DistribucinOrganizacin de la Industria del Gas

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Organizacin de la Industria del GasAntes de la Privatizacin(hasta Dic. 92) Despus de la Privatizacin

Produccin de Gas

Precio regulado

Mercado altamente concentrado por Empresa Estatal Monoplica

Ministerio de Economa fija los precios

Precio negociado libremente

Mercado menos concentrado (todava con pocos vendedores)

Autoridad Regulatoria (ENARGAS) autoriza el pase a tarifa de las variaciones en el precio del gas (pass-through)

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AutoridadRegulatoria

Secretara de Energa (Exploracin+Produccin)

ENARGAS (Transporte+ Distribucin)

Regulacin a Nivel NacionalORGANIZACION DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL ( Post Privatizacin)

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TRANSPORTE DE GAS: Dos Transportadoras en operacin Periodo de licencias : 35 + 10 aos de prrroga Acceso a la capacidad: abierto Transportistas no compran ni venden gas Tarifas reguladas por precios mximos Expansiones no obligatorias Industria del Gas - Marco Regulatorio

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CUENCANOROESTECUENCANEUQUINACUENCAAUSTRALCUENCAGOLFOSAN JORGESISTEMAS:TGNTGS

Cuencas y Gasoductos

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Industria del gas - Marco RegulatorioDISTRIBUCIN DE GAS :Unidades regionales de negocios determinadas por estudios econmicos y tcnicos9 Distribuidoras de gasPerodo de licencias : 35 + 10 aos Monopolio geogrfico relativoContratos directos con grandes usuariosGanancias slo sobre los servicios de distribucinTarifas reguladas por precios mximos-Price capCapacidad de transporte previamente asignada, con derecho a reduccin (desde el 28/12/92)Responsables del abastecimiento a los consumidores que no tienen contrato directo

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Licenciatarias del Servicio de gasTransportadora de Gas del Sur S.A.Km de Gasoducto: 6 090Transportadora de Gas del Norte S.A.Km de Gasoducto: 4 438Gas Natural BAN S.A.N de usuarios: 1 077 273Km de redes: 17341MetroGas S.A.N de usuarios: 1 855 427Km. de redes: 12 820Camuzzi Gas Pampeana S.A.N de usuarios: 796 739Km de redes: 18 056GasNor S.A.N de usuarios: 249 694 Km de redes: 5 127Litoral Gas S.A.N de usuarios: 375 502Km de redes: 6 751Distribuidora de Gas Cuyana S.A.N de usuarios: 304 278 Km de redes: 6 815Distribuidora de Gas del Centro S.A.N de usuarios: 371 916Km de redes: 9 137Camuzzi Gas del Sur S.A.N de usuarios: 368 011Km de redes: 10 607Datos a Diciembre 1998NEA Mesopotmica S.A.

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Proteccin de los derechos del consumidor.

Promocin de la eficiencia.

Minimizacin de la carga burocrtica de la regulacin.

Promocin de la competencia.Principios del sistema regulatorio de la Industria del Gas

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Regular las actividades de transporte y distribucin, asegurando tarifas justas y razonables

Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribucin y uso racional del gas

Velar por la adecuada proteccin del medio ambienteObjetivos del Organismo Regulador

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Principales RegulacionesAjuste de tarifas y revisin de la metodologa tarifaria.Reglas tcnicas y de seguridad sobre:Transporte.Distribucin.GNC (Estaciones de Servicio, PEC, etc.)Artefactos, accesorios.Expansin de las redes de distribucin y transporte.Aprobacin de modelos de contratos.Condiciones a cumplir por los Subdistribuidores.Intervencin en aspectos tcnicos y comerciales de Exportacin de gas.

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Principales controles del servicioTarifas.Normas TcnicasCalidad de gas - Calidad de Materiales y EquiposInversiones Obligatorias.Mantenimiento y Seguridad.Despacho de Gas / Restricciones a usuarios.Facturacin.Reclamos.Seguros.

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ASPECTOS ECONMICOS DEL TRANSPORTE Y DISTRIBUCIN DE GAS NATURAL

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Estructura de la Industria del GasPRODUCTORESTRANSPORTISTAS TGN TGSDISTRIBUIDORAS GASNOR CENTRO CUYANA LITORAL GAS BAN METROGAS PAMPEANA SUR NEA MESOPOTAMICASUBDISTRIBUIDORAS USUARIOS GNCRESIDENCIAL INDUSTRIAS COMERCIOSSERVICIOSGRANDES USUARIOS INDUSTRIAS SERVICIOSFlujo del gasComercializacinCOMERCIALIZADORES

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Tcnicas Usuales de Regulacin de Servicios Pblicos

Regulacin por tasa de retorno o be-neficio, tambin conocida por Cost of Service (EE.UU.).Regulacin por Price Cap o regulacin de la tarifa (UK).Regulacin por comparacin o Yardstick Competition.Regulacin por mtodos combinados (Sliding scale, etc,).

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Regulacin por Tasa de Retorno

Tcnica utilizada fundamentalmente hasta finales de la dcada de los 80 con amplia difusin en el esquema regulatorio de EE.UU. En los ltimos aos est prediendo terreno frente al Price Cap.En esta tcnica, se compensa a la compaa totalmente sus costos de produccin e inversin, por lo que sta no tiene ningn incentivo para reducirlos, producir eficientemente (mnimo costo) o adoptar tecnologas reductoras de costos, ya que siempre obtendr la misma rentabilidad sobre el capital invertido.Genera un uso ineficiente de los recursos, y presenta un claro desincentivo a la reduccin de costos y a la produccin eficiente. En el largo plazo puede favorecer la competencia dado el alto nivel de sobreinversin subyacente (p.e. EE.UU. Con su sistema de gasoductos de transporte).

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Regulacin por Price Cap

Es el sistema de regulacin ms utilizado a partir de la dcada de los 80. Comenz su utilizacin en la regulacin del servicio de telecomunicaciones en UK. Es el sistema utilizado en el transporte y distribucin de gas natural por redes.En esta tcnica, el regulador fija un techo o precio mximo a una o varias canastas de bienes o servicios prestados por la compaa, debajo del cual la compaa tiene cierta libertad de variar los precios.Ventajas: Genera incrementos en la eficiencia operativa de la empresa al estimularla a adoptar tcnicas minimizadoras de costos y a operar utilizando el mix ptimo de capital y mano de obra.

