Resolución   659 / 2004
SECRETARIA DE ENERGIA
Fecha de publicación: 2004-06-18

Secretaría de Energía  GAS NATURAL  Resolución 659/2004  Apruébase el Programa Complementario de Abastecimiento al Mercado Interno de Gas Natural, que sustituye al Programa de Racionalización de Exportaciones de Gas y del Uso de la Capacidad de Transporte, establecido por la Disposición N° 27/2004 de la Subsecretaría de Combustibles. Prioridades. Inyecciones adicionales y valorización del gas. Circuito de información. Alternativas y flexibilidad del Programa. Bs. As., 17/6/2004  VISTO el Expediente N° S01:0042902/2004 del Registro del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, las Leyes N° 17.319 y N° 24.076, el Decreto N° 1.738 de fecha 18 de septiembre de 1992, y sus modificatorios, el Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004, la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA, del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS N° 265 de fecha 24 de marzo de 2004, y la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, y  CONSIDERANDO: Que resulta de interés general y constituye una necesidad fundamental asegurar el abastecimiento interno de gas natural, conforme lo establecido en el Artículo 6° de la Ley N° 17.319 y en el Artículo 3° de la Ley N° 24.076. Que por el Artículo 31 del Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004, se facultó a la SECRETARIA DE ENERGIA, previo asesoramiento del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), Organismo Autárquico en el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGIA, ambos dependientes del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, para disponer las medidas que considere necesarias para evitar que el sistema de gas natural alcance una situación de crisis de abastecimiento o genere este tipo de situaciones sobre otro servicio público. Que por Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA, del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS N° 265 de fecha 24 de marzo de 2004, se dispusieron determinadas medidas destinadas a asegurar el abastecimiento interno, entre otras, se dispuso a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES, dependiente de la SECRETARIA DE ENERGIA, a los fines de que elabore un PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES DE GAS Y DEL USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE, que debía ser instrumentado sobre la base de un esquema de cortes útiles sobre el gas natural, hecho que se concretó con el dictado de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004. Que en cumplimiento del mandato legal de proteger el abastecimiento del mercado interno, frente al fenómeno de escasez de gas natural que dio lugar al dictado de la normativa antes mencionada, se dispuso, entre otras medidas, que para superar los niveles de exportaciones de gas natural registrados durante el año 2003 se requería autorización expresa de la Autoridad Competente, para el caso, la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES. Que la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES, le informó a las empresas que solicitaron las autorizaciones para exportar excedentes del año 2003, en el marco de lo establecido en el Capítulo II, punto 5 del Anexo I de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, para el mes de mayo de 2004, que 'la exportación de volúmenes de gas, autorizados en exceso por encima de los niveles registrados en el mes mayo de 2003, estaba sujeta, al igual que el total de los volúmenes exportados, a la satisfacción de la demanda no interrumpible de las firmas prestadoras del servicio de distribución (que cuenten con capacidad de transporte disponible) y/o para la adecuada prestación del servicio público de electricidad'. Que en cada oportunidad se informó a esas empresas que en el caso que ejercieran la opción de exportar gas en los términos que se les informaba, ello implicaría la aceptación de la misma normativa aplicable a los permisos de exportación que se les habían otorgado, es decir la del mismo régimen legal referenciado en cada una de las respuestas a los requerimientos efectuados para mayo de 2004 por los exportadores. Que las decisiones tomadas en el marco de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, no limitaron ni impidieron que los productores