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Grave denuncia sobre el posible daño fiscal producido por las ilegales exportaciones hidro-carburíferas y de como el Estado Nacional malversa ingentes sumas del dinero público en beneficio de un trust petrolero privado.

Sr. Juez:

En la denuncia presentada el día 26 de junio pasado, que en el día de hoy vengo a ratificar hemos aportado elementos para demostrar que en nuestro país: Ocho empresas organizadas en forma de trust dominan más del 90% de la producción petrolera y gasífera.
Asimismo esas ocho empresas son prácticamente los únicos exportadores de gas natural a los países vecinos: Chile, Uruguay y Brasil.
Algunas de ellas además, operan y/o son accionistas de los gasoductos internacionales que abastecen a dichos países.
En el caso de Chile hemos aportado elementos que demuestran que existen vínculos societarios entre empresas que importan, distribuyen, comercializan y/o industrializan en el país vecino y los productores/exportadores de gas que operan en nuestro país.
También hemos aportado elementos para demostrar que los precios de exportación de gas natural a Chile son la mitad de los precios de exportación al Brasil; muy inferiores al precio que se importa gas desde Bolivia; y extraordinariamente inferiores al precio en otros mercados internacionales.
Hemos también aportado elementos que muestran que toda esta operatoria se realiza en el marco de una alarmante caída de las reservas de gas, que todos sabemos es un recurso escaso, no renovable y estratégico. Según información suministrada por la Secretaría de Energía, las mismas han llegado actualmente al mínimo histórico en los últimos veinticinco años. La relación reservas/producción también ha caído muy por debajo del mínimo aconsejable, que se estima en doce años, superando actualmente apenas los ocho años, según datos de esa misma secretaría.
Que en tal sentido se encuentran vigentes la ley de hidrocarburos y la ley del gas natural, que establecen claramente que debe satisfacerse prioritariamente la demanda interna y que los precios de exportación deben ser razonables.
Sin embargo la demanda interna, como es público y notorio, no está siendo satisfecha, existiendo actualmente cortes y racionamientos a generadores de energía eléctrica, usuarios industriales, y estaciones de servicio del país, lo que atenta directamente contra esa legislación.
A esto se suma el hecho que las exportaciones de gas se están hacien-do a precios manifiestamente irrazonables, por ser estos sustancialmente inferiores a lo que cuesta reponer ese recurso, mediante la importación desde Bolivia, lo que también atenta directamente contra esa legislación.
Por lo tanto, además de investigarse a las empresas que actúan de consuno y en colusión, debe investigarse también la conducta de los responsables del área energética, que apartándose de la ley e incumpliendo sus deberes, han permitido y permiten la continuidad de este verdadero saqueo.
Este saqueo que resulta gravemente lesivo a los intereses nacionales y a nuestra soberanía puede y debe detenerse haciendo cumplir el marco legal existente; sabiendo que ello significa enfrentar a poderosos intereses económicos y políticos, que en otras partes de convulsionado planeta, utilizando el concepto de “seguridad energética”, han recurrido hasta la guerra para conseguirla.

Sin embargo en nuestro país parece que no hubiera necesidad de revisar nuestra “seguridad energética”, pese el estado público que tomó el contenido de la denuncia a través de los medios, no hubo ninguna aclaración oficial al respecto. Si lo hicieron voceros de las firmas incriminadas, a través del cable de la agencia DyN (cuyo texto se adjunta) actuando en forma anónima y grupal, lo que es otra muestra de la existencia de un trust petrolero.

En ese cable se afirma en sustancia, en una especie de descargo público a través de los medios, que el precio del gas exportado a Chile, por una “política de no discriminación” debía ser igual al precio interno, lo cual es falso.

Como se puede apreciar en las “Normas que Regulan la Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural entre la República de Chile y la República de Argentina”, cuyo texto se acompaña, en ella se estipula claramente que el precio es libremente acordado entre las partes privadas (art. 5); siendo costumbre en los contratos a largo plazo de este tipo, insertar cláusulas de variación de precios, en función de la evolución del precio del crudo o fuel oil; quedando además obligados los vendedores, compradores y transportistas del gas a observar la legislación impositiva y aduanera aplicable en cada jurisdicción (art. 6). En cuanto a la referida “política de no discriminación”, esta solo se refiere exclusivamente al suministro físico momentáneo, cuando existan impedimentos por causa fortuita o fuerza mayor (art 7).

Seguidamente en el cable las petroleras sostienen que a partir del año 2002 las exportaciones habrían quedado sujetas a la pesificación (Decreto N° 214/02), y a la ley de Emergencia Publica (Nº 25.561). Esta aseveración también es absolutamente falsa, dado que el decreto 689 que dictó el gobierno nacional el 26/4/2002, cuyo texto se adjunta, aclaró expresamente (arts.1 a 4) que los contratos de exportación de gas natural, y de transporte de gas natural con destino a la exportación; quedaban enteramente al margen de dicha legislación de emergencia.

En el citado decreto además se dio por caduca la vinculación de los precios externos con los internos, y por contrario se instó a los productores a “requerir en el futuro la actualización de dichas cifras aplicando las pautas usuales de los contratos de compraventa internacionales de larga duración”, a los efectos de mejorar el flujo de pagos del país (Art 5).
Otro alegato oficioso deslizado a través de los medios a favor del trust, que con sus avisos publicitarios dispone de un poderoso instrumento para la cooptación de voluntades, sostuvo además que los derechos a la exportación del gas natural vendido al exterior (retenciones), se habrían pagado conforme precios de referencia fijados previamente por la Dirección General de Aduanas. Empero por mi parte, luego de una empeñosa y prolija búsqueda, no he podido encontrar una sola norma emitida por esa dirección, que haya establecido dichos precios, razón por la cual esta sería otra falsa explicación.

Terminada esta breve introducción, paso a exponer dos nuevos hechos y circunstancias relacionados con los hechos denunciados:

· El primero consiste en que las firmas integrantes del trust exportador, a los efectos de obtener y/o facilitar las autorizaciones de exportación, habrían falseado las declaraciones juradas que anualmente deben realizar ante la Secretaría de Energía en relación a las reservas comprobadas de gas natural, y otras conexas.
· El segundo está referido al gravísimo daño fiscal directo que dichas maniobras de exportación y subfacturación de gas han producido y están produciendo, configurado no solo en dineros dejados de percibir por el Estado Nacional, sino lo que es mucho más grave, en dineros erogados, y que eroga actualmente el Estado, a los efectos de reemplazar el gas exportado, por sucedáneos energéticos importados, muchísimos mas caros.

A continuación expongo sucesivamente ambos aspectos:

FALSAS DECLARACIONES DE LAS RESERVAS DE GAS POR PARTE DEL TRUST EXPORTADOR

Conforme los acuerdos firmados con la República de Chile y con nuestra legislación interna, las exportaciones de gas natural deben ser aprobadas por la Secretaría de Energía, en “la medida que no comprometa el abastecimiento interno al momento del otorgamiento” (art 2 de las “Normas que regulan la Interconexión Gasífera y el suministro de Gas Natural entre Chile y Argentina” ).

Por esta razón, a los efectos de simular una disponibilidad de gas inexistente, el trust exportador habría efectuado una “contabilidad creativa” en relación a sus reservas comprobadas, las que comenzaron a crecer sustancialmente a partir de 1993, a la par que comenzaron a tramitarse los permisos de exportación de gas.

Como se puede ver en el facsímil de la hoja de la Secretaría de Energía presentado en el anexo de la denuncia, las reservas comprobadas de gas natural habrían pasado de 516 millones de miles de m3 de gas a fines de 1993, a 777 millones de miles de m3 a fines del año 2000, o sea habrían registrado un incremento del 50 %. Pero a partir de dicho año, como consecuencia de las exportaciones, y de los “volúmenes de gas con destino desconocido”, las reservas comprobadas de gas comenzaron a caer aceleradamente, bajando a fines del año 2004 a 534 millones de miles de m3, y una relación reservas/producción de solo 12,4 años, o sea cerca del mínimo prudencial.

Sin embargo recientemente la Secretaría de Energía informó que las reservas de gas (y también las de petróleo) habrían tenido otro abrupto descenso en el año 2005, llegando al mínimo histórico en los últimos veinticinco años, inferiores incluso al año 1993. Concretamente a fines del 2005 las mismas habrían descendido a 445 millones de miles de m3, o sea una caída del 57 % con relación al pico del año 2000, llegando la relación reservas/producción a solo 8,6 años.

Esta brutal baja en las reservas comprobadas, estimadas para 12,4 años, que en un año bajaron a solo 8,6 años, o sea que se perdieron en un año, casi cuatro años; tiene casi como única explicación la rectificación en relación a sus reservas, que efectuó a principios de este año la denunciada como líder del trust, REPSOL YPF, conforme lo hizo público institucionalmente en la documentación que se acompaña.

Concretamente, el 26 de enero del corriente año Repsol YPF anunció mediante el comunicado que se acompaña, y en una conferencia de prensa, que había reducido sus reservas de petróleo y gas en un 25%, disminuyéndolas en 1.254 millones de barriles equivalentes de petróleo, que equivalen a 179 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), o similar cantidad en millones de miles de m3 de gas natural, representando esta cifra de ajuste nada menos que un tercio de las reservas de gas comprobadas de Argentina a fines del año 2004.

El comunicado aclara que esa “revisión” se refiere fundamentalmente a reservas de gas, correspondiendo la mayoría de ellas a Bolivia y Argentina. Y explica que en el caso de Argentina, “las reservas probadas que se esperaba producir sobre la base de las prórrogas de las concesiones han sido eliminadas, al no existir certeza razonable sobre la renovación de esas concesiones”. Esta declaración implica una confesión de estafa, al aceptar de esta manera REPSOL YPF, haber ostentado como propias reservas que legalmente no le correspondían de manera alguna.

También achaca la diferencia a “un mayor conocimiento de ciertos campos” en nuestro país, especialmente los de Loma la Lata, Chihuido Sierra Negra, Ramos y Aguada Toledo, castigando a los mismos con una merma de las reservas comprobadas por un total de 509 millones de barriles de petróleo, que equivalen a 72 millones de miles de m3 de gas, o sea que equivalen a un sexto de las reservas comprobadas de gas existentes en Argentina a fines del 2005, según informó la Secretaria de Energía.

Posteriormente, el 16 de junio del corriente, mediante el comunicado cuya copia se acompaña, REPSOL YPF anunció la conclusión de “la revisión independiente” en relación a la reducción de las reservas anunciada el 26 de enero, efectuada por una Comisión de Auditoría y Control del Consejo de Administración, la que llegó a la benigna conclusión que “el proceso de contabilización de reservas en los específicos campos de Argentina y Bolivia analizados, fue imperfecto entre los años 1999 y 2004 y que, en ocasiones, empleados de la Compañía no aplicaron adecuadamente, para dichos campos los criterios de la SEC relativos a la declaración de reservas probadas”.

Dicha comisión también expresa exculpatoriamente, no haber encontrado “evidencia alguna de que el personal involucrado en la declaración de las reservas... estuviera motivado a incrementar las reservas por razones de lucro personal”,o que “los actuales miembros del Consejo de Administración o del Comité de Dirección tuvieran conocimiento de las inexactitudes o los defectos del proceso de contabilización de reservas de Repsol YPF en relación con los referidos campos de Argentina y Bolivia”.

Simultáneamente, en una entrevista concedida el 17 de junio al diario El País de Madrid cuya copia se acompaña, titulada Repsol YPF cierra el proceso de recorte de reservas sin señalar culpables, el presidente de REPSOL YPF, Antonio Brufau, se encargó de “remachar” dicho informe de auditoría de reservas, expresando, “Me gustaría pasar la página”. Apoyado en la auditoría, “Brufau achacó los fallos en las estimaciones a "cierto descontrol y falta de orden" en el sistema de cálculo aplicado durante la presidencia de Alfonso Cortina. Pero no atribuyó responsabilidades”.

Por contrario como curándose en salud, Brufau destacó que el informe descartó "el dolo, el fraude y el interés personal" en el hecho que el área de exploración y producción de Repsol YPF sobreestimara en 1.254 millones de barriles equivalentes de petróleo (bep) las reservas probadas de la compañía, especialmente en Bolivia y Argentina. "Ni los que se fueron ni los que están ahora se han llevado un duro" aseguró Brufau”. Al mismo tiempo Repsol YPF presentó a la junta general los mejores resultados de su historia: 3.120 millones de euros de ganancias en el año 2005.