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Regulacin por costo del servicio o tasa mxima de retornoPuntos de controversia ms comunes:Qu costos se permitenMedicin del stock de capital (Base Tarifaria)Determinacin del costo del capitalRevisiones y perodo regulatorio (lags)En su concepcin terica la regulacin por costo del servicio implicara equiparar costos e ingresos en forma continua pero en la prctica no es as (en promedio los perodos regulatorios son del orden de los 18 meses en USA)De todos modos las revisiones tarifarias son endgenas (puede pedirlas la firma o el regulador), elemento relevante desde el punto de vista de los incentivos, ya que no promueve el esfuerzo en reduccin de costos

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Price Cap

Problemas Inducidos:Calidad y Seguridad.Expansiones.

Soluciones del Marco Regulatorio: Normas tcnicas.Inversiones obligatorias.Operador calificado.Rgimen de expansiones compatibles con el negocio regulado (Art. 16 y 39).

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Calidad del servicioLa regla de remuneracin de costos del price cap introduce incentivos a subinvertir en calidadPor ello se requieren otros instrumentos regulatorios para mitigar este efectos, como los estndares de calidadIncentivos a la inversinDado que el nivel tarifario est preestablecido y el perodo regulatorio es fijo, pueden generarse pocos incentivos para la inversin en proyectos con una tasa de retorno inferior al costo del capitalEl price cap requiere algn mecanismo explcito para el tratamiento de las inversiones en expansin cuando no son rentables con las tarifas reguladas (costo incremental vs. roll-in)Price Cap

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Se fija un nivel inicial de tarifas que se ajusta por una frmula de tipo RPI-XEn su forma terica pura (extrema) no hay revisin y no se requiere uso de datos contables de costo, lo cual reduce la carga regulatoriaEn la prctica se introducen revisiones tarifarias con perodos regulatorios fijos y exgenos (p.ej. 5 aos) El enfoque terico es prospectivo, los costos y beneficios realizados no se usan explcitamente, sino que las tarifas se ajustan por una frmula para eliminar el vnculo entre los costos propios de la firma y la tarifa que cobra.

Price Cap

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Pass-Through de costosCuando hay costos significativos que generan incertidumbre y se encuentran fuera del control de la firma, suelen encontrarse esquemas de P-T que reducen el riesgo para la firma y permiten una tarifa ms baja, aunque como contrapartida pueden reducir los incentivos para bajar esos costos (p.ej. mitigando el riesgo - hedging)Duracin del perodo regulatorio (regulatory lag)Un perodo largo provee ms incentivos para la eficiencia productiva pero puede generar problemas de eficiencia asignativa si las tarifas y los costos evolucionan en forma divergente.Asimismo puede generar problemas distributivos si permite la obtencin de beneficios excesivos o hacer inviable la operacin si la firma incurre en prdidas por mucho tiempoPrice Cap

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Flexibilidad de precios relativosExisten distintas variantes dependiendo de que la restriccinde precios sea sobre cada servicio, sobre una canasta de servicios o sobre el ingreso medioUna mayor flexibilidad para que la firma determine la estructura tarifaria puede ser beneficiosa en ciertos casos si permite que se eliminen subsidios cruzados, se reflejen mejor los costos y se facilite la introduccin de nuevos serviciosSin embargo, cuando coexisten segmentos regulados y sujetos a competencia, la flexibilidad puede ser usada en forma predatoriaAdems la flexibilidad puede perjudicar a determinados grupos de consumidores, por ello en los price caps sobre el ingreso medio o sobre canastas de servicios suelen agregarse restricciones sobre la evolucin de determinadas tarifas (p.ej. residenciales; UK gas lmite al cargo fijo para bajos consumos)Price Cap

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La firma tiene flexibilidad para reducir sus precios por debajo del mximo.La regla de remuneracin de costos procura ser simple y transparente, por lo cual se usa un ndice de precios general en lugar de un ndice de costos especfico de la industria El ndice general (RPI, PPI) no puede ser manipulado por la firma y brinda a los consumidores seales predecibles sobre los preciosPrice Cap

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Mtodos de RegulacinConvergencia de esquemasEn realidad las diferencias prcticas entre los distintos mtodos son menores que en los extremos tericosLa regulacin por costo del servicio no implica revisiones continuasEl price cap no es puramente prospectivo, la performance pasada suele influir en las revisiones tarifariasSe han desarrollado esquemas mixtos referidos como regulacin por incentivos (incentive regulation) porque proveen ms incentivos a la reduccin de costos que la regulacin tradicional por costo del servicio

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Esquemas mixtosEn general se comparten costos o beneficios entre la firma y los usuariosReparto de ganancias (profit sharing) o sliding scale planra=rt+h(r*-rt)r* tasa de retorno objetivo (razonable)ra tasa de retorno permitidart tasa de retorno observadah es una constante entre 0 y 1 (h=1: costo plus; h=0: price cap)Mtodos de Regulacin

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Competencia por comparacin (Yardstick)Procuran resolver el conflicto entre eficiencia productiva y asignativa utilizando informacin de otras empresasSe imita al mercado competitivo, se mantienen los incentivos a reducir costos porque las tarifas se desvinculan de los costos propios de la firma, y se maximiza la eficiencia asignativa al aproximar las tarifas a los costosEs el origen de la desintegracin horizontal Contribuye a mitigar la asimetra informativa porque no requerira deslindar las variaciones de costo exgenas de las endgenas si las firmas comparadas son igualesLimitacin prctica: las firmas a comparar no son idnticas, existen factores que afectan los costos de unas y no de otrasBenchmarking: variante comparando con empresa hipotticaMtodos de Regulacin

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Estructura TarifariaTARIFA FINALPRECIO DEL GASTARIFA DE TRANSPORTEMARGEN DEDISTRIBUCIN=++REGULADONO REGULADOREGULACIN: Sin subsidios cruzados Recuperacin de costos y ganancias razonables Mnimos costos para usuarios finales Tarifas en dolares U$S (hasta enero 2002) Tarifa mxima ajustable cada 5 aos

La cuestin impositiva: Tasas municipales.

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Formacin de las Tarifas:Distribucin

Precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte.Tarifa de transporte.Tarifa de distribucin.

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Industria del Gas en Argentina: Mecanismo de formacin de preciosMecanismo de formacin de precios(Netback / Mark-up Feedback)Mecanismo de autorizacin de precios y sus ajustes(Contrato de licencia)

ProductoresPrecio en cabecera de gasoducto (Desregula-do).

