y ordenada la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319, hoy parcialmente vigente.

Esta separación histórica y de intereses entre la producción del gas natural, a cargo de YPF, y su transporte y distribución por Gas del Estado, no debe perderse de vista ya que influyó en la concepción del proceso regulatorio actual de la industria del gas natural.

A partir del gobierno surgido en 1989, la situación del sector energético argentino, incluyendo los hidrocarburos, fue motivo de un intenso proceso de debate ante declaraciones políticas y proyectos que procuraban un cambio estructural, en el marco de las políticas fijadas por las normas jurídicas emanadas del Congreso Nacional y los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional.

Este conjunto normativo tenía como objetivo alcanzar la desregulación jurídica y desmonopolización económica en la industria de los hidrocarburos a fin de aumentar el grado de competencia en los mercados, mediante la libre disposición de los productos, su libre exportación e importación, promover la incorporación del capital privado nacional y extranjero en las distintas etapas del negocio del petróleo y el gas natural, reordenando y racionalizando a las grandes empresas estatales.

La Ley de Emergencia Económica y Reforma del Estado Nº 23.696, dictada por el Congreso Nacional el año 1989, otorgó al Gobierno Nacional las herramientas necesarias para llevar adelante esta notable tarea de cambio estructural.

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El Anexo de esa ley, ordenaba la privatización de las redes de distribución y comercialización de gas natural, bajo la forma de concesión de obras y servicios públicos, criterio que se ratificó por Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 2074/90.

La privatización de los servicios de transporte y distribución de gas natural exigía la reestructuración de GDE SE, de acuerdo a los lineamientos de los decretos mencionados de desregulación de la industria de los hidrocarburos.

Este proceso procuraba la transformación de un sistema cerrado, de empresas públicas y monopólicas, a un sistema abierto que privilegiaba la participación privada y una mayor competencia basada en la eficiencia y eficacia de la prestación de los servicios.

El Decreto 48 del 7 de enero de 1991, aprobó los lineamientos del Plan Estratégico para la reestructuración de Gas del Estado S. E. basado en el informe final de la consultora Mc Kinsey Co del 29 de noviembre de 1990.

Coincidiendo con las conclusiones de la Consultora se decidió separar las funciones de transporte, distribución y comercialización del gas natural, que por las particularidades propias de la industria constituían un monopolio natural, y regular intensamente los segmentos del Transporte y Distribución.

De allí entonces, que se estableció la perentoriedad de avanzar en la definición del marco regulatorio, incluyendo la formación de un Ente Regulador Federal (art. 4º y 7º del Decreto 48/91).

Por otra parte, el Marco Regulatorio requería ser aprobado por el Ministerio de Economía, a través de la Subsecretaría de Energía, antes de ser elevado al Poder Legislativo, para ser sancionado como ley de la Nación.

Como en el plan estratégico diseñado para Gas del Estado S.E., se recomendaba la privatización total de los servicios de distribución así como del sistema de gasoductos troncales y ambas actividades -como se dijo - debían regularse, el art. 4º señalaba que el marco regulatorio debía ser aprobado previo llamado a licitación o concurso de proyectos integrales.

Pero para ello era necesario elaborar y concluir los pliegos entre cuyas condiciones estaba explicitar los contenidos del marco regulatorio.

Otra condición previa al proceso licitatorio era dar cumplimiento a la tasación del valor de los bienes y activos netos a transferir al que se le asignaba el rol de estimación oficial (art. 19 de la Ley 23.696). La misma fue efectuada por el Banco de la Nación Argentina.

Por el artículo 9º del Decreto 48/91 se establecían una serie de pautas a las que se ajustaría el proceso de privatización de los sistemas de distribución y transporte, algunas de las cuales se recogen después en el marco regulatorio final (Ley Nº 24076, mayo 20, 1992 ).

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Aunque el modelo de concesión no estaba claramente definido este tenía el carácter de oneroso, debiendo determinarse los cánones en función de los márgenes de explotación de cada uno de los sistemas regionales de distribución, comercialización y transporte.

Los pliegos de bases y condiciones debían definir las inversiones mínimas de mantenimiento y desarrollo para garantizar la efectiva y eficiente prestación del servicio público.

El plazo de duración de las concesiones se fijaba en 45 años.

La consultora recomendaba también una revisión significativa de los precios del gas al consumidor - que estaban fijados políticamente- y de su estructura, a fin de hacer más atractivo el llamado y elevar los montos de los cánones a cotizar por los oferentes.

El informe de la Consultora, también llamaba la atención sobre la existencia del problemas en la oferta de gas, por falta de incentivos a la exploración y la existencia de precios regulados.

La preocupación por una estructura poco proclive a la competencia y la posible influencia de unos pocos productores en la formación de los precios en boca de pozo, cuando la actividad se desregulare, quedaba manifiestamente expuesta

Para ello se preveía la inclusión de la normas correctoras en el Marco Regulatorio en preparación.

Para facilitar una mejor elección en el transporte la consultora analizó tres sistemas alternativos de configuración de dominio y operación de los gasoductos troncales.

Uno con solo dos sistemas (Norte y Centro-Oeste; Sur y Neuba) que facilitaría la coordinación de las actividades de despacho y asegurarían un mayor valor (del negocio) facilitando el proceso de atracción de inversores Internacionales. Esta posibilidad fue la que en definitiva se adoptó para el caso Argentino.

En todos los casos se introducía la exigencia de implementación del acceso abierto a terceros y la adopción de criterios económicos racionales en la fijación de la tarifas.

En cuanto a las compañías de distribución se recomendaba subdividir las Áreas más grandes para obtener un mayor grado de competencia regional por superficie de mercado. Así la competencia por comparación podría ser introducida más fácilmente.

En cuanto al tiempo y etapas para iniciar el sistema, se optó por definir un período de transición (por un año a partir del 1 de enero de 1991, extensible por uno más, como máximo) en que los precios en ambos extremos del sistema (boca de pozo y consumidor) serían regulados por el Ministerio de Economía, al igual que las tarifas de transporte y distribución. Por el artículo 8º del Decreto 48/91, se establecía “que al

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finalizar el período de transición se desregularán los precios del gas natural a los usuarios finales, quedando sujeta la desregulación de precios de los productores a la existencia de múltiples oferentes en condiciones de oferta más competitiva que las actuales”.

El supuesto era que los cambios producidos en el sector, como la privatización de YPF, a esa fecha ya iniciada, y la venta de áreas marginales (y después de algunas centrales) y la liberalización de los precios al usuario final, serían suficientes para atenuar la posición de la empresa dominante, o un cambio en el comportamiento de las otras empresas petroleras no vinculados a YPF o entre sí.

La figura de la concesión no era bien vista en Argentina y a ello se unía el riesgo de que algún gobierno posterior intentara anularlos o la recreación de empresas con intervención de capitales públicos, especialmente en ciertas provincias.

De allí que el nuevo estudio técnico-económico encargado a Stone & Webster/ Pistrelli, Díaz y Asociados , recomendó el cambio del modelo de la concesión por el de licencia, donde la titularidad de la propiedad de los activos (a transferir) y la exclusividad del servicio (con algunas restricciones) constituían los elementos esenciales de la nueva organización. Esta solución fue anteriormente aplicada a las privatizaciones del Sector Eléctrico, por lo que no constituía una novedad.

En cuanto a la constitución de empresas Distribuidoras, recomendaron la formación de solo ocho distribuidoras y por lo menos dos transportadoras, con las implicancias que en términos de competitividad ya se han manifestado.

La separación de actividades (desintegración vertical y horizontal), el acceso abierto a terceros, la no discriminación, el evitar subsidios cruzados entre usuarios, la obtención de un permanente y delicado equilibrio entre la necesidad de obtener tarifas “justas y razonables” para todos los servicios y usuarios (un ejercicio nada fácil) con precios que aseguraran cierta rentabilidad a las empresas compatibles con su exposición al riesgo al mismo tiempo que protegieran los intereses de los consumidores, son aspectos que se discutieron y analizaron largamente.

En este nuevo esquema el Estado desaparece como empresario y planificador, para pasar a desempeñar el rol de Regulador en todos aquellos casos en que se hace necesaria la defensa de los usuarios cautivos, la promoción y simulación de la competencia y la solución de conflictos entre los sujetos activos de la industria.

Ello, sin olvidar que el objetivo definido como “rentabilidad razonable”, que siempre aparece en los textos regulatorios, es una condición indispensable para la continuidad de la actividad y un mayor desarrollo futuro con la incorporación del capital de riesgo.

Cuatro meses después del Decreto Nº 48/91, se dan a conocer los Decretos Nº 633 y 634 del 12 de abril de 1991, por los que el Poder Ejecutivo Nacional, ordena la

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reestructuración de la industria del gas natural y la reconversión del sector eléctrico, respectivamente.

Atendiendo a la premura en cumplir con el programa de privatización y concesión de un numeroso grupo de empresas estatales, el Poder Ejecutivo Nacional, fijó como plazo máximo para la adjudicación y firma de los contratos con las empresas privadas, el 31 de diciembre de 1992.

Para ello concedió a la Autoridad de Aplicación (MEOSP) amplios poderes y discrecionalidad para aprobar los reglamentos, pliegos de bases y condiciones generales y particulares, definir las unidades de negocio, revisar tarifas, llamar a licitación internacional, aprobar los estatutos de las sociedades prestadoras (Licenciatarias) y las inversoras, recibir y evaluar, con la participación del Comité de Privatizaciones, las ofertas y decidir sobre las mismas.

3.- LEY 24.076: DECRETO REGLAMENTARIO DE LA LEY. NUEVA ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA:

Considerando que la Ley Nº 24076, que establece el Marco Regulatorio de la industria del gas natural y el régimen de privatización de GdE.SE (que le es indisolublemente vinculado) recién pudo ser sancionada el 20 de mayo de 1992 y promulgada parcialmente (Res. Nº 885/ 92 MEOSP el 9 de junio del mismo año), la ímproba y delicada tarea que faltaba tuvo que llevarse a cabo en seis meses para satisfacer la meta final establecida.

El rompecabezas se fue armando por piezas. De allí que se tuvo que adelantar la reglamentación de los artículos 76 y 77 (de la Ley 24076) a fin de definir las unidades de negocios en que se dividirían los bienes de la GdE.SE afectados al transporte y distribución del gas natural y disponer la constitución y aprobación de los modelos de estatutos de las sociedades a las cuales se les otorgaría las habilitaciones (licencia o concesión) para la prestación del servicio público de transporte y distribución de gas natural. A estas sociedades se les transferirían los bienes correspondientes a cada unidad de negocio (Decreto Nº 1189, 10 de julio de 1992). Este mismo cuerpo legal reglamenta las pautas bajo las cuales GdE.SE finalmente se privatiza en forma total.

Contrariando las sugerencias de las consultoras, pero utilizando parecidos argumentos de mayor competitividad y calidad de las prestaciones, se decide que los servicios de transporte de gas natural se llevarán a cabo sobre la base de adjudicación de (sólo) dos sistemas de gasoductos troncales integrados, en tanto que las plantas de líquido y GLP se transfieren a sociedades controladas por las mismas transportadoras (Art. 2 Decreto 1189/ 92).

De manera similar la Capital Federal y el Gran Buenos Aires se separan en dos áreas (descriptas en el Anexo II del Decreto ) a los fines de conformar las unidades de

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distribución de gas natural y es asignada a otras tantas sociedades, que al igual que las anteriores se constituye por disposición del art 4º (Decreto 1189/ 92).

En cuanto a las privatizaciones de bienes de GdE SE. afectados a los servicios de distribución de gas natural, en el resto del país, se resuelve en seis áreas de adjudicación, varias de las cuáles no solo abarcan provincias enteras, sino partidos o departamentos de otras jurisdicciones mayores (art. 3º y Anexo III). En el caso de las distribuidoras lo que primó no fueron los límites políticos y/o los derivados de la negociación con las provincias para definir las áreas, sino la formación de unidades de negocios técnica y económicamente más viables, pero de muy diferentes magnitud y potencial de ventas.

Para las dos Transportadoras (Gas del Sur SA y Gas del Norte SA) y tres Distribuidoras (Metropolitana SA (actual Metrogas S.A.), Buenos Aires Norte SA y Pampeana SA) la participación ofrecida es del 70%.

En el caso de las Distribuidoras de Gas del Noroeste S A, Centro SA y Gas del Sur SA, llega al 90%, en tanto que en Cuyo SA es del 60%. Como es conocido, todas estas privatizaciones dan lugar a la afectación de un porcentaje variable del paquete accionario de las sociedades para ser destinadas a cumplir con el Programa de Propiedad Participada (PPP) y el resto queda en posesión del Estado Nacional (MEOSP).

Una vez cumplidas las etapas descriptas, por el Decreto Nº 1738 del 18 de septiembre de 1992, se reglamentó la Ley Nº 24076 creando el marco regulatorio que allí se acompaña -como Anexo I

Además, determina que todos los subsidios referentes al precio del gas natural otorgadas con anterioridad, cesaban a partir de inicios de 1993. En los “considerandos” del aludido decreto señala “que los subsidios o privilegios que el Estado decida otorgar a determinadas personas o regiones por razones de interés general deberán ser explícitos, estar limitados en el tiempo y contar con los recursos correspondientes en la Ley de Presupuesto de la Nación, sin que su costo afecte al buen funcionamiento de la industria del gas natural”.

El Decreto Nº 2255/92 también se aprueba el modelo de licencia de transporte y el de distribución de gas como Anexos “A” y “B” respectivamente, incluyendo los correspondientes sub-anexos I (Reglas Básicas), II (Reglamento del Servicio) y III ( Tarifas).

Cabe hacer notar que la licencia, las reglas básicas y el reglamento del servicio son específicos a cada tipo de servicio (transporte o distribución) y por ello de extrema importancia operativa, administrativa y regulatoria.

Junto con la Ley Nº 24076 y los Decretos 1738/92 y 2255/92, el Pliego de Bases y Condiciones y el Contrato de Adjudicación, constituyen las normativas a las que deben atenerse las empresas adjudicatarias.

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A ello se agregará la acción reglamentaria y permanente del ENTE REGULADOR (ENARGAS), en cuanto las modifica, interpreta y resuelve los conflictos entre los distintos sujetos de la industria, sentando jurisprudencia al respecto.

La reestructuración de la Industria del gas natural “persigue como objetivos el aumento en eficiencia de las actividades de producción, transporte y distribución, garantizar que los beneficios se trasladen al consumidor e incentiven la participación del capital privado de riesgo, asegure un proceso organizado, basado en condiciones competitivas e igualitarias en las distintas etapas de la reestructuración y fije el rol del Estado en su carácter de regulador de la operación y desarrollo de la industria gasífera y sus mercados” (art. 1 del Decreto 633)

Distingue (por el art. 2º) la formación de dos mercados que funcionarán a niveles mayorista y minorista. Al primero, corresponden las transacciones entre productores y distribuidores y entre productores y grandes usuarios; en tanto que en el segundo se llevarían a cabo las transacciones entre los distribuidores y los clientes cautivos en su respectiva área de especialización. Por el artículo 3º se señalaba que la regulación alcanzará (sólo) a las transacciones del mercado minorista y a los servicios de transportes prestado por las redes troncales. Estos servicios funcionarán en condiciones de acceso abierto con prohibición de realizar compra-venta de gas.

Adviértase que las especificaciones del artículo 2º y 3º colocan al transportista sólo como el prestador del servicio, que los contratos de compra de gas serán efectuados vía distribuidores o grandes usuarios y en forma directa con los productores.

Aquí queda de manifiesto la figura del by-pass comercial. “Las tarifas que se apliquen al transporte y a la distribución del gas natural serán fijadas de acuerdo a la metodología que se establezca en el marco regulatorio. Cumplido el período de transición, las transacciones y precios que se den en el mercado mayorista serán totalmente libres, con la salvedad de estar sujetos a publicidad”. La autoridad competente (SE) podrá llegar a regular las transacciones y precios de dicho mercado, si comprobara prácticas monopólicas o discriminatorias en su accionar:

El Ministerio de Economía debía elaborar en treinta días un proyecto de ley para ser llevado al Congreso ”estableciendo el marco regulatorio que contendría el régimen técnico, económico, tarifario y legal, como asimismo los procedimientos de control que se aplicarán a la industria del gas natural. El Ente Regulador será la autoridad competente que actuará como órgano autárquico del Poder Ejecutivo”.

El Decreto fijaba igualmente el rol de los productores, los transportistas y los distribuidores (arts. 6,7 y 8). Respecto del primero, el Ministerio de Economía se comprometía a acelerar los planes y programas de exploración , producción y transformación de la industria del gas natural con vistas a que en este nivel del proceso productivo” se den condiciones de numerosos oferentes, que faciliten la competencia y garanticen precios libres, de eficiencia en el mercado mayorista”.

Los transportistas “cumplirán el servicio de transporte público en condiciones de “acceso abierto” desde los yacimientos o salida de plantas de tratamiento de los

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productores hasta los city gates o punto de entrega a usuarios. Este segmento estará regulado por el Ente Regulador con el criterio legal de que “ las tarifas de transporte cubrirán estrictamente costos y una razonable ganancia”.

A los distribuidores se les asignaba franjas de mercado. “Las tarifas deberán adecuarse a las metodologías de costos y asignaciones entre modalidades de consumo que se establezcan... y obligatoriamente trasladarán a los usuarios la participación en las economías originados en la mayor productividad, que deberán comprometerse a realizar bajo control del Ente Regulador”. Aquí se observa claramente un principio de regulación por incentivos y el antecedente del factor de eficiencia X que regirá para las revisiones tarifarias de cada cinco años.

Finalmente establecía por el artículo 10º un período de transición ( en condiciones económicas y precios) “hasta que garanticen la competencia en el mercado mayorista”.

La operación del despacho centralizado del sistema estaría bajo la responsabilidad de las Transportistas bajo el estricto control del Ente Regulador.

CAPITULO III

ESTRUCTURA DE LA LEY 24.076 – POLITICA GENERAL – OBJETIVOS DE LA LEY. TRANSPORTE Y DISTRIBUCION: NORMAS COMUNES – SUJETOS. PRESTACION DE LOS SERVICIOSS: NORMAS Y LIMITACIONES. REGIMEN DE TARIFAS: LIMITES Y GARANTIAS. MODIFICACIONES PERIODICAS

3.-Marco Regulatorio : Reseña histórica. Antecedentes.

El régimen legal que sostiene la actividad gasífera en la Argentina tiene un largo recorrido que comienza en el siglo pasado y cuyas variaciones obedecieron tanto a las políticas gubernamentales como a la importancia que fueron cobrando en la vida económica mundial y nacional.

El primer antecedente jurídico se remite a 1887 cuando fue sancionado el Código de Minería. Los hidrocarburos líquidos y gaseosos carentes -entonces- de significado económico (predominio absoluto del carbón) no merecieron en dicho Código un tratamiento específico, pero implícitamente los incluye entre los minerales de primera categoría, es decir, que su concesión era obligatoria para el Estado en favor del peticionante prioritario que cumpliera los requisitos, los derechos de explotación se otorgaban por tiempo indeterminado.

El descubrimiento del yacimiento de Comodoro Rivadavia, hizo que el presidente Figueroa Alcorta en 1907 instituyera una reserva estatal sobre el área, invocando

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disposiciones de la Ley de Tierras Nº 4.167. De esta manera, contravenía al mismo Código de Minería que vedaba la explotación de minas por el Estado.

Hasta 1935 en que sanciona la Ley 12.161, la explotación de los yacimientos de hidrocarburos responde a una doble modalidad. Por un lado, el Estado -tanto nacional como provinciales- realizan sucesivas reservas de zonas en favor de lo que luego pasó a ser Yacimientos Petrolíferos Fiscales y por otro, los particulares que en función del Código de Minería poseían concesiones por tiempo indeterminado.

La Ley Nº 12.161 estableció plazos para las concesiones y dio un sistema normativo para los yacimientos de hidrocarburos fluidos.

En el año 1958 se dictó el decreto Nº 933 por el cual se autorizó a YPF a celebrar contratos de locación de obra y servicios con lo cual el capital privado amplió e intensificó la actividad de la petrolera estatal.

La Ley Nº 14.773 sancionada en 1958 declaró de dominio nacional los yacimientos de hidrocarburos desplazando hacia las empresas estatales las actividades de exploración y explotación y prohibiendo la asignación de concesiones.

En 1967 se sancionó la Ley Nº 17.319 que fijó pautas referidas a Reconocimientos Superficiales, Permisos de Exportación, Concesiones de Explotación y Transportes, etc. Muchas de las cuales son aún hoy de aplicación ya que dicha norma es considerada: La Ley de Hidrocarburos.

En la década del 80 comenzó el proceso de transformación por el cual el Estado pasó de un rol protagónico absoluto en materia de explotación de hidrocarburos a ejercer un papel de controles y fiscalización.

Los decretos Nº 1443 del 5/8/85 y Nº 623 del 23/4/87 dieron lugar al denominado Plan Houston con el objeto de promover la exploración y explotación de hidrocarburos por parte de capitales privados nacionales y extranjeros.

Ley 23.696

La Ley de Reforma del Estado, sancionada en agosto de 1989 (Nº23696) declaró en estado de emergencia la prestación de los servicios públicos, la ejecución de los contratos a cargo del sector público y la situación económico-financiera de la Administración Pública Nacional centralizada y descentralizada incluyendo a las sociedades del Estado empresas del Estado y todo otro ente en el que el Estado Nacional tuviere participación total o mayoritaria de capital.

Dicha Ley conjuntamente con la Emergencia Económica (Nº 23.697) constituyen el punto de partida para la privatización de la Industria de Gas.

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A partir de allí se dispuso la intervención de todos los organismos, incluyendo YPF y Gas del Estado, ambas por entonces, Sociedades del Estado.

La Ley facultó al Poder Ejecutivo Nacional a transformar la forma jurídica de estas empresas y organismos.

Para YPF y Gas del Estado se contempló la privatización en forma parcial, esta es para YPF la concesión, asociación y/o contratos de locación en áreas de exploración y explotación y para Gas del Estado la concesión de los servicios de distribución y comercialización.

No obstante, el Poder Ejecutivo Nacional podría declarar “Sujeto a Privatización” a estas empresas, debiendo contar con la aprobación del Congreso de la Nación.

1.055/89

Con el objeto de aumentar la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos en los yacimientos operados por YPF, el 10 de octubre de 1989 se dictó el decreto Nº 1055 mediante el cual se reglamentaron algunos artículos de la ley de Reforma del Estado (23.696) y de la Ley de Hidrocarburos (17. 319).

A través de este decreto, las Áreas de Interés Secundario pasaron de YPF al Estado nacional para luego convocar a Concurso Público Internacional y adjudicar éstas para su exploración, desarrollo y explotación, pudiendo participar las provincias productoras de hidrocarburos.

1.212/89

En noviembre de 1989 se decreta la Desregulación Petrolera (1212/89) para establecer un conjunto de reglas tendientes a sustituir en forma progresiva la intervención del Estado y dar lugar a los mecanismos de asignación del mercado, en igualdad de condiciones, a través de la libre disponibilidad del petróleo y sus derivados.

Además, propendía a que los precios de los hidrocarburos de origen nacional reflejen los valores internacionales.

La transformación de YPF, por entonces aún Sociedad del Estado en una empresa mixta, fue también objetivo del decreto. Para ello se otorgó mayor autonomía para optimizar su funcionamiento en base a eficiencia y competitividad en igualdad con las empresas privadas.

Hasta fines de 1990, la Secretará de Energía seguirá asignando las cuotas de crudo. A partir de allí se pasó a la libre disponibilidad.

El precio del gas natural tanto para usuarios como para productores sería fijado mensualmente por la Secretaría de Energía hasta que se generen condiciones de mercado de múltiples referentes. La metodología a emplear para determinar el precio al producto sería mediante la base del “net back” con costos de transporte y acondicionamientos basados en valores internacionales. Mientras que el precio para los

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usuarios residenciales surgía de la sumatoria del precio al productor más los costos de acondicionamiento, transporte y distribución; contemplándose la posibilidad de otorgar subsidios explícitos con cargo a Rentas Generales para aquellos lugares donde fuera menester un menor precio.

1.589/89

El decreto Nº 1589 del 27 de diciembre de 1989 trasladó a los contratos provenientes del “plan Houston” el principio de libre disponibilidad.

No obstante la preferencia de compra de gas quedó para Gas del Estado quién debía para ello alcanzar acuerdos con los productores.

En el caso de aplicarse restricciones a la libre disponibilidad del gas, se estableció un precio mínimo equivalente al 35% del precio internacional del metro cúbico de petróleo Arabian Light de 34º API por cada mil metros cúbicos de gas natural de 9300 kilocalorías.

2.778/90

Con el objeto de transformar a YPF en una empresa competitiva para operar en un mercado desregulado y desmonopolizado, la autoridad pública consideró necesario asegurar autonomía empresaria en su gestión, liberándola de las restricciones y limitaciones y dotándola así de una estructura jurídica propia del derecho privado. A estos efectos, a partir del primero de enero de 1991, y por el decreto Nº 2.778/90, YPF pasó a ser Sociedad Anónima de capital abierto donde podrían participar el capital estatal junto con el capital privado, cotizando en la bolsa de valores procurando una mayor apertura e integración privada en el capital.

1.189/92

El 10 de julio de 1992 se decretó la privatización total de Gas del Estado.

Sobre la base de lo establecido en la Ley 24076 se dispuso que la privatización del servicio de transporte y distribución de gas natural se lleve a cabo mediante la adjudicación por áreas.

De tal forma se dispuso la constitución de dos sociedades: de transporte y 8 de distribución.

Se aprobaron los modelos de estatutos para estas sociedades. Se facultó al Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos a aprobar los límites precisos de las áreas de prestación de servicios, asignar los respectivos activos y pasivos a cada una de las sociedades creadas y otorgarles “ad referendum” del Poder Ejecutivo Nacional las habilitaciones para la prestación del servicio.

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Las sociedades constituidas se privatizarían mediante la venta en licitación pública con etapa de precalificación del porcentaje mayoritario de las acciones pudiéndose utilizar títulos de la deuda pública argentina para el pago.

Las acciones restantes, a excepción del porcentaje correspondiente al programa de Propiedades Participadas, quedarían para ser vendidas en los mercados de capitales con posterioridad al cumplimiento de los contratos de transferencia de los paquetes mayoritarios.

1.874/92

El 20 de julio de 1992 y acorde con el decreto anterior se llama a licitación pública internacional para la privatización de Gas del Estado, estableciéndose el pliego de Bases y Condiciones y los respectivos porcentajes de acciones (capital y votos) para cada una de las sociedades licenciatarias sujetas a compraventa.

1738/92

El decreto Nº 1.738 del 18 de septiembre de 1992 reglamentó la Ley 24.076 regulatoria del transporte y distribución de gas natural.

LEY 24.145

La llamada Federalización de los Hidrocarburos se originó el 13 de octubre de 1992 al promulgarse la Ley Nº 24.145.

Mediante esta Ley se transfirió el dominio público de los yacimientos de hidrocarburos del Estado Nacional a las provincias en cuyos territorios se encuentran, incluyendo las situadas en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de doce millas marinas. Esta disposición tendría plena vigencia una vez cumplidos los plazos legales de los contratos o concesiones vigentes. Además, declaró “sujeto a privatización “ el capital social de YPF S.A.

2.255/92

El decreto 2.255 del 2 de diciembre de 1992 modificó la reglamentación de la Ley 24076 en cuanto a algunas pautas de limitaciones y sanciones y aprobó el modelo de

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licencia de transporte y de distribución de gas incluyendo reglas básicas, Reglamentos del Servicio y Tarifa.

EL MARCO REGULATORIO ARGENTINO PARA EL TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL

INTRODUCCION: Las ideas que presidieron el dictado de las normas que estructuraron el MARCO REGULATORIO.

Antes de comenzar con el análisis de las principales disposiciones de instrumento jurídico que constituye la esencia del Sistema Regulatorio Federal Argentino para el Transporte y la Distribución del Gas Natural, es decir la Ley 24076, resulta interesante formularse algunas otras consideraciones que se refieren a las ideas político-filosóficas que la originaron y vertebran su estructura.

La promulgación de la Ley de Gas Nº 24.076 (LG), junto con sus antecedentes programáticos: la Ley de Reforma del Estado Nº 23696, la Ley de Emergencia Económica Nº 23697 y la Ley de Convertibilidad Nº 23928; se insertan en un contexto de cambios que, desde la perspectiva del Estado eran poco menos que ineludibles, al tiempo que desde el ámbito de la sociedad eran requeridos con clamor.

Recién arribada al gobierno, la máxima autoridad del país al instante de dictarse esas leyes, anticipó los principios que darían sustento a tales reformas cuando sostuvo que “El Estado no hará lo que puedan hacer los particulares, el Estado no hará lo que puedan hacer los municipios, el Estado no hará lo que puedan hacer las provincias” 1.