Posiblemente ningún ejecutivo de REPSOL YPF se haya llevado un duro demás de la compañía, pero si parece evidente que gracias a esa “contabilidad creativa” de reservas, REPSOL YPF y otros integrantes del trust exportador habrían extraído y exportado enormes cantidades de gas natural, que nunca deberían haberse exportado; y que sumieron al país en la penuria energética, pero que contribuyeron a aumentar las enormes ganancias corporativas de las que se jacta REPSOL YPF en España.

Como una evidente consecuencia de dicha inusitada “revisión” de reservas por parte de REPSOL YPF, la secretaria de Energía emitió el 16 de marzo de este año la resolución 324 cuyo texto se acompaña, en la cual dispuso que la presentación de la declaraciones juradas de reservas debía hacerse anualmente, definiendo además rigurosos criterios para confeccionarlas, y creando a la par un “Registro de Profesionales, Empresas y Entidades Certificadoras de Reservas y Recursos de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos”, que funciona en el ámbito de esa Secretaría.

De esta manera derogó la resolución 482 del año 1998 de esa misma Secretaria, que como facilitando las maniobras de REPSOL YPF, en vez de la declaración jurada anual de las reservas, disponía una declaración bianual de las mismas, con condiciones y definiciones mucho mas laxas que las actuales, como se puede observar en el texto adjunto de esta resolución.

Cabe apuntar que esta “contabilidad creativa” de reservas por parte del trust exportador, presumiblemente a los fines de lograr indebidas autorizaciones de exportación de gas natural, estaría acompañada con la simultánea aparición de enormes volúmenes de gas con destino desconocido, dato que surge al comparar las cifras de consumo interno que brinda el ENARGAS junto con las cifras de producción y exportación brindadas por la Secretaría de Energía.

De esta manera, mediante falsas declaraciones juradas de existencia de reservas de gas natural, para justificar las exportaciones; y falsas declaraciones juradas de producción, gasto y/o uso de gas natural; el trust productor exportador pudo ir compensando una cosa con la otra, las existencias inexistentes, con extracciones y consumos también inexistentes. Esto también le habría permitido manejar el horizonte de la duración de esas reservas, o sea la relación reservas/producción, a los fines empresariales de propiciar simultáneamente a las exportaciones, una atmósfera de escasez de recursos energéticos, con la finalidad de obtener una mejora en los precios internos de dichos recursos, y o mayores prebendas por parte del gobierno de turno.

O sea que concretamente, en base a estas mendacidades en sus declaraciones juradas, que el Sr. Juez debería investigar, el trust productor vendría balanceando dificultosamente un doble objetivo empresarial con intereses encontrados: el de mostrar por un lado la abundancia de recursos, para poder exportar; y el de mostrar por el otro la escasez de esos mismos recursos, para mejorar su rentabilidad interna.

EL GRAVÍSIMO DAÑO FISCAL DIRECTO QUE HAN PRODUCIDO LAS MANIOBRAS DE EXPORTACIÓN Y SUBFACTURACIÓN DE GAS NATURAL

Una primera aproximación a este tema la brinda un artículo del periodista Antonio Rossi publicado por el diario Clarín, que se adjunta, donde informa que: “Para evitar la falta de energía este año se gastarán $ 4.500 millones. El grueso del dinero lo aportará el Gobierno. Será 50% más que lo invertido en 2005”.

Como vemos las cifras en juego son de una magnitud equiparable al gasto de todo el Ministerio de Salud de la Nación, o el equivalente a la construcción de 180.000 viviendas populares y la creación de 600.000 puestos de trabajo. Mas adelante la citada nota precisa que las principales variables que inciden en ese “sobrecosto” son:

- el reemplazo del gas natural en las centrales térmicas generadoras de electricidad por combustibles alternativos importados como el fuel oil y el gas oil.
- el mayor costo que significa la importación de gas natural de Bolivia.
- el costo de la desgravación dispuesta por el Congreso nacional a la importación de gas oil para poder atender la demanda del agro, las industrias y el transporte.

Debe quedar claro que el origen de ese “sobrecosto” no es el resultado de contingencias externas, sino de decisiones del Poder Ejecutivo Nacional, quien por medio de una serie de decretos, resoluciones del Ministerio de Planificación Federal, Obras y Servicios Públicos, resoluciones la Secretaría de Energía, y Decisiones de las subsecretarías de Combustibles y Energía Eléctrica, que en sustancia han dispuesto que el Estado Nacional se haga cargo de la diferencia entre los costos de importación de sustitutos energéticos, y los costos del gas natural sustituido, que se destina a la exportación, principalmente a Chile. (Ver adjunto Listado de Resoluciones extraído del Centro de Documentación e In-formación del Ministerio de Economía).

O sea que el Gobierno nacional utiliza recursos fiscales para financiar la importación de combustibles, mientras que por otro lado continúa permitiendo una irracional y ruinosa exportación de recursos energéticos. No se trata entonces de un “Estado ausente” por omisión, sino de un Estado activo que equívocamente o dolosamente, utiliza sus propios recursos para darle continuidad a un esquema ilegal e irracional de negocios, de “comprar gas caro y venderlo barato”, que como vimos solo beneficia a un trust de empresas encabezadas por REPSOL YPF, porque tras las fronteras los usuarios finales de este insumo lo pagan religiosamente al precio internacional de él.

Pero esta manifiesta arbitrariedad es más grave aún, ya que los que operan y se benefician el negocio de esta irracional sustitución de combustibles, son a su vez los integrantes del trust que se beneficia con las exportaciones hidro-carburíferas.

Esta triangulación de intereses se lleva a cabo a través de la Compañía Administradora Del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), que ha sido designada por el gobierno para la implementación de esta absurda decisión de sustitución de gas natural propio, por combustibles importados mucho más caros.

Esta particular sociedad anónima fue creada por decreto 1192/92, en base a lo dispuesto por ley Nro 24.065, con el objeto de cumplir las funciones de despacho técnico de cargas a la red eléctrica interconectada. De acuerdo a su estatuto social CAMMESA “no perseguirá fines de lucro sino el objetivo de lograr el máximo abaratamiento del precio de la energía eléctrica y el cumplimiento de las funciones que le corresponden conforme el Artículo 35 de la Ley Nº 24.065”.

Cabe preguntarse entonces porque CAMMESA, violando los fines de su estatuto, ha instrumentado esta onerosa sustitución de gas natural, por fuel oil y gas oil. Para empezar a responder a este interrogante debemos apuntar que el Estado Nacional, en la persona del Secretario de Energía, ocupa la Presidencia del Directorio de CAMMESA, pero solo tiene un 20% de las acciones. El resto del paquete accionario lo poseen cuatro asociaciones civiles que representan respectivamente a los generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios de electricidad, cada una de ellas con el 20% de las acciones de CAMMESA.

Y una vez más nos volvemos a encontrar, dentro de estas cuatro asociaciones que representan a los actores privados del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), al “trust” de empresas que dominan la producción, exportación y transporte de gas natural. Para dar un ejemplo: los miembros de la ASOCIACIÓN DE GENERADORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (AGEERA), que tiene el 20% de la acciones de CAMMESA, son entre otros: TOTAL Elfina ELF, REPSOL YPF, Pan American Energy, Pluspetrol Resources Corporation, Tenaris Group (Techint), etc.

De acuerdo a las constancias que obran en la denuncia, estas son las mismas empresas que dominan la producción, el transporte, y el negocio de la exportación de gas. Un informe más detallado de la vinculación entre las empresas del sector gasífero y eléctrico lo proporciona el informe de IDICSO (Instituto de Investigación en Ciencias Sociales de la Universidad del Salvador ) “Análisis de la participación de los principales conglomerados empresarios en las diversas fases de la cadena gasífera y en otros segmentos del mercado energético de Argentina”, que se adjunta, cuyo autor es Ricardo A. De Dicco.

El informe presenta un análisis de la diversificación estratégica que han llevado a cabo los principales oferentes primarios de gas; REPSOL YPF, PETROBRAS, PAN AMERICAN ENERGY, TOTAL (TotalFina Elf), TECPETROL (Techint), y CGC (Sociedad Comercial del Plata), a fin, dice su autor “de corroborar la tesis que manifiesta la existencia de un oligopolio energético operante en Argentina, en clara violación con los marcos regulatorios establecidos durante las reformas estructurales de los ’90 (más precisamente los correspondientes a los segmentos gas natural –Ley N° 24.076– y eléctrico –Ley N° 24.065–), formador de precios de combustibles y de tarifas de gas y electricidad en un contexto de anarquía de mercado”. Como se pude apreciar la conclusión de este informe es enteramente coincidente con lo planteado en esta denuncia.

Se puede afirmar entonces que CAMMESA (que sus funciones de acuerdo al decreto de su creación (art 13 Dto1192/92), son de “interés nacional”) ha sido cooptada en beneficio de intereses particulares. Esta cooptación ha reportado que el conflicto de intereses que supone por un lado, abaratar o mantener adecuados los costos de la energía eléctrica; y por el otro continuar con el negocio de las exportaciones de gas; se ha resuelto trasladando al conjunto de la sociedad el sobrecosto de la importación del combustible sustituto del gas natural exportado.

El gobierno nacional ha comunicado reiteradamente a la opinión pública que para resolver la crisis energética contaba con la colaboración del gobierno de la hermana República Bolivariana de Venezuela. También las resoluciones de la Secretaría de Energía hacen continua mención al “Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina”.

Pero en un comunicado la empresa venezolana PDVSA (ver anexo) señaló que durante el año 2005 solo despachó 50.000 toneladas de fuel oil a la Argentina, en el marco de ese convenio. Y además, según la información suministrada por la misma CAMMESA durante los años 2004 y 2005, y hasta el mes pasado, el fuel oil no provino de la Hermana República Boliviarana como declama el gobierno, pudiéndose apreciar su procedencia real en el siguiente cuadro.

CAMMESA: Importaciones de fuel años 2004 y 2005
PAIS PROCEDENCIA Año CANTI-DAD (tn) CIF (u$s)
RUSIA 2004 43.110 10.541.186
REINO UNIDO 2004 41.515 9.801.313
NORUEGA 2004 45.246 10.499.077
ESTADOS UNIDOS 2004 50.208 11.560.403
BRASIL 2004 206.203 45.659.084
BAHAMAS 2004 145.382 33.095.451
ANTILLASHOLANDESAS 2004 100.051 22.921.234
SUECIA 2005 47.932 14.105.329
CHILE 2005 129.899 39.989.971
BRASIL 2005 723.137 235.674.811

La empresa PDVSA señala en el mismo comunicado que las exportaciones hacia la Argentina se realizan en mediante un convenio firmado nada menos que con la integrante del trust exportador de gas, PETROBRAS, encontrándonos así nuevamente con otro ejemplo de los paradojales negocios que realiza Argentina, por intermedio de los integrantes de ese trust energético, consistente en este caso en exportar gas barato a Brasil, para recibir a cambio fuel oil caro del mismo país. Y lo mismo se repite en forma sumamente agravada con Chile, que también nos suministra fuel oil caro a altísimos precios internacionales, a cambio de recibir gas barato argentino a precio de regalo.

Por su parte el INDEC, computa a la mayoría de las importaciones de fuel oil de dichos periodos como de ORIGEN INDETERMINADO, cabiendo entonces la pregunta si no se trata del mismo fuel oil argentino, que aún en mayor cantidad aparece como exportado, y a precios sustancialmente menores de lo que cuesta importarlo, magnificándose así aún más las pérdidas. Para dar solamente un ejemplo: de acuerdo a datos del INDEC dentro de las exportaciones de fuel-oil figuran como destino entre otros Antillas Holandesas y Bahamas con las siguientes totales por año:

País Año TN Dólares FOB Precio Promedio
Antillas Holandesas 04 43.834 9.041.208 206,25
Bahamas 04 165.794 24.123.064 145,49

Casualmente, ese mismo año CAMMESA importaba fuel-oil de esos mismos países. Cabe entonces solicitar que se abra también una línea investigativa acerca de cual es el origen real de los combustibles pesados y semipesados que se han importado, en sustitución del gas natural exportado, y a través de que firmas.