TransportistasServicio de transporte (Regulado).

DistribuidoresServicio de transporte (Regulado).

Factores generalesAjuste por tipo de cambio.Cambios en impuestos.Graves eventos internacionales.Razones de fuerza mayor.

Clusulas especficas

ProductoresDesregulacin ini-cial del mercado (ene. mayo 94).Ajustes estaciona-les (mayo y oct. c/ao).Otros ajustes (por circunstancias es-peciales).

Clientes cautivosTarifas mximas (Re-gulado).

TransportistasAjustes por PPI (USA) 2 veces al ao (ene. y jul. c/ao).Revisin de tarifas c/ 5 aos (ene. 98 primera revisin). Ajustes por Facto-res X y K.Ajustes caso por caso (nuevos pro-yectos).

DistribuidoresVariaciones en el precio del gas (mecanismo de pass-through) (mayo y oct. C/ao).Variaciones en el precio unitario del transporte (pass-through), pero no en costos totales (price cap).Dos ajustes anuales por USPPI (ene. y jul. c/ao).Revisin de tarifas cada cinco aos (enero 98 primera revisin). Ajus-tes por Factores X y K.

Grandes usuariosPrecios de sustitutos (petrleo y derivados).Riesgos de by-pass.Competencia de gene-racin hidrulica.

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Mecanismo Tarifario Anterior a la Privatizacin

Tarifas polticas: objetivos antiinflacionarios y de redistribucin del ingreso.No siempre seguan criterios econmicos (tarifacin en base a costos marginales). En ocasiones daban lugar a una demanda mayor a la ptima.En muchos casos no cubran los costos (subsidios a los consumidores).No se distingua entre los consumos realizados en el pico y los efectuados en el valle.

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Metodologa Tarifaria Post-privatizacin

Tarifas mximas (Price Cap).Costo marginal de largo (incluye costos de capital).Se consider que las Distribuidoras deberan realizar descuentos en funcin del riesgo by-pass y precios de combustibles alternativos.Contribuciones adicionales de los usuarios deben ser justificadas.Tarifa a usuario final compuesta por:Precio del gas.Tarifa de Transporte.Tarifa de Distribucin.

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Metodologa Tarifaria Post-privatizacin (cont.)

Tarifas varan de acuerdo a patrones de distancia de yacimientos y centros de consumo. Tarifas varan de acuerdo a la disponibilidad: Firme. Interrumpible.Ajuste automtico cada 6 meses de los servicios de Distribucin y Transmisin de acuerdo al ndice de precios de productores industriales de los EE.UU. (PPI).

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Expansiones al Sistema de Distribucin

Resol. ENARGAS 44/94: caso particular de la Resol. 10/93. Se aplica a obras menores.

Es aplicable cuando: La inversin total por usuario residencial no supere los $530.Si el costo por usuario es superior al valor de referencia, el nmero de usuarios a conectar no deber superar los 20 y la adhesin de los usuarios deber ser del 100%.

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Expansiones al Sistema de Distribucin (cont.)

En Distribucin:Prioridad geogrfica.Obligacin de expandirse.Control de la evasin del Precio Mximo.Competencia por SDB.By-pass y energas alternativas.Accin de los productores y comercializadores.

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Tarifas: Principios Generales (LGN, Art. 38) A. Proveer a los transportistas y distribuidores que operen en forma econmica y prudente, la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer:Todos los costos operativos razonables aplicables al servicio.Impuestos.Armonizaciones.Una rentabilidad razonable, definida como aquella similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable; y que guarde relacin con el grado de eficiencia y prestacin satisfactoria de los servicios. (LGN, Art. 39)B. Debern tomar en cuenta las diferencias que puedan existir entre los distintos tipos de servicios, en cuanto a la forma de presentacin, ubicacin geogrfica, distancia relativa a los yacimientos y cualquier otra modalidad que el Ente califique como relevante.C. El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores, incluir los costos de su adquisicin, el Ente Nacional Regulador del Gas podr limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes.D. Sujetas al cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos precedentes, asegurarn el mnimo costo para los consumidores compatible con la seguridad del abastecimiento.

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Tarifas: Clases de AjustesA. Ajustes peridicos y de tratamiento automtico y preestablecido: Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional. - Price Producers Index. Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado.Ajuste por variaciones en el costo del transporte.

B. Ajustes peridicos y de tratamiento a preestablecer por la Autoridad Regulatoria: Ajuste por la revisin quinquenal de tarifas. - Factor de Inversin. - Factor de Eficiencia.

C. Ajustes no concurrentes:Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas. Ajustes por cambios en los impuestos. Restricciones a la Integracin Vertical para Distcos, Transcos, Productores, etc.

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Tarifas: Clases de AjustesA. Ajustes peridicos y de tratamiento automtico y preestablecido (RBL, Art. 9.4.) Ajuste por variaciones en los indicadores de mercado internacional.En el curso de la habilitacin las tarifas se ajustarn a una metodologa elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores sern a su vez ajustados, en ms o menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en constitucin, operacin y mantenimiento de instalaciones. (LGN, Art. 41) - Price Producers Index (RBL, Art. 9.4.1.1.)

Periodicidad: enero y Julio c/ao. Objeto: reflejar el valor de bienes y servicios.

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Ajuste por variaciones en el precio del Gas comprado (RBL, Art. 9.4.2.)

En ausencia de mala fe, los precios libremente negociados entre partes independientes se presumirn justos y razonables. Frente a tal presuncin el impugnante soportar la carga de la prueba del exceso injustificado. (DR 1738/92, Art. 38)Principio de indiferencia:5) Las variaciones del precio de adquisicin del Gas, sern trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni prdidas al distribuidor ni al transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitacin. (DR 1738/92, Art. 37)c) El precio de ventas del gas por parte de los consumidores, incluir costos de su adquisicin. Cuando dichos costos de adquisicin resulten de contratos celebrados con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, el Ente Nacional Regulador del Gas podr limitar el traslado de dichos costos a los consumidores si determinase que los precios acordados exceden de los negociados por otros distribuidores en situaciones que el Ente considere equivalentes; (LGN, Art. 38) DR 1411/94: Instruye ENARGAS certificar compras transparentes, abiertas y competitivas;Si verificare lo contrario, trasladar el menor costo del mercado para condiciones y volmenes similares;Instruye S.E. informe ENARGAS conductas anticompetitivas, monoplicas, indebidamente discriminatorias o que impliquen abuso de posicin dominante en los mercados de gas natural.