Obran implícitos en esa enunciación los principios de democratización política y económica del Estado2, de libertad económica e iniciativa privada3, y de subsidiaridad 4de la actividad de los grupos intermedios y de los gobiernos.

Tengamos presente que las reglamentaciones no tienen por objeto cercenar los derechos constitucionales sino que muy por el contrario están a su servicio, ya que al armonizar el modo en que deben disfrutarse los tutelan, los amplían.

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Finalmente, por el tercero de ellos -incorporado por la reforma constitucional habida en 1994- se impuso a las autoridades el deber de proveer “...a la defensa de la competencia contra toda forma de distorsión de los mercados” y “al control de los monopolios naturales y legales...”.

Dicho artículo 42 previó además que: “La legislación establecerá...los marcos regulatorios de los servicios públicos de competencia nacional, previendo la necesaria participación de las asociaciones de consumidores y usuarios y de las provincias interesadas en los organismos de control”.

Se deriva de ello claramente la nueva actitud asumida por el Estado Nacional, en punto a fomentar la transparencia de los mercados para favorecer la interacción de los actores privados, nuevos protagonistas del quehacer industrial y comercial -incluídas las prestaciones caracterizadas como Servicios Públicos-; reservándose para sí la función de regulación y control en colaboración con otros terceros interesados.

Hemos anticipado que las Leyes de Reforma de Estado Nº 23.696, de Emergencia Económica Nº 23.697 y de Convertibilidad Nº 23.928, sentaron las bases para el volteo copernicano al que nos refiriéramos 5, reinstalando como motores del cambio a las previsiones constitucionales comentadas, incluida la que fue fruto de la reforma operada por la Convención de 1994.

Así el artículo 10 de aquella primera Ley fue el paradigma de las normas reformistas, al haber autorizado expresamente al Poder Ejecutivo Nacional “...para disponer, cuando fuere necesario, la exclusión de todos los privilegios y/o cláusulas monopólicas y/o prohibiciones discriminatorias aún cuando derivaren de normas legales, cuyo mantenimiento obste a los objetivos de la privatización o que impidan la desmonopolización o desregulación de servicios”.

Dicha norma, a su vez, llegó a ser interpretada con amplitud -en la medida en que se orientaba precisamente a ratificar el principio de libertad de comercio e industria -cuando mediante su invocación se habilitó al PEN a disponer la desregulación de servicios cuando existan disposiciones “que atenten contra la libertad y fluidez de los mercados “

En el mismo sentido, el artículo 1º del Decreto 2284/91 reinstaló en el centro de la escena al principio general de la desregulación -o que es igual, el derecho a la libre iniciativa privada-, al dejar “...sin efecto las restricciones a la oferta de bienes y servicios..., las limitaciones a la información de los consumidores o usuarios de servicios sobre precios, calidades técnicas o comerciales, ...y todas las otras restricciones que distorsionen los precios de mercado evitando la interacción espontánea de la oferta y de la demanda” 6.

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Así al propio tiempo que se liberaban las trabazones de las actividades que de ordinario fueran prestadas por los particulares, el Estado comenzó a replegarse sobre sí, abandonando un protagonismo para el que no había demostrado cualidades.

En efecto, la citada Ley de Reforma del Estado Nº 23696 contenía también un severo programa de privatizaciones, acometidas por el PEN por sí o mediante la promoción de nuevas leyes-marco.

Las actividades definidas como Servicios Públicos estaban entre ellas.

Hubo que aguardar que la propia realidad doblegara ese primer falso dogma del Estado como encarnación de la idea moral y proveedor del bienestar terreno7.

Como bien señala Cassagne, “...el Estado como empresario público, que gestionaba directamente los distintos servicios, transformó la idea de servicio en un poder de dominación ejercido a través de las estructuras burocráticas de las empresas estatales, directamente aliadas con los sindicatos...Durante todo ese período la gestión estatal directa tuvo como notas comunes un abultado déficit de explotación, disminución de las inversiones necesarias, servicios insuficientes y de baja calidad; exceso de personal, mal trato al público en general y una situación de corrupción generalizada 8.

Esa intervención directa del Estado en la economía, a través de empresas de su propiedad que prestaban Servicios Públicos monopólicos, ha tenido por objeto (en teoría) la “función de bienestar” que en otros países correspondieron a las regulaciones de control 9.De allí que en nuestro país la privatización de esas empresas públicas de servicios -en la medida en que la actividad prestada configure un monopolio natural-, fue acompañada de un “marco regulatorio” en lugar de la consabida “desregulación” 10 .

Es aquella nota de índole “estructural” del servicio en cuestión la que explica esta última diferencia metodológica, aún cuando en una u otra situación el impulso vital de las actividades se asienta en la iniciativa privada (en competencia o regulada) frente al anterior esquema de burocratización estatal de las prestaciones.

En definitiva, estos cambios decisivos que nos tocan vivir -y que son en verdad revolucionarios- han convertido en regla de comportamiento aquello que, hasta el

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presente, habíamos tenido por excepción y, en un sentido inverso, han trocado en secundario lo que habíamos considerado principal.

Auguramos el éxito del modelo adoptado 11, en el que se confunden los principios de democratización política, de economía social de mercado y de subsidiariedad; a la búsqueda de una administración técnica pero participativa, despolitizada pero atenta al interés de la sociedad.

Correrá ello a la par del correlativo abandono del régimen Estatal publicista, expansivo y autocrático hasta el autismo, que ha precedido a aquel hasta desplomarse, y al que definitivamente debemos dejar en el pasado junto con las categorías del Derecho Administrativo que le correspondían.

2.- El Marco Regulatorio básico aplicable a las empresas que participan de la operación después de la privatización está contenido en la Ley del Gas promulgada en junio de 1992 y sus Decretos Reglamentarios.

La Ley del Gas y sus reglamentaciones tienen los siguientes objetivos:

Proteger los intereses del consumidor final. Promover mercados competitivos. Regular la oferta, el transporte y la distribución del gas. Asegurar una producción suficiente para cubrir la demanda doméstica. Establecer un régimen de tarifas comparable consistente con los patrones

internacionales en países con similares condiciones de mercado.

El Gobierno supervisa las actividades de la industria del gas natural a través del ENARGAS, que es el responsable de verificar el cumplimiento del Marco Regulatorio y de las condiciones contractuales aplicables a las empresas Prestadoras de los Servicios o relacionadas con el Sector involucrado. La autoridad regulatoria posee entre otras las siguientes facultades:

La emisión de reglamentaciones que gobiernen las actividades de transporte y la distribución del gas.

Evitar comportamientos de cartel, monopólicos o discriminatorios por parte de las empresas.

Aprobar el marco tarifario a aplicar para cada servicio. Controlar todos los aspectos relacionados con la operación técnica del sistema, y

normas de protección al medio ambiente.

3.- La ley 24.076 expresa, en su articulo lº:

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Artículo 1º: La presente Ley regula el transporte y distribución de gas natural que constituyen un servicio público nacional, siendo regidos por la Ley Nº 17.319 la producción, captación y tratamiento.

La Ley Nº 17.319 solamente será aplicable a las etapas de transporte y distribución de gas natural, cuando la presente Ley se remita expresamente a su normativa.

a) Servicio Público: breve desarrollo del concepto

La Ley establece su primer definición básica y liminar estableciendo el marco o ámbito de actuación general dentro de cuyos límites los distintos actores o sujetos deberán desarrollar su actividad. Expresa que el transporte y la distribución del gas natural constituyen un servicio público nacional.

El concepto de servicio público ha ido desarrollándose a lo largo de la historia, siendo concebido de distinta forma según las épocas y los autores.

Desde que el derecho administrativo comenzó a delinear sus propios caracteres como disciplina autónoma, en el Siglo XIX, la noción del servicio público adquirió notable relevancia, al punto que Jézé en Les Principes Géné raux du Droit Administratif (París, 1914) la reconoce como la piedra angular del Derecho Administrativo Francés.

Y es precisamente en Francia donde adquirió particular relevancia. En ese país, como corolario de la división de poderes, se estableció que los actos de la administración pública no podían ser juzgados por los jueces. Se creó entonces un Tribunal Administrativo, el Consejo de Estado, encargado de juzgar los actos del órgano ejecutivo.

Fue en la jurisprudencia del Consejo de Estado francés donde primeramente apareció el concepto de servicio público, como medio de establecer la competencia del Tribunal (véase arret Terrier, “Cons. d Etat”, 6 de febrero de 1903. Dalloz 1904.3.65. Sirey 1905.3.25 con nota de Hauriou).

A partir de entonces, la doctrina trató de encontrar un concepto unívoco de servicio público. La tarea no fue fácil y aún hoy se discute el verdadero alcance de la noción. Para la escuela de Burdeos, lo determinante del Servicio Público era el órgano que lo prestaba.

Así Duguit sostenía que: “El Estado es un conjunto de servicios públicos, es decir, actividades cuya prestación se debe asegurar, regular y controlar por los gobernantes,

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pues son indispensables para la realización y desarrollo de la interdependencia social” 12.

Jézé admitía, por su parte, que existían necesidades públicas que podían ser satisfechas por particulares. Entre nuestros autores, Bielsa participa de esta concepción del servicio público, que lo define como: “Toda acción o prestación realizada por la Administración pública directa o indirectamente, para la satisfacción concreta de necesidades colectivas, y asegurada esa acción o prestación por el poder de policía” 13.

Las características esenciales eran entonces: 1) Prestación por un órgano de la administración pública; 2) Satisfacción de un interés general (elemento finalista), y 3) Régimen especial de Derecho Público, administrativo en la especie.

Esta teoría no podía disimular que había necesidades públicas que eran satisfechas por los particulares y por eso Jézé concluye que son gobernantes los que en definitiva determinan voluntariamente cuáles servicios deben ser públicos.

Nace entonces la teoría de la función, en la cual ya no importa el órgano

que satisfaga la necesidad, reconociendo que aquélla puede ser satisfecha tanto por la Administración Pública, ya sea en forma directa o indirecta, como por los aquellos particulares que, sometidos a un régimen jurídico específico, ejerzan una actividad que trascienda la esfera privada beneficiando a la comunidad 14

Este concepto de la teoría de la función resultaba abarcativo de una gran cantidad de actividades que satisfacen necesidades públicas. Tan es así, que se comenzó a hablar de servicios públicos propio e impropios (farmacias, carnicerías, panaderías, etc.).

Vale decir que el concepto se extendía a actividades privadas, comerciales e industriales.

Para contrarrestar esta consecuencia, surgió la teoría según la cual, lo que caracteriza al servicio público es su presentación en forma monopólica.

Esto tampoco es determinante, porque existen actividades monopólicas que satisfacen necesidades públicas y que, sin embargo, no están sometidas a un régimen de servicio público.

b) La denominada crisis de la noción de servicio público.

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La dificultad de circunscribir los alcances del concepto de servicio público, unida a la creciente participación de la actividad privada en la satisfacción de necesidades públicas, hizo que se pensara en la inutilidad de fijar el concepto y la conveniencia de su supresión 15. Se pensó que los tres aspectos determinantes del servicio público admitían tantas excepciones que no podían señalarse como características propias del concepto.

La persona que presta el servicio, no siempre es el Estado directa o indirectamente, sino que existen otras entidades encargadas de prestar servicios públicos. En segundo lugar, no siempre el objeto del servicio es satisfacer una necesidad pública. Hay servicios que, por ejemplo, cumplen actividades de utilidad pública. Se añade que es un elemento subjetivo porque depende de la voluntad del legislador determinar cuándo existe esa necesidad pública.

Por fin, tampoco es el régimen de derecho público un elemento que siempre se asocie a la noción de servicio público. Así, las Empresas y Sociedades del Estado, desenvuelven un apreciable margen de actividad que es regido por el derecho privado.

c) La concepción actual del término.

La noción de servicio público no puede escindirse de la necesidad pública y de la de interés público.

El servicio público cumple un fin: el de satisfacer necesidades públicas. Esas necesidades públicas son la suma de las necesidades individuales de los hombres integrantes de la sociedad.

Precisamente, el hombre se ha agrupado para cubrir necesidades que solo no podía satisfacer 16. Y esa asociación de intereses y necesidades es previa aún a la conformación del Estado.

Desde antiguo el hombre se ha agrupado en comunidades para satisfacer necesidades del conjunto.

Las más primitivas tribus ya poseían una noción de servicio público.

Existen evidencias de que los más antiguos pueblos de la humanidad tenían organizado su sistema de riego y distribución del agua. Sin ir más lejos, en nuestro territorio ya las tribus comechingonas que ocupaban la zona de las sierras centrales,

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habían construído acequias y canales de riego. Esas construcciones eran de propiedad de todos y nadie podía apropiarselas ni invocar un derecho superior sobre ellas.

A medida que el hombre fue evolucionando, esas necesidades públicas se fueron modificando y siendo más complejas. Los hombres delegaron entonces en sus gobiernos la gestión y organización de los servicios públicos y la satisfacción de sus necesidades.

Esas necesidades públicas no surgen de la apreciación subjetiva del Legislador, sino que son previas a él.

El legislador podrá reconocer y dar carácter de norma jurídica a una situación fáctica preexistente, pero nunca cambiar la realidad a través de una Ley.

A nadie podría ocurrírsele que la provisión de agua potable podría dejar de ser un servicio público porque una Ley así lo dispusiera. El agua es un elemento vital para la vida del hombre y su provisión debe estar asegurada aun contra la voluntad de determinado gobernante.

Otros servicios públicos, como la electricidad y el gas, se han tornado esenciales por la evolución de la civilización. El suministro de energía eléctrica por ejemplo, comenzó como actividad comercial y se convirtió en una necesidad pública a medida que el hombre fue adquiriendo mayor dependencia de ella. Hoy es imprescindible y tiene el carácter de una necesidad pública esencial. Mañana quizás podrá ser sustituída por la energía eólica o solar, y volverá tal vez a ser una actividad comercial. Por ello, repito, será algo impuesto por el avance tecnológico, por la realidad en definitiva, y no por la sola voluntad del gobernante.

Esto quedó claro en nuestro país, con lo que ocurrió con las primeras compañías de electricidad. Los abusos en las tarifas, el deficiente servicio que prestaban, dieron lugar a que los usuarios se organizaran en cooperativas para tomar a su cargo la prestación del servicio. Es decir, fueron los propios usuarios los que comprendieron que se debía asegurar la provisión de energía eléctrica y la elevaron a la categoría de necesidad pública.

En cuanto al régimen exorbitante del derecho privado, consideramos que éste existió independientemente de la regulación específica.

Así la causa “Gómez C. Ferrocarril Central Córdoba “, la Corte Suprema de Justicia de la Nación, había reconocido la facultad del Estado de modificar las tarifas ferroviarias, rechazando la inmutabilidad de las cláusulas de la concesión so pretexto de que eran propiedad definitiva de las empresas 17-. En conclusión: la noción de servicio público es anterior al Estado. Este ha actuado como representante de los derechos de los usuarios.

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El interés público es la suma de una mayoría de intereses individuales coincidentes 18.

Los servicios públicos tuvieron un tratamiento diferenciado del derecho privado, aún antes de que existiera regulación específica al respecto.

Podemos sostener entonces que serán servicios públicos aquellas actividades que tiendan a satisfacer necesidades de bienestar y progreso de la mayoría de la población, y que para asegurar su normal prestación, se les reconoce preeminencia respecto del derecho de los particulares.

d) La titularidad de los servicios públicos

Como dijimos anteriormente, los servicios públicos son prestados por el Estado, directamente por sí o indirectamente por terceros a través de una concesión, licencia o permiso.

Pero el accionar del Estado se efectúa siempre por delegación de los usuarios, quienes, en definitiva son los titulares del servicio. De esto no puede existir duda alguna, son ellos los que requieren la satisfacción de una necesidad pública y los que en definitiva pagan por el servicio.

La complejidad de la vida social, unida al desarrollo tecnológico, ha hecho que el ciudadano común ya no pueda satisfacer individualmente todas sus necesidades. Por ello ha delegado en el Estado la tarea de procurarle aquellos servicios que resultan indispensables para su bienestar y progreso en el estado actual de la civilización

LOS OBJETIVOS DE LA LEY 24.076

Artículo 2º: Fíjanse los siguientes objetivos para la regulación del transporte y distribución del gas natural. Los mismos serán ejecutados y controlados por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS que se crea por el Artículo 50 de la presente Ley:

a) Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores;

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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 de acuerdo a lo normado en la presente Ley;

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.

Comentarios:

Como política general la LEY 24.076 fija una serie de objetivos de la regulación, que es responsabilidad del ENARGAS el tratar que se alcancen, para lo cuál organiza una estructura burocrática y funcional adecuada a las necesidades de su función, entre lo que se destaca su autarquía económico financiera, su capacidad para establecer reglamentos de funcionamiento de los prestadores y sus facultades de naturaleza jurisdiccional para hacer efectiva su capacidad de control y sancionatoria.

El primer y segundo objetivo expresan la principal preocupación del ENTE que es la defensa del consumidor y a su “derecho a obtener servicios de provisión de gas seguros y continuados a precios que resulten justos y compatibles con el mantenimiento

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a largo plazo de un servicio de tales características, tomando debida cuenta de la eficiencia y economía en la provisión del servicio” (R, art.2º (1)). Un formidable conjunto de exigencias en la operación del sistema, que representa la meta ideal al cual debe aquel orientar su acción

Complementariamente, la reglamentación ( art. 2 (7)) señala que “en ejercicio de sus facultades en relación al transporte y distribución del gas, incluyendo el cumplimiento de sus obligaciones de asegurar tarifas justas y razonables, el ENTE deberá tomar debida cuenta de (i) la necesidad de atraer nuevos capitales destinados a asegurar un servicio confiable, la expansión de los mercados y el mantenimiento adecuado de las instalaciones, y (ii) el derecho de los consumidores a acceder a un servicio seguro y de largo plazo.

El tercer objetivo busca establecer límites al poder monopólico del regulado, al mismo tiempo que ser equitativo en la consideración de sus obligaciones y derechos. Las condiciones que deberían satisfacer las tarifas, se aclaran cuando en la reglamentación se dice que el “ENTE propiciará los objetivos de la ley aplicando políticas que permitan, mediante las tarifas respectivas, el recupero de todos los costos razonables, incluyendo el costo de capital, a quienes operen eficientemente los servicios de Transporte y Distribución” (R, art.2º (4)). Sobre esta última parte se volverá más adelante.

Para incentivar la eficiencia y proteger el ambiente, el conjunto de precios debe evitar las señales adecuadas a los sujetos responsables de cada actividad, para que estos traten de reducir costos, eviten el derroche del recurso, se aproveche al máximo la capacidad instalada e incorporen a los precios las externalidades ambientales. Ello significa diseñar un sistema de precios que considera costos marginales ampliados (full MC), además de economías de escala y de alcance, de difícil cálculo, que representan un estado ideal al que se quiere llevar el comportamiento de la industria.

El quinto objetivo que aquí se menciona, es indudablemente un injerto -en la ley- que sólo se explica por la intención del legislador de no colocar en desventaja competitiva al sector industrial, apelando a un método de dudoso resultado -como el de la tarifa equivalente- cambiante, ineficaz y poco coherente con los otros objetivos y principios objetivos en la Ley 24.076, como la no discriminación, la prohibición de subsidios cruzados o no explícitos y la recuperación de costos.

CAPITULO IV -

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AUTORIDAD REGULATORIA:

1. Los Entes Reguladores en el escenario de las privatizaciones.

El fenómeno de la privatización, al abarcar la transferencia al sector privado de la gestión de los servicios públicos que antes prestaban empresas estatales , ha generado la necesidad de regular esas actividades para proteger debidamente los intereses de la comunidad.

El sistema que anteriormente rigió en la Argentina se caracterizó por la concentración de los poderes regulatorios en las propias empresas estatales prestatarias de esos servicios.

2. Configuración de los fines u objetivos.

Los respectivos ordenamientos legales establecen los fines específicos que persiguen las regulaciones. Ellos configuran y delimitan la competencia de los Entes Reguladores conforme al principio de la especialidad.

3. Los órganos directivos

Los Entes Reguladores deben poseer su dirección y administración a cargo de organismos colegiados, con Directores designados por el Poder Ejecutivo Nacional.

4. Control administrativo y judicial:

Control administrativo: recursos administrativos reglados.

Control judicial: sistemas de apelación directa. Al Órgano Judicial.

El sistema de Audiencias Públicas.

Sistemas de auditorias públicas y fiscales.

5. Cuestiones fiscales:

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Régimen especial y normas particulares.

CAPITULO V

SITUACION ACTUAL

1. Situación macro-económica argentina:

La Ley de emergencia económica. Proceso de devaluación y pesificación de la moneda. Proceso de renegociación tarifaria y contractual – reformas a los contratos de

licencia. Garantias para los Prestadores. Prospectiva.

IMPACTO EN EL SECTOR REGULADO DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL DE LAS RECIENTES MEDIDAS ECONOMICAS GENERALES DEL GOBIERNO NACIONAL ARGENTINO:

a) La crisis económica y su repercusión directa en la economía del servicio publico de transporte y distribución del gas natural y de sus prestadores.

Antecedentes previos a las medidas generales que preanunciaban la crisis:

1) Tema del ajuste tarifario por aplicación de índices internacionales (PPI);

2) La cuestión del subsidio para los consumos patagónicos;

3) Reclamos fiscales de provincias y municipios al margen del marco regulatorio COMENTARIO GENERAL:

La crisis del sector energético regulado de la economía nacional vino precedida, desde el año 1999, por tres cuestiones que, por su importancia económica, preanunciaban un profundo cambio en la concepción Gubernamental respecto de los derechos de las empresas prestadoras de los Servicios Públicos mencionados en el presente y de la protección que el Estado Nacional debe brindar a este Sector.

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Así las Empresas debieron afrontar acciones administrativas y judiciales que, contradiciendo claras normas del Marco Regulatorio, negaron derechos adquiridos, con diferentes argumentos de naturaleza política o interpretativa que hicieron lugar a reclamos económicos de jurisdicciones provinciales o municipales o de asociaciones de consumidores.

Tales cuestiones, arriba mencionadas, se sucedieron contemporáneamente con el cambio gubernamental operado en el Estado Nacional y preanunciaron los problemas que se sucederían en el futuro cercano ante la distinta concepción económica de las nuevas autoridades Argentinas.

LA CUESTION RELACIONADA CON EL AJUSTE POR P.P.I.:

El tema de este ajuste tarifario, se destaca nítidamente como el más importante de ellos, no sólo por los montos económicos en juego sino por la trascendencia de los principios involucrados. Las decisiones adoptadas revelan, con total certeza, el intento de modificar, unilateralmente, un principio liminar de la regulación, cuál es el de la utilización de una moneda estable como referencia para la estructuración del régimen tarifario, verdadera columna vertebral del sistema económico de las Licencias. Por su trascendencia e importancia es necesario recordar que en el Marco Regulatorio Argentino el sistema de ajuste de tarifas por P.P.I. tiene las siguientes características esenciales: - Jerarquía Legal: Fue establecido por el Art. 41 de la Ley del Congreso Nacional Nº 24.076 - Formó parte del Pliego de Condiciones: con el que se licitó el sistema Argentino y sobre cuya base se convocó a los Inversores Internacionales en los Concursos Públicos llamados a ese fin. - Reglamentado en el punto 9.4.-9.4.1.1. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución: Es decir forma parte del Contrato fundacional de cada Distribuidora. - Ha sido aplicado pública y pacíficamente por el Ente Regulador y las Licenciatarias durante el tiempo de vigencia de las respectivas Licencias. - No puede ser modificado unilateralmente por el Otorgante. (Art. 18.2 de las RBLD).

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- Tampoco podrá ser modificado por ningún otro instrumento legal: salvo una reforma del Art. 96 de la Ley 24.076. Ese artículo establece que en el caso de conflicto normativo entre la Ley N' 24.076 y otras leyes siempre prevalece la Ley N' 24.076.

- El sistema de ajuste por PPI es base fundacional del Marco Regulatorio Argentino, integra un sistema especial y específico garantizado por Ley del Congreso que impide su modificación unilateral por cualquier, disposición legal o administrativa no específica.

B) RECIENTES MEDIDAS ADOPTADAS POR EL GOBIERNO NACIONAL SOBRE LA BASE DE LA DECLARACIÓN DE EMERGENCIA ECONÓMICA:

CONTENIDOS: LA LEY DE EMERGENCIA ECONÓMICA: DEVALUACIÓN ASIMÉTRICA Y DEVALUACIÓN GENERALIZADA. MODIFICACIÓN UNILATERAL DEL MARCO REGULATORIO Y DE LOS CONTRATOS DE LICENCIA.

* En el marco de la Ley 25.561 de Emergencia Económica:

La ley de emergencia aquí mencionada, dejó sin efecto a partir de la fecha de su sanción:

(i) toda cláusula de ajuste en dólares o en otra divisa extranjera;

(ii) toda cláusula indexatoria basada en la aplicación de índices de otros países

iii) todo otro mecanismo indexatorio; fijando los precios y tarifas resultantes de la aplicación de dichas cláusulas a la relación 1 peso = 1 dólar.

Ello provocó, de por sí, una grave afectación a los derechos de las Licenciatarias de Gas cuyas tarifas se hallaban establecidas en dólares, siendo sólo expresadas en pesos a los efectos de su percepción por las prestadoras y pago por los usuarios, de acuerdo a las previsiones de los artículos 37 y ss. de la Ley 24.076 y de su Reglamentación aprobada por Decreto 1.738/92, así como del punto 9.4 de las Reglas Básicas de la Licencia, aprobadas por Decreto 2.255/92.

El Artículo 8° de la Ley de Emergencia, produce de por sí, una grave afectación, al dejar sin efecto los mecanismos de ajuste o redeterminación de las tarifas en base a indicadores de mercado internacional, estableciendo la relación 1 peso = 1 dólar, sin establecer un procedimiento que, a partir de la aplicación de la metodología vigente permita al licenciatario, cuya inversión fue realizada en dólares, la cobertura de sus costos y el justo ingreso para diseñar convenientemente el retorno de la inversión hecha en el sistema de Transporte y Distribución de Gas Natural Argentino.

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Las empresas prestatarias de obras y de servicios públicos, quedaron desprotegidas frente al nuevo régimen, haciéndose recaer, hasta ahora, sobre ellas todo el peso de la emergencia, en una situación de sacrificio especial que le es impuesto por sobre el común de la sociedad y que en razón del servicio público que brindan, no tienen la obligación ni la posibilidad de soportar.

El daño producido a las empresas operadoras de servicios públicos y a las sociedades inversoras titulares del capital accionario, al igual que a sus inversores nacionales y extranjeros, como consecuencia de la abrupta ruptura de la paridad y la fijación de un nuevo factor de convergencia, en modo alguno es comparable con el que finalmente se produce como consecuencia del dictado del Decreto 214/02.

En el marco del Decreto 214/02

El Decreto 214, de fecha 3 de febrero de 2002, denominado de “pesificación de la economía”, dispone la conversión a pesos de las obligaciones de dar sumas de dinero de cualquier causa u origen, expresadas en dólares estadounidenses u otras monedas extranjeras, existentes a la sanción de la Ley N° 25.561 (Artículos 1° y 8°).

La relación que se establece para la conversión de los depósitos es de 1 dólar = 1,40 pesos (Art. 2°) y para las deudas, es de 1 peso = 1 dólar (Art. 3°).

A tales obligaciones (depósitos y deudas) se les aplicará, a partir del dictado del decreto, un Coeficiente de Estabilización de Referencia ( CER), que publicado por el Banco Central (y que no es otro que una suerte de variación del índice de precios al consumidor publicado por el INDEC, que antiguamente se utilizaba para actualizar las obligaciones de dar sumas de dinero).

Este Decreto establece, además, que no se deroga lo establecido por los artículos 7° y 10 de la Ley 23.928, en la redacción establecida por el artículo 4° de la ley 25.561, prohibiendo los ajustes y variaciones de precios para deudas contraídas con posterioridad a su dictado.

Como comentario general a este capítulo cabe mencionar que las modificaciones comentadas representan el final del proceso de modificación unilateral de las normas fundantes de la regulación antes mencionadas (ppi), y que se relacionan con el deseo de las autoridades que lo dispusieron de revalorar la intervención creciente del estado en la economía.

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IMPACTOS DE LA PESIFICACION Y CONGELAMIENTO DE LAS TARIFAS DE LAS EMPRESAS PRESTADORAS DEL SERVICIO PUBLICO DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS

NATURAL:

Como consecuencia de la vigencia de la ley de emergencia económica antes citada, nº 25.561, que estableció la pesificación y el congelamiento de las tarifas, las empresas reguladas de gas natural debieron soportar – a partir del mes enero de 2002 – un incremento inusitado de costos operativos al ritmo de la inflación, con fuertes incrementos de los precios de sus insumos, importados y nacionales, con un régimen tarifario congelado.