También debería investigar el extraño fenómeno que se observa en los años 2004 y 2005, consistente en que mientras el Estado se empeña en importar fuel oil, las compañías integrantes del trust se empeñan en exportarlo en cantidades aun mayores, y a precios menores al costo de importación del estado, repitiéndose así el ruinoso negocio que lleva a la quiebra a cualquier comerciante, de comprar caro y vender barato.

Exportaciones e importaciones de Fuel Oil (Fuente INDEC)
EXPORTACIONES IMPORTACIONES
Año Kilos netos Dólares Fob U$S/kg Kilos Netos Dólares_CIF U$S/kg
03 913.071.512,00 141.434.431,00 0,155 25 17,00 0,680
04 978.240.421,00 152.820.611,00 0,156 729.561.704 158.649.370,00 0,217
05 1.042.335.334,00 258.499.857,00 0,248 587.896.308 167.780.481,00 0,285
06 746.748.677,00 205.734.297,00 0,276 233.365.368 79.865.524,00 0,342

Una mínima prudencia administrativa debería haber prohibido o limitado, por un lado, por razones de soberanía y seguridad energética, en el marco de la crisis del suministro del gas natural, las exportaciones de fuel oil y gasoil. Y por otro lado debería haber establecido derechos de exportación (retenciones) sobre el fuel oil, similares a la del petróleo crudo, para abaratar el costo de este insumo interno indispensable en el marco de la “crisis energética”, y evitar maniobras de contrabando perpetradas mediante despachar un espécimen por otro, o sea fuel oil por crudo, como otras veces ya ha sucedido.

En tal sentido aparece como inagotable la imaginación y voracidad de este trust energético, que con total desprecio por el bienestar general, por un lado crea la llamada “crisis energética”; y por el otro la convierte en una “oportunidad” para multiplicar sus ganancias, utilizando al Estado para socializar las pérdidas. Y también parece inagotable la cantidad de veces que funcionarios del Estado han dejado que esto suceda. Pedimos que el órgano de control jurisdiccional ponga de una buena vez freno a tanta insensatez y tanto desatino.

La socialización de las pérdidas que se ven reflejadas en un costo fiscal, producidas por las indebidas ganancias de este trust productor exportador, además del sobrecosto por la importación del gas boliviano, tiene otras tres grandes vertientes, dos de ellas ya señaladas por el periodista Antonio Rossi. A continuación se las explicita y se las cuantifica estimativamente:

1) Costo fiscal de la sustitución de gas por fuel oil y gas oil para la Generación de Energía Eléctrica.
De acuerdo a los datos se CAMMESA, el consumo promedio de combustibles fuel oil y gas oil para la producción de energía eléctrica fue el siguiente:

Generación Energía Eléctrica
Consumo promedio combustibles líquidos (toneladas)
Combustible 2002-2003 2004-2005 Incremento Porcentaje
Fuel Oil 124.828 1.959.238 1.834.410 1.469 %
Gas Oil 29.164 143.747 114.583 293 %

Se observa por lo tanto en el periodo 2004-2005, un notable incremento en el consumo del fuel oil, del 1.469%, y del gasoil, del 293%, respecto el periodo 2002-2003. Por lo tanto una estimación del costo fiscal de este reemplazo de gas natural por fuel oil y gas oil para la generación de energía eléctrica, se obtiene aplicando a ese aumento de uso de los combustibles líquidos, su precio de exportación, y restándole el costo del equivalente energético en gas natural.

A razón de u$s 280 la tonelada de fuel oil, y u$s 700 la tonelada de gasoil, menos el importe del equivalente calórico en gas natural del orden de los u$s 78 millones, este reemplazo del gas natural por combustible pesados y semipesados arroja una perdida del orden de los u$s 516 millones para el periodo 2004-05, o sea cerca de los mil seiscientos millones de pesos. Esto sin contar el daño ambiental que ha producido esa sustitución de combustibles no contaminantes, por otros más contaminantes.

2) Mayores costos por la utilización de combustibles de menor eficiencia técnica.
El reemplazo del gas también ha producido una merma importante en la eficiencia de la generación eléctrica. De acuerdo a las estadísticas de CAMMESA, el índice que mide el consumo específico por unidad de energía producida (CESPE) tuvo la siguiente evolución durante los periodos antes mencionados:

AÑO CESPE (kcal/kwh)
2.002 1.661
2.003 1.735
2.004 1.795
2.005 1.863

Es decir que durante los años 2002-2003, antes de la frecuente sustitución del gas como insumo, el promedio fue de 1.698 kcal/kwh. Y durante los años 2004-2005, al usar mayor proporción de fuel y gas oil en reemplazo del gas, el indicador subió a 1.829 kcal/kwh. La diferencia es de 131 kcal/kwh, o sea se necesitan 131 kcal más para producir cada kwh.

Si consideramos que en el país las centrales térmicas producen alrededor de 45.000 GWh al año, la pérdida de eficiencia representa casi un 8% del total o sea unos 3.500 GWh. Esta cantidad de energía es mayor que la que produce la central hidroeléctrica del Chocón; o equivalente a más de 4.000.000 de barriles de petróleo. Estamos hablando por ende de una pérdida cercana a los U$S 500 millones anuales por pérdida de eficiencia al sustituir el gas natural por fuel y gas oil en la producción térmica de electricidad.

Por lo tanto para el periodo 2004-2005 las pérdidas acumuladas serían del orden de los u$s 1.000 millones, o sea 3.100 millones de pesos. Y a estas pérdidas por eficiencia económica, deberían también sumarse las ambientales.

3) Exenciones a la importación de Gasoil:

A instancias del Poder Ejecutivo el Congreso Nacional sancionó la ley 26.022 y 26.074 donde se exime del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y de la Tasa de Gas Oil a la importación de gasoil. En la primera ley se fijó un cupo de 600.000 m3 para el año 2005, y en la segunda un cupo de 960.000 m3 para el 2006, “destinados a compensar los picos de demanda del mismo, incluyendo las necesidades para el mercado de generación eléctrica (art 1 Ley 26074).”

El costo fiscal de esta medida, estimando la Tasa de Gas Oil en 0,16 $/litro, y el Impuesto Sobre los Combustibles en 0,15 $/litro, es de 186 millones de pesos para el año 2005 y de 298 millones de pesos para el período 2006.

La suma de los tres ítems enumerados, arroja un total de 4.886 millones de pesos, erogados o dejados de percibir por el fisco durante el período 2004-2005, equivalentes casi al 3 % del Presupuesto anual del Estado Nacional, y al 0,5 % del PBI, que convirtieron en pérdida para el estado y para los habitantes de este país, y en súper ganancias para las compañías integrantes del trust, que así pueden jactarse de la cuantía de ellas en el exterior.
Como no se advierte ningún cambio en la política energética en el curso del presente año se estima que los costos fiscales pueden ser mayores por la suba del precio internacional de los combustibles y de los cupos de importación exentos.

MEDIDAS URGENTES QUE SE SUGIEREN:

La gravedad de lo que se dijera en la acción penal inicial, con más los nuevos y documentados elementos de juicio, convalidan a nuestro juicio que –al modo en que alguna vez lo hiciera un Juez de Comercio respecto del negocio de las carnes y respecto de un grupo extranjero- V. S. tome las medidas necesarias para, en lapso muy urgente, pueda estar en condiciones de ORDENAR SUSPENDER LAS EXPORTACIONES A LA REPÚBLICA DE CHILE. Está claro que en nuestro planteamiento no hay hostilidad de ninguna especie, solamente el deseo de preservar la soberanía nacional y de evitar nuevas pérdidas a la economía nacional. Por el resto, las empresas extranjeras que operan aquí y en Chile de manera trustificada, tienen los recursos económicos pertinentes para encontrar solución alternativa y que no sea, como hoy, a costa de las es-palas del pueblo de la Nación Argentina (art. 33 de la Constitución Nacional). Se respetará así, asimismo, el constitucionalizado Pacto Internacional de Derechos Económicos, Sociales y Culturales (entre varios, art. 1º , párrafo 2, in fine: “En ningún caso podrá privarse a un pueblo de sus propios medios de subsistencia”; art. 4º: “… el Estado sólo podrá someter tales derechos únicamente a limitaciones determinadas por ley, sólo compatible con la naturaleza de esos derechos y con el exclusivo objeto de promover el bienestar general en una sociedad democrática” ).

Señalamos a V.S. que asimismo en el curso de esta ampliación se ha propuesto una imprescindible investigación penal respecto de CAMMESA, de las maniobras de exportación e importación de fuel oil y respecto a la falsificación de las reservas de gas.

Adjuntos:
- Cable de DyN - Empresas desestiman denuncia por presunta subfacturación de ventas de gas a Chile
- Normas que Regulan la Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural entre la República de Chile y la República de Argentina
- Decreto 689/2002. Aclara alcances aplicación Decreto 214/2002 y 25.561 con relación a los contratos de exportación de gas natural
- Comunicado REPSOL YPF 26/1/06 anunciando revisión de reservas
- Comunicado Repsol 16/6/2006 relacionado con la revisión de reservas
- Entrevista de El País al presidente de REPSOL YPF Antonio Brufau “Repsol YPF cierra el proceso de recorte de reservas sin señalar culpables”.
- Resolución SE 324/2006. Declaración anual Reservas y otras
- Resolución SE 482/1998. Declaración bianual reservas y otras.
- Artículo Diario Clarín
- Listado de Resoluciones extraído del Centro de Documentación e Información del Ministerio de Economía.
- Comunicado la empresa venezolana PDVSA
- Documento de IDICSO “Análisis de la participación de los principales conglomera-dos empresarios en las diversas fases de la cadena gasífera y en otros segmentos del mercado energético de Argentina”

Cable de DyN

EMPRESAS DESESTIMAN DENUNCIA POR PRESUNTA SUBFACTURACION DE VENTAS DE GAS A CHILE

BUENOS AIRES, Jun 23 (DyN)- Voceros de empresas petroleras rechazaron la denuncia presentada ante la Justicia por la presunta subfacturación de sus ventas de gas a Chile, argumentan-do que los contratos respectivos atan el precio de exportación a la variación en el mercado interno argentino."El congelamiento del precio del gas en boca de pozo dispuesto por el gobierno durante dos años y medio inhibió a las empresas para actualizar los valores de exportación, aun-que sí pudo mantenerlos en dólares mientras se los pesificó a nivel local", indicaron a DyN.©
El secretario de Energía, Daniel Cameron, las autoridades del Enargas, y un grupo de ocho empresas petroleras fueron hoy denunciados penalmente en la Justicia federal por supuestas maniobras de subfacturación en exportaciones de gas a Chile por alrededor de 2.700 millones de dólares.
La denuncia fue radicada en el juzgado federal número 12 de Sergio Torres por el ex diputado Mario Cafiero (Soberanía Popular) y el abogado porteño Ricardo Monner Sans, en base a una investigación hecha en forma conjunta por el legislador con mandato cumplido y el especialista en temas energéticos Javier Llorens.
La nómina de empresas denunciadas incluye a Repsol YPF,Pluspetrol, Total Austral, Pan Ame-rican Energy, Petrobras, Tecpetrol, Pioneer Apache y Sipetrol.Las fuentes consultadas consigna-ron que cuando la Argentina y Chile acordaron el abastecimiento de gas al vecino país, en la mayoría de los contratos que firmaron los privados se estableció:
* Que la evolución del precio del gas exportado a Chile iba a determinarse con el crecimiento que tuvieran los precios del gas en boca de pozo en cada cuenca de la Argentina.
* Se estableció el criterio de una política de no discriminación entre clientes del gas argentinos y los clientes en Chile, vale decir que los compradores de gas en Chile pagarían el mismo precio que el consumidor argentino, en un contexto de integración energética para todo el Mercosur.
* Como el gas proviene de distintas cuencas (Austral, Neuquina, Noroeste), lo que se acordó era que los clientes chilenos que se abastecían de esas cuencas pagarían lo mismo en dólares que los clientes del mercado interno argentino.* Este criterio se aplicó desde 1997, con las primeras exportaciones de gas argentino, hasta finales de 2001, cuando estalla la crisis que puso fin a la Convertibilidad.
* En enero de 2002 se produce la devaluación del peso y el gobierno decidió pesificar y congelar el precio del gas en el mercado interno. Mas tarde dicta una resolución a través de la Secreta-ría de Energía ratificando que los precios de exportación del gas van a seguir denominados en dólares.
* Se produce así una primera distorsión en el mercado porque los clientes argentinos -por la nueva relación peso-dólar empezaron a pagar 40 centavos de dólar por millón de BTU mientras que los chilenos seguían pagando 1,20-1,30 dólares por millón de BTU.* Al mismo tiempo, no sólo se pesificó sino que se congeló el precio del gas en boca de pozo.
* Así, las productoras-exportadoras quedaron inhibidas de negociar aumentos de precios con Chile porque la variable de actualización era precisamente el precio de gas en boca de pozo por cuenca en la Argentina.
* Tal situación se mantuvo hasta mayo de 2004, cuando se inició la aplicación de un sendero de recuperación del precio en boca de pozo para clientes industriales locales.* Así las cosas, el precio promedio de exportación de gas natural argentino a Chile ronda hoy los 1,60 dólares por millón de BTU.
* De esta manera, no se trata de subfacturación sino de atenerse a las reglas, es decir que el precio de exportación a Chile no fue una decisión de las petroleras sino la consecuencia de la devaluación, pesificación y congelamiento durante dos años y medio, que incidió sobre la variable de ajuste prevista en los contratos, indicaron las fuentes empresarias.