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Ajustes peridicos y de tratamiento a preestablecer por la autoridad regulatoria (RBL, Art. 9.5.) Ajuste por la revisin quinquenal de tarifas:Cada cinco (5) aos el Ente Nacional Regulador del Gas revisar el sistema de ajuste de tarifas. Dicha revisin deber ser efectuada de conformidad con lo establecido por los artculos 38 y 39 y fijar nuevas tarifas mximas de acuerdo a lo dispuesto por el artculo 39 de la presente ley. (LGN, Art. 42) Periodicidad: c/5 aosObjeto: otorgar a Licenciatarias una rentabilidad razonable, similar a otras de riesgo equiparable o comparable, que guarde relacin con grado de eficiencia y prestacin.No retroactiva ni compensatoria.Afectan factores X y K.

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Factor de Eficiencia (RBL, Art. 9.4.1.2.) Factor XPeriodicidad: c/5 aos.Objeto: inducir mayor eficienciaActualmente = 0Autoridad Regulatoria propone programa de inversiones requeridas y ahorros de costos. Periodicidad: c/5 aos

Factor de Inversin (RBL, Art. 9.4.1.3.) Factor KPeriodicidad: c/5 aos (o excepcionalmente cuando se basa en circunstancias objetivas y justificadas)Objeto: compensar inversiones adicionalesLicenciataria propone Plan de Inversiones y Relevamientos y Autoridad regulatoria propone Factor de Inversin.

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Ajustes no recurrentes (RBL, Art. 9.6.)

Ajustes basados en circunstancias objetivas y justificadas Los transportistas, distribuidores y consumidores podrn solicitar al Ente Nacional Regulador del Gas las modificaciones de tarifas, cargos, precios mximos, clasificaciones o servicios establecidos de acuerdo con los trminos de la habilitacin que consideren necesarias si su pedido se basa en circunstancias objetivas y justificadas.Recibida la solicitud de modificacin, el Ente deber resolver en el plazo de sesenta (60) das previa convocatoria a audiencia pblica que deber celebrarse dentro de los primeros quince (15) das de la recepcin de la citada solicitud. (LGN, Art. 46)Periodicidad: excepcional.Objeto: contemplar circunstancias especficas no previstas con anterioridad.No recurrentes.

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Periodicidad: 1 de mayo / 30 de septiembre 1 de octubre / 30 de abril.Objeto: traslado de los costos (estacionales) de adquisicin del gas.Precio Promedio Ponderado: los precios se estiman por adelantado y se compensan (+/-) a travs de la contabilidad diaria (compras reales).

Ajuste por variaciones en el costo del transporte (RBL, Art. 9.4.3.)

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Ajustes por cambios en los impuestos

En el curso de la habilitacin las tarifas se ajustarn a una metodologa que reflejar cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas. (LGN, Art. 41) (RBL, Art. 9.6.2. y 12)Variacin de la tarifa en la exacta incidencia de la modificacin de la carga fiscal sobre: Tarifas Actividad de prestacin del Servicio (excepto tasas que respondan estrictamente al costo del Servicio Licenciado)No hay exencin ni estabilidad tributaria de impuestos, tasas o gravmenes nacionales, provinciales o municipales.

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Afectaciones del Marco RegulatorioDECRETOPEN 180/2004DECRETOPEN 181/2004LEY 25.5612002LEYES 25.790 y 25.972LEY 26.077NORMASYA EMITIDASPROYECTO DE LEYDE SERVICIOSPUBLICOS NORMASEN ESTUDIOPROYECTO DE LEYRENUNCIA A ARBITRAJES CARTA DE ENTENDIMIENTO y RESOLUCIN FINAL PROYECTO DE LEYDE TARIFA SOCIAL

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*page *Industria Hidrocarburfera Argentina: Modificaciones al Marco Regulatorio

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*page *Medidas adoptadas por el Gobierno en Dic. 2001/Ene. 2002:

Ley de Emergencia (25.561): Conversin de las obligaciones en dlares estadounidenses a Pesos. - Pesificacin asimtrica de los contratos de hidrocarburos.Abandono del rgimen de convertibilidad, paridad un Peso por US Dlar.- Pesificacin y congelamiento de las tarifas de servicios pblicos (incluyendo tarifas de gas natural). - Facult al Poder Ejecutivo a crear retenciones a las exportaciones por 5 aos. La ley 26.217 de enero de 2007 prorrog las retenciones por otros 5 aos.

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*page *Impacto de las modificaciones al marco regulatorio:Cortes a las exportaciones de gas natural en firme.Re-direccionamiento compulsivos de gas a consumidores locales (centrales elctricas, distribuidoras e industria).Restricciones a las exportaciones de hidrocarburos lquidos.Afectacin de las relaciones de los productores con clientes locales y de exportacin (re-direccionamientos, cortes, retenciones).Afectacin de los derechos de los productores (otorgados por el marco regulatorio e includos en los ttulos de los permisos y concesiones).Cuestionamiento al derecho de los productores de hidrocarburos de transferir el 70% de las divisas obtenidas de sus ventas. Decreto 2703/2002.

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*page *Modificaciones al marco regulatorioDecreto 180/04:

Faculta a SE a disponer medidas, en caso que el sistema de GN pueda entrar en situacin de crisis, Creacin de Fondo Fiduciario para atender inversiones en transporte y distribucin de gas, creacin del Mercado Electrnico del Gas (MEG), Decreto 181/04:

Establece la necesidad de un ajuste del precio del gas natural,

instruye a la SE a realizar acuerdos con los productores de gas para acordar ajuste de precio,

segmentacin de la demanda.

GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorioAcuerdo de Gas entre la SE & Productores (aprobado por Res. 208/2004):

Objeto: garantizar volmenes para el mercado interno y establecer un sendero de recuperacin de precios.

Compromiso de los productores de comercializar volmenes de gas spot diarios en el MEG.

Vigente hasta el 31/12/06.GAS NATURAL

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*page *- Disposicin 27/04: Aprueba el Programa. Suspende exportacin de volmenes de gas en exceso de las cantidades exportadas durante el mismo mes del ao 2003.