Además, las empresas deben hacerse cargo de las perdidas que provoca este retraso y absorber el aumento de la morosidad e incobrabilidad, soportar el aumento de los insumos y asumir el pago de compromisos externos por valor de 2400 millones de dólares.

Los márgenes regulados incluidos en las tarifas residenciales bajaron en términos reales desde 1992 hasta el momento de la devaluación, comparados con el costo de vida (índice de precios al consumidor). Las tarifas industriales efectivamente abonadas registraron un descenso aún mayor, por los descuentos adicionales aplicados sobre los precios máximos autorizados.

Merced a esta distorsión en los valores, hoy el gasto en gas natural de una familia tipo en argentina se traduce en cifras menores lo que sumado a los impuestos y cargos que debe abonar cada usuario se convierte en una cifra muy poco retributiva de los reales costos de los distribuidores.

De tal manera que lo que se gasta en gas en un hogar, diariamente, es un valor mínimo no alejado de las posibilidades de cualquier familia argentina, pero que termina beneficiando inequitativamente a aquel sector de la sociedad con capacidad contributiva capaz de soportar mayores tarifas que compensen la distorsión antes apuntada.

Consecuencias inmediatas y perspectivas de mediano y largo plazo:

La persistencia de las medidas económicas y políticas antes descriptas, representan el consiguiente riesgo de que produzcan, entre otras, las siguientes consecuencias:

Afectación de los planes de inversiones genuinas para modernización y crecimiento del Sector.

Impacto en la calidad del servicio

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Eventual reclamo de inversores internacionales en el sector, ante tribunales u organismos de arbitraje internacional (caso del Ciadi) por aplicación de los tratados internacionales suscriptos por la argentina para la defensa y protección de la inversión extranjera.

CONCLUSION FINAL;

Como conclusión final de este capítulo podemos afirmar que el atraso tarifario, producto del congelamiento de precios para el sector, y la suspensión unilateral, dispuesta por las normas gubernamentales, de la aplicación de cláusulas de ajuste contractual y legalmente previstas, ponen a las empresas de Transporte y Distribución de Gas Natural en una situación que encierra riesgos ciertos para el sistema.

Quienes habrán de sufrir las consecuencias mas negativas en esa eventualidad son los usuarios cautivos del sistema.

Por tal razón las compañías Transportistas y Distribuidoras, así como el Estado Nacional – en su calidad de Organo Concedente para la prestación de estos Servicios Públicos - deberán ser conscientes de la necesidad de diseñar alternativas creativas para adecuar las tarifas aplicables a los sectores de menores ingresos (Régimen de Tarifa Social), pero en el marco de una readecuación tanto en las tarifas residenciales de alto consumo como para las industriales.

LA APELACIÓN A LA JURISDICCIÓN ARBITRAL INTERNACIONAL:

Por la importancia y trascendencia de las cuestiones planteadas conforme lo mencionado en los capítulos precedentes, es conveniente hacer una breve referencia a la eventual intervención de Árbitros Extranjeros, conforme lo que se menciona a continuación.

A fin de generar confianza en el país y promover el ingreso de inversores extranjeros, el Gobierno Argentino promovió oportunamente la suscripción de diversos tratados tendientes a intensificar la cooperación económica entre los estados y crear condiciones favorables para las inversiones extranjeras en nuestro país y argentinas en el extranjero.

Entre los Tratados de Protección y Promoción Recíproca de Inversiones suscriptos se destacan los firmados con Francia (ley Nº 24.100), España (ley Nº 24.118), Italia (ley Nº 24.122), Estados Unidos (ley Nº 24.124), Canadá (ley Nº 24.125), Gran

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Bretaña (ley Nº 24.184), Bélgica y Luxemburgo (ley Nº 24.123), Suiza (ley Nº 24.099), Suecia (ley Nº 24.117), los Países Bajos (ley Nº 24.352), Austria (ley Nº 24.328), Hungría (ley Nº 24.335), Polonia (ley Nº 24.101), Egipto (ley Nº 24.248), la República Popular China (ley Nº 24.325), Turquía (ley Nº 24.340) y Chile (ley Nº 24.342).

A fin de alcanzar el objetivo perseguido, los tratados mencionados: i) definieron como inversión a los activos tales como bienes, derechos o intereses de cualquier naturaleza;

II) extendieron la protección a las ganancias de las inversiones y sus reinversiones, y

III) establecieron como única forma de privar a un inversor extranjero de su inversión a la expropiación pública, previo pago del valor del bien expropiado a precio de mercado.

Tales convenios prevén expresamente la posibilidad de someter los conflictos que se presenten a la jurisdicción nacional o a arbitraje internacional ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (C.I.A.D.I.) ó un arbitraje “ad-hoc" de acuerdo con las reglas de arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (C.N.U.D.M.I.).

SEGUNDA PARTE:

Situación actual del mercado de comercialización de Gas Natural. Recientes medidas adoptadas por el poder ejecutivo nacional destinadas a regular el mercado y ordenar el proceso comercial.

BREVE COMENTARIOS A LAS NORMAS QUE REGULAN EL ACTUAL DESARROLLO DEL MERCADO NACIONAL DEL GAS NATURAL

DECRETOS DEL PODER EJECUTIVO NACIONAL Nº 180 Y 181

RESOLUCIONES Nº 599/07 Y RESOLUCION Nº 1410/10.

Comentario Introductorio:

Luego de iniciado el proceso de unbundling (Dec. 180 y 181) en la Industria del Gas Natural en Argentina, se puso en vigencia una nueva regulación del abastecimiento a las necesidades de los consumidores.

Pero esta nueva regulación se desarrolla en medio de un proceso restrictivo en materia de disponibilidad de producto por reducción drástica en la producción y reservas nacionales.

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Para ello dictaron numerosas disposiciones de diferente jerarquía normativa.

Muchos de ellos fueron Decretos del Poder Ejecutivo Nacional, Resoluciones de la Autoridad Regulatoria y muchas veces instrucciones en forma de Notas dirigidas a Productores o Distribuidores.

De esa manera surgen los Decretos básicos, Nº 180 y 181, y Resolución 599 del año 2007 y su actual modificación ampliatoria la Resolución Nº 1410/10.

Puntos relevantes de los decretos 180-04 y 181-04

Decreto 180/04

Creación de un Fondo Fiduciario para Expansión del Sistema (Tit. I)

A reglamentar por Ministerio de Planific. Federal (MPF) de afectación específica al sistema de gas

Compuesto por: a) cargos tarifarios; b) programas especiales de crédito y c) aportes específicos de beneficiarios

Riesgo de discrecionalidad en la selección de inversiones

Creación del MEG (Tit. II)

Mercado Electrónico de Gas

Administrado por Bolsa de Comercio u otra sociedad anónima creada al efecto

Coordinar centralizadamente todas las transacciones vinculadas a mercados Spot y secundario de T y D (art 6)

SPOT: capacidad disponible no nominada = Los titulares o disponentes de capacidad de transporte firme, cualquiera sea la modalidad regulatoria del sistema de transporte respectivo, deberán comercializar toda su capacidad disponible no nominada acorde a las Pautas de Despacho, a través del MEG. podrá tener como objetivo la determinación de precios por mecanismos distintos de la libre interacción entre la oferta y la demanda en ámbito competitivo y transparente

Operación del mercado de Gas, de Transporte y de Distribución

Operación de mercados de plazo diario o inmediato: spot = 1 día o menos

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(Art 6) todos los consumidores de gas tienen derecho a comercializar el gas adquirido en el MEG.

Información y operación en tiempo real

Telegestión del despacho y movimiento de gas

Precios y Orígenes del GN

Volúmenes, plazos, cantidad máxima diaria.

Condiciones de ToP y DoP, cláusulas de re-call

Obligación de publicar todos los contratos

Modificación Condiciones especiales del servicio GU Transporte ID e IT

Ahora No se resta el transporte a la tarifa de Venta ID (anexos I y II) el margen de distribución será similar al de los servicios FD y FT respectivamente

Modificación Condiciones especiales del servicio GNC

Todas las GNC podrían pasarse a GNC ID

Venta Firme GNC: deja de ser Ininterrumpible, es firme cortable en emergencia y comienza a pagar reserva de capacidad

Venta Interrumpible GNC: el cliente debe pagar el mecanismo de telemedición y corte a distancia

Autorización a usuarios a vender su capacidad contratada sin consentimiento de Disco

Los usuarios que contratan servicios con su distribuidora zonal, en donde se observan cargos por reserva de capacidad, obligaciones de tomar o pagar u otras equivalentes, estarán autorizados a revender el servicio recibido en el punto de entrega del sistema de transporte correspondiente (“city gate”), sin necesidad de aprobación de dicha distribuidora zonal (art 26)

Nuevo reglamento de mecanismos de cortes

Los contratos por los que un cliente se compromete a ceder un cierto volumen de gas a una distribuidora durante determinada cantidad de días del año, a opción de la distribuidora, se considerarán como interrumpibles a los efectos de las restricciones y cortes de suministro.

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Autorización para poseer una comercializadora de gas como sociedad controlada

El único objeto social será la comercialización de gas (Art 28)

Bajo la forma de SA

La SSEE podrá establecer límites a la participación en el área de su distribuidora controlante

La SSEE podrá establecer límites a la participación sobre los distintos mercados de gas y transporte

Reduce los Ininterrumpibles sólo serán ininterrumpibles los R, SDB y P

del 1° y del 2° escalón de consumo (art. 31)

Decreto 181-04

Pass through automático del gas adquirido en el MEG

el precio del MEG se debe utilizar directamente para el punto 9.4.2.2. de las RBLD (art 8)

Segmentación de la Tarifa Residencial

Apertura en tres segmentos (art 10):

R1. Hasta 500 m3/año

R2: de 501 a 1000 m3/año

R3: más de 1000 m3/año

Segmentación de la tarifa P

Apertura de los segmentos tarifarios con dos escalones de precio de gas (art 11):

P1 y P2: igual precio de gas

P3: > de 9000 m3/fact: precio de gas > que P1 y P2

Abre la puerta a cualquier modificación

todas las compras y ventas de gas natural deberán hacerse en el MEG, cualesquiera sean las partes contratantes (art 6)

se faculta a la SSEE para reglamentar la compra y venta de gas entre productores, y entre ellos y empresas controladas o vinculadas a los mismos, dedicadas a la comercialización de gas natural (art 12)

PUNTOS RELEVANTES DE LA RESOLUCIÓN 599/2007

Esa Resolución dispuso la normalización de precios de gas en boca de pozo homologando el acuerdo formalizado entre la Secretaría de Energía de la Nación, con

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los productores Nacionales de gas natural, para su suministro al mercado interno durante el período 2007-2011.

Su objetivo central es asegurar la satisfacción de la demanda doméstica.

Prevé la asignación de volúmenes de producción de gas natural a entregar por cada productor en cada cuenca a fin de abastecer la demanda del mercado interno en el siguiente orden de prelación: consumo doméstico, GNC, centrales eléctricas, industrial y RTP (Retención Térmica de Planta). El remanente se destinará a la exportación.

Procuró “asegurar” volúmenes de suministro de gas para todos los sectores.

De los términos de la Resolución que comentamos han surgido varias imprecisiones y errores de apreciación en el desarrollo futuro del Mercado.

Ellos son;

• La demanda se calculó en base al perfil existente en el año 2006, que incluyó un invierno cálido.

• La oferta de los productores que los obliga a cumplir con las “cuotas” asignadas en la misma Resolución - se calculó en base a la producción del período 2001-2004, lo que implicó asumir valores irreales de Producción en el Mercado para varios productores incluyendo YPF, Ello reduce la oferta en entregas obligatorias al Mercado, creando una importante distorsión.

• No obstante ello, casi todos los productores relevantes firmaron o adhirieron a este acuerdo.

Resumen;

Segmentación de la Tarifa Residencial

Apertura en tres segmentos (art 10):

R1. Hasta 500 m3/año

R2: de 501 a 1000 m3/año

R3: más de 1000 m3/año

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Segmentación de la tarifa P

Apertura de los segmentos tarifarios con dos escalones de precio de gas (art 11):

P1 y P2: igual precio de gas

P3: > de 9000 m3/fact: precio de gas > que P1 y P2

Abre la puerta a cualquier modificación

todas las compras y ventas de gas natural deberán hacerse en el MEG, cualesquiera sean las partes contratantes (art 6)

se faculta a la SSEE para reglamentar la compra y venta de gas entre productores, y entre ellos y empresas controladas o vinculadas a los mismos, dedicadas a la comercialización de gas natural (art 12)

RESOLUCIÓN ENRG 1410/10, NUEVAS PAUTAS DE DESPACHO

• DISPONE:

• Programación de abastecimiento de Demanda Prioritaria. Ordena y prioriza la solicitud de la demanda prioritaria (R, P y GNC) en gas y transporte hasta su necesidad total. La Distribuidora podrá contar con todo el gas faltante entre la 599 y su demanda diaria real ello para garantizar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria.

• Esquema de restricciones, reprogramaciones y redireccionamientos. Las confirmaciones al resto de la demanda debe considerar los mínimos técnicos, velocidad de corte, escalonamiento y combustible sustituto.

• Indica el orden de confirmación de productores al resto de la demanda:

1° GNC; 2° P3; 3° Gran Usuario, Plantas tratamiento, Usinas; 4° Exportación

• Ordena el flujo de información entre todos los actores, control del desvío por grupo de clientes.

• IMPACTO PREVISTOS POR ESTA NUEVA RESOLUCION EN LOS MERCADOS DE CONSUMO:

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Garantiza el gas para demanda prioritaria, y formaliza los redireccionamientos para el R, P y GNC.

Efectiviza los cortes a partir de la Oferta, mecanismo complejo de Implementar, ya que se halla genéricamente descripto. Por ello se estima que el Comité de emergencia seguirá determinando los cortes a partir del proceso de satisfacción de la Demanda Prioritara.

Por otro lado se ha comenzado a analizar, entre los comercializadores y consumidores la posibilidad de que la industria tome Gas Plus para cubrir su mínimo técnico

La Resolución no se refiere al tema ni garantiza la continuidad del servicio en época invernal a las industrias que contraten todo su consumo con Gas Plus. Ello implica otorgar al abastecimiento con Gas Plus el mismo tratamiento de corte, lo que constituye una actitud de poca incentivación a la contratación de esa modalidad de producción que posee niveles de precios actuales muchos más altos que los precios del mercado común

Existen puntos grises en esta resolución que aun continúan sin ser explicitados en su contenido y forma de aplicación.

Conclusiones a este capitulo :

La disponibilidad de gas nacional plantea para el mediano plazo una progresiva declinación de su producción, que puede atenuarse en base a incentivar la exploración y el desarrollo de formaciones de gas no convencionales, (Tight Gas-Shale Gas - Coalbed, etc).

En estos casos se imprescindible saber que el producto de estos planes y técnicas nuevas solo son posibles con ingentes inversiones que requieren una estructura económica de plazos, precios y condiciones técnicas de desarrollo que cambian sustancialmente la ecuación económica.

Ello se verá reflejado en los precios del producto en el P.I.S.T. ( Punto de Ingreso en el Sistema de Transporte) que tendrán un aumento significativo respecto de los precios actuales.

La Argentina tiene desafíos energéticos crecientes:

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Declinación de producción

Ausencia de una estrategia coherente en materia de tarifas y precios del Gas Natural producido.

Demanda eléctrica creciente

Riesgo; La ajustada situación energética del País, es un tema político y mediático, que al trascender los aspectos técnico económicos amenaza en convertirse en temas sin soluciones coherentes y razonables.

Es importante contribuir a una solución en un plano profesional, y no solo político sectorial.

La dependencia del gas natural para mantener abastecidas las necesidades del mercado Nacional, obligará a incentivar la producción local e insistir en la importación de LNG y gas de Bolivia, a precios inconvenientes para la realidad nacional.

Se advierte, cada vez más, la necesidad de cambio de la Matriz Energética Nacional, incorporando abastecimientos con energías alternativas. Pero con la convicción que no habrá resultados prácticos antes de 7/10 años, siempre que se adopte una estrategia nacional o política de estado para el mediano y largo plazo.

Puja clave por el gas entre el Sector Industrial y el de Generación Eléctrica, aún no resuelta a nivel de Gobierno

La Argentina se encamina a costos de energía crecientes con guarismos desconocidos, hasta el presente, para la historia del país

Es difícil prever cambios profundos y cercanos, en las políticas energéticas Gubernamentales, ante la falta de claridad y de ideas, lo que genera confusión en el Gobierno y en la oposición.

Las empresas requerirán un permanente proceso de monitoreo de la situación real, obrando con parámetros de operación flexibles y procurando una constante adaptación a la intervención y participación Gubernamental en las decisiones de ordenamiento de los Mercados de abastecimiento y de Consumo.

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La cuestión ambiental exige una participación creciente en las decisiones del Sector, procurando el bienestar de las futuras generaciones de argentinos que tienen el derecho a vivir en un ambiente sano y protegido de las afectaciones provenientes de los combustibles fósiles.

4. Lecciones aprendidas:

No obstante la crisis económica y política sufrida por la comunidad nacional en los años 2000/2001 y sus consecuencias posteriores, el sector energético regulado argentino, mantiene sus parámetros operativos de prestación de los servicios vigentes y bajo un razonable control.

o Una de las razones de esta realidad es que la crisis no se ha generado intra sistema. es decir, por falencia de alguno de los parámetros constituvos del marco regulatorio o de la organización de la Industria..

o Sino que se ella se ha gestado extra sistema, ocasionada por medidas económicas generales que irrumpieron en la organización de la industria provocando una abrupta incidencia negativa para el equilibrio económico financiero interno del sector.

Un ejemplo de ello ha sido la redefinición del régimen tarifario al disponerse, por ley del congreso pero en contra de los marcos regulatorios, la transformación de los cuadros tarifarios cambiando la moneda de cálculo, el dólar estadounidense, por la moneda argentina. con iguales expresiones nominales ( uno a uno) pero con valores intrínsecos absolutamente distintos y devaluados respecto del dólar.

A ello se llego por el proceso devaluatorio asimétrico de la amoneda. La principal lección aprendida es la de la necesidad del respeto por los compromisos

asumidos, la seguridad jurídica y la protección del inversor .A estos efectos se debe tener presente que estas compañías inversoras, luego de haber

arriesgado ingentes cantidades en el sector para la mejor prestación del servicio, aposto a la seguridad de la promesa estatal para el recupero de dichos fondos.

Hoy asistimos al riesgo que esta situación de incumplimiento de esas promesas, se prolongue sin solución cierta en un plazo razonable, provocando daños irrecuperables a las empresas, inversores y consumidores.

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Anexo I

RESOLUCIÓN ENARGAS Nº 1410/10 PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DEL DESPACHO DE GAS NATURAL

B.O. 04/10/10 -

Introducción:

El 4 de octubre de 2010 el ENARGAS, dictó la Resolución 1410 por la que la Autoridad Regulatoria interviene en los temas vinculados al abastecimiento de gas al sistema nacional, a través de un reordenamiento integral de las pautas para el despacho y el redireccionamientos de los flujos producidos.

Como lo expresa en reiteradas oportunidades ese documento, la Autoridad procura, con este nuevo ordenamiento, una distribución más ajustada y equitativa de la Producción Nacional disponible y de los volúmenes de gas natural importados.

Esta regulación aparece como necesaria, visto el constante incremento de los consumos de gas – imposible de contener dada su influencia en el crecimiento económico argentino - y la permanente caída de la producción nacional con una disminución alarmante de las reservas comprobadas.

Estas circunstancias generan la necesidad de una constante vigilancia e intervención Regulatoria para procurar la mejor participación de los usuarios en estas operaciones ante el panorama de los próximos meses que se avizora como afectados por una escasez sobreviniente.

1) Objetivos y estructura de la Resolución:

Antecedentes:

En virtud de las facultades otorgadas por la ley 24.076 al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) dictó la Resolución 716 de fecha 10 de setiembre de 1998, aprobatoria del Reglamento Interno de los Centros de Despacho

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Dicho reglamento, actualmente vigente, tiene como objetivo fijar los procedimientos para la Administración del despacho Nacional de gas natural, modificando a su vez los modelos de Pautas para la Administración de Despachos anexas a los Reglamentos de Servicio de Transporte y Distribución que originalmente integraban el núcleo normativo del sistema privatizado.

La sanción de estas normas, destinadas a la regulación de los despachos de gas, tiene como objetivo el funcionamiento más ordenado y eficaz del sistema de abastecimientos de gas en un ambiente de libre acceso y no discriminación procurando garantizar la calidad y continuidad del servicio público de transporte y distribución de gas en todo el territorio nacional.

De esa manera se procuraba evitar las crisis recurrentes que afecten a los sistemas de transporte y distribución en los días de máximo consumo, intentando preservar el derecho de los clientes con servicios no interrumpibles, con una metodología de gestión que se estima más eficiente, con el objetivo de preservar el abastecimiento de servicios de acuerdo a sus prioridades, evitando las situaciones críticas de los sistemas.

Para ello se establecieron pautas para la prestación del Servicio tendientes a una mayor seguridad, confiabilidad y velocidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución de gas natural.

Que de lo expuesto resulta claro que el Reglamento Interno de los Centros de Despacho aprobado por Resolución ENRG Nº 716/98, resuelve las responsabilidades de las transportadoras y cargadores respecto de la prioridad que debe imponerse para anteponer el objetivo global de los sistemas de transporte y distribución a cualquier otra consideración operativa y comercial, únicamente sobre las cuestiones atinentes al transporte y distribución de gas.

Pese a este reordenamiento que a partir de las situaciones que se vienen observando en el sistema, relativas a la administración de gas en boca de pozo, se hace manifiesto que dicha reglamentación no es abarcativa de la totalidad del sistema.

En el año 2004 por Decreto 181 el PEN otorgó facultades a la SECRETARIA DE ENERGIA para resolver cuestiones vinculadas al destino del gas en boca de pozo, Y ello a fin de procurar las condiciones óptimas para el abastecimiento interno, y satisfacer de esa manera la Demanda Prioritaria.

En cumplimiento de esa normativa, la SECRETARIA DE ENERGIA, arribó a un acuerdo con los productores de gas natural que fue homologado por la Resolución Nº 208 del 21 de abril de 2004 del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS y posteriormente, por Resolución SE Nº 599/07, la SECRETARIA DE ENERGIA homologó el ACUERDO CON PRODUCTORES DE GAS NATURAL por el período comprendido entre los años 2007-2011. Este Acuerdo está actualmente vigente.

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No obstante estos antecedentes, las Autoridades Regulatorias han creído. necesario un mecanismo que permita una mejor administración del fluido en relación a su demanda creciente considerando las prioridades para su uso, las que surgen de las disposiciones de las Leyes 24.076 y 17.319 y la reglamentación de las mismas, y particularmente de los Decretos Nº 180/04 y Nº 181/04.

Por otra parte las Autoridades de la Secretaria de Energía y el Ente Regulador, han apreciado que ello resulta necesario debido a que en una multiplicidad de situaciones observadas se puede apreciar que, disponible una razonable capacidad de transporte en el sistema, la cuestión principal se centra en la administración del gas natural producido y disponible en cabecera de los gasoductos de transporte.

Para lo cual resultaría necesario contar con una reglamentación sobre el despacho operativo de gas, que permita una gestión integradora del manejo del gas de boca de pozo, el Transporte y la Distribución, y su despacho desde el punto de inyección en cabecera de gasoducto Troncal, aunando las reglamentaciones de ambas Autoridades de Aplicación con las modificaciones del caso que sean necesarias para lograr este objetivo.

Debido a las razones expuestas, la Resolución analizada aprobó el “PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS”, como anexo a ella.

Los considerandos de la Resolución manifiestan que el ENARGAS señaló en su oportunidad que “este instrumento debe ser una herramienta de despacho técnico que propenda a mantener el Sistema en las óptimas condiciones operativas en cualquier escenario de oferta y demanda, con las situaciones cambiantes que han podido observarse, independizándose de las cuestiones económicas de los actores, que deben resolverse en un ámbito distinto al operativo”.

Continúan aclarando los considerandos que por Nota SE Nº 5773/10 de fecha 9 de setiembre de 2010, la Secretaria de Energía compartió el criterio sustentado por el ENARGAS en el sentido de que “se hace necesario lograr un adecuado y pronto equilibrio entre la capacidad de transporte existente en el territorio nacional, la inyección de gas natural ya sea que provenga del mercado interno y/o externo y el crecimiento de la demanda de dicho combustible”.

Además de ello se debe tener en cuenta que dichas variables se consideran factores relevantes de la operatoria del despacho de gas natural, y que en situaciones de criticidad entre cualquiera de los sujetos de algún modo vinculados a la industria del gas natural, dichas decisiones necesitan ser oportunamente adoptadas con un proceso unificador de las mismas.”

Para ello la Secretaria de Energía aprobó el mencionado reglamento y encomendó su aplicación al ENARGAS, señalado que será dicho Ente el que proceda a instrumentar las comunicaciones e instrucciones primarias a productores, comercializadores y en general vendedores de gas natural en aquello estrictamente vinculado al despacho de gas natural—”.

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Por todo lo expuesto el “PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS”, regirá la actividad de los sujetos de la industria del gas comprendidos dentro de las Leyes 24.076 y 17.319, complementando las disposiciones de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho aprobados mediante la Resolución ENRG Nº 716/98.

2.- Procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control del despacho del gas

I. Objeto y Alcance

Los siguientes procedimientos del despacho de gas natural, regirán la actividad de los sujetos de la industria del gas regidos por las Leyes Nº 17.319 y Nº 24.076 complementando las disposiciones de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho aprobados mediante la Resolución ENARGAS Nº 716/98.

El objeto es:

Complementar las pautas de despacho vigentes ante el escenario de demanda y capacidad de transporte superiores a la oferta de gas natural, y;

Preservar la operación de los sistemas de transporte y distribución priorizando el consumo de la demanda prioritaria: R, P servicio completo y SDB servicio completo.

I - Condiciones de aplicación:

Este procedimiento será de aplicación en la medida que se verifiquen las condiciones indicadas en el párrafo anterior.

En el mes de marzo del año 2011 se realizará la evaluación final de los resultados obtenidos, realizando los ajustes que se estimen convenientes, sin perjuicio de todo otro ajuste que pueda haber sido necesario realizar con anterioridad.

En caso de conflicto entre el presente y la Resolución ENARGAS Nº 716/98, (funcionamiento de los Centros de Despacho) la última quedará supeditada a lo que se establece en la presente normativa.

Este procedimiento se compatibiliza con las disposiciones de las Res. SE Nº 599/2007 y SE Nº 1146/2004, y normas que las reglamentan y complementan.

II. Definiciones

Distribuidoras y Subdistribuidoras: Prestatarias de servicios de distribución de gas natural por redes, acorde a la reglamentación emergente de la Ley 24.076.

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Demanda Prioritaria o (D+I): Es la parte de la demanda de gas natural identificada como tal en la Res. SE Nº 599/2007 (R, P servicio completo y SDB servicio completo).

Nominaciones: requerimientos de transporte firme o interrumpible para cada Día Operativo.

Solicitudes: Requerimientos de gas natural, definido en la reglamentación de la Res. SE Nº 1146/2004.

DO: Día Operativo (Res. ENRG Nº 716/1998)

Autoridad: ENARGAS/SE

Redireccionamientos: Asignación de gas por parte de la Autoridad con el objeto de realizar una distribución óptima a los fines de mantener el equilibrio del sistema.

EAD: Entidad Autorizada al Despacho, definido en la Nota SE Nº 4528, del 29 de diciembre de 2008 y notas complementarias.

CCA: Cuentas de Control del Acuerdo, definido en la Nota SE Nº 2774, del 5 de mayo de 2009 y notas complementarias.

Comentarios: En la definición de Demanda Prioritaria de este capítulo, la Resolución incorpora solo los Servicios R, P servicio completo y SDB servicio completo. .Esta mención es importante porque estos servicios tienen derechos especiales proveniente de su condición de clientes cautivos de las Distcos.

A saber:

R Clientes residenciales;

P servicio completo: son los pequeños comercios que reciben del Distribuidor los servicios de: provisión del gas natural en el lugar de consumo, el Transporte y la Distribución;

SDB Servicio Completo: son los Sub Distribuidores que reciben del Distribuidor de su área de servicio la provisión de Gas Natural, el Transporte y la Distribución en el punto acordado del Area de Servicio, con tarifa regulada por el Enargas, para la prestación de su servicio en su Area de actuación.