PROTOCOLO SUSTITUTIVO DEL PROTOCOLO Nº2 DEL ACUERDO DE COMPLEMENTACIÓN ECONÓMICA Nº16 ENTRE LA REPÚBLICA DE CHILE Y LA REPÚBLICA DE ARGENTINA
Normas que Regulan la Interconexión Gasífera y el Suministro de Gas Natural entre la República de Chile y la República de Argentina
Artículo 1
Cada parte fomentará y alentará un régimen jurídico que permita a las personas naturales o físicas y jurídicas, la libre comercialización, exportación, importación y transporte de gas natural entre la Argentina y Chile.
Artículo 2
Los Partes no pondrán restricciones a que los productores y otros disponentes de gas natural de la República de Argentina y de la República de Chile exporten gas natural al país vecino, sobre la base de sus reservas y sus disponibilidades, debidamente certificadas; que a tal fin comprometan los exportadores e importadores. Tal antecedente permitirá a la Secretaría de Energía de la República de Argentina, en nombre del Poder Ejecutivo, y al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción de la República de Chile, en nombre del Poder Ejecutivo, según corresponda, considerar las solicitudes a fin de otorgar los respectivos permisos de exportación de gas natural en la medida que no se comprometa el abastecimiento interno al momento del otorgamiento, si la legislación de las Partes así lo requiere.
Artículo 3
Las Partes garantizan la eliminación de restricciones legales, reglamentarias y administrativas a la exportación y transporte de gas natural que los vendedores de Argentina estén dispuestos a suministrar a Chile y que los vendedores de Chile estén dispuestos a suministrar a Argentina y, asimismo, a la importación y transporte de gas natural que los compradores de Chile estén dispuestos a adquirir en Argentina y que los compradores de Argentina estén dispuestos a adquirir en Chile.
Artículo 4
Las Partes otorgarán las autorizaciones, licencias y concesiones que sean necesarias para la exportación e importación de gas natural, para la construcción, operación y explotación del o los gasoductos, así como para el transporte del gas por los gasoductos nuevos y existentes. Las personas naturales o físicas y jurídicas de derecho privado interesadas en iniciar o continuar emprendimientos empresariales en el marco del presente Protocolo, deberán tomar las medidas razonablemente para asegurar la capacidad de transporte en ambos países.
Artículo 5
Los vendedores y compradores negociarán y contratarán el precio de compraventa del gas, los plazos, los volúmenes involucrados, las garantías necesarias y otras condiciones comunes a este tipo de contratos, así como el transporte de gas, a través de los gasoductos correspondientes, desde los puntos de entrega hasta los centros de consumo.
Artículo 6
El marco normativo aplicable a la compraventa, exportación, importación y transporte de gas lo constituye la respectiva legislación de cada Estado y lo convenido en este instrumento. La operación del o los gasoductos se regirá por el sistema de acceso abierto. Los vendedores, compradores y transportistas del gas deberán observar la legislación impositiva y aduanera aplicable a cada jurisdicción.
Artículo 7
Las Partes procederán de acuerdo al principio de no discriminación respecto de los consumidores afectados, cualquiera sea la ubicación geográfica de éstos, en los casos de fuerza mayor o caso fortuito que afecten temporalmente elementos de infraestructura que sean comunes a la exportación de Argentina hacia Chile o de Chile hacia Argentina y al consumo interno, debiéndose en todos los casos mantener la proporcionalidad existente en condiciones normales. Las Partes convienen que la Secretaría de Energía de la República de Argentina y la Comisión Nacional de Energía de la República de Chile observen el cumplimiento de este principio.
Artículo 8
El tratamiento tributario a la importación de gas en Chile y Argentina no podrá ser superior al tratamiento tributario de las importaciones de derivados del petróleo, ni inferior al de los productos que utilizan gas natural como materia prima, siempre que éste no supere al primero, que respectivamente rija en cada país.
Artículo 9
El tratamiento tributario a la exportación de gas en la Argentina y en Chile no podrá ser superior al tratamiento de las exportaciones de derivados del petróleo, ni superior al de los productos que utilizan gas como materia prima, que respectivamente rija en cada país.
Artículo 10
Las Partes se comprometen a proporcionar a su Contraparte toda la información sobre las autorizaciones, licencias y concesiones solicitadas y otorgadas para la exportación e importación de gas natural, así como para el transporte y para la construcción, operación y explotación del o los gasoductos, que tengan relación con las operaciones de exportación, importación y tránsito de gas natural entre ambos países. Del mismo modo, se proporcionarán toda la información sobre el mercado del gas natural que sea necesaria para el análisis del comportamiento del mercado interno del gas natural.
Para este propósito, las Partes acuerdan que la Secretaría de Energía de la República de Argentina y la Comisión Nacional de Energía de la República de Chile se constituyan en los entes centralizadores de las informaciones a que se refiere este artículo.
Artículo 11
Las controversias que surjan entre las Partes sobre la interpretación, aplicación o incumplimiento de las disposiciones contenidas en el presente Protocolo, serán sometidas al siguiente procedimiento de solución de controversias:
a) Las Partes se esforzarán en lograr la solución de las controversias mencionadas mediante negociación directa a través de la Secretaría de Energía de la República de Argentina y de la Comisión Nacional de Energía de la República de Chile.
b) La Parte que recurra a este procedimiento deberá comunicárselo por escrito a través del organismo técnico indicado en el punto anterior al organismo técnico respectivo de la otra Parte.
c) Las Partes podrán solicitar los informes y asesorías que estimen convenientes.
d) El procedimiento de negociación directa no podrá extenderse por un plazo mayor de quince (15) días contados a partir de la recepción de la comunicación señalada en el literal b). De común acuerdo ambas Partes podrán prorrogar por igual lapso y por una sola vez el plazo ante-rio.
e) Cuando la controversia no hubiera podido solucionarse mediante el procedimiento anterior, cualquiera de las Partes podrá recurrir al procedimiento arbitral establecido en el Segundo Protocolo Adicional del Acuerdo de Complementación Económica Nº16 entre la República de Argentina y la República de Chile.
Artículo 12
El presente Protocolo tendrá una duración indefinida. Cualquiera de las Partes podrá denunciarlo un vez transcurridos TREINTA (30) años a contar de la fecha de su entrada en vigor, mediante una notificación por escrito a la otra Parte. En tal caso, la denuncia surtirá efectos a los TRES (3) años de recibida la mencionada notificación.
La Secretaría General de la Asociación Latinoamérica de Integración (ALADI) será depositaria del presente, del cual entregará copias debidamente autenticadas a los Gobiernos Signatarios.
Artículo Transitorio 1
Las Partes reconocen los permisos de exportación otorgados con anterioridad a la fecha de suscripción de este Protocolo Sustitutivo.
En fe de lo cual, el Ministro de Relaciones Exteriores de la República de Chile y el Ministro de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto de la República de Argentina, suscriben el presente instrumento que sustituye al Protocolo Nº2 del Acuerdo de Complementación Eco-nómica Nº16 de fecha 2 de Agosto de 1991, dado en Buenos Aires a los siete días del mes de Julio de mi novecientos noventa y cinco.