Faculta a la SE a ordenar a los productores a cortar exportaciones.Afectacin del derecho de comercializar libremente: Modificaciones al marco regulatorioGAS NATURAL - Res. 265/2004: Suspende exportacin de excedentes de gas natural; Suspende tramitacin de nuevos permisos de exportacin (Res. 883/2005 levanta parcialmente suspensin en relacin a variacin de precios); Establece las bases para la creacin de un Programa de Racionalizacin de exportaciones de gas y uso de la capacidad de transporte reservada para esos fines (el Programa).

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*page *- Resolucin 659/04 (reemplaza mecanismo Disp. 27):

La SE instruye a los productores exportadores a realizar inyecciones adicionales de gas natural para el mercado interno.

Sancin en caso de incumplimiento: suspensin autmatica del permiso de exportacin pudiendo resultar en la caducidad de la concesin de explotacin.Modificaciones al marco regulatorioGAS NATURAL - Resolucin 503/04:

Aprueba el Mecanismo de Uso Prioritario del Transporte para el Abastecimiento de la Demanda no Interrumpible Establece prioridades en el uso de la capacidad de transporte.

Faculta a la Subsecretara de Combustibles a re-direccionar el gas de los productores a las distribuidoras.

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*page *Modificaciones al marco regulatorio- Resolucin 752/05 (Prorrogada por Res. 1886/06):

Unbundling.

Grandes Usuarios pueden demandar gas natural en el MEG a un precio mximo equivalente a la paridad de exportacin (ofertas irrevocables).

Grandes Usuarios pueden solicitar a la SE inyecciones adicionales permanentes de gas natural (IAP), vigentes hasta la finalizacin del perodo estacional en que el requerimiento fue efectuado.GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorio- Resoluciones 2020/05 y 275/05:

Establecen Mecanismo de Asignacin de Gas Natural para estaciones de GNC.

GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorioRetenciones a las exportaciones - En mayo 2004 se estableci una retencin del 20% a las exportaciones de gas natural (Decreto 645/2004).GAS NATURAL - La Res. 534 de julio de 2006 modific la alcuota y la forma de clculo:

Incremento de alcuota al 45%.

Fij como base de valoracin el precio del Acuerdo con Bolivia (que vari a lo largo de la vigencia de la Resolucin MEyP No. 534/06 entre 5 y 6,98 USD/MMBtu).

Retencin: aprox. USD 3.14/MMBTU.

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*page *Modificaciones al marco regulatorioRetenciones a las exportaciones - La Res. MEyP N 127 de marzo de 2008, modific la Res. 534 y estableci un considerable aumento a las retenciones de gas al:

Aumentar la alcuota del 45% al 100%.

Establecer como base de valoracin el precio ms alto establecido para esta mercadera en los contratos de importacin de gas natural a la REPUBLICA ARGENTINA aplicables en cada momento.GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorioRetenciones a las exportaciones - Res. MEyP N 127 (cont.)

Durante invierno 2008 se aplic como base de valoracin el precio de importacin de GNL. En julio 2008 dicho precio alcanz los USD 17.1550/Mmbtu.

El precio promedio del gas importado en 2008 fue del orden de 10.2748 USD/MMBTU. En consecuencia ese valor fue el monto del derecho resultante en 2008.

Actualmente aplica el precio establecido por Nota Externa N 80, aplicable del 01/09/09 al 20/09/09, USD 7.6177/Mmbtu.GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorioRetenciones a las exportaciones Res. 776 de octubre de 2006:

- Extendi la aplicacin de las retenciones a las exportaciones realizadas desde el Area Aduanera Especial de Tierra del Fuego. Extensin confirmada por Ley 26.217.

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*page *Modificaciones al marco regulatorio- Resolucin SE N 599/2007: Homologa Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011 Productor Firmante / Productor No Firmante Consecuencias. Productor Firmante - Obligacin de abastecer volmenes Anexo I. Intercambio de volmenes entre productores / Productores exportadores firmantes posibilidades para cumplir con compromisos de exportacin.Resolucin SE N 1070/2008:

Aprueba Acuerdo Complementario con Productores de Gas.GAS NATURAL

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*page *Modificaciones al marco regulatorioGAS NATURAL - Resolucin ENARGAS N 409/2008: Segmenta usuarios residenciales (R1, R2 1, 2 y 3, y R3 1, 2, 3 y 4)- Resolucin SE 1417/2008: Aumento de precios para residenciales R3.

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*page *Modificaciones al marco regulatorioGAS NATURAL - Resolucin SE N 24/2008 (modificado por Res. SE 1031/08): Programa Gas Plus.- Decreto 2067/2008: Crea Fondo Fiduciario para atender importaciones de gas natural.

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Segmentacin de mercados de gas: Cambios de estructura tarifaria implcitos enlos Decretos PEN 180 y 181 (Cont.)

1 solo precio de gas natural en cabecera

Relacin directa entre productores, transportistas y distribuidoras

Transportadoras y distribuidoras financian inversiones con su flujo de caja

Durante el perodo de transicin, todos los clientes, excepto Residencial y SGP, deben obtener el gas desde productores / comercializadores. Coexistirn 2 o ms precios de gas natural en cabecera (gran complejidad operativa / regulatoria)

Creacin del Mercado Electrnico de Gas (MEG), que intervendra en transacciones de gas y transporte spot

Creacin de un Fondo Fiduciario, a partir de cargos tarifarios y/o financiamiento internacional, para destinar a inversiones crticas, definidas por el Gobierno.TEMASSITUACINPREVIAASPECTOS GENERALES

Rgimen de pass through del costo del gas

Funcionamiento del Mercado Mayorista

Fondo Fiduciario para inversiones de expansin

CAMBIOS PRODUCIDOS

Comercializador controlado por Distribuidora

No admitido por el ENARGASAdmitido, pero con restricciones sobre topes de mercado por va reglamentaria

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PURE 2004: Resolucin SE 415/04 de inicio y Resolucin SE 942/04 Suspensin entre el 15/09/2004 y el 30/04/2005Decreto PEN 180/04MEG(Mercado Electrnico del Gas)Reglamentacin y Alcance Resolucin SE 1146/04 Acuerdo SE - BCBAResolucin ME 624/05 Restitucin del PURE entre 15/4 y 30/9 de 2005Ya reglamentadoResolucin ENARGASN3035 (B.O. 30/06/04) Modelos de Contratos GNC Firme e Interrumpible.Resolucin SE 657/04(B.O. 15/06/04) Mecanismo derestricciones a interrumpible yprograma para firmes.