III. Lineamientos Básicos

Las pautas aprobadas por la Resolución, procuran mejorar la seguridad, confiabilidad y capacidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución, con el objetivo de

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preservar el abastecimiento de los servicios de acuerdo a sus prioridades, evitando las situaciones críticas del sistema.

Sus lineamientos básicos, se centran en un esquema de responsabilidades de las transportadoras, las distribuidoras, otros cargadores del sistema de transporte, productores y la Autoridad para anteponer el objetivo de salvaguardar el equilibrio del sistema a cualquier consideración comercial particular.

Este reglamento dispone mecanismos para:

a) Programación de abastecimiento a Demanda Prioritaria y al resto de la demanda.

b) Flujo de Información entre transportistas, comercializadores, productores y cargadores.

c) Control del desvío por grupo de clientes.

d) Esquema de restricciones, reprogramaciones y redireccionamientos.

e) Manejo de saldos de cuentas OBA.

IV. Procedimientos.

1) Programación

1.a) Solicitud de gas natural.

Las solicitudes de gas natural deberán ser realizadas utilizando la figura de EAD.

Cada día las distribuidoras solicitarán para el día operativo n+1, con primera prioridad, el gas natural necesario para abastecer la Demanda Prioritaria, en base a su estimación de consumo.

La solicitud de la totalidad del volumen deberá ser realizada respetando las participaciones de los productores por cada cuenca productora, indicada por la Resolución SE Nº 599, y según la capacidad de transporte disponible. A efectos del uso del transporte, se considerará que el GNL, regasificado e inyectado al sistema de TGS en Bahía Blanca, reemplaza gas de la cuenca neuquina.

Adicionalmente las Distribuidoras efectuarán las solicitudes correspondientes al resto de los usuario que adquieren gas a entidades distintas de las mismas (unbundling) y utilizan el transporte contratado por la Distribuidora (GNC, P3, SGG, Grandes Usuarios —GU— y Usinas).

A excepción de la aplicación de lo indicado en el Art. 3.4.2) de la Resolución ENARGAS Nº 716/98 o variación significativa de consumo prioritario, el mecanismo de

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redireccionamiento establecido en el Anexo III no será de aplicación en caso de reprogramaciones sobre las nominaciones.

Comentarios: Aclara la responsabilidad de las Distribuidoras en relación con el abastecimiento de la Demanda Prioritaria, estableciendo que se deberá respetar la participación de los productores por cada cuenca productora según la capacidad de transporte disponible.

Ello implica, en principio, que toda la demanda prioritaria que hemos visto en el párrafo precedente, será abastecida por el productor de la cuenca productora donde se halla localizada la Distribuidora.

Hasta el presente era posible abastecer con gas de otra zona productora diferente a la de localización de la distribuidora sin una real causa que lo justifique. Por ejemplo se vendía gas de Tierra del Fuego en Rosario, con una eventual dilapidación de capacidad de transporte generando un aumento de precios injustificado.

1.b) Nominación de transporte

La nominación de transporte de cada distribuidora para su Demanda Prioritaria tendrá preeminencia por sobre el pedido de otros clientes de la misma distribuidora, ello así en cuanto a que en primer lugar se decidirán las asignaciones y mixes de gas y transporte para abastecer la Demanda Prioritaria. De esta manera, las disposiciones del Artículo 16 de la Res. SE Nº 752/2005 y de la Res. SE Nº 599/07, en lo referente a la utilización del transporte para abastecer la Demanda Prioritaria, quedan supeditadas a este Procedimiento.

Salvo indicación expresa del ENARGAS, las distribuidoras no podrán solicitar gas sobre transporte destinado a consumidores directos, en el marco de las disposiciones de esas resoluciones, antes de utilizar todo el transporte disponible en las rutas que quedaron reservadas para alimentar la Demanda Prioritaria, en tanto cuenten con el respaldo de gas suficiente.

Para todos estos efectos, se entiende que el presente reglamento constituye una revisión del aprobado por la Res. SE Nº 503/2004, en los términos del Artículo 3º de la misma.

Los procedimientos de solicitudes y confirmaciones de transporte continuarán realizándose según lo establecido en la Resolución 716/98 con sus respectivos horarios, salvo indicación en contrario del ENARGAS.

Comentarios: La resolución ratifica un principio que no había sido observado siempre, cual es de la prioridad absoluta del transporte disponible para abastecer a la Demanda Prioritaria.

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Esta condición restringe las posibilidades de obtener transporte para el gas comprado y ello significa una urgente necesidad de replantear toda la estrategia de abastecimiento a las Plantas, que deberá complementarse con las disposiciones que sobre EL MÍNIMO TÉCNICO posee esta disposición que comentamos.

1.c) Confirmación de gas

El gas natural requerido para abastecer la Demanda Prioritaria deberá ser confirmado por los productores hasta la cantidad solicitada por las Distribuidoras. A esos efectos, los productores deberán cumplir con los compromisos y órdenes de suministro a esas Distribuidoras.

A este efecto el Mercado Electrónico de Gas deberá crear referencias por productor, por cuenca y por zona de recepción para que las distribuidoras puedan solicitar los volúmenes de gas natural adicionales a los asignados a través de la Res. SE Nº 599/07.

Estas referencias deberán ser instrumentadas de manera tal que no generen ningún obstáculo a los requerimientos de la mencionada Demanda Prioritaria.

Todas las confirmaciones deberán programarse considerando los mínimos técnicos de los consumos distintos a la Demanda Prioritaria y el GNC, su tiempo de respuesta a la solicitud de restricción y corte, su capacidad de escalonamiento y su posibilidad de uso de combustibles sustitutos.

Una vez abastecida la Demanda Prioritaria, los productores deberán confirmar los volúmenes solicitados por los demás segmentos de acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior con el siguiente orden:

1º GNC

2º P3 (Unbundling).

3º a) Grandes Usuarios

b) Plantas de tratamiento dentro y fuera del sistema

c) Usinas (de acuerdo a Nota SE Nº 6866/09).

4º Exportaciones.

Los principios aquí establecidos alteran parcialmente las disposiciones de la Nota SE 1011/07, la cual continúa vigente, salvo en lo modificado por este Procedimiento. En caso de que los productores no confirmaran el gas natural así solicitado por las

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distribuidoras y/o cargadores, las transportistas adecuarán las confirmaciones de los productores según lo establecido en el ANEXO III.

Comentarios: Estas disposiciones modifica el ranking de consumidores y la prioridad de su abastecimiento. Como se puede observar y luego de la demanda prioritaria en el nivel 3º están lo Grandes Usuarios, es decir, aquellos que consumen mas de 9.000 m3 día. Si los niveles de consumo no fueren esos, estaríamos en el nivel 2º como P3 (Unbundling). Pero atención, que estas cifras deben ser confirmadas al momento de la negociación de los contratos, porque la intención es variarlas en función de la realidad del mercado esperado.

1.d) Restricciones a By Pass Físicos y Distribuidoras.

1.d.1) Restricciones a By Pass Físicos.

Acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c), la Transportista informará a la Autoridad el volumen de gas nominado, las restricciones y el volumen de gas confirmado en la entrega de cada cliente de by pass físico.

1.d.2) Restricciones a Clientes de Distribuidoras.

Acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c) y con la información de confirmaciones de la programación, las Distribuidoras identificarán las restricciones por falta de gas emergentes de esas confirmaciones en aquellos casos en que el vendedor sea un productor de gas.

Cuando el vendedor sea una comercializadora, éstas deberán informar a las distribuidoras, hasta 1 hora después de la emisión de la programación por parte de las transportistas, cuáles son los clientes afectados por las restricciones emergentes de las confirmaciones de gas, siendo esta información la misma que surge de las CCA.

No obstante lo aquí indicado, la distribuidora deberá exigir a la comercializadora que semanalmente informe un orden de restricciones a sus clientes ante situaciones de falta de gas.

La información sobre restricciones clasificada acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c), será remitida por las Distribuidoras a los Transportistas y a la Autoridad.

Comentarios: Son disposiciones que rigen para las Distribuidoras y Transportistas sin posibilidad de su modificación o utilización por los consumidores.

2) REPROGRAMACION Y REDIRECCIONAMIENTOS.

En caso que las programaciones no arrojen un resultado sustentable, con respecto al objetivo de mantener en equilibrio y preservar la operación de los sistemas de

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transporte y distribución, se llevará a cabo la reprogramación y los redireccionamientos que resulten necesarios.

2.a) Restricciones.

Todas las restricciones deberán programarse considerando los mínimos técnicos de los consumos distintos a la Demanda Prioritaria y el GNC, su tiempo de respuesta a la solicitud de restricción y corte, su capacidad de escalonamiento y su posibilidad de uso de combustibles sustitutos.

Comentarios: esta disposición tiene suma importancia para el caso – muy probable por cierto – en que sea necesario establecer restricciones al consumo cuando exista una demanda simultánea de los consumidores y que superen las previsiones tomadas para abastecer la Demanda Prioritaria.

En estos casos la Resolución dispone que las restricciones necesarias para conservar el equilibrio del sistema deberán considerar prioritariamente, (aunque la Res. no lo dice así) la eventual existencia de mínimos técnicos que siempre deberán ser protegidos.

Esta consideración surge de la interpretación que ha hecho el Enargas en su nota 13524 cuando expresa “que existen consumos que por las características de los procesos productivos o de los equipos de producción requieren un tiempo mayor de preaviso al establecido en las Pautas de Despacho (seis horas) “ello a fin de evitar posible daño a los terceros conforme lo expresa el Reglamento de Servicio de la Distribución.

Continúa expresando la nota antes mencionada que las Licenciatarias deberán tener la información necesaria para lograr un optimo despacho de gas y brindar al Regulador la información referida a las necesidades de los usuarios distintos de la Demanda Prioritaria y a diferentes escalones de demanda a resguardar al momento de requerirse las restricciones como lo son escenarios de mínima producción, preservación de instalaciones en caliente sin producción y rampa para llegar a restricción total o parcial.

En todos estos casos la reprogramación de los consumos deberán necesaria mente considerar la existencia de esos mínimos técnicos en conjunto con la Demanda Prioritaria.

2.b) Reprogramación

La Autoridad, con la información necesaria —brindada por las Transportistas y Distribuidoras—, decidirá las restricciones definitivas a ser dispuestas en reprogramación. Estas restricciones definitivas podrán incluir a restricciones no informadas en programación por los vendedores de gas o por las distribuidoras, pero dispuestas por la Autoridad para redireccionar el gas así liberado, y poder así cumplir con los objetivos emergentes del Artículo 31 del decreto Nº 180/2004.

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Cuando esas restricciones adicionales afecten a clientes de comercializadoras, esas comercializadoras notificarán a las transportistas y a la Autoridad, acerca de los volúmenes de gas —clasificados por cuenca, productor y ruta de transporte— que resultan afectados por las mismas.

Siempre que la Demanda Prioritaria de una Distribuidora no haya obtenido el nivel necesario de confirmaciones de gas, la Distribuidora deberá confirmar al Transportista, en su sistema de nominaciones, cuál es el volumen autorizado por ella para ser consumido por cada cliente que sea cargador o usuario de transporte de terceros, indicando el punto de entrega correspondiente.

2.c) Redireccionamientos

Los redireccionamientos serán ordenados exclusivamente por la Autoridad.

Siguiendo las instrucciones de la Autoridad, en reprogramación las transportistas dispondrán el destino del gas redireccionado, que será asignado, alterando las restricciones emergentes de la programación.

En todos los casos de reprogramaciones indicados, una vez determinadas las restricciones que corresponderían a cada usuario, el mismo cliente, acorde a sus contratos, determinará qué proveedor lo abastecerá tanto del volumen autorizado como del transporte del mismo.

3) FACTURACION.

La facturación del consumo del gas de unbundling finalmente asignado, será realizada por los proveedores de los consumidores.

Eventuales disposiciones complementarias para compensar el aporte de gas redireccionado asignado a distribuidoras, serán tratadas en ocasión de proceder acorde a las disposiciones del punto 10 del Acuerdo con productores cuyo modelo fuere aprobado por la Res. SE Nº 599/2007.

4) PROYECCION DE CONSUMOS

Las Distribuidoras serán responsables de informar la previsión de consumos de sus clientes de Demanda Prioritaria para el día en curso y los siguientes 5 días operativos de acuerdo al modelo de planilla del ANEXO II.

La información deberá ser enviada diariamente al ENARGAS y a las transportistas antes de las 14hs de cada día operativo.

5) CLIENTES SIN CONTRATOS DE COMPRA DE GAS

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En aquellos casos en que no se hubieran declarado los contratos —o acuerdos confirmados por los productores o comercializadores— o no se cumpla con lo aquí establecido, las Distribuidoras informarán a la Secretaría de Energía y al ENARGAS aquellos usuarios que no cuentan con gas contratado.

Esos clientes deberán atenerse I a las disposiciones de la normativa vigente; en particular, las disposiciones de las Resoluciones de la SE Nº 752/2005 y 599/2007.

6) CONTROL DE CONSUMOS, DESVIOS Y DESBALANCES

6.a) Medición de consumos dentro de Distribuidoras.

Diariamente, y para el día operativo n-2, las Licenciatarias de Distribución serán responsables de enviar a las Licenciatarias de Transporte (i) el total de volumen consumido en cada zona, con el detalle por grupo de usuarios medidos diarios y estimados con medición mensual; (ii) el volumen confirmado en reprogramación a cada cliente con medición diaria y el confirmado total en reprogramación, a cada grupo de usuarios no medido y (iii) los desbalances asignados por esa Distribuidora a cada cliente medido o grupo de clientes no medido.

Las distribuidoras, para el DO n y para consumos con medición diaria, deberán autorizar consumos por debajo de las confirmaciones de gas de reprogramación, para recuperar los desbalances positivos que se hayan asignado en DO n-2.

Para los consumos no medidos diariamente, y en base al cierre mensual de medición de consumo de cada uno de esos grupos, los vendedores de gas (productores o comercializadoras) deberán, dentro de los 5 DO posteriores al de notificación por parte de la Distribuidora de esas mediciones, confirmar los volúmenes adicionales necesarios (que deberán ser solicitados por los cargadores que corresponda), para corregir los desbalances asignados. La falta de confirmación por parte de los vendedores resultará en reducciones de autorizaciones de consumo (a realizar por la Distribuidora) a los clientes desbalanceados, y en la tramitación de sanciones a los vendedores cuyos clientes se encuentren en desbalance.

En el caso de los consumos donde la distribuidora sea el operador relacionado en el punto de entrega, la misma deberá informar mensualmente: (I) el total de volumen consumido en cada zona, con el detalle por grupo de usuarios medidos diarios y estimados con medición mensual; (II) el volumen autorizado a cada cliente con medición diaria, (III) el autorizado total a cada grupo de usuarios no medido y (IV) los desvíos producidos durante el período.

Finalmente las transportistas remitirán al ENARGAS la información indicada anteriormente e informarán con el mismo criterio los datos por cada cargador directo (by-pass físico) que adquiere gas y transporte y que tiene medición diaria.

La información deberá ser enviada al ENARGAS antes de las 12hs de cada día operativo.

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7. ASPECTOS ADICIONALES ACERCA DE DESBALANCES

El objetivo de los cargadores y clientes es ajustar los desbalances acumulados haciendo tender los mismos a cero en el menor tiempo posible. Se permitirán desvíos sobre los consumos de la demanda prioritaria según ANEXO I. a) que se adjunta.

Para los usuarios GNC, SGG y P3 unbundleados el desbalance será considerado en forma mensual dado que en su mayoría no cuentan con telemedición, según el ANEXO I.b).

Para los usuarios GU (Industrias y Usinas) los desbalances serán diarios y deberán ser informados por las distribuidoras según lo establecido en el punto 6.

En el caso de los Cargadores Directos del sistema de transporte las obligaciones descriptas recaerán en las Licenciatarias de Transporte según lo establecido en el punto 6.

Los desbalances acumulados de todos los usuarios con información de medición diaria de cualquier segmento deberán ser compensados incluyendo en la solicitud de gas para el día n+1 el desbalance acumulado del día n-2.

8. PROYECCION POR CUENCA DE LA DEMANDA PRIORITARIA

Las Licenciatarias de Distribución enviarán al ENARGAS antes del inicio del período invernal una programación para la temporada invernal con el mix de cuenca establecido en la Resolución SE Nº 599/07 y realizarán una simulación para determinar a partir de qué volumen de Demanda Prioritaria no resultará posible ajustarse al mismo, de tal forma de poder predecir las acciones a llevar a cabo, incluyendo aquellas que afecten el servicio de transporte en línea con la Resolución ENRG 716/98.

Oportunamente se dispondrán auditorías para comprobar la relación, para un período y una distribuidora determinados, entre los volúmenes facturados a la Demanda Prioritaria, los abonados a los productores de gas por las distribuidoras bajo ese concepto, y la estimación de consumo de la Demanda Prioritaria que surge de la diferencia entre el total del volumen asignado en el punto de entrega para la Distribuidora, para ese mismo período, y el total del consumo de gas natural facturado directamente a clientes de la distribuidora, consumidores directos de gas natural.

Los resultados de esa auditoría serán también contrastados contra los volúmenes de consumo de Demanda Prioritaria estimados, que surgen de estimaciones históricas de la evolución del consumo por tipo de usuario y las estadísticas de la evolución del número de usuarios por tipo.

9. DISPOSICIONES TRANSITORIAS

La aplicación inmediata del presente procedimiento será realizada en forma manual a partir de que el mismo entre en vigencia, hasta tanto las licenciatarias adapten en el

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término no mayor de 45 días sus sistemas de nominaciones y confirmaciones para que los procedimientos se realicen en forma automática.

ANEXO I - Desbalances

ANEXO I – a) Desvío diario demanda prioritaria

La banda de tolerancia para las nominaciones de gas natural se define con el mismo criterio indicado en el Punto 5.7) del Reglamento Interno de los Centros de Despacho Resolución ENARGAS 716/98.

Para la desviación porcentual diaria en la demanda prioritaria se admitirá hasta un 10% diario o un 3% en el mismo sentido por un período máximo de 5 días consecutivos. Se entiende por desviación porcentual diaria en la demanda prioritaria a la diferencia entre el volumen real menos el programado, dividido en el volumen programado.

ANEXO I. b) – Desvío Mensual de clientes GNC, SGG y P3 unbundling.

Se controlará que no exista un comportamiento abusivo en la estimación del consumo de estos clientes.

ANEXO II — Información a ser suministrada por transportistas y distribuidoras Son las planillas que actualmente recibe el ENARGAS, con más lo indicado en Anexo IV.

ANEXO III — Redireccionamientos para el Abastecimiento de la Demanda Prioritaria.

El siguiente procedimiento tiene por objeto asignar los volúmenes requeridos para garantizar el abastecimiento de la demanda prioritaria.

La distribuidora será la responsable de realizar las estimaciones de su demanda prioritaria efectuando diaria y oportunamente las solicitudes de gas correspondientes, contemplando lo indicado en el ANEXO I e informando acorde a normativa vigente.

El productor deberá confirmar las solicitudes para abastecer la demanda ininterrumpible con primera prioridad, acorde a lo indicado en este reglamento.

En el caso que la confirmación del productor sea menor a la solicitud de las distribuidoras, las transportistas deberán redireccionar el gas hasta completar el volumen requerido por las Distribuidoras, para abastecer la Demanda Prioritaria (D+I). El mayor volumen que resulte de estas reconfirmaciones deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes, siguiendo las prioridades establecidas en el punto 1.c) de este reglamento y las prioridades establecidas por el productor dentro de cada uno de los segmentos de consumo.

En el caso de que la confirmación de un productor sea menor a la solicitud de las distribuidoras para abastecer la Demanda Prioritaria y no haya confirmaciones a otros

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clientes por parte del mencionado productor desde la misma cuenca de origen, el faltante generado por ese productor deberá ser solicitado por las Distribuidoras al resto de los productores de la misma cuenca en forma proporcional, según la metodología indicada en el punto 1 a) sin tener en cuenta al productor sin disponibilidad de gas.

ANEXO IV - Información de Restricciones y Cortes

Las distribuidoras deberán suministrar toda la información de programación de restricciones, clasificada acorde a las prioridades establecidas en el Punto IV 1.c) de este procedimiento. Las distribuidoras deberán informar al ENARGAS y a las transportistas cuales consumos, por su dimensión, velocidad de corte y capacidad de escalonamiento, deben ser considerados por separado de esa clasificación. La información de restricciones programadas deberá ser remitida a transportistas y al ENARGAS, en el día operativo n-2 (DO n-2), en el horario que disponga el ENARGAS. Ese horario será determinado en conjunto con los Centros de Despacho. De no mediar nuevas instrucciones del ENARGAS, esa información deberá ser suministrada por cargadores a transportistas y a la Autoridad de manera simultánea, en ocasión de ocurrir la programación del DO n-2, acorde a disposiciones de la Res. ENARGAS Nº 716/1998.

En el caso de los cargadores by-pass físico, esta indicación deberá cumplimentarla las Licenciatarias de Transporte.

ANEXO V - Manejo de saldos de cuentas OBA y de confirmaciones en reprogramación ordenadas por la Autoridad.

En la medida en que existan restricciones a la demanda de gas ocasionadas por escasez de gas y no de transporte, no se podrán realizar confirmaciones de gas sobre saldos de cuentas OBA, salvo explícita indicación de la Autoridad.

Mientras exista alta demanda en el sistema los productores deberán inyectar el volumen máximo disponible, a menos que las transportistas indiquen lo contrario.

Tanto las cuentas OBA como los desbalances de los cargadores partirán de un saldo igual a cero a partir de la fecha de entrada en vigencia de este procedimiento. Los saldos existentes hasta la mencionada fecha quedarán congelados hasta que se resuelva el procedimiento de compensación de los mismos.

Asimismo, a los clientes cuyos consumos no cuenten con la correspondiente confirmación de los productores según las disposiciones de los Puntos IV. 1 y 2, y estén autorizados a consumir, se les confirmará la diferencia hasta completar los volúmenes autorizados, desde la referencia de abastecimiento existente para su suministro (arreglo de suministro o contrato), a menos que el cliente manifieste su voluntad en contrario, en cuyo caso ese cliente no tendrá autorización para consumir.

A más tardar a fin de cada mes todas las compensaciones entre cuentas OBA y desbalances deberán ser realizadas con la correspondiente aprobación del ENARGAS

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3. Comentario final; En declaraciones para la Revista Energía y Negocios, el Secretario de Energía de la Nación ha expresado que el ENAGAS ha estado relevando los mínimos técnicos de las Industrias a los que se les va a pedir que compren Gas Plus para esas necesidades.

Incluso ha dicho el Secretario que está dispuesto a considerar aquellas ofertas de compra en las el Industrial afirme que todo su mínimo técnico es igual a su capacidad de consumo, siempre que por ello esté dispuesto a pagar más que el gas de mercado convencional. (Obviamente el Mínimo Técnico protege todo su consumo, de una manera distinta a la de los consumos convencionales)

Como antecedentes referidos a contratos de Gas Plus actuales firmados por Cammesa y Pampa Energìa los precios de compra varían entre 4.10 y 5 dólares el millón de BTU frente a los u/s 2.50 por millón de BTU que pagan actualmente los industriales fuera del programa Gas Plus.

Respecto del Programa Gas Plus cabe consignar que la Sec. De Energía ha recibido 41 proyectos y 37 de ellos han sido aprobados con inversiones que ascienden a u/s 2.140 millones de dólares y reservas estimadas de 71.000 millones de m3, lo que equivale a un año y medio de consumo de gas natural del total país.

Agrega el Secretario que espera que para los años 2011 y 2012 este programa incorpore 12 millones de metros cúbicos/día.

Agrega también los dichos del Sr. Secretario en relación con la capacidad de Transporte de los mayores volúmenes de gas a producir que al fin del año 2010 el país habrá ampliado su capacidad de transporte en 28 millones de metros cùbicos diarios, un 30% de ampliación de la capacidad que existía en 2003.

Sin embargo, cabe mencionar que la mayoría de los Proyectos aprobados no han iniciado aun su desarrollo porque los operadores no han logrado, hasta el presente, una adhesión masiva de los industriales.

Por su parte, afirma la publicación, las industrias se han negado a convalidar estos mayores precios para el gas a producir, mientras se mantiene la falta de seguridad en el suministro. (ver antes la definición de Demanda Prioritaria)

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TEXTO DE LA RESOLUCIÓN 1410/10 - ENARGAS – B.O. 04/10/10 .

PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS

ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS

Resolución Nº 1410/2010

Bs. As., 28/9/2010

VISTO el Expediente Nº 16.475 del Registro del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), lo dispuesto por la Ley 24.076 y su reglamentación por Decretos Nº 1738/92, los mo delos de los Reglamentos de Servicio de Transporte y Distribución de gas, aprobados por Decreto 2255/92, la ley 25.561 y los Decretos ENRG Nº 180/04 y 181/04, la Resolución SE Nº 599/07, la Resolución ENRG Nº 716/98, la Nota ENRG GAL/GT/GD/GDyE/I Nº 7804/10 y la Nota SE Nº 5773/10 de fecha 10 de setiembre de 2010; y

CONSIDERANDO:

Que en virtud de las facultades otorgadas por la ley 24.076 al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), creado en el ámbito del entonces ministerio de economía, dependiendo actualmente del Ministerio de planificación federal, inversión Publica y servicios, dictó la resolución 716/98 de fecha 10 de setiembre de 1998, aprobatoria del reglamento interno de los centros de despacho.

Que dicho reglamento, actualmente vigente, tiene como objetivo fijar los procedimientos para la Administración del despacho de gas natural, modificando con aquél los modelos de Pautas para la Administración de Despachos anexas a los Reglamentos de Servicio de Transporte y Distribución.

Que el mismo permite el pleno funcionamiento de un ambiente de libre acceso, no discriminación y plenamente competitivo, con alternativas que garantizan la calidad y continuidad del servicio público de transporte y distribución de gas.

Que expresamente se consignó en dicho reglamento que su objetivo consiste en evitar las crisis recurrentes, que afecten a los sistemas de transporte y distribución en los días de máximo consumo, intentando preservar a los clientes con servicios no interrumpibles, con una metodología de gestión que se estima más eficiente.

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Que se destacó que dichas pautas tienden a una mayor seguridad, confiabilidad y velocidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución de gas natural con el objetivo de preservar el abastecimiento de servicios de acuerdo a sus prioridades, evitando las situaciones críticas de los sistemas.

Que de lo expuesto resulta claro que el Reglamento Interno de los Centros de Despacho aprobado por Resolución ENRG Nº 716/98, resuelve las responsabilidades de las transportadoras y cargadores respecto de la prioridad que debe imponerse para anteponer el objetivo global de los sistemas de transporte y distribución a cualquier otra consideración operativa y comercial, únicamente sobre las cuestiones atinentes al transporte y distribución de gas.

Que a partir de las situaciones que se vienen observando en el sistema, relativas a la administración de gas en boca de pozo, se hace manifiesto que dicha reglamentación no es abarcativa de la totalidad del sistema.

Que por Decreto 181/04 el PEN otorgó facultades a la SECRETARIA DE ENERGIA para resolver cuestiones atinentes al gas en boca de pozo a fin de procurar las condiciones óptimas para el abastecimiento interno, con la finalidad de satisfacer la Demanda Prioritaria.

Que cumpliendo con esa normativa, la Secretaria de Energía, arribó a un acuerdo con los productores de gas natural que fue homologado por la Resolución Nº 208 del 21 de abril de 2004 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Publica y Servicios.

Que posteriormente, por Resolución SE Nº 599/07, la Secretaria de Energía homologó la propuesta para el acuerdo con productores de gas natural 2007-2011.

Que dentro de la órbita de competencia otorgada al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), el Organismo se encuentra facultado para tomar medidas que resulten necesarias para asegurar el abastecimiento interno de gas natural, conforme lo establecido en el Artículo 6º de la Ley Nº 17.319 y en el Artículo 3º de la Ley Nº 24.076.

Que la producción y abastecimiento de gas natural constituyen objetivos esenciales de las Leyes Nº 17.319 y Nº 24.076.

Que este Organismo ha seguido con convicción y empeño todas aquellas tareas necesarias para cumplir los mandatos que, dentro de la normativa vigente, se han impartido respecto de las acciones tendientes a lograr superarla situaciones de escasez en el sector regulado de transporte y distribución de gas, como así también este Organismo ha llegado a cumplir los objetivos del artículo 2º de la Ley 24.076, que el legislador puso en cabeza del ENARGAS.

Que cabe resaltar entonces que se hace necesario un mecanismo que permita la administración del fluido en relación a la demanda del mismo considerando las prioridades para su uso, las que surgen de las disposiciones de las Leyes 24.076 y 17.319

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y la reglamentación de las mismas, y particularmente de los Decretos Nº 180/04 y Nº 181/04.