exportadores pudieran cumplir sus compromisos de exportación, toda vez que el Capítulo IV punto 14 del Anexo I de la citada disposición habilitaba al productor a continuar exportando si reemplazaba en el mercado interno un volumen de energía efectiva equivalente. De esta forma, la no utilización por parte de los productores de esta prerrogativa demuestra la falta de inyección necesaria necesaria para abastecer a ambos mercados —interno y externo— de manera simultánea. Que el conjunto de medidas adoptadas tuvieron por objeto atender el problema de escasez de gas natural, dando prioridad al abastecimiento interno, sin impedir innecesariamente la exportación de volúmenes de gas natural, acorde a las autorizaciones oportunamente emitidas, en total respeto del marco normativo aplicable, y teniendo en cuenta las herramientas y situación del mercado de gas natural al momento del dictado de las mismas. Que en el 'Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto por el Decreto 181/2004', homologado por Resolución del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS (el Acuerdo) N° 208 de fecha 21 de abril de 2004, se han acordado volúmenes de gas para abastecer los consumos no interrumpibles de las prestatarias de los servicios de distribución de gas por redes y parte de los consumos de centrales de generación de electricidad abastecidos mediante el transporte de las mencionadas prestatarias. Que a la firma del Acuerdo antes referenciado, debe agregarse la rehabilitación del gasoducto 'Pocitos–Campo Duran', que vincula al sistema de transporte interno con el mercado de gas natural de la REPUBLICA DE BOLIVIA, que permite a los agentes privados del sistema argentino la importación de gas natural desde ese país, reforzando, de esta manera, el abastecimiento de nuestro mercado. Que la importación de energía eléctrica desde la REPUBLICA FEDERATIVA DE BRASIL y la firma del acuerdo para garantizar la importación de Fuel Oil desde la REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA, también son elementos que contribuyen a robustecer el abastecimiento interno de energía, en este caso mediante el aporte y esfuerzo presupuestario del PODER EJECUTIVO NACIONAL. Que por lo tanto, corresponde adaptar y perfeccionar el régimen emergente del Artículo 1° inciso c) de la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA N° 265 de fecha 24 de marzo de 2004 y de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, preservando la prioridad de abastecimiento al mercado interno, acorde a la normativa vigente, y en particular, el abastecimiento de aquellos consumos que por sus características y por los compromisos asumidos para con los usuarios del sistema, corresponden a modalidades no interrumpibles. Que por todo lo dicho, en las actuales circunstancias corresponde establecer un PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO, en adelante 'PROGRAMA', que atienda a los objetivos de abastecimiento interno planteados, que tenga en cuenta la experiencia recogida con la aplicación de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, que tenga en consideración la nueva realidad del mercado de gas y que permita reducir al mínimo indispensable, la afectación a volúmenes de gas destinados a la exportación. Que la entrega de gas al mercado interno por parte de cualquier productor y en cualquier condición contractual, constituye en sí mismo la fuente primaria de abastecimiento de ese mercado, y que por lo tanto, si bien es conveniente evaluar la colaboración en el abastecimiento a las prestatarias de los servicios de distribución de gas natural y a las generadoras de electricidad del mercado interno que cada productor haya concretado, es indispensable considerar, como fuente complementaria de abastecimiento al mercado interno, la inyección de volúmenes adicionales por parte de aquellos productores que exportan gas natural, aumentando de esta manera la oferta interna de gas. Que proceder de esta manera, implica respetar el principio establecido en el Artículo 6° de la Ley N° 17.319 y en el Artículo 3° de la Ley N° 24.076. Que en esa inteligencia, y sujeto a la prioridad de abastecimiento interno arriba expuesta, es dado entender que la obligación de los productores exportadores de gas natural de producir y poner a disposición el total de los volúmenes