Contina durante el 2005 y 2006

Resolucin SE 606/04 (B.O. 02/06/04) Reglamentacin del art. 27 de la Ley 24.076. Reventa de gas y/o transporte.Resolucin SE 950/04(B.O. 21/09/04) Fondo Fiduciario para financiar la compra de gas y/o transportepara generacin elctricaDecreto PEN 180/04(B.O. 16/02/04)COMERCIALIZADORESAmbito de aplicacinSin reglamentar

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Decreto PEN 181/04

Res. SE 752/05 Unbundling de gas Reglamentacin del Art. 4 Decreto 181/04 Expulsin de la comprade gas de clientesa las Distribuidoras. Res. SE 930 prorroga el Unbundling hasta el 1-9-05 para los Grandes UsuariosRes. SE 2020/05 prorroga del Art.6 de la Res. SE 752/05 hasta el 1-03-06 y subdivisin en grupos de la categora de usuarios del Servicio General "PRes. SE 275/06Deja sin efecto Art. 7 Res. SE 2020

Sendero de preciosR1 R2 R3 Sin reglamentarDecreto PEN 181/04(B.O. 16/02/04)

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Efectuar una breve resea de los mercados de gas previos a los Decretos PEN N180/04 y N181/04.

Analizar los alcances de la Res. SE N752/05 y los mercados de compra de gas natural actuales.

Compartir experiencias del unbundling de septiembre y las perspectivas de la desagregacin de enero de 2006.

Sinergia entre las Distribuidoras y los comercializadores relacionados.

Gua de Exposicin

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Decretos PEN 180/04 y 181/04

Decreto 180/2004: Establece una serie de medidas con la finalidad de incrementar la competencia y transparencia en la industria del gas

Crea el Mercado Electrnico de Gas (MEG) en el mbito de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Faculta a las Distribuidoras y/o a los accionistas de stas a ser controlantes en empresas Comercializadoras

Crea un Fondo Fiduciario para atender inversiones de transporte y/o distribucin

Habilita a determinados usuarios a revender los servicios recibidos en el punto de entrega del sistema de transporte (city gate)

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Decretos PEN 180/04 y 181/04 (Cont.)

Decreto 181/2004: Autoriza a la Secretara de Energa a elaborar un esquema de normalizacin del precio del gas natural en el punto de ingreso del sistema de transporte hasta el 31/12/2006 sendero de precios .

Faculta a la Secretara de Energa para establecer un esquema a partir del cual determinadas categoras de clientes deben adquirir el gas natural de proveedores distintos a las distribuidoras

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Situacin de compra de usuarios que reciban el suministro de la Distribuidora

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Situacin de compra de usuarios que reciban el suministro de la Distribuidora (Cont.)

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Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006Rubros de los usuarios alcanzados

Estaciones expendedoras de Gas Natural Comprimido

Usuarios con consumo mayores a 9.000 m3/mes- Cadenas Hoteleras- Panaderas industriales- Lavaderos industriales- Comercios en general

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Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006 (Cont.)Principales incertidumbres que surgen de la aplicacin de la Res. N752/05.

Respecto del GNC:Aplicacin del rgimen de Ofertas Irrevocables por mdulos de volmenes en el Mercado Electrnico del Gas.

Precios.

Condiciones comerciales impuestas para las Ofertas Irrevocables

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Perspectivas respecto del unbundling de enero de 2006 (Cont.)Respecto del segmento SGP3:Incorporacin efectiva de todos los usuarios al esquema de unbundling.

Sistema de medicin de consumos.

Administracin de la informacin entre el proveedor del gas natural y la Distribuidora zonal relativa a consumos contratados en forma directa / desbalances / administracin del despacho diario.

Relacin con el Mercado Electrnico del Gas.Principales incertidumbres que surgen de la aplicacin de la Res. N752/05 (Cont.)

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Otras disposiciones relacionadas con el unbundling

Crea el Mercado Electrnico de Gas (MEG) en el mbito de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Faculta a las Distribuidoras y/o a los accionistas de stas a ser controlantes en empresas Comercializadoras.

Se establece un esquema a partir del cual determinadas categoras de clientes deben adquirir el gas natural de proveedores distintos a las distribuidoras en forma obligatoria.

Dicho esquema comenz a regir a partir del 1 de septiembre de 2005 para las categoras de clientes de mayor consumo, continuando a partir del 1 de enero de 2006 y el 1 de marzo de 2006 y por ltimo desde el 1 de abril de 2006 para las GNC.

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Resolucin SE N752/05* La fecha inicial para el primer segmento era el 1/8/05 y fue prorrogadaal 1/9/05 por Resolucin SE N 930/05

Establece el esquema de unbundling - a travs del cual determinados usuarios deben adquirir el gas natural a terceros proveedores - segn el siguiente cronograma:

Grandes Usuarios Usinas - SGG y SGP3 consumos >150.000 m3/mes: 01/09/05 *

SGP3 consumos >9.000 m3/mes y hasta 150.000 m3/mes y GNC: 01/01/06

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Resolucin SE N752/05 (Cont.)Condiciones del unbundling

Todos los usuarios comerciales con consumos superiores a 9.000m3/mes de promedio del ltimo ao, deben comprar el gas en forma directa.

Las Distribuidoras se encuentran inhibidas de celebrar acuerdos de corto, mediano o largo plazo para abastecer a tales usuarios.

Libertad del usuario para seleccionar los proveedores considerando las rutas de transporte.

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Resolucin SE N752/05 (Cont.)Condiciones del unbundling (Cont.)

Se considera el perfil de consumo o contrato de servicio entre Abril 2003 a Marzo 2004.

Respecto del transporte: Dos condiciones de borde, i) La ruta de transporte ms larga y el mix de transporte de la Distribuidora.