POR LA REPÚBLICA DE CHILE POR LA REPÚBLICA DE ARGENTINA EMERGENCIA PUBLICA Y REFORMA DEL REGIMEN CAMBIARIO
Decreto 689/2002
Acláranse los alcances de la aplicación del Decreto N° 214/2002 y del artículo 8° de la Ley N° 25.561 con relación a los contratos de exportación de gas natural y de transporte de gas natural con destino a la exportación, con el objeto de deslindar paulatinamente aquellas relaciones jurídicas que han sido alcanza-das por las normas de emergencia, de aquellas que no corresponde extenderle su aplicación.
Bs. As., 26/4/2002
VISTO el Expediente N° S01:0157983/2002 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA, la Ley N° 25.561 y el Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002, y CONSIDERANDO:
Que por la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y de Reforma del Régimen Cambiario, el HONORABLE CONGRESO DE LA NACION ha declarado, con arreglo a lo dispuesto en el Artículo 76 de la CONSTITUCION NACIONAL, la emergencia pública en materia económica, administrativa, financiera y cambiaria.
Que en el Artículo 8° de la Ley N° 25.561 se establece que quedan sin efecto las cláusulas de ajuste en dólares estadounidenses o en otras divisas extranjeras y las cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países y cualquier otro mecanismo indexatorio previsto en los contratos celebrados por la Administración Pública Nacional bajo normas de derecho público, incluyendo los de obras y servicios públicos.
Que por el Artículo 1° de la Ley N° 25.561 se delegaron facultades al PODER EJECUTIVO NACIONAL, hasta el 10 de diciembre de 2003, a los efectos de proceder al reordenamiento del sistema financiero, bancario y del mercado de cambios; de reactivar el funcionamiento de la economía y mejorar el nivel de empleo y de distribución de ingresos con acento en un programa de desarrollo de las economías regiona-les; de crear condiciones para el crecimiento económico sustentable y compatible con la reestructuración de la deuda pública y de reglar la reestructuración de las obligaciones, en curso de ejecución, afectadas por el nuevo régimen cambiario instituido.
Que el PODER EJECUTIVO NACIONAL, actuando dentro del marco de la emergencia pública declara-da por la Ley N° 25.561, dictó el Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002 por el que se establecieron diversas medidas tendientes a reestructurar un conjunto heterogéneo de relaciones de intercambio de la economía doméstica regidas por el derecho público y por el derecho privado.
Que tales medidas están dirigidas a atender y conjurar las diversas situaciones de la economía doméstica que se han visto alteradas o afectadas en su esencia, a raíz de la profunda crisis que atraviesa la economía con el fin de restablecer la cadena de pagos y normalizar el funcionamiento del sistema financiero.
Que el proceso de conversión de las obligaciones exigibles en moneda extranjera emergente de la Ley N° 25.561 y del Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002 tuvo por objeto atenuar el impacto de la devaluación del peso sobre los agentes económicos que operan en el país; entendiendo que no constituye un objetivo de la pesificación afectar negativamente el ingreso de divisas a nuestro país, originadas en exportaciones de bienes, o de servicios asociados a los bienes exportados.
Que en tal sentido corresponde aclarar los alcances de la aplicación del Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002, y del Artículo 8° de la Ley N° 25.561 con relación a los contratos de exportación de gas natural y de transporte de gas natural con destino a la exportación, con el objeto de deslindar paulatina-mente aquellas relaciones jurídicas que han sido alcanzadas por las normas de emergencia, de aquellas que no corresponde extenderle su aplicación.
Que en tal sentido debe dejarse expresamente establecido que los contratos de compraventa y de transporte de gas natural producido en el país con destino a la exportación no han sido alcanzados por el Artículo 8° de la Ley N° 25.561 ni, posteriormente, por el Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002.
Que es menester además considerar las características del mercado regional de gas natural, en los cuales, bajo otro contexto económico del país, fue práctica usual en los contratos de compraventa con destino a la exportación, el tomar como referencia para fijar el precio del gas exportado y/o los límites en que dicho precio puede oscilar, a los precios del gas natural en distintas cuencas de la REPUBLICA ARGENTINA.
Que dado que los contratos de exportación de gas natural se ajustan tomando en consideración, entre otros conceptos, el precio promedio de cuenca del gas natural en la REPUBLICA ARGENTINA y otros índices de ajuste incorporados a contratos de compraventa de gas en el mercado interno que han quedado sometidos al régimen emergente de la Ley N° 25.561 y del Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002, resulta necesario instrumentar un procedimiento que permita adaptar los mismos a las nuevas condiciones económicas imperantes, teniendo en cuenta el espíritu original que animó cada transacción.
Que la Ley N° 24.076 alienta las inversiones para asegurar el suministro a largo plazo, en cuyo marco y a partir de 1995 se han ejecutado inversiones significativas que permitieron viabilizar diversos proyectos de exportación de gas natural a países vecinos, de todo lo cual resultó que la REPUBLICA ARGENTINA, tradicional importador del fluido, revirtiera el saldo de la balanza comercial y se convirtiera en un exportador neto.
Que resulta razonable brindar un tratamiento particular a los contratos de compraventa de gas con destino a exportación y al transporte de gas con destino a la exportación ante la existencia o amenaza de graves dificultades financieras exteriores o de balanza de pagos, para entre otros objetivos mantener el flujo de divisas hacia el país que permitan sostener un nivel de reservas financieras suficientes para la aplicación del programa de desarrollo económico o de transición económica.
Que es plenamente aplicable la reiterada y pacífica jurisprudencia de la CORTE SUPREMA DE JUSTICIA DE LA NACION en el sentido que la garantía de la igualdad no es obstáculo para que reciban distinto tratamiento quienes se encuentran en condiciones diferentes.
Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA ha tomado la intervención que le compete. Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por el Artículo 99, inciso 3 de la CONSTITUCION NACIONAL.
Por ello, EL PRESIDENTE DE LA NACION ARGENTINA EN ACUERDO GENERAL DE MINISTROS
DECRETA:
Artículo 1° — Dispónese, con efecto a partir del 6 de enero de 2002, que no se encuentran comprendidos en lo dispuesto en la Ley N° 25.561 y en el Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002:
a) Las tarifas del servicio público de transporte de gas natural destinado a la exportación que sea realizado a través del territorio nacional mediante el empleo de gasoductos.
b) Los contratos para el servicio de transporte para la exportación de gas natural celebrados dentro del marco de la Resolución N° 458 de fecha 2 de julio de 1997 del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS, Organismo Autárquico dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA, cuyo precio haya sido originalmente pactado en moneda extranjera.
c) Los contratos de compraventa de gas natural destinados a la exportación cuyo precio haya sido originalmente pactado en moneda extranjera.
Art. 2° — Con efecto a partir del 6 de enero de 2002, las tarifas del servicio público de transporte de gas natural destinado a la exportación que sea realizado a través del territorio nacional mediante el empleo de gasoductos, que hubieren sido calculadas en dólares estadounidenses y expresadas en pesos a efectos de su facturación, se facturarán y deberán ser abonadas en dólares estadounidenses a la relación de cambio de UN PESO ($ 1) = UN DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S 1), y se ajustarán en la forma prevista en las licencias respectivas.
Art. 3° — Con efecto a partir del 6 de enero de 2002, el precio de los contratos de servicio de transporte para la exportación de gas natural celebrados dentro del marco de la Resolución N° 458 de fecha 2 de julio de 1997 del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS, Organismo Autárquico dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA, pactados en dólares estadounidenses, se facturarán y deberán ser abona-dos en aquella moneda y se ajustarán en la forma prevista en los respectivos contratos.
Art. 4° — Con efecto a partir del 6 de enero de 2002, el precio de los contratos de compraventa de gas natural destinados a la exportación, pactados en dólares estadounidenses se facturarán y deberán ser abonadas en aquella moneda y se ajustarán en la forma prevista en los respectivos contratos.
Art. 5° — Los índices, precios, tarifas o valores expresados en pesos en cuya composición y/o formación influyeran directa o indirectamente precios, tarifas, costos o valores alcanzados por el Artículo 8° de la Ley N° 25.561 y el Decreto N° 214 de fecha 3 de febrero de 2002 y que se utilicen como referencia para fijar precios de los contratos referidos en el artículo 1° inciso c) del presente decreto, se convertirán a dólares estadounidenses a la relación de cambio de UN PESO ($ 1) = UN DOLAR ESTADOUNIDENSE (U$S 1). A los fines de la conversión a dólares estadounidenses establecida precedentemente se tomará en cuenta el promedio de los índices, precios, tarifas o valores expresados en pesos durante los años 2000 y 2001, manteniéndose, en su caso, las modalidades de estacionalidad o similares previstas en las respectivas cláusulas o fórmulas de precio. Los índices, precios, tarifas o valores convertidos en dólares estadounidenses en la forma indicada se mantendrán en dicha moneda en las cifras resultantes de la referida con-versión, quedando facultadas las partes a requerir en el futuro la actualización de dichas cifras aplicando las pautas usuales de los contratos de compraventa internacionales de larga duración.
Art. 6° — El MINISTERIO DE ECONOMIA estará facultado para dictar normas aclaratorias o interpretativas del presente decreto.
Art. 7° — El presente decreto es de orden público, y sus disposiciones prevalecerán en caso de conflicto normativo con otras normas de rango equivalente o inferior.
Art. 8° — Dése cuenta al HONORABLE CONGRESO DE LA NACION.
Art. 9° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.
— DUHALDE. — Jorge M. Capitanich. — Jorge Remes Lenicov. — Rodolfo Gabrielli. — José H. Jaunarena— Jorge R. Vanossi. — Carlos F. Ruckauf. — José I. De Mendiguren. — Ginés M. González García. — Graciela Giannettasio. — Alfredo N. Atanasof. — María N. Doga.
Fuente: Boletín Oficial Nacional Nº 29.889, 1ª Sección, jueves 02 de mayo de 2002