comprometidos a suministrar, tanto al mercado interno como al externo, no habrá de redundar en perjuicio alguno para cualquiera de las partes que participan del mercado de producción y venta de gas natural. Que por lo tanto, la utilización en el mercado interno de volúmenes comprometidos a suministrar al mercado externo, y siendo que los mismos fueran abonados a precios que los propios productores han explícitamente aceptado percibir como surge del 'Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto por el Decreto 181/2004', ello no puede constituir perjuicio alguno para estos últimos. Que de esta manera, las eventuales afectaciones a las exportaciones de gas que fuere necesario disponer, en absoluto cumplimiento de las normas vigentes y aplicables en la materia y arriba mencionadas, habrán de ser reducidas al mínimo, o incluso evitadas, en tanto el mercado externo no requiera el total de los volúmenes de gas que los productores exportadores se hubieren comprometido a suministrarle, y esas eventuales afectaciones habrán de ser definitivamente eliminadas cuando la producción de gas natural sea suficiente para abastecer ambos mercados. Que el impacto de las decisiones que se adopten en los términos del 'PROGRAMA' que se aprueba por la presente, sobre los consumos afectados cuando resulta necesario afectar exportaciones de gas natural, está directamente relacionado con la colaboración que se obtenga de las autoridades energéticas de países importadores de gas, en materia de información relevante, precisa y oportuna sobre la demanda de gas natural proveniente de la REPUBLICA ARGENTINA. Que corresponde contemplar aquellas medidas que posibiliten dotar al 'PROGRAMA' de un adecuado grado de flexibilidad, instruyendo a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES para que dicte disposiciones complementarias que permitan facilitar el funcionamiento del mismo. Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION ha tomado la intervención que le compete conforme lo establecido en el Artículo 9° del Decreto N° 1.142 de fecha 26 de noviembre de 2003. Que la presente medida se dicta en uso de las facultades emergentes del Artículo 6º de la Ley Nº 17.319, el Artículo 3° de la Ley N° 24.076, y su reglamentación, el Artículo 3° del Anexo I del Decreto N° 1.738 de fecha 18 de septiembre de 1992, modificado por el Decreto N° 951 de fecha 11 de julio de 1995, y el Artículo 31 del Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004. Por ello, EL SECRETARIO DE ENERGIA RESUELVE:  Artículo 1° — Apruébase el PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL, en adelante el 'PROGRAMA', que como Anexo I forma parte integrante de la presente resolución. El presente 'PROGRAMA' sustituye al PROGRAMA DE RACIONALIZACION DE EXPORTACIONES DE GAS Y DEL USO DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE, establecido por la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES N° 27 de fecha 29 de marzo de 2004, y así debe entenderse al aplicar otros procedimientos o reglamentaciones vigentes que hacen mención, reglamentan o están de cualquier manera relacionados con lo establecido en esa Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES, tal el caso de la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA N° 503 de fecha 21 de mayo de 2004. Art. 2° — El 'PROGRAMA' resultará de aplicación mientras la inyección de gas natural por Cuenca sea inferior a la demanda de: (i) los usuarios contemplados en el Artículo 31 del Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004; con más (ii) la de los usuarios del Servicio SGP (tercer escalón de consumo) y la de los usuarios firmes (SGG, FT, FD y FIRME GNC), por su capacidad reservada; y con más (iii) la de las centrales de generación térmica, que resulte necesaria para evitar la interrupción del servicio público de electricidad. Todo lo antedicho será de aplicación, en tanto y en cuanto las demandas mencionadas puedan ser atendidas con la capacidad de transporte existente. Para el caso (ii), deberán considerarse aún a aquellos usuarios que fueron históricamente abastecidos con gas natural adquirido por las prestatarias del servicio de distribución de gas natural por redes, y que habiendo contratado y mantenido históricamente servicios firmes, los mismos no han sido renovados a su vencimiento, como