Que dicho mecanismo complementará las disposiciones de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho aprobados mediante Resolución ENARGAS Nº 716/98.

Que ello resulta necesario debido a que, en la multiplicidad de situaciones observadas, encontrándose disponible el sistema de transporte, la problemática principal se centra en la necesidad de administrar el gas natural en cabecera de los gasoductos de transporte.

Que todo ello ha llevado a este Organismo, con la conformidad por parte de la Secretaria de Energía, a considerar oportuno y necesario contar con una reglamentación sobre el despacho operativo de gas, que permita una gestión eficiente e integradora del gas de boca de pozo, el Transporte y la Distribución, en términos exclusivos de la operación y el despacho de gas desde el punto de inyección, aunando las reglamentaciones de ambas Autoridades de Aplicación con las modificaciones del caso que sean necesarias para lograr este objetivo.

Que debido a las razones expuestas, este Organismo elevó a consideración del Sr. Secretario de Energía mediante Nota ENRG GAL/GT/GD/GDyE/I Nº 7.804/10 el “PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS”.

Que en esa oportunidad el ENARGAS señaló que “este instrumento debe ser una herramienta de despacho técnico que propenda a mantener el Sistema en las óptimas condiciones operativas en cualquier escenario de oferta y demanda, con las situaciones cambiantes que han podido observarse, independizándose de las cuestiones económicas de los actores, que deben resolverse en un ámbito distinto al operativo”.

Que dicho Procedimiento ha considerado las previsiones de la normativa vigente al respecto y las ha perfeccionado sólo en lo que allí se puntualiza.

Que por Nota SE Nº 5773/10 de fecha 9 de setiembre de 2010, la Secretaria de Energía compartió el criterio sustentado por este Organismo en la Nota ENRG GAL/GT/GD/GDyE/I Nº 7804/10 en el sentido de que “se hace necesario lograr un adecuado y pronto equilibrio entre la capacidad de transporte existente en el territorio nacional, la inyección de gas natural ya sea que provenga del mercado interno y/o externo y el crecimiento de la demanda de dicho combustible, y teniendo en cuenta que tal como es por todos conocidos en la industria dichas variables se consideran factores relevantes de la operatoria del despacho de gas natural, se considera conveniente que en situaciones de criticidad entre cualquiera de los sujetos de algún modo vinculado a la industria del gas natural, dichas decisiones que necesitan ser adoptadas en la mayoría de los casos momento a momento, lo sean desde un sitio unificador de las mismas.”

Que asimismo, la Secretaria de Energía expresó en la citada Nota que consideraba “oportuno y apropiado aprobar el mencionado reglamento y encomendar su entera

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aplicación al ENARGAS, señalado que, en aquello que podría entenderse se encuentra vinculado a la órbita de esta Secretaria de Energía, será dicho Ente el que proceda a instrumentar las comunicaciones e instrucciones primarias a productores, comercializadores y en general vendedores de gas natural — ello claro está en aquello estrictamente vinculado al despacho de gas natural—”.

Que asimismo, establece la Secretaría que “Tal encomienda tendrá vigencia en tanto la mantenga el Procedimiento, o bien hasta que esta Secretaria de Energía efectúe a dicho organismo alguna comunicación al respecto, teniendo prioridad aquel hecho que suceda primero”.

Que por todo lo expuesto, resulta necesario implementar el “PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS”, que regirá la actividad de los sujetos de la industria del gas comprendidos dentro de las Leyes 24.076 y 17.319, complementando las disposiciones de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho aprobados mediante la Resolución ENRG Nº 716/98.

Que en tanto el Procedimiento mencionado es consecuencia de la evolución que el Sistema fue evidenciando ante las situaciones que se han ido presentando, se considera pertinente advertir que se realizarán las modificaciones que el mismo Sistema vaya señalando a fin de lograr su perfeccionamiento.

Que se ha expedido el Servicio Jurídico Permanente del Organismo en cumplimiento del artículo 7 inciso d) de la Ley de Procedimiento Administrativo.

Que el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS RESUELVE es competente para dictar la presente en virtud de los artículos. 2; 3; 52 de la Ley 24.076, y los Decretos Nº 571 del 21 de mayo de 2007, Nº 1646 del 14 de noviembre de 2007, Nº 953 del 17 de junio de 2008, Nº 2138 del 11 de diciembre de 2008, Nº 616 del 26 de mayo de 2009, Nº 1874 del 4 de diciembre de 2009 y Nº 1038 del 21 de julio de 2010.

Por ello, el interventor del Ente Nacional Regulador del Gas, resuelve:

ARTICULO 1º — Comuníquese que a partir de las 06:00 horas del día 1 de octubre de 2010 se aplicará el “PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS” agregado como Anexo I a la presente.

ARTICULO 2º — Comuníquese, publíquese, dese a la Dirección Nacional del registro oficial y archívese. — Ing. ANTONIO LUIS PRONSATO, Interventor, Ente Nacional Regulador del Gas.

PROCEDIMIENTO PARA SOLICITUDES, CONFIRMACIONES Y CONTROL DE GAS

I. Objeto y Alcance

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Los siguientes procedimientos para la Administración del despacho de gas natural, regirán la actividad de los sujetos de la industria del gas regidos por las Leyes Nº 17.319 y Nº 24.076 complementando las disposiciones de los Reglamentos Internos de los Centros de Despacho aprobados mediante la Resolución ENARGAS Nº 716/98.

El objeto es complementar las pautas de despacho vigentes ante el escenario de demanda y capacidad de transporte superiores a la oferta de gas natural y preservar la operación de los sistemas de transporte y distribución priorizando el consumo de la demanda prioritaria: R, P servicio completo y SDB servicio completo.

El presente procedimiento será de aplicación en la medida que se verifiquen las condiciones indicadas en el párrafo anterior. En el mes de marzo del año 2011 se realizará la evaluación final de los resultados obtenidos, realizando los ajustes que se estimen convenientes, sin perjuicio de todo otro ajuste que pueda haber sido necesario realizar con anterioridad. En caso de conflicto entre el presente y la Resolución ENARGAS Nº 716/98, la última quedará supeditada a lo que se establece en la presente normativa.

Este procedimiento se compatibiliza con las disposiciones de las Res. SE Nº 599/2007 y SE Nº 1146/2004, y normas que las reglamentan y complementan.

Los Anexos de este Procedimiento serán actualizados y complementados acorde al devenir y al nivel de alcance de los objetivos aquí planteados, y que resulte de la aplicación del mismo.

II. Definiciones

Distribuidoras y Subdistribuidoras: Prestatarias de servicios de distribución de gas natural por redes, acorde a la reglamentación emergente de la Ley 24.076.

Demanda Prioritaria o (D+I): Es la parte de la demanda de gas natural identificada como tal en la Res. SE Nº 599/2007 (R, P servicio completo y SDB servicio completo).

Nominaciones: requerimientos de transporte firme o interrumpible para cada Día Operativo.

Solicitudes: Requerimientos de gas natural, definido en la reglamentación de la Res. SE Nº 1146/2004.

DO: Día Operativo (Res. ENRG Nº 716/1998)

Autoridad: ENARGAS/SE

Redireccionamiento: Asignación de gas por parte de la Autoridad con el objeto de realizar una distribución óptima a los fines de mantener el equilibrio del sistema.

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EAD: Entidad Autorizada al Despacho, definido en la Nota SE Nº 4528, del 29 de diciembre de 2008 y notas complementarias.

CCA: Cuentas de Control del Acuerdo, definido en la Nota SE Nº 2774, del 5 de mayo de 2009 y notas complementarias.

III. Lineamientos Básicos

Las presentes pautas contribuyen a mejorar la seguridad, confiabilidad y capacidad de respuesta de los sistemas de transporte y distribución con el objetivo de preservar el abastecimiento de los servicios de acuerdo a sus prioridades, evitando las situaciones críticas del sistema.

Sus lineamientos básicos, se centran en un esquema de responsabilidades de las transportadoras, las distribuidoras, otros cargadores del sistema de transporte, productores y la Autoridad para anteponer el objetivo de salvaguardar el equilibrio del sistema a cualquier consideración comercial particular.

Este reglamento dispone mecanismos para:

a) Programación de abastecimiento a Demanda Prioritaria y al resto de la demanda.

b) Flujo de Información entre transportistas, comercializadores, productores y cargadores.

c) Control del desvío por grupo de clientes.

d) Esquema de restricciones, reprogramaciones y redireccionamientos.

e) Manejo de saldos de cuentas OBA.

IV. Procedimientos.

1) PROGRAMACION

1.a) Solicitud de gas natural.

Las solicitudes de gas natural deberán ser realizadas utilizando la figura de EAD.

Cada día las distribuidoras solicitarán para el día operativo n+1, con primera prioridad, el gas natural necesario para abastecer la Demanda Prioritaria, en base a su estimación de consumo.

La solicitud de la totalidad del volumen deberá ser realizada respetando las participaciones de los productores por cada cuenca productora, indicada por la Resolución SE Nº 599, y según la capacidad de transporte disponible. A efectos del uso

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del transporte, se considerará que el GNL, regasificado e inyectado al sistema de TGS en Bahía Blanca, reemplaza gas de la cuenca neuquina.

Adicionalmente las Distribuidoras efectuarán las solicitudes correspondientes al resto de los usuario que adquieren gas a entidades distintas de las mismas (unbundling) y utilizan el transporte contratado por la Distribuidora (GNC, P3, SGG, Grandes Usuarios —GU— y Usinas).

A excepción de la aplicación de lo indicado en el Art. 3.4.2) de la Resolución ENARGAS Nº 716/98 o variación significativa de consumo prioritario, el mecanismo de redireccionamiento establecido en el Anexo III no será de aplicación en caso de reprogramaciones sobre las nominaciones.

1.b) Nominación de transporte

La nominación de transporte de cada distribuidora para su Demanda Prioritaria tendrá preeminencia por sobre el pedido de otros clientes de la misma distribuidora, ello así en cuanto a que en primer lugar se decidirán las asignaciones y mixes de gas y transporte para abastecer la Demanda Prioritaria. De esta manera, las disposiciones del Artículo 16 de la Res. SE Nº 752/2005 y de la Res.

SE Nº 599/07, en lo referente a la utilización del transporte para abastecer la Demanda Prioritaria, quedan supeditadas a este Procedimiento. Salvo indicación expresa del ENARGAS, las distribuidoras no podrán solicitar gas sobre transporte destinado a consumidores directos, en el marco de las disposiciones de esas resoluciones, antes de utilizar todo el transporte disponible en las rutas que quedaron reservadas para alimentar la Demanda Prioritaria, en tanto cuenten con el respaldo de gas suficiente.

Para todos estos efectos, se entiende que el presente reglamento constituye una revisión del aprobado por la Res. SE Nº 503/2004, en los términos del Artículo 3º de la misma.

Los procedimientos de solicitudes y confirmaciones de transporte continuarán realizándose según lo establecido en la Resolución 716/98 con sus respectivos horarios, salvo indicación en contrario del ENARGAS.

1.c) Confirmación de gas

El gas natural requerido para abastecer la Demanda Prioritaria deberá ser confirmado por los productores hasta la cantidad solicitada por las Distribuidoras. A esos efectos, los productores deberán cumplir con los compromisos y órdenes de suministro a esas Distribuidoras.

A este efecto el Mercado Electrónico de Gas deberá crear referencias por productor, por cuenca y por zona de recepción para que las distribuidoras puedan solicitar los volúmenes de gas natural adicionales a los asignados a través de la Res. SE Nº 599/07.

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Estas referencias deberán ser instrumentadas de manera tal que no generen ningún obstáculo a los requerimientos de la mencionada Demanda Prioritaria.

Todas las confirmaciones deberán programarse considerando los mínimos técnicos de los consumos distintos a la Demanda Prioritaria y el GNC, su tiempo de respuesta a la solicitud de restricción y corte, su capacidad de escalonamiento y su posibilidad de uso de combustibles sustitutos.

Una vez abastecida la Demanda Prioritaria, los productores deberán confirmar los volúmenes solicitados por los demás segmentos de acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior con el siguiente orden:

1º GNC

2º P3 (Unbundling).

3º a) Grandes Usuarios

b) Plantas de tratamiento dentro y fuera del sistema

c) Usinas (de acuerdo a Nota SE Nº 6866/09).

4º Exportaciones.

Los principios aquí establecidos alteran parcialmente las disposiciones de la Nota SE 1011/07, la cual continúa vigente, salvo en lo modificado por este Procedimiento. En caso de que los productores no confirmaran el gas natural así solicitado por las distribuidoras y/o cargadores, las transportistas adecuarán las confirmaciones de los productores según lo establecido en el ANEXO III.

1.d) Restricciones a By Pass Físicos y Distribuidoras.

1.d.1) Restricciones a By Pass Físicos.

Acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c), la Transportista informará a la Autoridad el volumen de gas nominado, las restricciones y el volumen de gas confirmado en la entrega de cada cliente de by pass físico.

1.d.2) Restricciones a Clientes de Distribuidoras.

Acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c) y con la información de confirmaciones de la programación, las Distribuidoras identificarán las restricciones por falta de gas emergentes de esas confirmaciones en aquellos casos en que el vendedor sea un productor de gas.

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Cuando el vendedor sea una comercializadora, éstas deberán informar a las distribuidoras, hasta 1 hora después de la emisión de la programación por parte de las transportistas, cuáles son los clientes afectados por las restricciones emergentes de las confirmaciones de gas, siendo esta información la misma que surge de las CCA.

No obstante lo aquí indicado, la distribuidora deberá exigir a la comercializadora que semanalmente informe un orden de restricciones a sus clientes ante situaciones de falta de gas.

La información sobre restricciones clasificada acorde a las prioridades expuestas en el punto 1.c), será remitida por las Distribuidoras a los Transportistas y a la Autoridad.

2) REPROGRAMACION Y REDIRECCIONAMIENTOS.

En caso que las programaciones no arrojen un resultado sustentable, con respecto al objetivo de mantener en equilibrio y preservar la operación de los sistemas de transporte y distribución, se llevará a cabo la reprogramación y los redireccionamientos que resulten necesarios.

2.a) Restricciones.

Todas las restricciones deberán programarse considerando los mínimos técnicos de los consumos distintos a la Demanda Prioritaria y el GNC, su tiempo de respuesta a la solicitud de restricción y corte, su capacidad de escalonamiento y su posibilidad de uso de combustibles sustitutos.

2.b) Reprogramación

La Autoridad, con la información necesaria —brindada por las Transportistas y Distribuidoras—, decidirá las restricciones definitivas a ser dispuestas en reprogramación. Estas restricciones definitivas podrán incluir a restricciones no informadas en programación por los vendedores de gas o por las distribuidoras, pero dispuestas por la Autoridad para redireccionar el gas así liberado, y poder así cumplir con los objetivos emergentes del Artículo 31 del decreto Nº 180/2004.

Cuando esas restricciones adicionales afecten a clientes de comercializadoras, esas comercializadoras notificarán a las transportistas y a la Autoridad, acerca de los volúmenes de gas —clasificados por cuenca, productor y ruta de transporte— que resultan afectados por las mismas.

Siempre que la Demanda Prioritaria de una Distribuidora no haya obtenido el nivel necesario de confirmaciones de gas, la Distribuidora deberá confirmar al Transportista, en su sistema de nominaciones, cuál es el volumen autorizado por ella para ser consumido por cada cliente que sea cargador o usuario de transporte de terceros, indicando el punto de entrega correspondiente.

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2.c) Redireccionamiento

Los redireccionamientos serán ordenados exclusivamente por la Autoridad.

Siguiendo las instrucciones de la Autoridad, en reprogramación las transportistas dispondrán el destino del gas redireccionado, que será asignado, alterando las restricciones emergentes de la programación.

En todos los casos de reprogramaciones indicados, una vez determinadas las restricciones que corresponderían a cada usuario, el mismo cliente, acorde a sus contratos, determinará qué proveedor lo abastecerá tanto del volumen autorizado como del transporte del mismo.

3) FACTURACIÓN.

La facturación del consumo del gas de unbundling finalmente asignado, será realizada por los proveedores de los consumidores.

Eventuales disposiciones complementarias para compensar el aporte de gas redireccionado asignado a distribuidoras, serán tratadas en ocasión de proceder acorde a las disposiciones del punto 10 del Acuerdo con productores cuyo modelo fuere aprobado por la Res. SE Nº 599/2007.

4) PROYECCION DE CONSUMOS

Las Distribuidoras serán responsables de informar la previsión de consumos de sus clientes de Demanda Prioritaria para el día en curso y los siguientes 5 días operativos de acuerdo al modelo de planilla del ANEXO II.

La información deberá ser enviada diariamente al ENARGAS y a las transportistas antes de las 14hs de cada día operativo.

5) CLIENTES SIN CONTRATOS DE COMPRA DE GAS

En aquellos casos en que no se hubieran declarado los contratos —o acuerdos confirmados por los productores o comercializadores— o no se cumpla con lo aquí establecido, las Distribuidoras informarán a la Secretaría de Energía y al ENARGAS aquellos usuarios que no cuentan con gas contratado.

Esos clientes deberán atenerse I a las disposiciones de la normativa vigente; en particular, las disposiciones de las Resoluciones de la SE Nº 752/2005 y 599/2007.

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6) CONTROL DE CONSUMOS, DESVIOS Y DESBALANCES

6.a) Medición de consumos dentro de Distribuidoras.

Diariamente, y para el día operativo n-2, las Licenciatarias de Distribución serán responsables de enviar a las Licenciatarias de Transporte (i) el total de volumen consumido en cada zona, con el detalle por grupo de usuarios medidos diarios y estimados con medición mensual; (ii) el volumen confirmado en reprogramación a cada cliente con medición diaria y el confirmado total en reprogramación, a cada grupo de usuarios no medido y (iii) los desbalances asignados por esa Distribuidora a cada cliente medido o grupo de clientes no medido.

Las distribuidoras, para el DO n y para consumos con medición diaria, deberán autorizar consumos por debajo de las confirmaciones de gas de reprogramación, para recuperar los desbalances positivos que se hayan asignado en DO n-2.

Para los consumos no medidos diariamente, y en base al cierre mensual de medición de consumo de cada uno de esos grupos, los vendedores de gas (productores o comercializadoras) deberán, dentro de los 5 DO posteriores al de notificación por parte de la Distribuidora de esas mediciones, confirmar los volúmenes adicionales necesarios (que deberán ser solicitados por los cargadores que corresponda), para corregir los desbalances asignados. La falta de confirmación por parte de los vendedores resultará en reducciones de autorizaciones de consumo (a realizar por la Distribuidora) a los clientes desbalanceados, y en la tramitación de sanciones a los vendedores cuyos clientes se encuentren en desbalance.

En el caso de los consumos donde la distribuidora sea el operador relacionado en el punto de entrega, la misma deberá informar mensualmente: (i) el total de volumen consumido en cada zona, con el detalle por grupo de usuarios medidos diarios y estimados con medición mensual; (ii) el volumen autorizado a cada cliente con medición diaria, (iii) el autorizado total a cada grupo de usuarios no medido y (iiii) los desvíos producidos durante el período.

Finalmente las transportistas remitirán al ENARGAS la información indicada anteriormente e informarán con el mismo criterio los datos por cada cargador directo (by-pass físico) que adquiere gas y transporte y que tiene medición diaria.

La información deberá ser enviada al ENARGAS antes de las 12hs de cada día operativo.

7. ASPECTOS ADICIONALES ACERCA DE DESBALANCES

El objetivo de los cargadores y clientes es ajustar los desbalances acumulados haciendo tender los mismos a cero en el menor tiempo posible. Se permitirán desvíos sobre los consumos de la demanda prioritaria según ANEXO I. a) que se adjunta.

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Para los usuarios GNC, SGG y P3 unbundleados el desbalance será considerado en forma mensual dado que en su mayoría no cuentan con telemedición, según el ANEXO I.b).

Para los usuarios GU (Industrias y Usinas) los desbalances serán diarios y deberán ser informados por las distribuidoras según lo establecido en el punto 6.

En el caso de los Cargadores Directos del sistema de transporte las obligaciones descriptas recaerán en las Licenciatarias de Transporte según lo establecido en el punto 6.

Los desbalances acumulados de todos los usuarios con información de medición diaria de cualquier segmento deberán ser compensados incluyendo en la solicitud de gas para el día n+1 el desbalance acumulado del día n-2.

8. PROYECCION POR CUENCA DE LA DEMANDA PRIORITARIA

Las Licenciatarias de Distribución enviarán al ENARGAS antes del inicio del período invernal una programación para la temporada invernal con el mix de cuenca establecido en la Resolución SE Nº 599/07 y realizarán una simulación para determinar a partir de qué volumen de Demanda Prioritaria no resultará posible ajustarse al mismo, de tal forma de poder predecir las acciones a llevar a cabo, incluyendo aquellas que afecten el servicio de transporte en línea con la Resolución ENRG 716/98.

Oportunamente se dispondrán auditorías para comprobar la relación, para un período y una distribuidora determinados, entre los volúmenes facturados a la Demanda Prioritaria, los abonados a los productores de gas por las distribuidoras bajo ese concepto, y la estimación de consumo de la Demanda Prioritaria que surge de la diferencia entre el total del volumen asignado en el punto de entrega para la Distribuidora, para ese mismo período, y el total del consumo de gas natural facturado directamente a clientes de la distribuidora, consumidores directos de gas natural.

Los resultados de esa auditoría serán también contrastados contra los volúmenes de consumo de Demanda Prioritaria estimados, que surgen de estimaciones históricas de la evolución del consumo por tipo de usuario y las estadísticas de la evolución del número de usuarios por tipo.

9. DISPOSICIONES TRANSITORIAS

La aplicación inmediata del presente procedimiento será realizada en forma manual a partir de que el mismo entre en vigencia, hasta tanto las licenciatarias adapten en el término no mayor de 45 días sus sistemas de nominaciones y confirmaciones para que los procedimientos se realicen en forma automática.

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ANEXO I - Desbalances

ANEXO I – a) Desvío diario demanda prioritaria

La banda de tolerancia para las nominaciones de gas natural se define con el mismo criterio indicado en el Punto 5.7) del Reglamento Interno de los Centros de Despacho Resolución ENARGAS 716/98.

Para la desviación porcentual diaria en la demanda prioritaria se admitirá hasta un 10% diario o un 3% en el mismo sentido por un período máximo de 5 días consecutivos. Se entiende por desviación porcentual diaria en la demanda prioritaria a la diferencia entre el volumen real menos el programado, dividido en el volumen programado.

ANEXO I. b) – Desvío Mensual de clientes GNC, SGG y P3 unbundling.

Se controlará que no exista un comportamiento abusivo en la estimación del consumo de estos clientes.

ANEXO II — Información a ser suministrada por transportistas y distribuidoras Son las planillas que actualmente recibe el ENARGAS, con más lo indicado en Anexo IV.

ANEXO III — Redireccionamientos para el Abastecimiento de la Demanda Prioritaria.

El siguiente procedimiento tiene por objeto asignar los volúmenes requeridos para garantizar el abastecimiento de la demanda prioritaria.

La distribuidora será la responsable de realizar las estimaciones de su demanda prioritaria efectuando diaria y oportunamente las solicitudes de gas correspondientes, contemplando lo indicado en el ANEXO I e informando acorde a normativa vigente.

El productor deberá confirmar las solicitudes para abastecer la demanda ininterrumpible con primera prioridad, acorde a lo indicado en este reglamento.

En el caso que la confirmación del productor sea menor a la solicitud de las distribuidoras, las transportistas deberán redireccionar el gas hasta completar el volumen requerido por las Distribuidoras, para abastecer la Demanda Prioritaria (D+I). El mayor volumen que resulte de estas reconfirmaciones deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes, siguiendo las prioridades establecidas en el punto 1.c) de este reglamento y las prioridades establecidas por el productor dentro de cada uno de los segmentos de consumo.

En el caso de que la confirmación de un productor sea menor a la solicitud de las distribuidoras para abastecer la Demanda Prioritaria y no haya confirmaciones a otros clientes por parte del mencionado productor desde la misma cuenca de origen, el

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faltante generado por ese productor deberá ser solicitado por las Distribuidoras al resto de los productores de la misma cuenca en forma proporcional, según la metodología indicada en el punto 1 a) sin tener en cuenta al productor sin disponibilidad de gas.

ANEXO IV - Información de Restricciones y Cortes

Las distribuidoras deberán suministrar toda la información de programación de restricciones, clasificada acorde a las prioridades establecidas en el Punto IV 1.c) de este procedimiento. Las distribuidoras deberán informar al ENARGAS y a las transportistas cuales consumos, por su dimensión, velocidad de corte y capacidad de escalonamiento, deben ser considerados por separado de esa clasificación. La información de restricciones programadas deberá ser remitida a transportistas y al ENARGAS, en el día operativo n-2 (DO n-2), en el horario que disponga el ENARGAS. Ese horario será determinado en conjunto con los Centros de Despacho. De no mediar nuevas instrucciones del ENARGAS, esa información deberá ser suministrada por cargadores a transportistas y a la Autoridad de manera simultánea, en ocasión de ocurrir la programación del DO n-2, acorde a disposiciones de la Res. ENARGAS Nº 716/1998.

En el caso de los cargadores by-pass físico, esta indicación deberá cumplimentarla las Licenciatarias de Transporte.

ANEXO V - Manejo de saldos de cuentas OBA y de confirmaciones en reprogramación ordenadas por la Autoridad.

En la medida en que existan restricciones a la demanda de gas ocasionadas por escasez de gas y no de transporte, no se podrán realizar confirmaciones de gas sobre saldos de cuentas OBA, salvo explícita indicación de la Autoridad.

Mientras exista alta demanda en el sistema los productores deberán inyectar el volumen máximo disponible, a menos que las transportistas indiquen lo contrario.

Tanto las cuentas OBA como los desbalances de los cargadores partirán de un saldo igual a cero a partir de la fecha de entrada en vigencia de este procedimiento. Los saldos existentes hasta la mencionada fecha quedarán congelados hasta que se resuelva el procedimiento de compensación de los mismos.

Asimismo, a los clientes cuyos consumos no cuenten con la correspondiente confirmación de los productores según las disposiciones de los Puntos IV. 1 y 2, y estén autorizados a consumir, se les confirmará la diferencia hasta completar los volúmenes autorizados, desde la referencia de abastecimiento existente para su suministro (arreglo de suministro o contrato), a menos que el cliente manifieste su voluntad en contrario, en cuyo caso ese cliente no tendrá autorización para consumir.

A más tardar a fin de cada mes todas las compensaciones entre cuentas OBA y desbalances deberán ser realizadas con la correspondiente aprobación del ENARGAS

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ANEXO II

TRAMITACIONES RELATIVAS AL PPI – DETALLADA NARRACION DE LAS ACTIVIDADES REALIZADAS POR LAS LICENCIATARIAS EN UN TEMA TRASCENDENTE DE LAS LICENCIAS.

LA CUESTION RELACIONADA CON LA APLICACIÓN DEL P.P.I. A PARTIR DEL AÑO 2.000.-

El acta acuerdo del 6 de enero de 2000

Con fecha 6 de enero de 2000 el Presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y representantes de las Licenciatarias del Servicio de Transporte y distribución de Gas Natural por redes, suscribieron un acta acuerdo, de acuerdo a la iniciativa de la Secretaría de Energía de la Nación, conforme lo manifesta el primer considerando de dicha acta acuerdo.

En dicho acto las licenciatarias de Transporte y

Distribución prestan su conformidad para el diferimiento, en forma excepcional y por única vez, del ajuste del PPI para el período y en las condiciones previstas en los considerandos de dicha acta acuerdo, estableciéndose su recupero entre el 1° de julio de 2000 y el 30 de abril de 2001.

En el segundo punto del Acta se establece que, como consecuencia de lo acordado y en relación al proceso del traslado del precio del gas comprado a las tarifas para el período estacional Mayo-septiembre de 2000, las Autoridades garantizan a las Licenciatarias el respeto pleno de las normas hoy aplicables, disponiendo su implementación en los plazos legales previstos por las normas regulatorias.

Importante resulta remarcar los considerandos del acuerdo que marcan el espíritu y marco en el que el mismo fue suscripto. Así el segundo de ellos señala que: “...siempre bajo el amparo de la integridad jurídica del marco regulatorio que las rige y de las licencias otorgadas y el respeto y plena vigencia de los compromisos y contratos celebrados como resultado de la privatización de Gas del Estado, la Secretaría de Energía de la Nación ha manifestado su preocupación en orden a la realidad económica imperante y a la necesidad de arbitrar soluciones acordes con el plan económico oportunamente diseñado por las Autoridades Nacionales, sin que ello repercuta en el cumplimiento de lo legislado en el marco regulatorio vigente.”

Asimismo en el considerando tercero queda claro que

la reconsideración temporaria de la aplicación de los PPI, tiene un carácter excepcional, “...y sin que ello importe un cambio del marco legal aplicable.”