Secretaría de Energía HIDROCARBUROS
Resolución 324/2006
Establécese que las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual la información sobre las Reservas Comprobadas, No Comprobadas y Recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que deberá estar certificada por auditores externos a dichas empresas. Créase el Registro de Profe-sionales, Empresas y Entidades Certificadoras de Reservas y Recursos de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos, que funcionará en el ámbito de la Subsecretaría de Combustibles.
Bs. As., 16/3/2006
VISTO el Expediente Nº S01:0048614/2006, del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, IN-VERSION PUBLICA Y SERVICIOS, y
CONSIDERANDO:
Que mediante la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, de-pendiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, se reglamentó la presentación por parte de los permisionarios de exploración y concesionarios de explotación de hidrocarburos de las reservas de petróleo crudo y gas existentes en los yacimientos que operan por sí o por terceros.
Que la correcta y oportuna información de los datos relativos a las reservas y recursos de los hidrocarburos existentes en el país, constituyen un elemento básico y primordial para el cumplimiento de las funciones de contralor y fiscalización a cargo de la SECRETARIA DE ENERGIA, facilitando las evaluaciones y estudios necesarios a fin de verificar la explotación eficaz y racional de los yacimientos.
Que la referida información resulta también de fundamental importancia para las provincias en cuyos territorios se encuentran tales reservas y recursos, en función de lo establecido en el Artículo 124 de la CONSTITUCION NACIONAL.
Que la experiencia recogida desde el dictado de la citada resolución, aconseja incorporar en las respectivas declaraciones, a las Reservas Posibles y a los Recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, a efectos de contar con la información integral de todos los datos disponibles en la materia, con miras a que dicha riqueza potencial pueda ser clasificada en un futuro tanto por el actual permisionario o concesionario, como por quienes eventualmente lo sucedan en el futuro.
Que asimismo, corresponde revisar las definiciones y términos contenidos en el Anexo I de la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, con la finalidad de incorporar los nuevos conceptos existentes en materia de reservas hidro-carburíferas aceptados internacionalmente.
Que en atención a las diferencias observadas entre las reservas declaradas directamente por las compañías del sector y las certificadas por auditores externos, se estima procedente incorporar a esta última modalidad de información con carácter permanente, reduciendo su periodicidad de DOS (2) años a UN (1) año.
Que a tales efectos, se hace necesario crear un registro de profesionales, entidades y empresas auditorias externas, de las reservas y recursos de los hidrocarburos existentes en las distintas áreas del país.
Que las facultades de inspección y fiscalización que detenta la SECRETARIA DE ENERGIA en su carácter de Autoridad de Aplicación de la Ley Nº 17.319, la habilitan a efectuar por sí o a través de entidades idóneas, la certificación de las reservas y recursos correspondientes.
Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION ha tomado la intervención que le compete, de conformidad con lo establecido en el Articulo 9º del Decreto Nº 1142 del 26 de noviembre de 2003.
Que el presente acto se dicta en uso de las facultades emergentes de lo dispuesto en los Artículos 70, 75, 78 y 97 de la Ley Nº 17.319.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º — Las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, la información correspondiente a las RESERVAS COMPRO-BADAS, NO COMPROBADAS y RECURSOS de hidrocarburos líquidos y gaseosos correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que deberá estar certificada por auditores externos a dichas empresas.
Las presentaciones se efectuarán, conforme con lo establecido en la Resolución Nº 319 del 18 de octubre de 1993 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, en las planillas 8 y 9 con las modificaciones obrantes en el Anexo II de la presente resolución, acompañando a esa presentación el Informe suscripto por el profesional, empresa o entidad certificadora, el que incluirá las metodologías de cálculo empleadas.
Art. 2º — Apruébase la clasificación, definiciones, metodologías de cálculo y demás requisitos que deberán observarse con motivo de la presentación de las reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos a que se refiere el artículo anterior, que se adjuntan como Anexo I-A de la presente resolución.
Art. 3º — Créase el REGISTRO DE PROFESIONALES, EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICA-DORAS DE RESERVAS Y RECURSOS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS, el que funcionará en el ámbito de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo I-B de la presente resolución.
Art. 4º — Facúltase a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, a dictar las normas complementarias y aclaratorias que resultaran necesarias para el efectivo cumplimiento de la presente resolución, como asimismo para incorporar los cambios que se registren en las tecnologías, definiciones y demás criterios propios correspondientes a la evaluación de las reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Art. 5º — Derógase la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS.
Art. 6º — La presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 7º — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Daniel Cameron.
ANEXO I-A
I) DEFINICIONES Y CLASIFICACION DE RESERVAS Y RECURSOS:
Las definiciones que se detallan a continuación son el resultado de la unificación de criterios aprobados en marzo de 1997 por la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congress), y a partir de febrero de 2000 se agrega la definición de Recursos, de acuerdo con la AAPG (American As-sociation of Petroleum Geologists) y las entidades mencionadas anteriormente, y que han sido aceptadas internacionalmente.
1. RESERVAS:
Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa podrán ser comercialmente recuperados en un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa estimación.
En relación a las prácticas de producción, sólo serán considerados en las definiciones y posterior clasificación, aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos normalmente producidos a través de pozos y con viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000) centipoises en las condiciones de presión y temperatura originales del yacimiento.
Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO COMPROBADAS.
Las reservas NO COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que las RESERVAS COM-PROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos mantenidos en inventarios, y si fuera necesario pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes financieros.
Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evolucione.
2. RESERVAS COMPROBADAS:
Las RESERVAS COMPROBADAS o PROBADAS son aquellas reservas de hidrocarburos que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de una fecha dada.
La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
El método de estimación es llamado determinístico si se obtiene un solo valor de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de confiabilidad que tienen los volúmenes a ser recuperados si se usa el método determinístico.
Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, donde el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimaciones de reservas y sus probabilidades asociadas, debe haber por lo menos un NOVENTA POR CIENTO (90%) de probabilidades de que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán la estimación.
En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la productividad comercial del reservorio se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término "comprobadas" se refiere a las cantidades reales de reservas de hidrocarburos y no sólo a la productividad del pozo o del reservorio.
En ciertos casos, el número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS puede asignarse sobre la base de estudios de pozos y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a otros reservorios en la misma área que están produciendo, o han probado la posibilidad de producir, en las pruebas de formación.
Las reservas pueden ser clasificadas como comprobadas si los medios para procesar y transportar las reservas para ser comercializadas están en operación a la fecha de evaluación, o si existe una razonable expectativa que dichos medios serán instalados en un futuro inmediato.
El establecimiento de condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados, y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones existentes a la fecha de certificación de las reservas.
Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y NO DESARROLLADAS.
3. RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la fecha de su evaluación de:
a) Pozos perforados.
b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento.
c) Métodos de recuperación mejorada, siempre que el correspondiente proyecto de recuperación mejorada esté instalado y en operación.
4. RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante:
a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas.
b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados.
c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes costos o inversiones.
d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes.
e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza, o que esté operando favorablemente en un área cercana con similares propiedades petrofísicas y de fluidos, que proporcionen soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto y es razonablemente cierto que el mismo será ejecutado.
5. RESERVAS NO COMPROBADAS:
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y de ingeniería disponibles, similares a los usados en la estimación de las reservas comprobadas, pero las mayores incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o de regulación, hacen que estas reservas no sean clasifica-das como comprobadas.
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las categorías "PROBABLES" y "POSIBLES".
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RE-SERVAS POSIBLES.
En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS no deberían ser sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente descontada para los diferentes niveles de incertidumbre.
6. RESERVAS PROBABLES:
Las RESERVAS PROBABLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las RESERVAS COMPROBADAS, y que es más probable que sean producidas a que no lo sean.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "probable" implica que debe haber por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBA-BLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas dentro del rango de probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al NOVENTA POR CIENTO (90%).
7. RESERVAS POSIBLES:
Las RESERVAS POSIBLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las RESERVAS PROBABLES.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "posible" implica que debe haber por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS POSIBLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas dentro del rango de probabilidades del DIEZ POR CIENTO (10%) al CINCUENTA POR CIENTO (50%)
8. RECURSOS:
RECURSOS son todas las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos, contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento de la evaluación.
Por lo tanto, para ser considerados, es un requisito que no exista en el momento del análisis viabilidad económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción antieconómica o por falta de mercado, son RECURSOS.
En el futuro, estos RECURSOS pueden volverse recuperables si las circunstancias económicas y/ o comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados, o son adquiridos datos adiciona-les.
9. OBSERVACIONES:
La intención de la SPE, el WPC y la AAPG en contar con una clasificación suplementaria a la de RE-SERVAS COMPROBADAS, es la de facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que utilizan dichos términos.
Las definiciones y términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en el futuro, de acuerdo con los nuevos conceptos y circunstancias imperantes, y que sean reconocidos internacionalmente por las entidades mencionadas en el párrafo anterior.
II) METODOLOGIAS DE CALCULO:
1. La información sobre RESERVAS y RECURSOS debe ser estimada a partir de métodos geológicos y de ingeniería que sean técnica y científicamente aceptables. Al realizar esta tarea, el auditor deberá de-terminar el o los métodos que correspondan, teniendo en cuenta:
a) La suficiencia y confiabilidad de los datos.
b) La etapa de desarrollo del yacimiento.
c) La tendencia histórica de la producción, si existe.
d) La experiencia existente con respecto al área en cuestión u otras áreas vecinas o de características semejantes.
2. Las empresas deberán incluir además de los resultados obtenidos por el auditor, las premisas que se tomaron en cuenta en su elaboración, la metodología empleada en el cálculo de las reservas y recursos de hidrocarburos como mejor estimación de los mismos y las fuentes de dónde se adquirieron los datos utilizados. A tal fin, la Autoridad de Aplicación acepta el empleo de una o varias metodologías reconocidas internacionalmente y que se detallan a continuación:
a) Cálculo Volumétrico.
b) Balance de Materiales.
c) Análisis de las Curvas de Declinación.
d) Simulación Numérica de Reservorios.
Resulta importante dejar aclarado que no obstante lo expresado, los certificadores podrán adoptar otras metodologías que pudieran adaptarse mejor, técnica y económicamente, a las características de cada ya-cimiento o reservorio de que se trate, para lo cual deberá contar con el consentimiento escrito de la Autoridad de Aplicación.
3. El término "mejor estimación" se usa como una expresión genérica para la evaluación que se considera más certera del volumen de hidrocarburos que será recuperado del yacimiento entre la fecha de la estimación y hasta el fin de la concesión y de la vida útil del yacimiento.
4. Las reservas y los recursos de gas certificados comprenderán al gas no asociado y al gas asociado, incluyendo el disuelto en el petróleo y no deberán ser disminuidos por los volúmenes de condensados o gasolinas naturales a recuperar mediante instalaciones convencionales de separación en el yacimiento, como tampoco por los volúmenes de condensados, gases licuados del petróleo (GLP) y los gases natura-les licuados (GNL) extraídos mediante plantas de procesamiento.
5. Los volúmenes estimados de condensados o gasolinas naturales recuperables mediante instalaciones convencionales de separación en el yacimiento no deberán ser sumados a las reservas comprobadas de petróleo.
III) NORMAS COMPLEMENTARIAS
1. En su presentación anual, a efectuarse hasta el 31 de marzo del año siguiente al que se certifica, los permisionarios y concesionarios deberán incluir las RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES y los RECURSOS de petróleo crudo y gas natural, según corresponda, tanto hasta el final del período de cada concesión, como hasta el final de la vida útil de cada yacimiento.
Las presentaciones de reservas y recursos correspondientes al año 2005 se ajustarán a lo dispuesto en el párrafo anterior, disponiendo de un plazo adicional de NOVENTA (90) días corridos, a contar del 1º de abril de 2006, para presentar la certificación correspondiente por auditor externo.
2. Dichas presentaciones deberán incluir las evaluaciones económicas que respaldan a las cifras de las RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES que se certifiquen, figurando en tablas las siguientes estimaciones: producción de hidrocarburos; ingresos; inversiones y costos asociados tales como los operativos, por transporte, regalías y retenciones si los hubiera, antes de impuestos; los correspondientes flujos de cajas anuales y acumulados. Deberá indicarse además, el precio del hidrocarburo cuya reserva se estima, que ha sido considerado en los cálculos respectivos.
3. Las certificaciones siempre estarán referidas al total del área a evaluar, no importando los porcentajes de participación de las distintas compañías que puedan ser titulares de un permiso o concesión, en cuyo caso dichas certificaciones deberán estar firmadas por todos los titulares del permiso o concesión correspondiente.
De tratarse de UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS (UTE), las presentaciones podrán estar firmadas por el Representante Legal de dicha UTE, acompañando el contrato respectivo, en caso de que no se lo hubiera hecho con anterioridad.
4. Los permisionarios y concesionarios estarán a cargo de los costos que demande la certificación por auditores externos, de las reservas y recursos existentes en las áreas de las cuales sean titulares, y no podrán contratar al mismo auditor externo para realizar la certificación de reservas y recursos durante DOS (2) años consecutivos, a partir de las certificaciones de reservas y recursos correspondientes al año 2006.
5. La presentación deberá efectuarse en el formato de las planillas números 8 y 9 de la Resolución Nº 319 del 21 de octubre de 1993 de la SECRETARIA DE ENERGIA, con las modificaciones que constan en el Anexo II de la presente resolución, debiéndose acompañar el Informe elaborado por el auditor externo firmado en todas sus hojas, y en soporte magnético, donde conste la o las metodologías empleadas para los cálculos y la evaluación económica de cada categoría de reservas y recursos (exceptuando para estos últimos la evaluación económica).
6. La Autoridad de Aplicación podrá por sí o a través de Universidades Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines, efectuar certificaciones de reservas y recursos de cualquier área bajo permiso o concesión cuando lo considere de su interés, notificando antes del 31 de octubre de cada año al titular del área respectiva.
Aquellos concesionarios de explotación que exporten hidrocarburos deberán certificar anualmente las reservas y recursos de las áreas que exportan, únicamente por Universidades Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines. En el caso que la SECRETARIA DE ENERGIA decidiera auditar alguna de dichas áreas en forma directa, lo comunicará al titular del área de que se trate antes del 31 de octubre de cada año.
La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES informará oportunamente a los concesionarios respectivos, la nómina de las Universidades Nacionales habilitadas a tales efectos.
Cuando las Universidades Nacionales por cualquier motivo rehusaran realizar la certificación de las reservas y recursos, las empresas designadas deberán acreditar dicha negativa ante la Autoridad de Aplicación, antes del 31 de diciembre de cada año, acompañando constancia firmada por autoridad competente (Rector, Secretario Académico o Decano de Ingeniería o de carrera afín). En estos casos, la Autoridad de Aplicación indicará al titular del área el procedimiento a seguir.
En todos los casos, los costos de la certificación de reservas y recursos efectuadas por Universidades Nacionales estarán a cargo de los permisionarios y concesionarios, cuya retribución deberá corresponder-se con los valores corrientes de mercado para este tipo de estudios.
7. Si como consecuencia de revisiones internas de reservas y recursos los permisionarios y concesionarios comprobasen que cualquiera de esos valores presentan una variación igual o mayor al DIEZ POR CIEN-TO (10%) en relación con los informados en su última presentación ante la Autoridad de Aplicación, deberán hacerlo conocer a esta última dentro del plazo de DIEZ (10) días de detectada dicha variación.
Dicha variación sólo deberá ser declarada cuando haya una reclasificación de reservas y recursos o nuevos descubrimientos de hidrocarburos, no debiéndose considerar —además— producciones acumuladas de petróleo y/o gas.
ANEXO I-B
REGISTRO DE PROFESIONALES, EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICADORAS DE RESER-VAS Y RECURSOS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS.
1. Los profesionales, empresas o entidades que aspiren a ser certificadores de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, deberán inscribirse en el Registro que habilitará al efecto la SUBSE-CRETARIA DE COMBUSTIBLES. Dicha inscripción será gratuita y podrá efectuarse en cualquier momento del año.
2. La Autoridad de Aplicación no aceptará como válidas ni representativas las cifras de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos que no se hallaren certificadas por auditores externos a las empresas permisionarias y concesionarias, debidamente inscriptos en el presente registro.
3. Para ser habilitados como certificadores externos, los interesados deberán dar cumplimiento a los siguientes requerimientos:
Para el auditor independiente:
a) Acreditar experiencia y trayectoria en estudios y/o trabajos de geología de explotación y/o ingeniería de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia, haciendo mención de los trabajos efectuados y/o publicados.
b) El interesado deberá adjuntar con su solicitud, currículum vitae, fotocopia certificada del o de los títulos habilitantes, de su documento de identidad y su número de CUIT/CUIL.
c) Constituir domicilio en la CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES.
Para las empresas o entidades auditorias:
a) Acreditar solvencia técnica en trabajos de auditoría o certificación de reservas de hidrocarburos, haciendo mención de los trabajos efectuados, tanto de carácter nacional como internacional.
b) Acreditar experiencia y trayectoria de su personal profesional en tareas de geología de explotación y/o ingeniería de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia, adjuntando los currículum vitae respectivos.
c) Acreditar amplios conocimientos de las características geológicas y de reservorios de las cuencas sedimentarias existentes en el país.
d) Junto con su presentación las empresas o entidades adjuntarán copia certificada del estatuto constitutivo de la entidad y de las inscripciones de ley, y de los instrumentos que acrediten la representación de quien suscribe la solicitud.
e) Las empresas o entidades auditorias podrán ser de origen nacional o extranjero.
4. La Autoridad de Aplicación comunicará mediante nota a los postulantes, si su pedido de inscripción ha sido aceptado o no, sobre la base del análisis de la documentación que los mismos hayan presentado a fin de acreditar su idoneidad y responsabilidad.
5. Sin perjuicio de lo establecido en el Anexo I-A, Apartado III, punto 6, para la certificación de las reservas y de los recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos existentes en los yacimientos de los cuales son titulares, los permisionarios y concesionarios deberán contratar a alguno de los auditores independientes, empresas o entidades que se encuentren inscriptas en el Registro a que se refiere el presente Anexo I-B.
6. Los Informes de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos presentados por las empresas permisionarias y concesionarias de la Ley Nº 17.319, tienen carácter de declaración jurada tanto para dichas empresas como para los auditores externos que las certifiquen.
Si a criterio de la Autoridad de Aplicación se constataran anomalías, irregularidades o cualquier otro tipo de inconsistencias en las certificaciones de reservas y recursos efectuadas, dicha Autoridad podrá reclamar al auditor o al permisionario o concesionario en su caso, las explicaciones que estimara pertinentes.
Si dichas anormalidades no pudieran ser salvadas de modo fehaciente a criterio de la Autoridad de Aplicación, la misma podrá rechazar la certificación efectuada comunicando al permisionario o concesionario el procedimiento que habrá de seguirse, sin perjuicio de las sanciones que a estos últimos pudiera corresponder por responsabilidades propias, de acuerdo con lo estipulado en los Artículos 80, 87 y 88 de la Ley Nº 17.319. En este caso la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir efectuar una nueva certificación por sí o a través de las Universidades Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines
7. Las irregularidades en que incurriera el auditor externo con motivo de la certificación de reservas y recursos que hubiere efectuado, facultará a la Autoridad de Aplicación a apercibir, suspender o eliminar a dicho auditor del Registro correspondiente, de acuerdo con la gravedad o importancia de la falta cometida.
ANEXO I-C
GLOSARIO
Regirán en lo pertinente las siguientes definiciones:
Condiciones de superficie o normales para los hidrocarburos líquidos y gaseosos: Presión igual a UNA (1) atmósfera y temperatura igual a QUINCE GRADOS CELSIUS (15 °C).
Petróleo: Hidrocarburos líquidos tanto en condiciones de yacimiento como en condiciones de superficie.
Condensado: Es la mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural extraído de los yacimientos, que se encuentra en el estado líquido o vaporizado, y que son separados a través de operaciones primarias. En condiciones normales de presión y temperatura se presentan en estado líquido. Tienen una densidad relativa de más de SETECIENTAS DIEZ MILESIMAS (0,710) y menor de OCHOCIENTAS MILESIMAS (0,800), equivalente a SESENTA Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI) y CUARENTA Y CINCO GRA-DOS API (45 ºAPI) respectivamente; una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE GRADOS CEL-SIUS CON OCHO DECIMAS (37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES KILOPASCALES CON CUA-RENTA Y DOS CENTESIMAS (103,42 kPa), o QUINCE LIBRAS POR PULGADA CUADRADA RELATIVA (15 psig), y un punto final de destilación mayor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200 ºC) y menor de CUATROCIENTOS GRADOS CELSIUS (400 ºC).
GASOLINA: Mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural extraído de los yacimientos, separados al estado líquido por medio de operaciones de enfriamiento mecánico o por procesos industriales propios de las plantas de acondicionamiento del gas natural y/o extracción de gas licuado. Se encuentra en estado líquido en condiciones normales de presión y temperatura, el que estabilizado debe tener una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE GRADOS CELSIUS CON OCHO DECIMAS (37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES KILOPASCALES CON CUARENTA Y DOS CENTESIMAS (103,42 kPa), o QUINCE LIBRAS POR PULGADA CUADRADA RELATIVA (15 psig).
Tienen una densidad relativa mayor de SEISCIENTAS MILESIMAS (0,600) y menor de SETECIEN-TOS DIEZ MILESIMAS (0,710) equivalentes a CIENTO CUATRO GRADOS API (104 ºAPI) y SE-SENTA Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI), respectivamente, y un punto final de destilación mayor de CIEN GRADOS CELSIUS (100 ºC) y menor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200 ºC).
Gas: Hidrocarburos livianos que en condiciones de yacimiento pueden ser líquidos o gaseosos y en condiciones de superficie siempre son gaseosos. Se pueden diferenciar en: gas en solución, gas asociado y gas no asociado.
Gas en solución: Gas disuelto en el petróleo en condiciones de yacimiento y que se separa en condiciones de superficie pasando al estado gaseoso.
Gas asociado: En yacimiento y en superficie se mantiene como gas pero en yacimiento ocupa las partes altas de las estructuras de las trampas coexistiendo con el petróleo.
Gas no asociado: El estado es gaseoso en yacimientos y superficie, constituyendo acumulaciones exclusivamente gasíferas.
ANEXO II