Preserva a favor de las Distribuidoras la disponibilidad del gas natural para cubrir los picos de demanda (volmenes interrumpibles o firmes con ventana previa a Abril 2004)

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Efectos del unbundling en las alternativas de suministroGrandes Usuarios (Usinas / Industrias)Servicio General G Estaciones de GNC Servicio General P con consumos mayores a 150.000m3/mesGas: productores o Comercializadores o distribuidorasTransporte: transportistas o Comercializadores o DistribuidorasDistribucin: exclusivamente Distribuidoras, salvo by pass fsicoGas: productores o Comercializadores. Para GNC mecanismos especiales para suministroTransporte: transportistas o Comercializadores o DistribuidorasDistribucin: exclusivamente Distribuidoras, salvo by pass fsicoPrevio al UnbundlingLuego del Unbundling

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Servicio General P con consumos menores a 150.000m3/mes

ResidencialesSuministro completo (gas; transporte y distribucin obligatoriamente a la Distribuidora zonalEfectos del unbundling en las alternativas de suministro (Cont.)Previo al unbundlingLuego del UnbundlingSGP mayores a 9000 m3/mes solo podrn comprar a Productores y Comercializadores. Salida paulatina de la distribuidora en procesoDistribuidoras solo brindaran suministro completo a Residenciales y SGP menores a 9000 m3/mes (en proceso an)

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Alternativas de compra para los consumos no residenciales o comerciales superiores a 9000 m3/mesGas NaturalAlternativas de compraM.E.G. Oferta IrrevocableM.E.G. Spot diarioProductoresComercializadores

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Cronograma de prohibicin de compra de gas a la distribuidora zonal

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Implementacin del unbundlingPrincipales situaciones que se plantearon

Distintas expectativas respecto a los perfiles de consumo Abril 2003 Marzo 2004.Necesidad de cubrir consumos mayores a los del Perodo 2003/2004.Necesidad de relacionar las condiciones de compra de gas con los servicios de transporte y distribucin contratados.Servicios de nominaciones desbalances.

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Implementacin del unbundling (Cont.)Principales situaciones que se plantearon (Cont.)

Nuevas condiciones comerciales (take or pay delivery or pay make up)

Disparidad de precios entre el gas correspondiente a la Res. 752/05 y los volmenes incrementales

Obligacin de celebrar contratos que antes no aplicaba - SGP3 -

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Facultades del ENARGAS

Inspeccin y control ReglamentariasJurisdiccionales Tarifas.Calidad de gas.Inversiones obligatorias.Procedimientos de mantenimiento y seguridad.Facturacin.Reclamos.Extensiones de redes.Subdistribucin.GNC.Ajuste de tarifas/revisin tarifaria.Reglas tcnicas y de seguridad (aprobacin de organismos de certificacin y artefactos, odorizacin, calidad de gas, etc.).Intervenir en controversias que se susciten entre los sujetos de la Ley 24.076.Aplicar sanciones previstas en la ley.Organizar y aplicar el rgimen de Audiencias Pblicas.

Ente Nacional Regulador del Gas

Autarqua.

Funciones.

Proceso Decisorio.

Controles al Ente Regulador.

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Estructura del Ente

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Actividad Regulatoria propiamente dicha.Actividad de Fiscalizacin y Control.Actividad Sancionatoria.

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El ENARGAS y los tres poderes del Estado:

Interrelaciones

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Audiencia Pblica

Es un acto previo a la toma de una decisin.Permite la participacin del pblico.Proviene del derecho norteamericano y se aplica la garanta del debido proceso adjetivo que consiste en el derecho del particular a ser odo antes del dictado de un acto.Luego de la Audiencia el Ente debe expedirse mediante el dictado de una Resolucin.La omisin a celebrar una Audiencia en aquellos casos en que la ley as lo indique puede resultar en la nulidad de lo resuelto.

FIN..Eduardo Ramn Zapata.IGPUBA

**En este cuadro podemos ver el mismo Balance Energtico expresado en Millones de Toneladas de Petrleo Equivalente (MM TEP), que muestra un crecimiento de la demanda interna del orden del 73,5%, que pas desde 44,9 hasta 77,9 MM TEP entre 1986 y 2006, computndose un crecimiento promedio superior al 8% anual.Claramente puede observarse que la normalidad del crecimiento de la demanda se quebr entre los aos 1991 y 1993 como consecuencia de la grave crisis econmica sufrida.Tambin queda en evidencia el aumento desmedido en la demanda del gas natural en detrimento del petrleo a partir de dicha crisis, como resultado de colocar en el mercado un producto subsidiado. En el ltimo ao del grfico (2006) puede verse que el petrleo en este caso como sus derivados- aumentan para cubrir la falta de gas natural debindose recurrir a la importacin de gas oil y fuel oil.**El cuadro del Balance Energtico de la Repblica Argentina respecto de las fuentes primarias de energa entre 1986 y 2006 se inici con una preponderante participacin de los combustibles lquidos derivados del petrleo que alcanzaba al 49,49%, y con una escasa incidencia del gas natural, que apenas contribua con el 36,31%.Estas cifras -que eran an ms diferenciadas en aos anteriores- permitan concluir que el pas estaba consumiendo el combustible del cual tena menores reservas, y que el gas natural sera consumido en la medida que estuviese disponible en el mercado.Es as como a partir de la habilitacin del Gasoducto Centro Oeste en 1981, construido por un grupo privado mediante el sistema de peaje, ya se haba comenzado a manifestar un leve crecimiento del gas que se increment a partir de 1988 con la puesta en marcha del Gasoducto Neuba II.En cuanto a la repercusin de la nueva poltica petrolera concretada a partir de 1990 en la matriz energtica, vemos que se revirti el equilibrio entre los combustibles lquidos y gaseosos, alcanzando en el ao 2006 un 39,03% para el petrleo y sus derivados y del 49,69% para el gas natural.

**En efecto, la Matriz Energtica Primaria de la Repblica Argentina para el ao 2006 totaliz unos 77,92 Millones de TEP, y nos muestra como vimos recin- una elevada participacin del gas natural que alcanza al 49,69%, siguindole el petrleo con el 39,03%, la hidroelectricidad con el 4,90%, la energa nuclear con un 2,85%, el carbn mineral con un 0,49% y otras fuentes de energa primaria, como la lea, el bagazo y otras energas alternativas, que totalizan un 3,04%.