Finalmente en el considerando tercero del acta

acuerdo se establece que: “...ello, al ser aceptado por las Licenciatarias, no deberá repercutir negativamente en la integridad económica ni financiera de sus ingresos, manteniéndolas indemnes de todo perjuicio que pudiera resultar, con el

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reconocimiento expreso por parte de las Autoridades que ello no importará precedente ni constituirá una modificación de las reglas previstas en el marco legal.”

Con fecha 10 de Enero de 2000 el ENARGAS resuelve: i)

Aprobar para cada Licenciataria, el factor de inversión K aplicable para el primer semestre de 2000.

ii) Aprobar los cuadros tarifarios aplicables a partir del 1 de enero de 2000, y;

iii) Diferir a través de su financiamiento y posterior recupero, por única vez y con carácter excepcional y a partir de la conformidad expresa de las licenciatarias, la aplicación del ajuste por PPI correspondiente al primer semestre del 2000 y a hasta el 1 de julio de 2000.

Se establece que la facturación de los importes así diferidos sería recuperada a partir de dicha fecha por la Licenciataria conforme a cuadros tarifarios que el ENARGAS aprobara en la oportunidad y con arreglo al mecanismo dispuesto en el informe intergerencial de fecha 7 de enero de 2000 y la metodología anexa al mismo que forman parte de la resolución.

Acuerdo de fecha 17 de julio de 2000

Con fecha 17 de julio de 2000 el Señor Secretario de

Energía de la Nación, en representación del Sr. Ministro de Economía de la Nación por el Estado Nacional, el Sr. Presidente del ENARGAS y los representantes de las Licenciatarias del Servicio Público de Transporte y distribución de Gas Natural suscriben un acuerdo en el cual convienen:

(i) Que el ENARGAS en cumplimiento del Acta suscripta

el 6 de enero de 2000, incorporará a los cuadros tarifarios con vigencia al 1 de julio de dicho año la variación del PPI postergada el 1 de enero.

(ii) Las licenciatarias prestan su conformidad para el diferimiento de la percepción en forma excepcional y por única vez, de los montos resultantes de los distintos ajustes del PPI que corresponden desde el 1 de julio de 2000 hasta el 30 de junio de 2002.

(iii) El recupero de tal postergación involucra la constitución de un fondo de estabilización del PPI, cuyo funcionamiento se acuerda en los términos y condiciones que se establecen en el anexo II, indicándose que los ingresos resultantes como consecuencia de la creación del fondo, así como los impuestos devengados se reflejarán en los estados contables de las licenciatarias como créditos y deudas.

(iv) Se acuerda que existe consentimiento de las licenciatarias para la postergación de la percepción de los importes en cuestión requiriéndose la aprobación del acta por parte del Poder Ejecutivo Nacional en su calidad de otorgante.

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(v) Se aceptan las condiciones de instrumentación del diferimiento sobre metodología del “fondo de estabilización del PPI.

(vi) Es Estado Nacional se compromete a arbitrar los medios a los efectos que el diferimiento no altere ni se constituya en una contingencia en los estados contables de las Licenciatarias.

(vii) Se declara que los montos diferidos y devengados, constituyen una deuda legítima que las licenciatarias deben recuperar oportunamente, por lo cual lo montos no podrán ser disminuidos ni afectados en modo alguno por compensaciones unilaterales, aún las que pudieran provenir del proceso de revisión quinquenal de tarifas.

(viii) Se crea una comisión mixta en el sector gas natural

Al acuerdo se acompaña como anexo II el documento denominado “Fondo de Estabilización del PPI – Metodología-“ y un proyecto de decreto del Poder Ejecutivo Nacional.

DECRETO 669/00

Con fecha 4-8-00 el Poder Ejecutivo Nacional dicta el decreto 669/00 (B.O. 8-8-00) que reproduce el modelo de decreto acordado y por el que se difiere la aplicación del PPI entre el 1° de julio de 2000 y el 30 de junio de 2002, aprobándose la aplicación del correspondiente al período 1° de enero y 1° de julio de 2000, autorizándose al ENARGAS a instrumentar lo previsto en los artículos del decreto aplicando la metodología que se aprueba en el anexo II de dicha norma.

Finalmente el ENARGAS con fecha 4-8-00 por resolución

1799/00 (B.O. 17-8-00 aprueba los nuevos cuadro tarifarios correspondientes a los servicios de distribución de gas por redes de las Licenciatarias, a partir del 1° de julio de 2000 en los cuales:

1. Aprueba el factor de inversión K de aplicación en el segundo semestre de 2000.

2. Establece el componente de actualización de los servicios de transporte y distribución (PPI octubre 99/abril 99), estableciendo que a tal variación debe añadirse el recupero de 10 meses de deuda devengada en el período enero-junio 2000 y con vigencia al 1 de julio de 2000.

3. Aprueba los cuadro tarifarios aplicables conforme al acuerdo. Difiere la aplicación del ajuste tarifario PPI desde el 1° de julio de 2000 hasta el 30 de

junio de 2002 en los términos del decreto 669/00.

La intervención del Poder Judicial en la cuestión. Dictado de una medida cautelar, solicitada por el Defensor del Pueblo de la Nación, suspendiendo los efectos de los acuerdos antes mencionados. El marco en que se dicta la medida cautelar. La pretensión del Defensor del Pueblo.

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Conforme surge de la sentencia de fecha 18/8/00, en el caso la pretensión de fondo de la actora –Defensor del Pueblo de la Nación- consistía en requerir, a través de una demanda ordinaria contra el Poder Ejecutivo y el ENARGAS, que:

a) Se declare la inconstitucionalidad de:

(i) El art. 41 de la Ley 24.076, en cuanto autoriza un ajuste de tarifas del gas con base en un sistema indexatorio;

(ii) El art. 96 de la Ley 24.076 que pretendía derogar las disposiciones que prohíben la actualización; y

(iii) De los Decretos 1738/92 y 2255/92, y cualquier otra norma que los complemente;

b) Se declare la nulidad del Decreto 669/00 que aprueba el Acta Acuerdo del 17/7/00. Ello incluye el cuestionamiento de:

(i) El mecanismo de diferimiento de los aumentos allí fijados;

(ii) No haberse hecho lugar a la recomendación de la Defensoría (Res. 817/00) de realizar una audiencia pública conforme las previsiones de los arts. 47 y 67 de la Ley 24.076.

c) Solicita como medida cautelar “que se ordene no aplicar aumentos de tarifas sobre los precios de transporte y distribución de gas en base a componentes indexatorios”.

2.- La medida en sí. Sus argumentos para la resolución estimatoria de la pretensión cautelar.

En este marco, el decisorio judicial mencionado ordenó hacer lugar a lo solicitado por el Defensor del Pueblo y suspender la aplicación del Decreto 669/00, de modo que no se apliquen aumentos de tarifas sobre los precios de transporte y distribución de gas en base a componentes indexatorios, por los siguiente motivos:

a) Ilegitimidad de la indexación de tarifas b) Necesidad de audiencia pública

La justiciabilidad de ambas cuestiones se entendió que derivaba de:

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a) Las disposiciones de los arts. 42 y 86 CN justifican el tratamiento judicial del tema.

b) Se afirma en este sentido que “La doctrina y la jurisprudencia han reconocido el carácter justiciable del tema tarifario” (se cita el caso CSJN “Maruba”, Gordillo, jurisprudencia de EEUU, casos “Chicago v.Minnesota”, de 1890 y “Smyth v. Ames”, citados por Grecco).

c) En cuanto a la audiencia pública se cita al respecto el caso “Yousssefián” de fecha 23/6/98.

LUEGO, Y ESPECÍFICAMENTE SOBRE LA VEROSIMILITUD DEL

DERECHO, EL DECISORIO CONSIDERA QUE: a) El ajuste cuestionado no guarda relación ni con el

posible aumento del gas en el sector productivo ni con los eventuales incrementos impositivos u “otras circunstancias objetivas justificadas”, que encuentran su ajuste en el punto 9.3.c del Decreto 2255/92;

b) La Ley 24.076 en su art. 96 establece que en caso de conflicto normativo con otras leyes, prevalece la misma, sin embargo ello debe evaluarse en el caso en referencia con la Ley de Convertibilidad que en ningún caso admite la actualización monetaria (art. 7°), conforme la tutela del usuario garantizada por el art. 42 de la Constitución Nacional.

c) En este sentido, debe merituarse que la Ley 24.076 se dictó en un contexto inflacionario continuo, cuando el aumento tarifario por indexación se produce en un momento de deflación;

d) El aumento de la tarifa no resulta justo y razonable, pues aumenta la rentabilidad de la tarifa mientras descienden los costos internos, y el usuario deberá pagar más por el mismo servicio, en una economía en recesión y con deflación.

e) Se rompe el equilibrio de la ecuación económico financiera del contrato en perjuicio del usuario

f) La interpretación de los derechos de la licenciataria es restrictiva;

g) La audiencia pública encuadraría en lo previsto en el art. 47 de la Ley 24.076;

h) El Decreto 669/00 desborda el marco legal y contractual, por lo que procedería la intervención de los usuarios;

i) A tales efectos se cita el caso Yousssefián (sentencias del 26/11/97 y 23/6/98). LA SENTENCIA APELADA Y SU CONFIRMACIÓN POR LA CAMARA DE APELACIONES EN LO CONTENCIOSO ADMINISTRATIVO FEDERAL.: LOS ARGUMENTOS DE LAS LICENCIATARIAS.

La ley 24.076, sancionada el 20/5/92 (la 23.928 es de Marzo de 1991), en su art. 41 dispone que:

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“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán de acuerdo a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de los bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores”.

Ello así y tal como se describiera en el capítulo respectivo de descripción del régimen tarifario para la industria del gas, el ajuste de las tarifas de transporte y distribución por un indicador de mercado internacional constituye un principio legal establecido por una ley formal del Congreso Nacional.

Dicho principio fue recogido por las reglas básicas de la licencia que dispuso el ajuste semestral de tarifas por PPI a partir del mes de junio de 1993 habiéndose considerado dicho índice como el representativo conforme las disposiciones del Dec. Reglamentario que lo estableció.

En materia de gas natural, puede sostenerse la derogación posterior y especial de la Ley de Convertibilidad

En el presente caso, la ley 24.076 que regula el transporte y distribución de gas natural, sancionada con fecha 22/5/92, ha modificado la ley 23.928, sancionada en marzo de 1991.

Si bien es cierto la ley 23.928 es de orden público, y tal como lo establece su artículo 13 queda sustraída a la autonomía de la voluntad de los particulares; no es menos cierto que la ley 24.076 también resulta de orden público, circunstancia que surge claramente de lo dispuesto por la propia ley en su artículo 95.

Dicho artículo establece textualmente que: “la presente ley es de orden público. Ninguna persona puede alegar en su contra derechos irrevocablemente adquiridos con excepción de los convenios preexistentes entre gas del estado sociedad del Estado y las provincias...”

De este modo, ambas leyes poseen la misma jerarquía. Luego, habrá que estarse a aquella que resulte posterior y especial respecto de la otra, conforme lo establecen los principios generales del derecho según los cuales “ley posterior deroga ley anterior” y “ley especial deroga ley general”.

Tal como fuera expuesto, la ley de convertibilidad 23.928 es de marzo de 1991, mientras que la ley 24.076 es de mayo de 1992, lo que determina que ésta última sea posterior.

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Asimismo, la ley 24.076 es especial puesto que regula específicamente el transporte y distribución de gas natural, mientras que mediante la ley de convertibilidad se establece, con carácter general, un sistema monetario nominalista para el cumplimiento de obligaciones de dar sumas de dinero a partir del 1/4/91.

Entonces, el solo hecho de que la ley 24.076 sea posterior a la ley 23.928 y además especial respecto de ésta última, determina que, en el caso, debamos estarnos a aquélla.

Pero además, esa prioridad está expresamente consagrada por la propia ley 24.076, la que en su artículo 96 dispone que “En caso de conflicto normativo entre otras leyes y la presente, prevalece esta ley”.

Sin lugar a dudas, este es el caso que se presenta a análisis, un conflicto normativo entre una ley que prohíbe la indexación por precios a partir del 1/4/91 y otra ley que permite el ajuste de tarifas de gas de acuerdo a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de la actividad de los prestadores.

Entonces, dicho conflicto solo puede resolverse teniendo en consideración que ambas leyes son de orden público tal como surge de sus respectivos textos, las máximas jurídicas según las cuales ley posterior deroga ley anterior y ley especial deroga ley general y el artículo 96 de la ley posterior y especial que resuelve clara y expresamente el eventual conflicto entre normas en su favor; debiendo tenerse especialmente presente que al sancionarse la ley 24.076, el congreso no pudo haber soslayado la existencia de la ley 23.928, la cual se encontraba vigente hacía poco más de un año, como tampoco pudo ignorar tal circunstancia el poder ejecutivo nacional al dictar el decreto 669/00.

En efecto, a la fecha de sanción de la Ley del Gas y su reglamentación,

la Ley de Convertibilidad llevaba poco más de un año en vigencia, lo cual no pudo ser ignorado ni por el Congreso ni por el Ejecutivo al establecer el mecanismo de ajuste tarifario basado en la evolución del PPI. Siendo ello así, sólo cabe concebir que el Estado Nacional puso deliberadamente en vigencia un sistema lega[ especial de ajuste tarifario -que aplicó pacífica e ininterrumpidamente por ocho años- que consideró compatible con la convertibilidad de la moneda local frente al dólar (doctrina de los actos propios).

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La ley no comprende obligaciones en dólares.

Conforme surge claramente del texto de la ley de Convertibilidad, primera y suficiente fuente de interpretación del intérprete cuando la ley es clara, en su art. 7°, sin lugar a dudas establece la prohibición de actualización monetaria, la indexación de precios, variación de costos, etc., únicamente para las obligaciones de dar sumas de dinero en moneda nacional (australes, luego pesos) mas no para las obligaciones en dólares.

Por otra parte, como las obligaciones en moneda extranjera se consideran obligaciones dinerarias, una redacción genérica las hubiese comprendido, mas la mención a las sumas determinadas en australes, las excluye.

Por tanto, no existe ningún impedimento para que las obligaciones en moneda extranjera sean susceptibles de actualización.

Cabe tener presente, en tal sentido, la interpretación que surge del Informe del Ministerio de Economía tratado en el Senado el 21/3/91 (Diario de Sesiones, pág. 5799): “Se interpreta que de haberse fijado el precio en dólares en el momento en que nació la obligación o relación jurídica, deberá ajustarse por el valor del dólar estadounidense; o sea que será un valor constante en dólares más eventualmente una inflación de esa moneda...”

En el mismo sentido, cabe mencionar lo sostenido por la Procuración del Tesoro en su Dictamen P.T. N° 209/92 (en una causa referida a la validez de una cláusula de ajuste de precio pactada en moneda extranjera inserta en un contrato de provisión celebrado entre un ente autárquico del Gobierno Nacional y una empresa extranjera) al decir que “el régimen de la Ley de Convertibilidad sólo hace referencia a deudas en ‘australes’ y no a moneda extranjera y que su intencionalidad no puede haber sido reglar una inflación extranjera para suprimir sus efectos”.

Asimismo, el Decreto 1312/93 estableció una mecánica de ajuste de precios en contratos de obra pública con un plazo de duración superior a un año, teniendo en cuenta para ello la conveniencia para el interés público y la compatibilidad con el régimen de la convertibilidad, excluyendo el mismo a las concesiones con régimen propio y cobro directo al usuario, como el gas, al solo efecto de la aplicación de ese decreto y para preservar el sistema establecido en el régimen particular.

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Por otra parte, y con relación a lo afirmado en la resolución judicial en el sentido de que la Ley 24.076 regula también el interés económico de los usuarios, cabe puntualizar que, la dolarización de las tarifas de transporte y distribución de gas natural y su ajuste semestral por PPI tiene relación también con el interés de los usuarios, ya que a partir de la privatización de Gas del Estado se han visto beneficiados con un servicio confiable, seguro y prestado a un nivel tarifario que se ubica entre los más baratos del mundo.

CONCLUSIÓN DE ESTE CAPITULO:

La medida cautelar fue confirmada por Sentencia de Cámara y se halla apelada en Jurisdicción de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, pero su ejecución se ha hecho efectiva desde su dictado.

ANEXO III

EL RÉGIMEN TARIFARIO DE LA LEY 24.076: COMENTARIOS

Información válida para los siguientes Cursos de Postgrado:

Programa de ACTUALIZACION EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y DEL GAS NATURAL. (Facultad de Derecho – Módulo V)

Carrera de ESPECIALIZACION EN LA ESTRUCTURA ECONOMICO JURIDICA DE LA REGULACIÓN ENERGÉTICA. (CEARE)

Programa de ACTUALIZACIÓN EN REGULACIÓN ENERGÉTICA – MODALIDAD SEMIPRESENCIAL. (CEARE)

`Programa de ACTUALIZACION Y CARRERA EN GAS Y PETROLEO - IGPUBA

MAESTRÍA INTERDISCIPLINARIA DE ENERGÍA (CEARE) – Derecho de la Energía I

I) Introducción: El sistema adoptado por la ley 24.076, responde al concepto de ‘tarifas máximas”, internacionalmente denominado Régimen del Price Cap, Este sistema prevé que el Concesionario o Licenciatario, como contraprestación por su actividad recibe la tarifa fijada para cada tipo de Servicio prestado. En ese contexto, cada operador percibe la rentabilidad razonable, conforme la calificación legal, más los beneficios que pudiere obtener de una economía de costos o utilidades provenientes de su eficiencia en la Gestión. En este caso, las rentabilidades obtenidas son ‘endógenas’. Cuanto más eficiente sea el Operador mayores serán sus ganancias. Este es justamente el incentivo que se fijó para los inversores en el sistema Regulado.

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Es posible, entonces, sostener que desde el momento en que el Estado adoptó el esquema de tarifas máximas, le restó importancia al tema de las rentabilidades efectivamente obtenidas por la empresa privatizada, por el periodo comprendido en el régimen tarifario establecido,. Ello, claro está, no obsta, ni impide que el Estado revise los esquemas tarifarios, para adaptarlos a la nueva realidad comercial y tecnológica.

En efecto, todos los contratos de concesión y licencias, prevén mecanismos de revisión de este tipo. Ello no implica que dichas revisiones sean efectuadas a partir de resultados pasados, sino todo lo contrario: deben hacerse en función de los resultados esperables en el futuro. Pero aún en estos casos, es altamente inconveniente que el Estado se comprometa con un objetivo de rentabilidad de una persona jurídica privada (no importa cuan baja o alta sea la rentabilidad esperable); todo cuanto debe hacer el Estado, es determinar un cuadro tarifario que permita obtener a los operadores bajo condiciones normales, una rentabilidad adecuada sobre los activos aplicados al negocio y representen el “mínimo costo para los usuarios, compatible con la seguridad del abastecimiento” (Cfr. art. 38 – ley 24.076.)

a) Principios generales. Sistemas de Price Cap y Pass Through.

La Ley del Gas 24.076 y sus Normas Reglamentarias (el Marco Regulatorio), que aprobaron las licencias otorgadas a las empresas adjudicatarias de los respectivos Concursos Internacionales, regularon las principios que rigen el sistema tarifario de los servicios a prestar por las empresas licenciatarias.

Asimismo, el Marco Regulatorio estableció un sistema de cálculo de tarifas, condiciones para su aplicación, criterios para la fijación de los niveles y garantías para los prestadores de los servicios regulados.

Dicho esto, es menester señalar que en el Marco Regulatorio conviven dos principios rectores del régimen tarifario: el denominado PRICE CAP, el cual permite la fijación de la tarifa por la Autoridad Regulatoria a los usuarios finales19; y el llamado PASS THROUGH, que permite trasladar al precio de la tarifa ciertos incrementos de costos que debe soportar el concesionario, no previstos al momento en que fueron fijadas las tarifas.

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Ambos principios conviven armónicamente en el texto del Marco Regulatorio, sometidos al Control del Ente Regulador.

Conforme el artículo 38 de la ley 24.076 los servicios prestados por los transportistas y distribuidores de gas natural, serán ofrecidos a tarifas que:

a) Provean a los transportistas y distribuidores que operen en forma económica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer todos los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones y una rentabilidad razonable;

b) Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante;

c) El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes;

d) Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarán el mínimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.

En la industria del gas natural, la tarifa es la contraprestación por el servicio prestado a los usuarios por transportistas o distribuidores. Es uno de los aspectos esenciales de la regulación, tal como lo expresa el art. 2 inc. d, de la ley 24.076.

El régimen legal aludido contiene los principios a los que deben sujetarse las estructuras tarifarias, tanto las que corresponden a los transportistas como a los distribuidores.

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Esto se extiende también a los procedimientos a observar en supuestos que hacen a la revisión tarifaria, tanto la que se produce de ordinario al cabo de cada período de vigencia de los diferentes cuadros tarifarios al finalizar los períodos estacionales anuales, como las que pueden darse con carácter extraordinario, como sucede en ciertos casos contemplados en el Marco Regulatorio.

b) Tarifas Justas y razonables.

Ahora bien, la ley 24.076, en su artículo, 2° inciso d), sostiene que las tarifas que se apliquen a los servicios, deben ser “justas y razonables”. Esta expresión constituye una vieja aunque no superada fórmula de enunciar de una manera sencilla y breve las dos características esenciales de la tarifa de un servicio público, cualquiera fuere del que se trate.

Expresamente, el art. 2 inc. d) de la ley 24.076 sostiene, al momento de establecer la política general y objetivos para la regulación del transporte y distribución de gas natural, la obligación de “Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural, asegurando que las tarifas que se apliquen sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la presente ley”

En nuestro país, dicha expresión aparece por primera en el campo normativo, en la ley de Ferrocarriles n° 2873. Allí, la segunda parte del art. 44, expresa: “las tarifas relativas al transporte de pasajeros y mercaderías serán razonables y justas”.

Barreiro, en su “Derecho de la Energía Eléctrica”, sostiene que “quizás, el fallo donde por primera vez se registra el concepto de razonabilidad data de 1679 y fue dictado en un caso ventilado en Inglaterra, donde se concluyó que un transportista tenía derecho a percibir por sus servicios, un pago “razonable”. Sin embargo, el desarrollo de estos conceptos se da con particular énfasis en los Estados Unidos, donde se destacan tres etapas o períodos, cada uno de ellos, con inicio en casos judiciales.

En 1877, la Suprema Corte falla en el caso “Munn vs Illinois”, enfatizando que son las legislaturas quienes determinarán las “compensaciones razonables” en aquellos casos en los que la regulación de una actividad sea necesaria para proteger el interés público, de manera tal que los abusos a ello daría lugar –reconocidos por el juez White, redactor de la opinión mayoritaria de la Corte- el pueblo tendría que solucionarlo en las elecciones y no ante los tribunales.

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En el caso “Smyth vs Ames” (1898) la Corte de alguna manera reivindicó para la justicia la posibilidad de revisar lo establecido en cuanto a tarifas por las legislaturas estaduales.

Por último, en “Federal Power Comisión vs Hope Natural Gas Co.”, en 1944 se sienta el principio de que a través del standard “justo y razonable”, se controla el resultado alcanzado a través de una tarifa, más que el método empleado para determinarla. Este caso sienta las bases de los organismos de regulación de carácter administrativo que llega a nuestros días. Para sintetizar la evolución de la cuestión a través de estos antecedentes, se ha dicho que el caso “Munn vs Illinois” marcó el comienzo de la intervención legislativa en la fijación de tarifas; “Smyth vs Ames”, en cierto modo anunció un período de fijación de tarifas por los jueces y, finalmente, el caso “Hope” inició la era de las comisiones reguladoras”.

Cincunegui, en su obra “Principios Legales del Régimen Tarifario”20, considera que a los efectos de fijar tarifas justas y razonables, deben aplicarse los siguientes principios: 1) la rentabilidad debe ser razonable y correlacionarse con la efectiva inversión realizada; 2) la tarifa debe ser suficiente como para cubrir los gastos de explotación y expansión y lograr una rentabilidad razonable; 3) la garantía de la tarifa suficiente subsistirá siempre que la gestión empresaria sea eficiente, y 4) las tarifas deben ser justas y razonables, ya sea para el prestador como para el usuario y deben tender al abaratamiento.

La expresión “tarifas justas y razonables” se mantiene también en modernos regímenes vigentes en los Estados Unidos como en al Natural Gas Act y la Telecommunications Act de 1996, lo que indica su permanente vigencia.

Por ejemplo, en los Estados Unidos, la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) establece precios para la venta de energía eléctrica entre estados, para lo cual debe definir una tasa que proporcione al vendedor un beneficio razonable. La tasa empleada es la tasa de capitalización del mercado para las acciones ordinarias de la empresa vendedora. Se busca entonces que esta tasa sea la misma que la ofrecida por los títulos que tengan un riesgo equivalente a las acciones ordinarias de las empresas21.

c) Principios ordenadores de las tarifas.

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Sin embargo, como ocurre con todo concepto jurídico indeterminado, lo justo y razonable no es más que un gran criterio rector al cual luego hay que llenar de contenidos concretos.

A partir de ese criterio rector, pueden señalarse los requisitos que debe tener una tarifa: 1) razonabilidad; 2) igualdad; 3) proporcionalidad; 4) justo retorno o suficiencia; 5) certeza y 6) irretroactividad.

Debe repararse que lo expuesto no significa que todos y cada uno de estos requisitos concluyan en una tarifa jurídicamente válida; más bien, éstos constituyen pautas generales que nos orientan en la concepción de la tarifa propiamente dicha.

Seguidamente, haremos una breve explicación de los principios orientadores antes enumerados.

1) RAZONABILIDAD: la tarifa está sometida a la regla de la razonabilidad en condiciones equivalentes o análogas a las establecidas para la actividad estatal.

Hace casi sesenta años, la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en autos “Ventafrida c/ Unión Telefónica del Río de la Plata”22, sostuvo que ”la tasa percibida por el concesionario no es un precio sujeto a la ley de la oferta y la demanda“. En igual sentido, el principio de la razonabilidad en las tarifas, ha sido reconocido además por nuestra Corte Suprema en “Cía. de Tranvías Anglo-argentina c/ Gobierno de la Nación”23.

2) IGUALDAD Y NO DISCRIMINACIÓN: el cual refiere a criterios de igualdad similares a los que existen para cualquier otra actividad estatal o de interés general.

Pero, claro está, la regla de la igualdad no impide, entonces, que existan diversas categorías de usuarios, o diferentes tipos de servicios prestados a precios distintos. Tampoco podría objetarse la existencia de una tarifa diferencial para entidades de bien

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público. El ideal de la norma, es evitar que haya una arbitraria discriminación, lo cual se obtiene clasificando razonablemente los usuarios o de los servicios.

3) PROPORCIONALIDAD: la proporcionalidad está en relación directa con la cantidad y calidad del servicio recibido y el costo de ese servicio.

Ciertamente, esta regla no se aplica totalmente en las tarifas que poseen como componente un cargo fijo. Lo importante, es la medida de ese cargo, ya que si fuera muy alto perjudicaría a los usuarios de bajo consumo en beneficio de los intensivos.

Así, la función de la proporcionalidad es, esencialmente, evitar que una categoría de usuarios subvencione a otra o que existan subsidios cruzados que están expresamente prohibidos por la ley.

4) JUSTO RETORNO Y SUFICIENTE RETORNO: estos dos requisitos están íntimamente ligados a dos factores: a) el riesgo del negocio, y b) los estándares habituales de la industria.

La medida del retorno, como principio, debe ser la adecuada para permitir la prestación del servicio en los términos establecidos por parte de una empresa eficiente.

Hasta aquí tenemos el retorno suficiente, que puede en ocasiones ser también el retorno justo. Dejaría de ser justo, en presencia de prestaciones de alto riesgo donde se justifica una tasa de retorno más alta que la exigida para la simple prestación de una empresa eficiente.

Aún así, el prestador de un servicio público no puede pretender el volumen de ganancias que obtiene quien ejecuta una actividad privada sujeta a las leyes del mercado.

5) CERTEZA: la tarifa debe tener certeza y eso quiere decir que debe de estar adecuadamente publicada y objetivada en forma tal que impida alteraciones perjudiciales para los usuarios.

Rigen para ella los mismos principios de publicidad que para otros actos estatales; esto, a no dudarlo, es lo que otorga certeza a los actos estatales es su conocimiento público.

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6) IRRETROACTIVIDAD: siendo la tarifa la retribución por un servicio público ya prestado, no podría ser retroactiva. Este principio, que se aplica en general para toda la legislación, ha sufrido sin embargo muchas excepciones en el terreno fiscal.