Secretaría de Energía HIDROCARBUROS
Resolución 482/98
Presentación que deberán efectuar las empresas petroleras en relación a las Reservas Comprobadas y Probables de petróleo y gas. Apruébanse las definiciones, metodológicas de cálculo y requisitos respecto de la certificación de dichas reservas, que deberán ser cumplimentadas por los Permisionarios de Exploración, Concesionarios de Explotación y auditorías externas a las mencionadas empresas.
Bs. As., 2/10/98
B.O: 09/10/98
VISTO el Expediente N° 750-004223/98 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, y
CONSIDERANDO :
Que según lo establecido en la Ley N° 17.319, resulta una obligación de concesionarios y permisionarios el suministro de información a la SECRETARIA DE ENERGIA, en la forma y oportunidad que esta determine.
Que la información y datos técnicos producidos como consecuencia de la exploración y explotación de hidrocarburos resultan esenciales a fin de cumplir las funciones de contralor y fiscalización, realizar los estudios y análisis pertinentes, así como evaluar una correcta y racional explotación de los yacimientos.
Que en este contexto, los datos relativos a las reservas de petróleo y gas constituyen un elemento básico y primordial, hecho este que exige establecer procedimientos acordes a las definiciones estandarizadas reconocidas internacionalmente, promoviendo la utilización de una metodología y nomenclatura común que permita la obtención de resultados bajo criterios objetivos y compatibles.
Que el diseño de tales procedimientos implica tener en cuenta las modalidades aplicadas por la industria a partir de la desregulación de los parámetros económicos que la rigen, a fin de contar con un marco reglamentario, que por una parte permita a la Autoridad de Aplicación el cabal cumplimiento de sus funciones, y por la otra sea acorde a dichas modalidades que resultan de práctica en el contexto internacional.
Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, ha tomado la intervención que le corresponde.
Que a la fecha, la competencia para la aprobación de esta normativa ha sido atribuida a la SECRETARIA DE ENERGIA como Autoridad de Aplicación de la Ley N° 17.319, conforme lo establece el Artículo 70.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1°-Apruébanse las definiciones, metodologías de cálculo y la obligatoriedad cada DOS (2) años, respecto de la certificación de las reservas de petróleo y gas, por auditorías externas a las empresas petroleras, que deberán ser cumplimentadas por los Permisionarios de Exploración y Concesionarios de Explotación, en cumplimiento de la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 319 del 18 de octubre de 1993, de acuerdo al detalle del Anexo I a la presente.
Art. 2°-Las Normas y Procedimientos que se aprueban en la presente Resolución tendrán vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 3°-Modifícase la fecha de presentación de los valores de las reservas de petróleo y gas establecidas por la Resolución SECRETARIA DE ENERGIA N° 319 del 18 de octubre de 1993, hasta el 31 de marzo de cada año.
Art. 4°-La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES, en base a la evolución de las definiciones, tecnologías y criterios propios de la evaluación de las reservas de petróleo y gas, podrá adecuar y/o complementar la presente normativa.
Art. 5°-Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese.-Alfredo H. Mirkin.
ANEXO I
I) DEFINICIONES Y CLASIFICACION DE RESERVAS:
Son aquellas cantidades de petróleo que se espera recuperar, a partir de acumulaciones conocidas y a una fecha determinada.
Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles, al momento de efectuar la estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO COMPROBADAS.
Las reservas NO COMPROBADAS tienen menos certeza en la recuperación que las RESERVAS COM-PROBADAS y pueden además clasificarse en: RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen cantidades de petróleo que se hayan extraído y/o estén inventariadas y que puedan ser reducidas por el uso, por pérdidas de procesamiento, si fueran requeridas para incluirlas en un informe financiero.
RESERVAS COMPROBADAS:
Las RESERVAS COMPROBADAS son aquellas cantidades de petróleo que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos, bajo condiciones económicas determinadas, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales.
Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de confiabilidad que tienen las cantidades a ser recuperadas, y en este contexto, cuando son empleados procedimientos probabilísticos, ello implica un nivel de confiabilidad de por lo menos el NOVENTA POR CIENTO (90 %).
Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser categorizadas en: DESARROLLADAS y NO DES-ARROLLADAS.
RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante pozos, instalaciones y métodos de operación ya existentes y en funcionamiento, a la fecha de su evaluación. Las RESERVAS COM-PROBADAS a ser producidas por métodos de recuperación mejorada, sólo serán consideradas desarrolla-das después que dicho proyecto esté instalado y en operación.
RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS:
Son las reservas del reservorio comprobado que se estima podrán ser recuperadas mediante pozos a ser perforados en el futuro y/o con instalaciones a ser implantadas. También se consideran como tales a las reservas a obtener por apertura de niveles comprobados en pozos ya existentes. Se pueden incluir además, a aquéllas que serán producidas por medio de un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza.
RESERVAS NO COMPROBADAS:
RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas cantidades de petróleo, adicionales a las RESERVAS COMPROBADAS, estimadas mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería disponibles, que pueden ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha dada y de acumulaciones conocidas.
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RE-SERVAS POSIBLES.
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las que prevalecen en el tiempo en que es efectuada la estimación. El efecto de posible mejora en las condiciones económicas futuras y de desarrollos tecnológicos, puede ser expresado median-te la asignación de apropiadas cantidades de reservas, en la clasificación de probables y posibles.
En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS no deberían ser sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente descontada para los diferentes niveles de incertidumbre.
RESERVAS PROBABLES:
Las RESERVAS PROBABLES son aquellas reservas, NO COMPROBADAS, que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se estima como más probables que sean comercialmente recuperables, a que no lo sean.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "PROBABLE" implica un nivel de confiabilidad de RESERVAS COMPROBADAS más RESERVAS PROBABLES de por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50 %).
RESERVAS POSIBLES:
RESERVAS POSIBLES son aquellas reservas NO COMPROBADAS que el análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las RE-SERVAS PROBABLES.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término posible implica un grado de confiabilidad de: RESERVAS COMPROBADAS, RESERVAS PROBABLES más RESER-VAS POSIBLES, de por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%).
Sin perjuicio de todo lo detallado, que es el resultado de la unificación de criterios efectuada en 1997 por la SPE (Society Petroleum Enginners) y el WPC (Word Petroleum Congresses), en la medida que surjan nuevos conceptos que modifiquen las definiciones detalladas y que éstos sean reconocidos internacional-mente por entidades como las mencionadas, se reverán y adecuarán las definiciones a las nuevas circunstancias que imperen en el futuro.
La Intención de la SPE (Society Petroleum Enginners) y el WPC (World Petroleum Congresses) en contar con una clasificación suplementaria, aparte de las RESERVAS COMPROBADAS, es para facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que utilizan dichos términos.
Al presentar estas definiciones, no se está recomendando la utilización de las reservas clasificadas como NO COMPROBADAS, puesto que ello está librado a la discrecionalidad de las empresas.
II) METODOLOGIAS DE CALCULO:
Las empresas deberán especificar la metodología empleada en el cálculo de las reservas. A tal fin, la Autoridad de Aplicación aceptará el empleo de una o varias metodologías reconocidas internacionalmente y que se detallan a continuación:
Cálculo Volumétrico.
Balance de Materiales.
Análisis de las Curvas de Declinación.
Simulación Numérica de Reservorios.
No obstante lo expresado, los certificadores podrán adoptar otras metodologías que pudieran adaptarse mejor, técnica y económicamente, a las características de cada yacimiento o reservorio de que se trate, para lo cual deberán contar con el consentimiento escrito de la Autoridad de Aplicación.
III) NORMAS COMPLEMENTARIAS:
(a) Los auditores externos a las empresas permisionarias y/o concesionarias, responsables de la certificación, deberán cumplir como mínimo los siguientes requisitos:
Acreditar la capacidad técnica indispensable para la realización de los trabajos.
Presentar un resumen o nómina de los trabajos efectuados, ya sean éstos de carácter nacional o internacional, que permita a la empresa petrolera efectuar una evaluación de la misma.
Acompañar el currículum resumido de sus profesionales, donde pueda evaluarse la experiencia y trayectoria de los mismos en tareas de Geología de Explotación e Ingeniería de Reservorios.
(b) No obstante la responsabilidad de las empresas petroleras respecto de la correcta elección de la entidad certificadora, la Autoridad de Aplicación podrá requerir toda aquella información relativa a los antecedentes de la misma y a las etapas del cálculo de reservas. La Autoridad de Aplicación podrá realizar por sí las auditorías correspondientes, debiendo las empresas permisionarias, concesionarias ó auditorias ex-ternas, suministrar toda la información necesaria para tal fin.
(c) Tal como lo dispone el Artículo 1° de la presente resolución, las reservas deberán presentarse en forma certificada cada dos (2) años, manteniéndose la obligatoriedad de la presentación anual según los términos de la Resolución S.E. N° 319/93
(d) En aquellos yacimientos en los cuales la diferencia de las reservas, respecto de las cifras certificadas anteriores, radique exclusivamente en lo producido y/o que carezcan de posibilidades exploratorias al momento de la presentación anual, la certificación de reservas podrá estar exenta de la periodicidad re-querida. En este caso, deberá solicitar por nota su correspondiente excepción y contar con la debida autorización escrita de la Autoridad de Aplicación.