consecuencia de la mera falta de disponibilidad de gas o transporte por parte de esas prestatarias, para seguir abasteciéndolos. Estos usuarios serán identificados acorde a los especiales criterios que elabore y disponga el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), o esta Secretaría, criterios los cuales deberán estar fundados en toda la normativa aplicable en la materia. Art. 3° — Instrúyese a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES para que dicte las disposiciones complementarias que faciliten y optimicen el funcionamiento del 'PROGRAMA'. Art. 4° — La presente resolución entrará en vigencia al TERCER (3°) día hábil posterior al de su publicación en el Boletín Oficial. Art. 5° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Daniel Cameron. ANEXO I  PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL CAPITULO I Prioridades  1 El 'PROGRAMA' tiene por objeto asegurar, en la medida que el sistema de transporte y/o distribución lo permita, el abastecimiento de gas y transporte para:  1.1 Aquellos usuarios contemplados especialmente en el Artículo 31 del Decreto N° 180 de fecha 13 de febrero de 2004;  1.2 los usuarios SGP (tercer escalón de consumo) y los usuarios firmes de la prestataria de distribución (SGG FT, FD y FIRME GNC — por su capacidad reservada—) con servicios destinados al consumo interno;  1.3 las centrales de generación térmica, por hasta los volúmenes necesarios para evitar la interrupción del servicio público de electricidad. Para los casos previstos en el apartado 1.2, deberán considerarse aún a aquellos usuarios que fueron históricamente abastecidos con gas natural adquirido por esas prestatarias de los servicios de distribución de gas natural, y que habiendo contratado y mantenido históricamente servicios firmes, los mismos no han sido renovados a su vencimiento, como consecuencia de la mera falta de disponibilidad de gas o transporte por parte de esas prestatarias, para seguir abasteciéndolos. Estos usuarios serán identificados acorde a los especiales criterios que elabore y disponga el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), o autoridad superior, los cuales criterios deberán estar fundados en toda la normativa aplicable en la materia. Todo lo indicado en los apartados precedentes, no exime a las prestadoras del servicio de distribución de gas de su responsabilidad de gestionar su demanda para asegurar la prestación del servicio, y de agotar todos los mecanismos a su alcance para asegurar el abastecimiento de gas al universo de usuarios indicados en el presente punto. 2 Para las demandas involucradas en los apartados 1.1 y 1.2 precedentes, el presente 'PROGRAMA' resulta de aplicación, exclusivamente, cuando se den simultáneamente las siguientes condiciones:  a) Que la demanda mencionada en el punto 1, no pueda ser satisfecha por la suma de: (i) la oferta de gas natural comprometida y entregada en el marco del 'Acuerdo para la Implementación del Esquema de Normalización de los Precios del Gas Natural en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte, Dispuesto por el Decreto 181/2004', homologado por Resolución del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS N° 208 de fecha 21 de abril de 2004, (el Acuerdo), (ii) otros suministros obtenibles en el marco del 'Mecanismo de Uso Prioritario del Sistema de Transporte' previsto en la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA Nº 503 de fecha 21 de mayo de 2004, y (iii) todo otro suministro de gas obtenido por cada prestataria. b) Que exista capacidad disponible de transporte y distribución que físicamente pueda ser utilizada para abastecer al mercado interno. 3 Al darse las condiciones antes mencionadas, la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES instruirá a los productores exportadores de gas natural para que inyecten al sistema de transporte o distribución, el volumen de gas adicional para el mercado interno, que resulte necesario para satisfacer las demandas mencionadas en el punto 1 precedente. 4 El destino de esos volúmenes de inyección adicional al mercado interno, cuyo objeto es el establecido en el Punto 1 del presente 'PROGRAMA', será indicado por la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES, y ello así, en base a los requerimientos del ENARGAS y el Organismo Encargado del Despacho (OED) del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según se dispone en este 'PROGRAMA' y en las demás reglamentaciones que resultan de aplicación. 