Tal como lo ha indicado Cassagne, la aplicación de una tarifa que imponga en forma retroactiva nuevos precios o tarifas sería un acto inconstitucional, pues el principio de irretroactividad tarifaria integra la garantía de inviolabilidad de la propiedad, consagrada en el art. 17 de la Constitución Nacional. Legislativamente, la irretroactividad de las tarifas está contemplada, por ejemplo, en el art. 42 del decreto reglamentario del marco regulatorio del gas.

d) Facultades del Ente Regulador en materia tarifaria.

En materia tarifaria y de acuerdo a lo previsto en el artículo 52 de la Ley 24.076, el Enargás posee básicamente las siguientes facultades:

a) establecer las bases para el cálculo de las tarifas. b) Controlar que las tarifas sean aplicadas de conformidad con las siguientes habilitaciones y con las disposiciones de la ley. c) Aprobar las tarifas que aplicarán los prestadores disponiendo la publicación de aquella a cargo de estos. d) Intervenir en las actualizaciones tarifarias. e) Verificar que la procedencia de las revisiones y ajustes deban aplicarse a los valores tarifarios

En caso de advertir que una tarifa resulta inadecuada, indebidamente discriminatoria o preferencial, el ENARGAS debe notificar tal circunstancia al prestador del Servicio y convocar a una audiencia pública, luego de la cual deben dictar una resolución. No obstante, quien solicite o promueva una modificación soportará la carga de la prueba respectiva.

El art. 47 del Marco Regulatorio lo contempla de la siguiente manera: “Cuando el Ente Nacional Regulador del Gas considere, como consecuencia de procedimientos iniciados de oficio o denuncias de particulares, que existen motivos para considerar que una tarifa, cargo, clasificación o servicio de un transportista o distribuidor es inadecuada, indebidamente discriminatoria o preferencial, notificará tal circunstancia al transportista o distribuidor y la hará pública convocando a tal efecto a una audiencia pública dentro de los primeros quince (15) días. Celebrada la misma, dictará resolución dentro del plazo indicado en el artículo 46 de esta ley”.

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Conforme ello, estas facultades en materia tarifaria han sido judicialmente ratificadas. 24

Como conclusión, podemos afirmar que el sistema tarifario argentino se apoya en los siguientes principios generales25.

1) Tarifas Justas y Razonables. 2) Razonable rentabilidad en una empresa eficiente, que se encuentra contemplado en el artículo 39 de la ley 24076. 3) Ingresos suficientes para cubrir costos operativos y rentabilidad, art. 38 del marco regulatorio. 4) Ganancias similares, como promedio de la industria, a las de otras actividades de riesgo equivalente, art. 39 inc. a del marco regulatorio. 5) Revisión de los precios, art. 41 y 42. 6) Reducción progresiva de los precios. 7) Prohibición de subsidios cruzados. 8) Delegación de la cuestión tarifaria en el legislador, art. 42 inc. f.

Al solo efecto enunciativo, ya que más adelante abordaremos dicha cuestión de una manera más detallada, nos parece importante hacer una referencia a los dos sistemas que se han empleado para la fijación de las tarifas: el de la tasa de retorno o rate of return, llamado también cost plus, y el precio tope o price cap,

El primero de ellos, tradicionalmente empleado en la regulación de las public utilities en los Estados Unidos, consiste en establecer la utilidad del prestador como un porcentaje calculado sobre el total del capital invertido.

El segundo sistema, precio tope o price cap, originado en las privatizaciones que se hicieron en el Reino Unido, supone el establecimiento por la autoridad regulatoria de un precio – o índice de precios – máximo que podrá percibir el concesionario como retribución de la prestación del servicio.

Este último sistema es el que fue adoptado en la Argentina con la Reforma del Estado iniciada en 1989. Por ejemplo, en el marco regulatorio en análisis rige el principio de las tarifas máximas, como bien lo contempla el art. 42.

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e) Características de las tarifas. Fijación y Estructura tarifaria.

Por su propia naturaleza, la tarifa constituye el centro alrededor del cual gira todo el contrato, ya que constituye uno de los principales elementos vinculantes de todos los sujetos que componen esta compleja relación jurídica que nuclea al concedente, al concesionario o licenciatario, a los usuarios y a los órganos de control.

En cuanto a la noción conceptual, la tarifa representa el precio que el usuario debe abonar por el servicio prestado.

Recibe también el nombre de “cuadro tarifario” y representa así el monto de la retribución que el concesionario o licenciatario recibe por la prestación de los servicios.

La tarifa es aprobada por un acto administrativo de alcance general, e integra al mismo tiempo un contrato. Participa, en consecuencia, de una doble naturaleza, toda vez que, por una parte, entre concedente y concesionario el vínculo es contractual y la tarifa es parte de ese contrato; por otro lado, respecto de los usuarios, participa de la naturaleza jurídica de los actos de alcance general y le es aplicable su régimen.

La fijación de esos precios se hace teniendo en cuenta tres elementos iniciales: a) el período que habrá de cubrirse; b) el universo de usuarios o clientes, y c) el o los servicios que se prestarán.

Conforme a ello, la tarifa debe, en teoría, ser suficiente para cumplir con tres propósitos: a) brindar el servicio en las condiciones establecidas; b) cubrir los costos de explotación, y c) permitir al concesionario la obtención de una utilidad razonable.

En el proceso de análisis de la tarifa han de distinguirse dos aspectos diferentes: a) la determinación de la tarifa, y b) la estructura o composición tarifaria.

El primer aspecto tiene como objetivo principal establecer los criterios o métodos a seguir para fijar el monto total de la remuneración que recibirá el concesionario, determinando el precio de contrato o ingreso que recibirá en forma conjunta el concesionario o licenciatario durante el período considerado.

El segundo aspecto, por otro lado, determina qué tasa o precio unitario se aplicará a cada usuario por el servicio o los servicios que reciba.

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La determinación de la tarifa está contenida en el art. 37 del Marco Regulatorio, que dice: “la tarifa de gas a los consumidores será el resultado de la suma de: a) precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, b) tarifa del transporte; y c) tarifa de distribución”.

Por su parte, el art. 38 del marco regulatorio, en el inc. b, al mencionar los principios que a los que deben ajustarse los cuadros tarifarios, establece algunas pautas para determinar los diferentes servicios cuando dice: “Deberán tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los diferentes tipos de servicios en cuanto a la forma de prestación, ubicación geográfica, distancia relativa a los yacimientos, y cualquier otra modalidad que el ente califique como relevante”.

Cabe destacar que la discriminación entre usuarios que surgiría del artículo 38, no solo es posible, sino en ocasiones necesaria. Así, el art. 43 del Marco Regulatorio en análisis dice, por ejemplo: que “Ningún transportista o distribuidor podrá aplicar diferencias en sus tarifas, cargos, servicios, o cualquier otro concepto, excepto que tales diferencias resulten de distinta localización, tipo de servicios o cualquier otro distingo equivalente que pueda aprobar el Ente Nacional Regulador del Gas”.

f) El sistema de la tasa de retorno o “rate of return”.

Este sistema consiste esencialmente en fijar al prestador del servicio, un límite razonable en sus ganancias -a fin de evitarle beneficios indebidos derivados de su posición monopólica-, pero que a su vez le permita recuperar las inversiones efectuadas con más una ganancia razonable.

Para ello es necesario que la autoridad de aplicación cuente con información lo más exacta posible sobre los costos de la empresa y su correcta imputación a cada una de las diferentes etapas o actividades de la prestación del servicio, lo cual presenta diversos problemas prácticos.

En este sistema se tienen en cuenta los costos tarifarios de explotación, el capital invertido y su amortización, y sobre este último se calcula una tasa de retorno que el regulador estima como justa y razonable.

Este sistema ha sido muy criticado por cuanto no estimula la eficiencia, provocando en muchos casos el incremento innecesario de costos para generar mayores ganancias, toda vez que la tasa de retorno aplicable se aplica sobre una mayor base, encareciendo la

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tarifa, sin que ello implique una mejor calidad del servicio. De esta manera, las más encendidas críticas contra este sistema, indican que el mismo permite caer en una verdadera paradoja, ya que mientras una empresa ineficiente, podría cubrir sus costos y asegurarse la tasa de retorno fijada, una empresa del mismo sector y actividad que actuara en forma eficiente, si bien recuperaría sus menores costos merced a una utilización eficiente de los mismos, percibiría igual tasa de retorno sin un incremento sobre la misma, como sí lo haría la empresa ineficiente, con el consiguiente encarecimiento de la tarifa para los usuarios, que no necesariamente se traduce en una mejora en la calidad de las prestaciones recibidas.

A los efectos de la fijación de la tarifa bajo este sistema, hay que tener en cuenta tres factores básicos: a) los costos de explotación, b) el capital invertido y su amortización, y c) la tasa de retorno o utilidad.

Por ello, la determinación cuantitativa de la tarifa consiste en establecer la suma de dinero total que el concesionario habrá de recibir como contraprestación. El ingreso total (bruto) del concesionario se compone, básicamente, de la suma de dos factores: a) los costos de explotación (materias primas, energía, combustible, otros insumos, salarios, alquileres y otros gastos administrativos, impuestos, amortizaciones, etc) y b) la utilidad. Esta última, a su vez, es la resultante de multiplicar el capital invertido por la tasa de retorno.

Así: Utilidad = capital invertido x tasa de retorno.

Ingreso total = costos de explotación + utilidad

Para calcular el ingreso del concesionario, hay que aplicar la siguiente fórmula:

IT = CE + (CI x TR)

Donde:

IT = Ingreso total

CE = Costos de explotación

CI = Capital invertido

TR = Tasa de retorno.

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De acuerdo a lo expuesto, la determinación de la tarifa consiste es establecer qué métodos se habrán de emplear en: a) la valuación del capital y de los bienes invertidos (rate base), para lo cual deben tomarse en cuenta los bienes muebles e inmuebles que integran el capital tangible, el capital de trabajo, diferimientos fiscales y construcciones en ejecución y b) la fijación de la tasa de retorno.

Para la evaluación de la tasa de retorno, la Corte Suprema en los Estados Unidos ha confeccionado una lista de los principios básicos de la tasa de retorno. Ellos son26:

1) Ninguna tasa de retorno en sí es justa, sino que depende de múltiples circunstancias. 2) El concesionario de servicios públicos está protegido contra la arbitrariedad

regulatoria, pero no tiene asegurada de por sí la tasa de retorno justa. 3) Toda tasa debe tender a mantener la integridad financiera de la compañía; atraer al

capital necesario para el desarrollo del servicio y proveer una ganancia equiparable a otros emprendimientos de riesgo similar.

El principal problema de este sistema es la “asimetría de información”27, pues los verdaderos costos, ni las transferencias de utilidades a empresas vinculadas no reguladas, no pueden detectarse. Hay elevados costos de personal y una cantidad de costos no productivos (capacitación, publicidad, donaciones, etc). Puede incluso, darse el supuesto de que el regulador reciba presiones de los involucrados (gremios, instituciones educativas y religiosas, etc.).

Por otra parte, existen dificultades para calcular las depreciaciones y para controlar todas las decisiones de gasto.

En igual sentido, puede afirmarse que este tipo de regulación no provee eficiencia económica cierta, por cuanto:

I. La empresa regulada utiliza más capital que el óptimo.

II. La relación capital/trabajo de las empresas reguladas es ineficientemente alto.

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El motivo central por el cual se utiliza más capital es porque la empresa regulada tiene garantizada tasas de rendimiento mayor a las del mercado, aunque se aparte de la rentabilidad marginal del capital que manejaría cualquier empresa competitiva no regulada.

g.- El sistema de precio tope o “price cap”

Históricamente este sistema aparece en el Reino Unido con la privatización de British Telecom en 1984. En su obra “La Regulación Económica”, Bianchi expresa que “cuando el gobierno de Margaret Thatcher, a comienzo de los años 80, decidió privatizar las compañías públicas inglesas luego de 40 años de propiedad estatal, uno de los problemas que enfrentó fue, obviamente, el de la regulación de las tarifas, ya que la experiencia del rate of return era altamente insatisfactoria. Alan Walters, uno de los asesores de la Primera Ministra, se opuso entonces a emplear este sistema y propuso, alternativamente, uno basado en las ganancias derivadas de la producción (output relay profits Levy). Fue asi como se consultó al profesor Stephen Littlechild, quien en un estudio previo, ya había analizado la cuestión y que propuso adoptar un sistema que permitiera fijar el monto máximo de la tarifa. Recomendó así que como retribución del prestador del servicio, se fijara un monto total por año basado en una lista de precios que se incrementaría en razón de la inflación por un índice de precios minoristas (retail price index). De ese total se deduciría un factor x, que constituiría la reducción real de los precios (...) El sistema, fácil de controlar por el órgano regulador, debía ser revisado quinquenalmente. Dos años más tarde, fue empleado en la privatización de British Gas y luego ha sido empleado en las restantes. En los Estados Unidos, este sistema ha sido empleado en el área de telecomunicaciones; fue aplicado por primera vez en 1989, respecto de las tarifas de la AT&T y se ha extendido progresivamente desde entonces. Así, por ejemplo, en mayo de 1997, Federal Comerce Comisión, FCC, lo estableció para lo llamados Local Exchange Carriers en períodos prolongados, aplicando un factor de corrección X del 6,5%. Poco más tarde, en 1990, la FCC, estableció el Price Cap para los servicios interestatales de las compañías locales de teléfono”.

El price cap consiste en la fijación de precios máximos que cubran los costos de la prestación del servicio, pudiendo ajustarse mediante índices de precios fijados por el regulador y reduciéndose periódicamente a través de un factor de eficiencia, también fijado por el regulador en cada período tarifario, razón por la cual se lo conoce como RPI – X. Este tipo de regulación pretende una menor intervención del regulador, minimizando las posibilidades de influencia del regulador y superando las deficiencias que origina la asimetría informativa28. Esto es, que el Regulador o la Autoridad

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Regulatoria, no posee el conjunto de la información relacionada con la prestación del Servicio con la que cuenta el Concesionario o Prestador.

Tales tarifas iniciales deben ser revisadas por períodos, que como vimos suelen ser de 5 años, por medio del organismo regulador, determinando dicho factor de eficiencia, como así también el factor de inversiones a realizar en el próximo período, conocido también como factor K, con lo cual la fórmula podemos describirla de la siguiente manera: RPI – X + K.

En la práctica, el sistema puede explicarse con el modelo que presenta el sistema tarifario del gas, previsto en el Marco Regulatorio y en las llamadas Reglas Básicas de Licencia (RBL) de Transporte o Distribución de Gas.

Según estos instrumentos y tal como vimos anteriormente, la tarifa del gas a los consumidores es el resultado de la suma de: a) precio del gas en el punto de ingreso al sistema; b) tarifa de transporte, y c) la tarifa de distribución.

Estas tarifas fueron fijadas en los cuadros tarifarios que figuraron en los pliegos de condiciones, por medio de los cuales se licitaron las habilitaciones de transporte y distribución. Dichos cuadros, a su vez, establecían las tarifas máximas permitidas y los transportistas y distribuidores luego fijaron ante el Ente Nacional Regulador del gas (ENARGAS) los cuadros tarifarios que efectivamente aplicarían, respetando los máximos.

Estas tarifas iniciales, de acuerdo a la normativa, debían ser revisadas en forma periódica y quinquenalmente por el ENARGAS, revisión de la cual surgirían nuevas tarifas máximas. Para ello y tal como vimos, se tendrían en cuenta dos factores o índices porcentuales: a) el factor de eficiencia (factor X), y b) el factor de inversión (factor K).

El primero de ellos funciona como moderador de los ajustes periódicos con el objeto de inducir una mayor eficiencia; el segundo, por su parte, está destinado a estimular las inversiones, y se sustenta en un plan de construcciones, operaciones, mantenimientos y relevamientos que debe ser presentado por la licenciataria (de transporte o distribución).

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En las RBL, se estableció asimismo que el factor X deberá estar sustentado en programas específicos de mejoras de eficiencia en donde, como mínimo a) se identifique claramente en que consisten esos programas; b) se cuantifiquen con razonable aproximación las inversiones requeridas y los ahorros de costos esperados, y c) se aporten antecedentes o información suficiente para aplicar tales programas.

El factor de inversión K, a su vez, se aplica por semestres, en función de la incorporación de los proyectos presentados por las licenciatarias y autorizados por el ENARGAS, una vez que se haya comenzado a prestar el servicio a los usuarios.

Ahora bien, este sistema, como todos en general, tiene sus ventajas y desventajas. De tal modo, se observa que:

(i) produce una reducción de las tarifas; (ii) desvincula los costos del concesionario de la determinación de su tasa de

retorno; (iii) el regulador se libera de los problemas generados por la necesidad de contar

con la información de la empresa en cuestión, aunque para ello es necesario que el índice de precios se base en factores exógenos a la misma;

(iv) impide a la compañía subsidiar cruzadamente su accionar paralelo en un mercado libre.

Otras ventajas principales del Price Cap son :

La empresa está incentivada a reducir sus costos y adoptar mejoras tecnológicas

Los costos anuales no son pasados a los consumidores. La empresa se comporta como maximizadora de beneficios en un mercado

de competencia. Al no informarse los costos anuales estos no se pueden manipular

estratégicamente. Se pueden desregular los servicios no monopólicos, dando libertad de

precios (por ejemplo : Servicios de Ingeniería, conexión y reconexión, reparaciones domiciliarias, etc.) Es evidente que el sistema “Price cap” constituye una manera efectiva de controlar los precios de las compañías líderes o dominantes y es considerado por importante doctrina como un paso intermedio útil, en el camino hacia la desregulación total y plena competencia. Es importante destacar, que en diversos estudios norteamericanos, se ha

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llegado a la conclusión que las compañías sujetas al Price cap son más innovadoras y despliegan más rápidamente los nuevos equipos29.

Naturalmente, el éxito de este mecanismo depende de la correcta elección del tope en cuestión, ya que si es demasiado bajo se impondrá un “desafío de competitividad imposible para la firma”, mientras que si resulta elevado, le garantizará ganancias sumamente elevadas. Se trata además de un sistema aplicado para empresas en régimen de monopolio y no para quienes actúan en competencia.

Entre las desventajas pueden observarse las siguientes:

(i) la falta de incentivos de la empresa en la inversión de capital; (ii) la reducción del ámbito de control del Ente Regulador; y su concentración en

controlar la eficiencia de la empresa en un momento muy determinado como es la fijación de la nueva tarifa.

(iii) irregularidad temporal entre la reducción de costos y la producción de nuevas inversiones o mejoras.

(iv) irregularidad temporal entre la reducción de costos y la producción de nuevas inversiones o mejoras.

Al comienzo de un período de control, la empresa tendrá beneficios que podrá retener a lo largo de todo el período. Pero intentará que sus inversiones o mejoras se posterguen hasta el primer año del nuevo período.

Tampoco puede dejarse de mencionar algo que puede ser una ventaja o desventaja, según desde donde se lo mire, ya que la mayor eficiencia de la compañía lleva a la reducción de su personal.

Si estos empleados son absorbidos por otro sector no hay inconveniente, pero si ello no ocurre aumentará la tasa de desempleo.

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II.- El capítulo IX de la ley 24.076. El capítulo IX – tarifas – de la ley 24.076 contiene, como hemos sostenido, los principios básicos referidos a la remuneración de los servicios regulados del transporte y distribución del gas natural.

Asimismo, y a los efectos de tratar las distintas clases de ajustes tarifarios, el art. 37 de la normativa establece que la tarifa de 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.

Haciendo referencia a lo desarrollado anteriormente, la ley 24.076 establece que las tarifas deben ser justas y razonables, esto es, proveer a las licenciatarias que operen con eficiencia un nivel de ingresos que les permita cubrir todos sus costos operativos razonables, pagar impuestos, amortizar activos y generar una utilidad similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable y que guarde relación con el grado de eficiencia en la prestación del servicio, conforme lo establecen los art. 38 y 39 de la ley 24.076.

Toda vez que las licencias son otorgadas por el término de treinta y cinco años (con opción a diez años de prorroga en caso de cumplirse ciertas condiciones), la ley del Gas establece que en el curso de las licencias “las tarifas se ajustarán de acuerdo con una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional, que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores”.

La norma establece, además, que (a) dichos indicadores han de ser ajustados, en más o en menos, por sendos factores destinados a estimular la eficiencia (X) y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones (K); (b) conforme el art. 41 de la ley, se establece que la metodología reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas; (c) el art. 42 dispone que cada cinco años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas.

También establece que con sujeción a la reglamentación que dicte el Ente, los transportistas y distribuidores deberán registrar ante este último los cuadros tarifarios que se proponen aplicar, indicando las tarifas, tasas y demás cargos que correspondan a cada tipo de servicio, así como las clasificaciones de sus consumidores y las condiciones generales del servicio. Dichos cuadros tarifarios, una vez registrados deberán ser ampliamente difundidos para su debido conocimiento por parte de los consumidores.

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Vale entonces decir que el ajuste de las tarifas de transporte y distribución por un indicador de mercado internacional constituye un principio legal establecido por una ley formal del Congreso Nacional. En relación a ello, tanto los cuadros tarifarios como la metodología de ajuste basada en los aludidos indicadores internacionales formaron parte como anexos (B y F) del Pliego de Bases y condiciones para la privatización del Gas del Estado.

Por su parte, el Decreto 1738/92 (reglamentario de la Ley 24.076) dispone que las tarifas se calcularán en dólares estadounidenses, y que los cuadros tarifarios resultantes se reexpresarán en pesos convertibles a la paridad establecida en el Decreto 2128/91 reglamentario de la Ley de convertibilidad 23.928 de $ 1 = U$S 1.

Por último, a través del Decreto 2255 del 2 de diciembre de 1992, el poder ejecutivo formalizó las Reglas Básicas de las Licencias (RBL). Como se verá éste precepto tiene su contrapartida en las RBL, sección 9.2., que aclara que la reexpresión en pesos convertibles es a efectos de la facturación, y que los ajustes tarifarios – incluyendo a los ajustes por variación de PPI – también deben ser calculados en dólares estadounidenses.

Por su parte las RBL tipifican en el capítulo IX las normas relativas al Reglamento del Servicio y Tarifas, estableciendo las siguientes clases de ajustes tarifarios:

A.- Ajustes periódicos y de tratamiento automático y preestablecido (RBL, Art. 9.4.

- Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional.

“En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes o servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o en menos , por un factor destinado a estimular eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en constitución, operación y mantenimiento de instalaciones”. (Art. 41 Ley del Gas).

- Price Producers Index (RBL, art. 9.4.1.1) - Periodicidad: enero y julio de cada año. - Objeto: reflejar el valor de bienes y servicios.

- Ajuste por variaciones en el precio del gas comprado (RBL, Art. 9.4.2)

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“En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes independientes se presumirán justos y razonables. Frente a tal presunción el impugnante soportará la carga de la prueba de exceso injustificado”. (DR 1738/92, art. 38).

Principio de indiferencia:

“Las variaciones del precio de adquisición del Gas, serán trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no se produzcan beneficios ni pérdidas al distribuidor ni al transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitación”. (DR 1738/92, art. 37).

“El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluirá los costos de su adquisición. Cuando dichos costos de adquisición resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podrá limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el ente considere equivalentes” (Ley 24.076, art. 38, inc. C)

Por su parte, el Decreto 1411/94:

1.- Instruye a ENARGAS a certificar compras transparentes, abiertas y competitivas;

2.- Si verificare lo contrario, trasladará el menor costo del mercado para las condiciones y volúmenes similares;

3.- Instruye a la Secretaría de Energía para que informe a ENARGAS sobre conductas anticompetitivas, monopólicas, indebidamente discriminatorias o que impliquen abuso de posición dominante en los mercados de gas natural.

- Periodicidad: 1° de mayo / 30 de septiembre – 1° de octubre / 30 de abril - Objeto: traslado de los costos (estacionales) de adquisición del gas. - Precio Promedio Ponderado: los precios se estiman por adelantado y se

compensan (+/-) a través de la contabilidad diaria (compras reales).

- Ajuste por variaciones en el costo del transporte (RBL – Art. 9.4.3.)

“Los ajustes en los cuadros tarifarios que pongan en vigencia los Transportistas relacionados con el punto 9.4.1. de sus Licencias respectivas, se consideran trasladados a

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las tarifas de las Licenciatarias mediante su inclusión en los ajustes previstos en el punto 9.4.1. de la presente Licencia.”

B.- Ajustes periódicos y de tratamiento a preestablecer por la autoridad regulatoria (RBL, Art. 9.5.)

- Ajuste por la revisión quinquenal de tarifas

Conforme ello, el Art. 42° de la Ley del Gas, establece que: “Cada cinco (5) años el Ente Nacional Regulador del Gas revisará el sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisión deberá ser efectuada de conformidad con lo establecido por los artículos 38 y 39 y fijará nuevas tarifas máximas de acuerdo a lo dispuesto por el artículo 39 de la presente ley.”

- Periodicidad: cada 5 años. - Objeto: otorgar a las licenciatarias una rentabilidad razonable similar a las de

otras actividades de riesgo equiparable o comparable, guardando relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios.

- En dicho ajuste se ven afectados los factores K (Eficiencia) y factor X (Inversión).

Por su parte, los artículos 9.4.1.2 y 9.4.1.3 de la RBL, sostienen:

“A partir de la primera revisión quinquenal, la Autoridad Regulatoria podrá establecer nuevos valores porcentuales para el factor de eficiencia a que se refiere el artículo 41 de la Ley y su Decreto Reglamentario. El Factor de Eficiencia deberá ser propuesto por la Autoridad Regulatoria a la Licenciataria con una anticipación de por lo menos doce (12) meses a la fecha en que entre en vigor la revisión quinquenal de las tarifas. El Factor propuesto deberá estar sustentado en

programas específicos de mejoras de eficiencia en donde como mínimo:

a) se identifiquen claramente en qué consisten los programas y cuáles son sus objetivos;

b) se cuantifiquen con razonable aproximación las inversiones requeridas y los ahorros de costos esperados;

c) se aporten antecedentes o información suficiente que permita aplicar tales programas.

La Licenciataria deberá responder a la propuesta de la Autoridad Regulatoria con una anticipación de por lo menos ocho (8) meses a la fecha de entrada en vigor

de la revisión quinquenal de tarifas. La Autoridad Regulatoria resolverá al aprobar la revisión quinquenal de las tarifas, lo que deberá ocurrir seis (6) meses antes de la entrada en vigor de dicha revisión quinquenal, quedando para la Licenciataria

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expedita la vía administrativa y/o judicial en caso de desacuerdo. No existirá derecho a reclamo en caso de que no se produzcan los ahorros esperados, sin perjuicio de la revisión del factor de eficiencia en la próxima revisión quinquenal o antes si correspondiere de acuerdo a la Ley”.

Por su parte, el artículo 9.4.1.3. “Factor de Inversión” establece que :

“A partir de la primera revisión quinquenal, la Autoridad Regulatoria podrá establecer nuevos valores porcentuales para el elemento de inversión a que se

refiere el artículo 41 de la Ley y su Decreto Reglamentario. El Factor propuesto deberá estar sustentado por un plan de inversiones y relevamientos que deberá

presentar la Licenciataria con dieciocho (18) meses de anticipación a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal de tarifas, preparado con los requisitos que fije la Autoridad Regulatoria. El Factor de Inversión deberá ser propuesto por la Autoridad Regulatoria a la Licenciataria con una anticipación de por lo menos doce (12) meses a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal de las tarifas. La Licenciataria deberá responder a la propuesta de la Autoridad Regulatoria con una anticipación de por lo menos ocho (8) meses a la fecha de entrada en vigor de la revisión quinquenal de tarifas. La Autoridad Regulatoria resolverá al aprobar la revisión quinquenal de las tarifas, lo que deberá ocurrir seis (6) meses antes de la entrada en vigor de dicha revisión quinquenal quedando para la Licenciataria expedita la vía administrativa y/o judicial en caso de desacuerdo. Excepcionalmente, la Autoridad Regulatoria podrá ajustar el Factor de Inversión antes de la revisión quinquenal de tarifas, en los casos de presentaciones que efectúe la Licenciataria sobre la base de lo establecido en el artículo 46 de la Ley, cuando los mismos versen sobre inversiones obligatorias no contempladas en los cuadros tarifarios iniciales o anteriores a la revisión y que no puedan ser recuperadas mediante las tarifas vigentes”.

C.- Ajustes no recurrentes (RBL, Art. 9.6.)

- Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas.

Conforme ello, el Art. 46 de la Ley del Gas, establece lo siguiente: “Los transportistas, distribuidores y consumidores podrán solicitar al Ente Nacional Regulador del Gas las modificaciones de tarifas, cargos, precios máximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los términos de la habilitación que consideren necesarias si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.”

“Recibida la solicitud de modificación, el ente deberá resolver en el plazo de sesenta (60) días previa convocatoria a audiencia pública que deberá celebrarse dentro de los primeros quince (15) días de la recepción de la citada solicitud.”