El País
LA SITUACION ENERGETICA : ESTRATEGIA OFICIAL PARA UN SECTOR CLAVE
Domingo 11/6/2006
Para evitar la falta de energía este año se gastarán $ 4.500 millones - El grueso del dinero lo aportará el Gobierno. Será 50% más que lo invertido en 2005.
Antonio Rossi
anrossi@clarin.com
El impacto económico que deberán afrontar este año el Gobierno y los grandes usuarios por la crisis energética se ubica en torno de los 4.500 millones de pesos por el doble impacto de una mayor demanda interna de gas y electricidad y el incremento registrado en los precios de los diversos combustibles importados.
De acuerdo con los cálculos que barajan los técnicos del área oficial y del sector privado, la "factura extra" que habrá que pagar en el 2006 por la continuidad de la emergencia energética será un 50% más cara que la del año pasado. La mayor parte del "sobrecosto" que se generará por las dificultades energéticas será atendido con recursos del Tesoro y una pequeña porción se trasladará a los medianos y grandes clientes del sector industrial y comercial.
Al igual que en 2004 y 2005, la decisión que tomó el Gobierno es seguir manteniendo al margen a los usuarios residenciales y absorber los costos económicos que sobre vendrán por el impacto de la crisis. Ocurre que con la inflación pisándole los talones, el Gobierno no quiere ni hablar de ajustes tarifarios para el segmento domiciliario.
Los coletazos del faltante de energía se sentirán básicamente en los gastos adicionales que habrá que cubrir por la compra de combustibles líquidos para las usinas térmicas, los mayores volúmenes y precios del gas proveniente de Bolivia y la desgravación fiscal para facilitar la importación temporaria de gasoil.
Al analizar las principales variables que inciden en el costo de la crisis energética, se registra el siguiente cuadro de situación:
Centrales térmicas: La generación térmica aporta cerca del 55% de la energía eléctrica que consume el país. Como no hay suficiente producción de gas para abastecer durante todo el año a las usinas, se debe recurrir a la importación de combustibles alternativos como el fuel oil y el gasoil.
En el año 2004, se trajeron de Venezuela 850.000 tn. de fuel oil y unas 80.000 tn. de gasoil. Al año siguiente, se ampliaron las compras a otros proveedores y se importaron 1,2 millones de tn. de fuel oil y cerca de 200.000 tn, de gasoil para las máquinas térmicas. Para este año, se prevé importar casi 1,5 millones de tn. de fuel oil y 300.000 tn. de gasoil de Venezuela y otros mercados que costarán no menos de $ 2.300 millones. A ese gasto habrá que agregar la deuda de $ 700 millones que volverá acumular este año el Estado con los generadores por la liquidación parcial de la energía suministrada a la red.
Abastecimiento de gas: La caída en la producción de gas de 1,4% registrada en el 2005 podría repetirse este año. Eso obligará a importar el volumen máximo de 7,7 millones de metros cúbicos diarios que está previsto con Bolivia y a elevar los recortes de las exportaciones a Chile. El año pasado, la poda en los envíos al mercado trasandino se ubicó en un promedio de 8 millones de metros cúbicos y este año podrían superar los 12 millones de metros cúbicos por día.
En el caso del gas boliviano, el precio promedio que se ha pagado durante los primeros cinco meses del año se ubicó en US$ 3,20 el millón de BTU, un 35% más caro que lo que se abonó en 2005. Y ahora, tras la nacionalización de los hidrocarburos que dispuso Evo Morales se abrió una nueva negociación para llevar el precio cerca de los US$ 5. Entre los nuevos valores que se pagarán a Bolivia y lo que se dejará de vender a Chile, se espera un impacto económico del orden de los $ 1.000 millones.
Escasez de gasoil: Desde hace dos años, se volvió a importar gasoil para poder atender la mayor demanda del agro, las industrias y el transporte.
Tras el visto bueno del Congreso, el año pasado se trajeron del exterior 600.000 metros cúbicos de gasoil libres de impuestos. Para este año, se autorizó una importación temporaria con desgravación fiscal de hasta 1,2 millones de metros cúbicos de gasoil.
Esta solución transitoria —que amenaza con convertirse en permanente ante la doble caída de la producción y las reservas petrolíferas— implicará para las arcas estatales una reducción de 500 millones de pesos en las recaudaciones del impuesto a la transferencia de combustible y tasa al gasoil. El problema es que con esos fondos se financian obras viales y se pagan los subsidios a las empresas de colectivos, trenes y camiones.

Normas que modifican y/o complementan a Decreto 180/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)

Sumario:
Número/Dependencia Fecha Publicación Descripción
Decreto 181/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
16-feb-2004 GAS NATURAL AJUSTE DEL PRECIO

Resolución 265/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
26-mar-2004 GAS NATURAL ABASTECIMIENTO INTERNO - MEDIDAS DE PREVENCION

Disposición 27/2004 SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES
31-mar-2004 GAS NATURAL PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES

Resolución 208/2004 MIN. PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUB. Y SERVI
22-abr-2004 GAS NATURAL ACUERDO IMPLEMEN. ESQUEMA NORMALIZACION PRECIOS

Resolución 415/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
29-abr-2004 PROGRAMA DE USO RACIONAL DE LA ENERGIA SU APROBACION

Resolución 261/2004 SECRETARIA GENERAL
11-may-2004 PROGRAMA DE USO RACIONAL DE LA ENERGIA CUMPLIMIENTO EFECTIVO

Resolución 503/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
26-may-2004 GAS NATURAL MECANISMO DEL USO PRIORITARIO DEL TRANSPORTE

Resolución 606/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
08-jun-2004 GAS NATURAL INTERCAMBIO, REVENTA O CESION DE SERVICIO

Resolución 657/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
15-jun-2004 GAS NATURAL
DECRETO NRO. 180/2004 - MODIFICACION

Decreto 741/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
17-jun-2004 HIDROCARBUROS ACUERDO PCIAS MENDONZA, SAN JUAN Y EMPRESAS

Resolución 659/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
18-jun-2004 GAS NATURAL PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO

Resolución 663/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
25-jun-2004 GAS NATURAL REGLAMENTO DE CONTRATACIONES

Decreto 906/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
22-jul-2004 FONDOS FIDUCIARIOS CONSEJO CONSULTIVO - CREACION

Resolución 801/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
03-ago-2004 PROGRAMA DE USO RACIONAL DE LA ENERGIA ELECTRICA
CARGOS ADICIONALES - ACLARACIONES

Resolución 950/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
21-sep-2004 GAS NATURAL
FONDO FIDUCIARIO - CONSTITUCION

Resolución 1146/2004 SECRETARIA DE ENERGIA
11-nov-2004 MERCADO ELECTRONICO DE GAS
ACUERDO CON LA ASOC. CIVIL BOLSA DE COMERCIO BS AS

Decreto 1658/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
29-nov-2004 FONDO FIDUCIARIO INV TRANSPORTE Y DISTRIBUCION GAS
CARTA DE INTENCION - RATIFICASE

Disposición 116/2004 SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES
01-dic-2004 SISTEMA DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCION GAS POR REDES
NORMATIVA REPLICA DE DESPACHOS - ACTUALIZACION

Decreto 1882/2004 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
27-dic-2004 FONDO FIDUCIARIO INV TRANSPORTE Y DISTRIBUCION GAS
CARTA DE INTENCION - RATIFICACION

Resolución 624/2005 SECRETARIA DE ENERGIA
11-abr-2005 PROGRAMA DE USO RACIONAL DEL GAS NATURAL
PROGRAMA - RESTABLECESE VIGENCIA

Disposición 260/2005 SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES
28-abr-2005 GAS NATURAL REPLICA DE LOS DESPACHOS

Resolución 739/2005 SECRETARIA DE ENERGIA
04-may-2005 GAS NATURAL MERCADO ELECTRONICO DE GAS S.A.

Decreto 465/2005 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
09-may-2005 GAS NATURAL
PLAN ACCION DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE AÑO 2006

Resolución 740/2005 SECRETARIA DE ENERGIA
10-may-2005 MERCADO ELECTRONICO DE GAS
AGENTES LIBRES - REQUISITOS

Resolución 608/2005 MIN. PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUB. Y SERVI
23-jun-2005 GAS NATURAL
PLAN ACCION CAPACIDAD DE TRANSPORTE 2006

Resolución 882/2005 SECRETARIA DE ENERGIA
18-jul-2005 GAS NATURAL
REPLICA DE INFORMACION DE DESPACHO - OBLIGADOS A INFORMAR

Resolución 939/2005 SECRETARIA DE ENERGIA
04-ago-2005 MERCADO ELECTRONICO DE GAS
REGIMEN COMPLEMENTARIO DEL DESPACHO DEL TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL

Decreto 1204/2005 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
28-sep-2005 MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVI-CIOS GASODUCTO PROYECTO RUTA 34 - RATIFICASE CARTA DE INTENCION

Decreto 1243/2005 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
06-oct-2005 FONDO FIDUCIARIO PARA INVERSIONES EN TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS
GASODUCTO PATAGONICO

Decreto 130/2006 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
08-feb-2006 GAS NATURAL CARTA DE INTENCION - RATIFICACION

Decreto 139/2006 PODER EJECUTIVO NACIONAL (P.E.N.)
10-feb-2006 GAS NATURAL CARTA DE INTENCION - RATIFICACION

Nota Externa 15/2006 DIRECCION GENERAL DE ADUANAS
28-abr-2006 DIRECCION GENERAL DE ADUANAS GAS NATURAL COMPRIMIDO ORIGINA-RIO DEL AREA ADUANERA ESPECIAL

Comunicado de PDVSA
PDVSA mantiene suministro de fuel oil a Argentina
07-07-2005

Petróleos de Venezuela S.A. mantiene el suministro de fuel oil a Argentina, cumpliendo de esta manera con los acuerdos energéticos establecidos entre ambas naciones con miras a profundizar el proceso de integración regional, informó la dirección ejecutiva de Comercio y Suministro de la corporación venezolana. Durante el presente año PDVSA ha entregado dos cargamentos de 50 mil toneladas (MMT) de fuel oil, repartidos entre los puertos de Bahía Blanca (28 MMT) y Central Puerto (22 MMT); el primero llegó en abril, y el segundo en mayo. Estos cargamentos fueron acordados con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) de Argentina.

PDVSA ha venido suministrando productos al mercado argentino a través de una sinergia con Petrobras, la cual ha permitido optimizar el proceso de transporte y logística. Igualmente se ha aprovechado esta sinergia para enviar cargamentos de fuel oil al mercado asiático.

Los envíos de fuel oil por parte de PDVSA a Argentina se realizan desde el año 2004, cuando los gobiernos de esta nación y Venezuela firmaron acuerdos de cooperación energética que permitieron profundizar el proceso de integración regional y superar las crisis energética que vivió el país austral.

PDVSA está en conversaciones muy avanzadas con CAMMESA para conciliar diferencias en torno a un cargamento de fuel oil enviado el año pasado por la corporación venezolana a la institución argentina. Representantes de PDVSA y CAMMESA sostienen comunicaciones permanentes sobre los temas antes mencionados y esperan la firma de un nuevo contrato de suministro para completar los volúmenes faltantes del 2005.

La dirección ejecutiva de Comercio y Suministro garantizó que PDVSA en todo momento honrará el compromiso asumido por Venezuela en el marco del acuerdo general de cooperación firmado con la hermana República de Argentina.

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