**Segn las cifras que se presentan en el primer cuadro, entre 1992 y 2007 la produccin de gas natural pas de unos 25 Mil a unos 51,01 Mil Millones de m3, lo que significa un aumento superior al 100%. Cabe destacar que la importante demanda entre 2003 y 2007 est influenciada por el gran crecimiento del gas industrial y del GNC impulsado por las diferencias de precios con los combustibles lquidos, y en especial con las motonaftas.La privatizacin del downstream del gas natural tambin trajo el creciente inters de los productores en explorar y desarrollar reservas de gas que antes carecan de atractivo comercial. Es as como las reservas comprobadas aumentaron entre 1992 y 2000 de unos 540 Mil hasta ms de 777 Mil millones de m3, lo que representa un incremento de ms del 44%, que aseguraba la provisin de gas al nivel de consumo de entonces por unos 17,2 aos. Segn datos estimados para el ao 2007 las reservas cayeron hasta unos 453,7 Mil millones de m3, o sea un 41,6% menores al ao 2000.La cada de las reservas en este perodo se atribuye en gran parte al retraso de los precios del gas en boca de pozo y a la consiguiente falta de inversiones en exploracin, registrndose una relacin reservas/produccin que alcanza al nivel de consumo actual y sin nuevos descubrimientos- a 8,89 aos.

***Como siempre que analizamos este grfico del Mercado Petrolero Argentino, nos ensea con claridad la situacin de la industria en cada momento.Vemos as perodos de alta dependencia de la importacin de petrleo, el cambio de la tendencia con la generacin de saldos exportables a partir de 1988, el pico mximo de la produccin en 1999, a partir del cual se manifiesta una declinacin persistente que hace evidente el inminente cruce de la curva de produccin y la de la demanda interna con la consiguiente necesidad de importar petrleo en cantidades crecientes a precios internacionales tambin crecientes.Este ltimo aspecto adquiere mayor importancia en estos momentos, ya que incidir negativamente en los precios del mercado interno y producir la caducidad de hecho de las elevadas retenciones que hoy afectan al sector.**Resumiendo, la comprometida situacin de las reservas de petrleo y gas natural debera ser considerada prioritaria, ya que adems- la casi totalidad de las Concesiones de Explotacin vigentes en el pas caducan entre los aos 2016 y 2017, y ese plazo es limitante para llevar a cabo inversiones destinadas a mantener y ms an para incrementar las actuales reservas.La Repblica Argentina presenta una geologa del petrleo y gas de limitado inters para los inversores internacionales cuando se la compara con otros pases del Mundo, y ello se hace an ms evidente en las Areas de Alto y Muy Alto Riesgo, carentes de infraestructura, o en el amplio Mar Argentino, o en profundidades cada vez ms difciles de operar, que se encuentran prcticamente inexploradas.Desde hace varios aos no se han producido descubrimientos significativos de yacimientos que permitan revertir esa tendencia, y se ha reducido sensiblemente la actividad exploratoria, entre otras causas por la grave crisis que ha padecido la Argentina en un escenario complicado con elevados costos financieros empujados por el riesgo pas.

**Estas circunstancias desalentaron a las empresas petroleras para encarar las importantes inversiones que se requieren para la exploracin en niveles ms profundos o en reas de frontera o de Alto Riesgo.No obstante, sabemos que existe un potencial exploratorio, de Alto y Muy Alto Riesgo, que incluye en gran parte el Mar Argentino. Adems, la mayor parte de la informacin registrada en las reas no tradicionales y an en amplias zonas de las productivas, se obtuvo con herramientas que hoy han sido superadas ampliamente y reemplazadas por tcnicas ms eficientes y precisas.Pero las importantes inversiones necesarias para explorar esas reas, deben contar con alicientes que permitan a la Argentina atraer a los capitales de riesgo que necesita impostergablemente en competencia con otros pases del Mundo que ofrecen un atractivo geolgico mucho mayor.

**En los 3.800.000 Km2 (continente + plataforma) se han definido 24 Cuencas Sedimentarias prospectables para hidrocarburos. Estas Cuencas cubren, hasta la isobata de 200 metros de agua, una superficie de 1.845.000 Km2, de los cuales: ms de 1.457.000 Km2 (79%) se localizan en el continente y unos 387.000 Km2 (21%) en la plataforma martima.De las 24 Cuencas Sedimentarias, 5 se prolongan en la plataforma continental y 6 se extienden ntegramente en ella. Cinco Cuencas continentales son actualmente productoras de hidrocarburos, y una de ellas tambin es productora en la plataforma continental.Las Cuencas productivas alcanzan el 32% del total til prospectable, mientras que la superficie carente de exploracin en las Cuencas no productivas abarca el 68% restante.Como dato de inters, segn las ltimas publicaciones consensuadas en la Comisin de Exploracin y Desarrollo del IAPG, se han incorporado nuevas cuencas y subcuencas, extendiendo las del Mar Argentino hasta el talud continental como lmite econmico exclusivo, con lo cual la superficie total de las cuencas sedimentarias supera hoy los 3,0 Millones de Km2.

**Si vemos el Mapa de las Cuencas Sedimentarias de la Argentina con un criterio geolgico basado en la calificacin de las reas por el grado de riego minero, llegamos a la conclusin que solo el 3,0% de la superficie total corresponde a Lotes de Explotacin que pueden calificarse como Areas de Bajo Riesgo, y que la mayor parte del territorio, tanto en las Cuencas Productivas como en las No Productivas, est cubierto por las reas de Alto y Muy Alto Riesgo o de Frontera, que cubren casi 1.700.000 de Km2, o sea ms del 90% de la superficie potencialmente prospectable.Pero ese potencial debe ser confirmado mediante el registro de ssmica y la perforacin de pozos exploratorios, lo que podra dar lugar a la definicin de nuevos recursos hidrocarburferos, que a su vez- podran llegar a convertirse en reservas si resultan comercialmente explotables.

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En la Matriz Energtica Primaria de la Argentina para el ao 2004, el petrleo y el gas participan con el 88,72%, y esta demanda requiere contar con mayores reservas de hidrocarburos, lo que implica un desafo para el Estado y las empresas petroleras.Se debe solucionar el plazo del prximo vencimiento de todas las Concesiones vigentes.Es imprescindible estimular el incremento del factor de recuperacin final de las reservas, con la aplicacin de nuevas herramientas tecnolgicas.

Estamos en buenas condiciones para reactivar el sector, ya que la infraestructura operacional est intacta, aunque ha llegado al lmite de su capacidad instalada y necesita ampliarse. Para ello, hay que volver a regenerar la confianza en las instituciones si queremos que las empresas vuelvan a invertir en el pas. Y esto seguramente no va a ser fcil, pero vale la pena el desafo: nuestro pas lo necesita.

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