5 El orden de prioridad para determinar las empresas a las cuales se instruirá a realizar la inyección de gas adicional para el mercado interno, será determinado conforme al procedimiento del punto 5.1) siguiente, teniendo en cuenta la utilidad en términos operativos de la inyección adicional para el abastecimiento del mercado interno y una vez efectuados los ajustes pertinentes que permitan contemplar, en forma adecuada, los acuerdos internacionales por medio de los cuales se instrumenten intercambios energéticos intertemporales. (Punto sustituido por art. 8° de la Resolución N° 2022/2005 de la Secretaría de Energía B.O. 28/12/2005). 5.1) Procedimiento. Las solicitudes de inyección adicional, en cada cuenca, se orientarán conforme al siguiente criterio:  a) Para cada productor de gas se determinará para cada mes la relación (cociente) entre el total del volumen correspondiente a las obligaciones de entregar o pagar (en adelante DOP) asumidas en los contratos firmados y registrados mediante los procedimientos dispuestos por la Resolución N° 1146 de fecha 9 de noviembre de 2004 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, y sus antecedentes, por los cuales se instrumenta la Normativa de remisión de información para el MERCADO ELECTRONICO DEL GAS (MEG), correspondientes a la columna A del Anexo II del 'Acuerdo', hasta el QUINTO (5°) día hábil anterior a la fecha de inicio de cada mes calendario, y la suma de: i) el total del volumen correspondiente a las obligaciones de entregar o pagar antes referidas, ii) el total del volumen correspondiente a los DOP de los contratos de exportación, y iii) el total del volumen correspondiente a los DOP de otros contratos para el mercado interno, distintos de los incluidos en i). Dicha relación para la empresa i se denominará Xi. La información que será utilizada para determinar lo previsto en ii) será la disponible por la SECRETARIA DE ENERGIA. La información que será utilizada para determinar lo previsto en iii) será la disponible por el ENARGAS. La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES podrá determinar una nueva fuente de información a estos fines, en vista de las necesidades futuras. El DOP que se utilizará para cada caso será la media aritmética del DOP aplicable a cada mes, y en caso de no disponerse de la información relativa al DOP para cada mes, se tomará el valor más alto. En caso que existieran situaciones en las cuales el DOP fuera cero, se tomará el nivel de entregas para el período correspondiente. (Punto sustituido por art. 1° de la Resolución N° 1681/2004 de la Secretaría de Energía B.O. 6/1/2004. Vigencia: a partir del 1° de febrero de 2005). b) La sumatoria de la diferencia entre 1 (UNO) y cada uno de los valores Xi hallados dará un valor total que se denominará Xt. c) Para cada productor resultará un coeficiente ai = (1-Xi)/Xt. d) Para cada productor se estimará a su vez un volumen de gas contratado para exportación bajo condición de entregar o pagar, no demandado. Dicho volumen para la empresa i y la cuenca j se denominara Yij, y surgirá de restar de los compromisos de entregar o pagar vigentes en cada mes, el volumen promedio diario exportado correspondiente al mismo mes del año 2003. e) Al requerirse un volumen adicional de inyección de la cuenca j, que denominaremos Zj, ese requerimiento se distribuirá entre los productores con exportaciones autorizadas de dicha Cuenca, requiriendo a cada productor exportador la inyección adicional de un volumen denominado Rij, que se determinará como producto de (Zj x ai), siempre que este producto sea igual o menor que el volumen Yij. f) De darse para algún productor exportador la situación (Zj x ai) > Yij, entonces, para ese productor exportador, Rij será igual a Yij, resultando de la suma total de los requerimientos así calculados un total Z´j < Zj. g) La diferencia Zj - Z´j será distribuida entre los productores exportadores de la cuenca, utilizando los ponderadores ai. Los productores exportadores deberán inyectar adicionalmente al Rij determinado en e) y f), el gas resultante de [(Zj - Z´j) x ai], que denominaremos Hij. h) En el caso que la suma Fij = (Rij + Hij) correspondiente a un productor sea mayor que las exportaciones efectivas de ese productor en la cuenca, la inyección adicional para el mercado interno que se requerirá, en esta instancia, a ese productor, será igual a las exportaciones efectivas, Eij. i) Ante situaciones como la descripta en el punto anterior, la sumatoria de las diferencias mayores a cero de (Fij - Eij), a la que denominaremos Z´´, será distribuida entre los productores de la cuenca, utilizando para ello nuevos ponderadores (ßi), calculados en base a la misma metodología que se utilizó para los ai, pero sólo con los Xi de los productores exportadores que en esta instancia aún exportan gas natural. Los productores exportadores que, cuando Z´´ es mayor que cero, aún exporten gas, deberán inyectar al mercado interno, adicionalmente a (Rij + Hij), el volumen resultante de [Z´´ x ßi], que denominaremos Sij, y ello en tanto Rij+Hij+Sij £ Eij. Este procedimiento deberá repetirse de manera iterativa hasta completar el nivel de inyección adicional total requerido a cada productor o hasta que el volumen efectivamente exportado por cada uno de ellos en la cuenca sea enteramente destinado a inyección adicional para el mercado interno, lo que ocurra antes. j) Los productores exportadores cuyas exportaciones resulten afectadas por este procedimiento podrán, en los términos del Punto 15 de este 'PROGRAMA', sustituir los volúmenes de exportaciones afectados de una cuenca por volúmenes de inyección adicional en otra cuenca, y ello así en tanto la situación del sistema de transporte lo permita. 6 El productor exportador que reciba la instrucción de realizar una inyección adicional para el mercado interno deberá dar cumplimiento a la misma procediendo, de resultar necesario, a afectar volúmenes autorizados a ser exportados, y la capacidad de transporte que esos volúmenes ocuparen en el sistema de transporte doméstico. Ello así, en caso que no pudiera completar con cualquier otra de las alternativas previstas en la presente reglamentación los volúmenes de inyección adicional solicitados. El productor exportador que reciba la instrucción de realizar una inyección adicional para el mercado interno, no podrá exportar volumen alguno, de ninguna cuenca, hasta no cumplir con lo previsto en la presente. 6.1) En tal sentido, el volumen de gas que ingrese al sistema de transporte de Transportadora de Gas del Sur (TGS) o Transportadora de Gas del Norte (TGN), por sobre el gas comprometido por cada productor en la columna A del Anexo II del 'Acuerdo', y luego de la eventual reasignación de volúmenes por aplicación de las disposiciones del Anexo I de la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA N° 503 de fecha 21 de mayo de 2004, deberá ser afectado primariamente al cumplimiento de los volúmenes de inyección adicional solicitados acorde a esta reglamentación. Del total de las inyecciones de cada productor, siempre la primera prioridad la tendrá el volumen de gas comprometido por cada productor en la columna A del Anexo II del 'Acuerdo', hasta completar el volumen que cada uno hubiera comprometido, y en segundo lugar se asignará el volumen correspondiente a la reasignación a prestatarias de distribución que resultare en consecuencia de la aplicación del mecanismo establecido en el Anexo I de la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA N° 503 de fecha 21 de mayo de 2004, y por último los volúmenes de inyección adicional solicitados a cada productor. TGS y TGN serán las responsables del cumplimiento estricto de lo dispuesto en este punto. 6.2) Los concesionarios u operadores de gasoductos, cualquiera sea su condición regulatoria o régimen de habilitación, no podrán transportar bajo ningún concepto gas natural para exportación que hubiera sido inyectado, directa o indirectamente, por un productor exportador cuando: (i) no hubiera cumplido con su obligación de inyección adicional para el mercado interno, conforme lo dispuesto en el presente 'PROGRAMA, y/o ii) se encuentren insatisfechos volúmenes de gas natural debidamente demandados por medio del mecanismo de Ofertas Irrevocables estandarizadas, y/o (iii) exista algún incumplimiento total o parcial por parte de ese productor de alguna orden de Inyección Adicional Permanente, y/o (iv) ese productor no cumpla debidamente con sus obligaciones previamente asumidas con cualquier usuario o consumidor del mercado interno.