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