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- Periodicidad: excepcional. - Objeto: contemplar circunstancias específicas no previstas con anterioridad. - Ajustes por cambios en los impuestos.

El mencionado ajuste se encuentra previsto en las RBL (Art. 9.6.2 y 12 ), como así también en el Art. 41 de la ley del Gas de la siguiente manera: “En el curso de la habilitación las tarifas se ajustarán de acuerdo a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o en menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones. La metodología reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas.”

III.- Conclusión

Las tarifas son el resultado de la consideración de los costos eficientes de la explotación más una utilidad razonable y deben estar sujetas a la revisión del Estado Nacional en el ejercicio de su potestad tarifaria y en cumplimiento de las disposiciones constitucionales de protección a los usuarios frente a los monopolios naturales30 y legales. Ello debe realizarse en cualquier momento en que estén afectados los derechos de los usuarios y, en especial, al practicarse las revisiones tarifarias periódicas de las que debiera surgir una nueva tarifa, sea cual fuese la moneda en que se la exprese.

Las tarifas deben ser establecidas permitiendo al prestador un moderado, razonable y justo retorno del capital invertido. Su moderación es consecuencia de la defensa de los usuarios y la ausencia de riesgo que permite trasladar a las tarifas los acontecimientos imprevisibles de la baja elasticidad de la demanda, de la falta de competencia. Las tarifas deben ser razonables, iguales, proporcionales, con una justa tasa de retorno.

Si bien no existe un derecho inmutable al mantenimiento de una tarifa determinada por parte del concesionario o licenciatario, y el Estado puede alterarla libremente y cambiar la moneda en que ésta se expresa en aras del interés público y de los usuarios31, debe respetarse el Marco Regulatorio y este implica una razonable utilidad del capital efectivamente invertido por la concesionaria.

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En el caso de los marcos reguladores de la energía (tanto energía eléctrica como gas), que disponen fijar las tarifas en base a los costos eficientes que se deberían revisar cada cinco años, cosa que lamentablemente no ocurrió, la supuesta expresión tarifaria en dólares, cuando era aplicable, tenía una duración quinquenal o anual, pero siempre sujeta a variaciones en más o en menos cuando los costos del servicio lo requiriesen, pudiéndose hacer tales ajustes de oficio o a pedido de parte (usuarios o empresas), conforme surge del régimen jurídico general de tarifas y de la interpretación restrictiva de los derechos del concesionario y del licenciatario.

Con la finalización de la convertibilidad y la fuerte devaluación del peso, la expresión tarifaria en dólares constituye un factor de distorsión en las tarifas que no guarda relación con la evolución de los costos eficientes de la prestación del servicio más una razonable utilidad (no la guardó cuando el dólar subió más de un 200% en 2002 ni cuando bajó cerca de un 20% a fines de ese año y principios del presente), que es el único parámetro objetivo que debió contemplar el Estado.

Lo antedicho, sumado a la crisis económica, política y social del año 2001 que derivó en la caída del gobierno de La Rúa, provocó una seria crisis contractual en los servicios públicos privatizados durante la década de 1990.

Las medidas adoptadas por el entonces presidente Duhalde, si bien sirvieron para aplacar el enojo popular, no otorgaron una solución de fondo al principal problema que sacudía los sectores privatizados. Es decir que cualquiera fuera la estrategia de fondo que se hubiere adoptado, los congelamientos tarifarios, la postergación de inversiones, etc., la misma no fue sino parte de una solución cortoplacista, acotada en su radio de acción por la emergencia que golpeaba ferozmente a la administración.

Con motivo de tamaña crisis, el Poder Ejecutivo Nacional dispuso la iniciación, en febrero de 2002, de un proceso denominado “Renegociación de los Contratos”, cuyo objetivo era revisar los contratos vinculados con la prestación de servicios públicos32. La renegociación de los contratos de servicios públicos con la participación de los usuarios con las pautas previstas en el art. 9 de la ley 25561, pretendió ser un camino idóneo –aunque lento y pesado de transitar- para adecuar los contratos a la nueva realidad económica, resguardando el derecho de las empresas y de los usuarios, para lo que habría que estudiar pormenorizadamente la estructura de costos de cada una de ellas, atendiendo a un posible nuevo diseño de calidad del servicio, reprogramando inversiones y estimulando la sustitución de importaciones por la adquisición de productos nacionales equivalentes para disminuir costos.

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Pero pese a las buenas intenciones que pudo tener la Comisión de Renegociación, el congelamiento tarifario dispuesto por las normas dictadas por la emergencia declarada a partir de la ley 25.561 ya había hecho su daño y trajo aparejado un serio desequilibrio entre el costo por la prestación del servicio y la rentabilidad acordada, toda vez que no se atendió a tiempo el principal –y esperable- interés de las empresas concesionarias de servicios públicos: ajustar sus tarifas a la nueva realidad existente a partir del mes de enero de 2002 por cuanto resultaban evidentes el perjuicio que la pesificación les había ocasionado. Las medidas adoptadas no lograron sino mantener o agravar las falencias existentes y evidenciaron una completa falta de análisis de los efectos que iban produciendo.

Entretanto, el tribunal arbitral internacional del Banco Mundial para dirimir sobre diferendos de inversiones (CIADI), resolvió oportunamente a favor de la demanda presentada contra el Estado Argentino por la firma estadounidense CMS Energy, accionista de la compañía Transportadora de Gas del Norte y Central Térmica Mendoza. La resolución se convirtió en la primera medida de este tipo en la que se le da la razón a una privatizada y fue el primero que resolvió reclamos de empresas de servicios públicos privatizados en el país, convirtiéndose en un precedente para las demandas contra la Argentina que tramitan en el CIADI.

El fallo resolvió dar la razón a la firma CMS Energy, en la demanda que había presentado por 260 millones de dólares con los cargos de "expropiación y trato discriminatorio" contra el Estado argentino, en compensación por la pesificación de las tarifas de servicios públicos, tras la devaluación del 2002. Posteriormente, el CIADI redujo en su fallo el monto reclamado a 133 millones de dólares.

El planteo que la empresa había realizado en el CIADI, se basó en dos argumentos: por un lado, consideró que había sufrido una expropiación indirecta del activo de la empresa por parte del Estado argentino, al no permitirle ajustar sus tarifas, y, en segundo lugar, que había recibido un trato discriminatorio. Este último punto se refería a la posibilidad que tuvieron otros sectores de la economía de ajustar sus precios, luego de la devaluación del peso y la inflación derivadas de la crisis de 2001.

El CIADI no aceptó estos argumentos, pero sí le dio la razón al afirmar que la devaluación deterioró los ingresos de la compañía al no ajustarse las tarifas en la misma proporción. Por eso el tribunal fijó un monto indemnizatorio de 133,2 millones de dólares, menor al exigido por CMS, que pretendía 261,1 millones de dólares.

Al momento de contestar la demanda, el Gobierno Nacional argumentó que no fue sólo esa empresa la que sufrió el efecto de las decisiones económicas, sino que todos los argentinos estuvieron equitativamente sometidos a iguales condiciones. También justificó que las medidas se tomaron en medio de un estado de necesidad y urgencia por el que transitó el país.

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El tribunal, integrado por el chileno Francisco Orrego Vicuña, el canadiense Marc Lalonde (a propuesta de la empresa) y el brasileño Francisco Rezek (designado por nuestro país) desestimó este argumento.

IX.- APÉNDICE BIBLIOGRÁFICO Y NORMATIVO DE ESTA SEGUNDA PARTE: - ARIÑO ORTIZ, Gaspar, La regulación económica, Abaco, Buenos Aires, 1996. - BARREIRO, Rubén A., Derecho de la energía eléctrica, Abaco, Buenos Aires, 2002. - BIANCHI, Alberto B., “La Regulación Económica”, tomo 1, Desarrollo histórico.

Régimen jurídico de los entes reguladores de la Argentina, Abaco, Buenos Aires, 2001. - BIELSA, Rafael, “La locución justo y razonable en el derecho y la jurisprudencia”, en

Estudios de derecho público, tomo 1. - BIELSA, Rafael, “Derecho Administrativo”, 2° edición, Depalma, Buenos Aires, 1950. - CINCUNEGUI, Juan B. “Principios Legales del régimen Tarifario”, LL 1998- E-

1133/1142. - BUSTAMANTE, Jorge E., Desregulación, Abeledo- Perrot, Buenos Aires 1993. - CASSAGNE, Juan C., En torno a la noción de Servicio Público, “Revista Jurídica de

Buenos Aires”, Abeledo- Perrot, tomo 1998-II. - CASSAGNE, Juan C., El Contrato Administrativo, Abeledo- Perrot, 1999. - CASSAGNE, Juan C., La intervención administrativa, 2° Ed. -Abeledo- Perrot, Buenos

Aires, 1994. - CASSAGNE, Juan C., Derecho Administrativo, 6° ed., Abeledo- Perrot, Buenos Aires,

1994. - LORENTI, Pedro M., “Aproximación al régimen jurídico del sector eléctrico en la

República Argentina y a sus fuentes en el derecho comparado”, Revista Argentina del Régimen de la Administración Pública, n° 227, agosto de 1997.

- MAIRAL, Héctor A., La ideología del Servicio Público, “Revista de Derecho Administrativo”, De Palma n° 14, 1993, fs. 359 a 437.

- PEREZ HUALDE, Alejandro, “Control judicial de las tarifas de servicios públicos”, LL 2002 – A.

- RICCIARDI, Dario A., “Reflexiones sobre aspectos de la regulación tarifaria en los servicios públicos del sector eléctrico”, REDA, n° 48, Lexis Nexis- De Palma, Buenos Aires, 2004.

- RODRIGUEZ CHIRILLO, Eduardo J., Privatización de la empresa pública y post privatización, Abeledo- Perrot, Buenos Aires, 1996.

- SACRISTAN, Estela B., Eficiencia y Tarifas (con especial referencia al Factor X), Lexis Nexis, 13/09/2004- RDA 2001-1973.

- VILLAR ROJAS, F., Privatización de Servicios Públicos, Tecnos, Madrid, 1993. - VILLEGAS BASAVILBASO, Benjamín, Derecho Administrativo, Tipográfica Editora

Argentina, Buenos Aires, 1950, tomo 3. - Ley N° 24.076; ley N° 24.076 y Decreto 885/92. - Reglamentación ley 24.076; decretos 1.738/92, 2.731/93, 692/95, 951/95, 1.020/95. - Ley N° 25.561.

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- Decreto 2.255/92; decreto 2255/92, licencia de transporte- reglas básicas, licencia de transporte- reglamento de servicio, licencia de distribución- reglas básicas, licencia de distribución- reglamento de servicio.

- Resolución ENARGAS 35/93. - Resolución ENARGAS 10/93. - Resolución ENARGAS 124/95. - Resolución ENARGAS 412/96. - Resolución ENARGAS 1188/99. - Resolución ENARGAS 1256/99. - Resolución ENARGAS 1482/00. - Resolución ENARGAS 1748/00. - Resolución ENARGAS 2247/01. - Informes ENARGAS, año 1999 y siguientes.

- “CMS GAS TRANSMISSION COMPANY C/ REPUBLICA ARGENTINA” (Caso CIADI N° ARB/ 01/ 8) (Procedimiento de anulación).

TERCERA PARTE:

EL FUTURO DE LOS HIDROCARBUROS EN LA REPUBLICA ARGENTINA – LA EXPLORACION Y EXPLOTACION DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES.

RESUMEN INTRODUCTORIO: La situación actual de la producción de Gas y Petróleo en la Republica Argentina durante la primera década del año 2000- En la primera década del siglo actual, la Republica Argentina pasó de ser un país exportador a tener que importar gas y petróleo. Varios han sido los factores que originaron esta situación. Los dos más importantes tienen que ver con la falta de confianza de los inversores debido a reglas de juego cambiantes y tarifas que no representan los costos de producción, lo que in viabiliza económicamente al sector. Es necesario reconstruir la confianza ya que independientemente de cuáles sean las reglas si no se cree en que éstas permanecerán en el tiempo y serán respetadas no es posible lograr un marco propicio para el desarrollo de una industria de alto riesgo como es la industria del gas y petróleo con fuertes inversiones y plazos largos de recupero. La política energética está dentro de la política en general y claramente se ve afectada por variables ajenas al sector, por ejemplo por la política de cambio. La inexistencia de una política y estrategia nacional de largo plazo condujo a que en los últimos años se consumieran stocks de petróleo con producción declinante como puede apreciarse en los gráficos a continuación: Reservas Comprobadas de petróleo en miles de m3 y horizonte de reservas.

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Figura 10. Reservas de petróleo. Presentación Dr. Daniel Montamat. Maestría Interdisciplinaria en Energía UBA. Junio 2012. La producción de petróleo tuvo su pico en 1998. A partir de 1999 la producción comenzó a declinar.

Figura 11. Producción de petróleo em miles de m3 de Gas natural equivalente. Período 1911-2010. Fuente: Elaboración propia.

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La productividad de producción de crudo por pozo también se vio afectada por la falta de inversión, cayendo de 5,3 a 3,4 en miles de m3 por pozo por año:

Figura 12. Productividad de crudo por pozo. Presentación Dr. Daniel Montamat. Maestría Interdisciplinaria en Energía UBA. Junio 2012. En el caso del gas natural la política energética afectó aún más las reservas, tal como puede verse en el gráfico siguiente:

Figura 13. Reservas de gas natural. Presentación Dr. Daniel Montamat. Maestría Interdisciplinaria en Energía UBA. No sólo han caído las reservas sino que también la producción de gas natural está cayendo desde 2004. Esto puede verse en el gráfico a continuación:

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Figura 14. Producción de gas natural. Período 1911-2010. Elaboración propia. La productividad de producción de gas natural por pozo también cayó de manera importante pasando de 97,3 en 1999 a casi 50 en 2010, esto se debe en parte a pozos maduros y a falta de inversión para recuperación secundaria o terciaria:

Figura 15. Productividad por pozo de gas. Presentación Dr. Daniel Montamat. Maestría Interdisciplinaria en Energía UBA. Junio 2012.

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Frente a esta situación compleja en Mayo de 2012 se sanciona la Ley 26741 y posteriormente se publica su decreto reglamentario 1277/2012 que declaran de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF Sociedad Anónima y el 51% del patrimonio de Repsol YPF GAS S.A. El 51% de las acciones expropiadas pertenecen al Estado Nacional y el 49% restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. El decreto reglamentario establece que el Poder Ejecutivo Nacional, a través de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en la órbita de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, ejerce los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones expropiadas hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos correspondientes a las provincias. Todo esto indica que, a pesar de que la Constitución de 1994 reconoce el dominio originario de las provincias sobre los recursos naturales que existen en su territorio y que en 2006 la ley corta de hidrocarburos transfirió a las provincias los derechos de otorgar licencias y concesiones, con esta ley es nuevamente el Estado Nacional el que toma a su cargo el tema hidrocarburos en todo el territorio nacional. La ley es amplia en cuanto a que permite la integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo. Habilita a que se incorporen nuevas modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación. Se entiende que el Estado Nacional busca tener un rol activo que permita revertir la tendencia. Para ello se requerirá de importantes desembolsos para realizar inversiones postergadas. Aún no está claro de qué manera se podrá lograr. Cabe mencionar dos aspectos importantes en referencia al dominio de los hidrocarburos y a las implicancias que pueda tener esto en la política energética: En 1907 cuando se descubre petróleo en Argentina, el dominio de los hidrocarburos correspondió a la Nación por haberse descubierto en territorio nacional. El dominio nacional quedó consagrado en la Constitución de 1949, en la ley 14773 del ‘58 y en la ley 17319 de 1967. Con la reforma de la Constitución de 1994 el dominio originario se transfirió a las provincias. Independientemente de esta situación el principio constitucional declara que los bienes existentes en el subsuelo de la Nación están puestos por la naturaleza en un determinado lugar y son para el beneficio de la Nación completa. Por lo tanto, las provincias deben tener en cuenta esto cuando diseñan la explotación del recurso. Esta situación en la que es la Nación la que establece la política energética (precios, permisos de exportación entre otros) y las provincias las que otorgan concesiones. Esto no ha resultado lo satisfactorio que debiera ser principalmente porque algunas provincias no cuentan con todos los recursos humanos necesarios para negociar contratos con empresas petroleras y porque muchas veces están presentes necesidades concupiscentes de gobiernos locales que no permiten que se negocie con una visión de largo plazo.

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El país necesita de una política nacional y de una estrategia que planifique a largo plazo estableciendo un rumbo y dando señales para que sea posible construir ese sendero hacia el futuro deseado que requerirá de importantísimas inversiones. PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES Un tema que despierta expectativas en estos últimos tiempos es el de los hidrocarburos no convencionales. Éstos podrían cambiar radicalmente la situación energética del país si se cumplieran ciertos requisitos para que su aprovechamiento en gran escala fuera posible. .Durante más de 100 años la industria petrolera ha aprovechado el gas y el petróleo convencional, es decir aquel que quedaba atrapado y concentrado en un yacimiento convencional. Los hidrocarburos no convencionales están muy esparcidos y atrapados en la roca madre por esto no es difícil encontrarlos pero su aprovechamiento es complicado requiriendo técnicas avanzadas para lograr extraerlos. En la figura se muestra de manera esquemática la diferencia entre los hidrocarburos de distinto tipo:

Figura 16. Diferentes tipos de hidrocarburos. Informe de Repsol YPF a la Comisión Nacional de Valores de Argentina. Febrero de 2012. Los hidrocarburos no convencionales tienen mayores costos de explotación que los convencionales debido a que se necesitan pozos de mayor longitud y fracturar la roca madre para lograr captar flujos comerciales de shale gas o shale oil contenidos en los poros de la roca. Hay diferentes tipos de reservorios no convencionales de gas: Gas de arenas compactas, conocido como Tight gas; Gas de Esquistos Bituminosos, conocido como Shale gas y metano de capas de carbón, conocido como CBM. Para fracturar la roca se requieren importantes volúmenes de agua y de arena y un pequeño porcentaje de aditivos que ayudan a que permanezcan abiertas las fracturas.

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Requerimientos de agua, arenas uso del agua Figura 17. Requerimientos de agua, arena y aditivos para hacer “fracturing”. Presentación del Secretario de Energía de la Nación: Ing. Daniel Cameron. Embajada de Brasil Mayo 2012. Un gran interrogante respecto de los hidrocarburos no convencionales es el impacto que produzcan en el ambiente y sus costos de producción. El agua que se recupera debe ser tratada correctamente para que el proceso sea sustentable en el tiempo. Fracturas hidráulicas en un Reservorio De hidrocarburos NO convencionales De hidrocarburos

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A mayores volúmenes de shale gas producido menores los costos. Así es que el shale gas en EE.UU. tuvo un boom y su precio fue bajando por una cuestión de oferta y demanda. Tuvo un piso de 2 USD/MMBTu y de acuerdo al geólogo estadounidense Terry Endelger3, experto en el tema, el precio del shale gas en EE.UU. ronda los 4 USD/MMBTu. En abril de 2011 el Departamento de Energía de Estados Unidos (DoE por sus siglas en inglés) elaboró un estudio mundial sobre el stock de recursos de shale gas en 14 regiones y 32 países del que surgió la importancia del recurso en Argentina:

Figura 20. Mapa mundial de recursos de shale gas. Fuente: World Shale Gas Resources: An inicial Assesstment of 14 regions outsider the United States. Elaborado por el DoE en Abril 2011. Presentación del Secretario de Energía de la Nación: Ing. Daniel Cameron. Embajada de Brasil Mayo 2012. Este informe postuló a la Argentina como la tercera reserva de “recursos potenciales” de gas no convencional en el mundo, detrás de China y muy cerca de Estados Unidos. Con este aliciente, la Secretaría de Energía elaboró su propio estudio del recurso al igual que la provincia de Neuquén. Si bien los valores a los que llega cada trabajo son distintos, lo relevante es que existe un importante recurso de shale gas en ciertas zonas del país. Los reservorios principales son Vaca Muerta y Los Molles en Neuquén.

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Figura 21. Mapa de Argentina de recursos de shale gas. Fuente Presentación Secretario de Energía de la Nación: Ing. Daniel Cameron. Embajada de Brasil Mayo 2012. En Febrero de 2012 la empresa Repsol YPF presentó a la Comisión Nacional de Valores de Argentina y a la Securities and Exchange Commission de Nueva York el informe sobre los recursos y reservas no convencionales (shale oil/gas) en la formación Vaca Muerta en la cuenca neuquina. El informe fue elaborado por Ryder Scott, compañía internacional especializada en la certificación de reservas y recursos de hidrocarburos. El desarrollo del área delineada por YPF, en 1.100 km2, con unos recursos contingentes brutos de 1.525 Mbep, podría hacer posible incrementar en un 50% la producción actual de petróleo de Argentina. Para ello sería necesario acometer un plan de inversiones (100% de interés) de unos 28.000 millones de dólares en los próximos años para la realización de casi 2.000 pozos productivos de petróleo, para lo cual serían necesarios 60 equipos de perforación adicionales a los existentes en el país. De confirmarse los resultados positivos de los pozos exploratorios en curso en el área de gas, se podría incrementar la producción de gas del país un 50%. Para ello se requeriría, en una primera etapa, perforar más de 1.000 pozos con una inversión superior a los 14.000 millones de dólares en los próximos años, requiriéndose 40 equipos de perforación adicionales a los existentes actualmente en el país. Estos 100 nuevos equipos adicionales de perforación, para petróleo y gas, más que duplicarían el parque actual argentino que asciende a 80 unidades. En caso de resultar exitosa la exploración en toda la formación Vaca Muerta e iniciar inmediatamente el desarrollo intensivo del área, en 10 años se podría duplicar la capacidad de producción

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de petróleo y gas actual de la Argentina. Para ello sería necesario realizar un enorme esfuerzo inversor que alcanzaría los 25.000 millones de dólares por año para poder desarrollar todos los recursos prospectivos existentes. Un programa de tal magnitud exige un importante aporte de capital a la Argentina de los mercados internacionales; una potente industria nacional (equipamiento, servicios, etc.) y unos recursos humanos competitivos y de alta cualificación técnica ya que, en la captación de todo tipo de recursos Argentina compite con otros desarrollos similares en el mundo (Estados Unidos de América, China, Australia, Europa del Este, etc.). Ya existe actualmente alguna pequeña producción de gas y de petróleo no convencional en Argentina. La formación Vaca Muerta ha requerido más de 300 millones de dólares y al 31 de diciembre de 2011, ya se habían producido más de 700.000 barriles de petróleo equivalente. En base a los datos de la Concesión del Anticlinal Campamento Oeste operada por la empresa Apache se requirieron 3.000 m3 de agua por fractura totalizando 30.000 m3 en las 10 fracturas realizadas. Hay que tener en cuenta que en general el área de Argentina que cuenta con estos recursos es árida y por lo tanto se necesita llevar el agua en camiones al igual que la arena. En base a un estudio realizado por el Service’s Geologic Resources de EE.UU. se requieren entre 320 y 1.365 camiones por pozo. Será necesario analizar las normas que regulan la producción de hidrocarburos en Argentina para concluir acerca de si la producción de hidrocarburos no convencionales está alcanzada por las normas existentes o si es necesario desarrollar nueva normativa. Es imperioso que se tengan en cuenta las cuestiones ambientales para que sea posible hacer un aprovechamiento responsable del recurso. El agua es un bien escaso y esencial para la vida de plantas, animales y la nuestra. Será requerida una inversión millonaria y una estrategia de largo plazo que permita acompañar el desarrollo de los no convencionales con recursos humanos capacitados, servicios e infraestructura. Hará falta reconstruir la confianza con reglas claras que perduren en el tiempo, seguridad jurídica y sustentabilidad económica y ambiental. MARCO REGULATORIO PARA LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES EN LA REPÚBLICA ARGENTINA - Resumen del marco normativo necesario para ese fin.

1) INTRODUCCIÓN

Los avances tecnológicos a escala global y ciertos mecanismos locales de incentivos como los Programas Plus han justificado la realización de estudios exploratorios que permitieron identificar, en diferentes regiones de nuestro territorio, una importante acumulación de recursos en reservorios de hidrocarburos denominados genéricamente “Yacimientos no convencionales”.

Dentro de estos reservorios hidrocarburíferos no convencionales de gas y petróleo se incluyen:

El shale gas encerrado en formaciones geológicas como lutitas o esquistos.

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Tight sands gas almacenado en arenas compactas de muy baja permeabilidad.

Coal bed methane, shale oil, tar sands o arenas bituminosas que encierran petróleo pesado

Acumulaciones de Heavy oil, que debido a su alta viscosidad y densidad no fluye en condiciones normales del reservorio y su explotación necesita técnicas de extracción y tecnología especiales (En Argentina: crudo Llancanelo, Mendoza)

Acumulaciones de hidratos de gas o hidratos de metano, principalmente de origen biogénico, cuya existencia depende de muy bajas temperaturas y altas presiones (Fondos marinos especialmente)

2) REQUERIMIENTOS INDISPENSABLES PARA LA EXPLORACION, EXPLOTACION Y DESARROLLO DE LOS RESERVORIOS NO CONVENCIONALES:

Para el desarrollo de estos Yacimientos No Convencionales no solo se requiere la existencia física del reservorio sino también una serie de condiciones igualmente esenciales. A saber:

Un marco legal, político e Institucional especifico para estas operaciones, diseñado conforme los principios de la actual legislación Constitucional, Minera e Hidrocarburífera Argentina, (Constitución Nacional de 1994, leyes 17.319 y 26197, 26741, Res. S.E. Nº 24/08 y concordantes que regulan los programas denominados Gas Plus y Petróleo Plus)

Una política de precios retributivos de las altas inversiones necesarias para esas operaciones, y un conjunto normativo que garantice su estabilidad ante posibles cambios normativos o regulatorios;

El diseño y la operación de Instalaciones de transporte con capacidad suficiente que aseguren la evacuación normal de la producción hacia los centros de consumo;

La aplicación de modernas tecnologías que aseguren la eficiencia de la operación, incrementen los factores de recuperación de los hidrocarburos in situ, y la constante reducción de costos de extracción;

El diseño de un conjunto normativo que asegure el más bajo impacto ambiental posible, conforme un Estudio de Impacto Ambiental (E.I.A.S) riguroso que impida, además, cuestionamientos retroactivos basados en consideraciones sobrevinientes.

Una solución permanente para resolver las cuestiones que se habrán de presentar con el uso de un recurso generalmente escaso: el agua para las operaciones. En especial la disponibilidad de los ingentes volúmenes requeridos para las fracturaciones hidráulicas que hasta el presente constituyen las técnicas más importantes para la operación de estos reservorios no convencionales.

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Un régimen eficaz para la importación – temporal o definitiva – de los materiales y equipos necesarios para el desarrollo de las operaciones.

EN DEFINITIVA: se requiere la formalización de un conjunto de condiciones que posibiliten a las Compañías operadoras explorar y producir esos Recursos Hidrocarburíferos:

asumiendo el riesgo de las ingentes inversiones necesarias para ello,

contando con su posible recuperación económica.

con un panorama de sostenibilidad económica y ambiental en el largo plazo.

3) PANORAMA NORMATIVO ACTUAL:

La legislación actual de la República Argentina, en materia de explotación y producción de hidrocarburos, no contiene un conjunto normativo que posibilite una adecuada regulación de todos los aspectos relacionados con la exploración y producción de los Yacimientos No Convencionales antes descriptos.

En especial, existen vacíos regulatorios que exigen ser completados con el dictado de los siguientes conjuntos normativos:

Aspectos Institucionales: una nueva norma Nacional de Principios Institucionales para esta Industria que defina la política Nacional en la materia

Aspectos jurisdiccionales: sistema de asignación de derechos de exploración (nuevos permisos de exploración) y otorgamiento de nuevas concesiones de explotación, así como su necesaria compatibilización con las concesiones existentes. Plazos y demás condiciones de reducción de superficies asignadas. En este aspecto resultará de suma utilidad la consulta análisis de instituciones jurídicas que regulan situaciones similares en el Derecho Anglosajón (EEUU) y Canadá en especial.

Nuevas normas de relación con los propietarios superficiarios;

Régimen tributario especial, y de government take en general, vinculados a los organismos de control Municipales, Provinciales y Nacionales. Ello incluye el régimen nacional de Regalías de Producción y Canon de Exploración y Explotación.

Una Norma Nacional que complete la ley de Presupuestos Mínimos Ambientales

Regulación de las facultades de la Autoridad de Aplicación

La regulación de la comercialización de hidrocarburos no convencionales también podría ser revisada, pero para su instrumentación aplicarían mecanismos normativos más flexibles que para las cuestiones precedentes.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, mayo de 2013.