(Punto sustituido por art. 27 de la Resolución Nº 752/2005 de la Secretaría de Energía B.O. 23/5/2005) 6.3) El incumplimiento por parte de la empresa exportadora, de la instrucción de inyección de gas natural adicional para el mercado interno, i) dará lugar a la suspensión automática de la/s autorización/ es de exportación otorgada/s, lo cual será comunicado en forma inmediata a la Aduana, y ii) se considerará un incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones del Concesionario conforme al inciso c) del Artículo 80 de la Ley N° 17.319. 6.4) Es dado entender que a la capacidad de transporte de los sistemas de TGS y TGN, que se utilizara bajo la modalidad interrumpible para exportar gas, le resulta aplicable el procedimiento dispuesto en el Anexo I de la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA N° 503 de fecha 21 de mayo de 2004. CAPITULO II Inyecciones adicionales y valorización del gas  7 Para cada cuenca, los volúmenes de inyección adicional de gas natural que se soliciten en el marco del presente, serán valuados a los precios denominados 'Valor de Referencia a Julio del 2005' en el Anexo I del 'Acuerdo' arriba mencionado. CAPITULO III Circuito de Información  8 El requerimiento por faltante de gas para la demanda interna no interrumpible de las prestatarias de servicios de distribución de gas por redes (incisos 1.1. y 1.2 del Punto 1 del presente 'PROGRAMA'), será validado y luego informado por el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES el día anterior al día operativo en el cual se prevea el faltante, y ello según los procedimientos vigentes a esos efectos, conforme lo dispuesto en la presente resolución. 9 El requerimiento por faltante de gas para las centrales de generación térmica (inciso 1.3 del Punto 1 del presente 'PROGRAMA'), con el objeto de evitar la interrupción del servicio público de electricidad, será validado y luego informado por el OED a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES el día anterior al día operativo en el cual se prevea el faltante, y ello según los procedimientos vigentes a esos efectos, conforme lo dispuesto en la presente resolución. 10 Analizados los requerimientos conforme lo solicitado por el OED y/o el ENARGAS, la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES notificará a los titulares de las autorizaciones de exportación que correspondan, para que instrumenten la inyección adicional al mercado interno afectando, de ser necesario, sus exportaciones, por hasta los volúmenes que esos productores exportadores no estuvieren en condiciones de producir, o importar y/o sustituir, en los términos del Punto 15 de este 'PROGRAMA', para cumplir con los requerimientos adicionales necesarios para abastecer la demanda determinada en los incisos 1.1. 1.2 y 1.3 del Punto 1 de este mismo 'PROGRAMA'. 11 La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES notificará a los centros de despacho los requerimientos de inyección adicional al mercado interno, que resultaren de las disposiciones emitidas como consecuencia de los procedimientos establecidos en este 'PROGRAMA'. 12 La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES notificará a la Aduana las eventuales suspensiones de las autorizaciones para exportar, que pudieran resultar de aplicación ante situaciones en las cuales un productor exportador no cumpla con su obligación de inyectar volúmenes adicionales al mercado interno. 13 Régimen especial para exportaciones de la Cuenca Noroeste. Los volúmenes de exportación de gas de la Cuenca Noroeste no podrán superar, durante el período de vigencia del Acuerdo Transitorio para la Compra de Gas suscripto entre los presidentes de Argentina y Bolivia, el nivel que resulte de promediar las exportaciones de los noventa días previos a la firma de dicho Acuerdo Transitorio. A fin de satisfacer este requisito las firmas exportadoras deberán presentar sus programas de exportación, expresados en volúmenes promedio diarios para cada mes de vigencia del mencionado Acuerdo Transitorio. Dichos volúmenes no podrán superar, para cada empresa y día, los volúmenes promedio de exportación de los últimos noventa días previos a la firma del mencionado Acuerdo Transitorio. Hasta tanto se aprueben expresamente los programas de exportación mencionados, serán de aplicación las limitaciones impuestas por el punto 5° de la Disposición de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES Nº 27/2004. 14 Las firmas prestadoras del servicio de distribución que soliciten, a través del ENARGAS, el suministro de gas natural en el marco del presente 'PROGRAMA', deberán asumir los costos, términos y condiciones previstos en el mismo y en las reglamentaciones que al respecto se dispongan, independientemente del tratamiento que el costo de este gas tenga al momento de la aplicación del punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución. El no pago, por parte de una prestataria del servicio de distribución, del gas recibido en el marco de este 'PROGRAMA' la inhabilitará para volver solicitar volúmenes adicionales hasta tanto regularice su situación, sin perjuicio de las responsabilidades contractuales derivadas de eventuales cortes de suministro. Idéntico criterio se aplicará a los generadores de electricidad que hubieran recibido gas natural bajo este 'PROGRAMA'. CAPITULO V Alternativas y Flexibilidad del 'PROGRAMA'. 15 A los efectos de dotar de flexibilidad al presente 'PROGRAMA', queda establecido que cualquier productor exportador al cual se le requieran inyecciones adicionales y cuyos volúmenes de exportación de gas hubiesen resultado afectados por este 'PROGRAMA', podrá reemplazar los volúmenes de gas natural que hubiesen sido requeridos para el mercado interno, por cantidades de energía equivalentes (en la forma de gas o electricidad u otros combustibles para generarla, o de menor demanda acordada y consentida por el consumidor afectado), y en tanto y en cuanto, dicha operación no implique una reducción en la oferta de energía total disponible para el mercado interno, y la misma resulte útil, en términos operativos, para el fin específico para el que fuere destinado el gas requerido. La energía alternativa será valorizada de conformidad a las pautas establecidas en el CAPITULO II de este 'PROGRAMA' y sustituirá al gas natural detraído de la exportación una vez que la energía equivalente pueda ser entregada físicamente al consumidor. Las Operaciones de Reemplazo o Sustitución de Energía a las que hace referencia el párrafo precedente, deberán instrumentarse cumpliendo con el Reglamento de Operaciones de Sustitución de Energía que se adjunta como Anexo II de la presente Resolución.(Párrafo Incorporado por art. 1° de la Resolución N° 496/2006 de la Secretaría de Energía, B.O. 11/5/2006). ANEXO II (Anexo incorporado por art. 2° de la Resolución N° 496/2006 de la Secretaría de Energía, B.O. 11/5/2006). REGLAMENTO DE OPERACIONES DE SUSTITUCION DE ENERGIA 1. Definiciones: 1.1. Una OPERACION DE SUSTITUCION DE ENERGIA (OSE) es aquella operación por la cual uno o más consumidores internos habilitados para realizar este tipo de operaciones, cede a uno o más productores, en forma total o parcial el suministro de gas natural al cual tenga derecho conforme al presente Reglamento. 1.2. Son consumidores internos habilitados para realizar una OSE, las Usinas de Generación de Electricidad, cuyos consumos estén alcanzados por el artículo 24 de la Resolución SE Nº 752 de fecha 12 de mayo de 2005. 1.3. Los volúmenes máximos de gas natural sobre los cuales pueden realizarse Operaciones de Sustitución de Energía (OSE) con los consumidores internos habilitados, son aquellos suministrados a través de los mecanismos de: 1.3.1. INYECCION ADICIONAL, previsto en la Resolución SE Nº 659 de fecha 17 de junio de 2004, y/o 1.3.2. INYECCION ADICIONAL PERMANENTE, previsto en el artículo 21 de la Resolución SE Nº 752 de fecha 12 de mayo de 2005. 1.4. Los productores habilitados para realizar una Operación de Sustitución de Energía (OSE), son los productores exportadores a los cuales se les requieran inyecciones adicionales y cuyos volúmenes de exportación de gas hubiesen resultado afectados por el PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL. 2. Registro de las Operaciones de Sustitución de Energía (OSE). 2.1. Todo productor exportador que desee realizar una Operación de Sustitución de Energía (OSE) deberá registrar la operación, con una anticipación no menor a SIETE (7) días corridos a su puesta en operación, en el Registro de Operaciones de Sustitución de Energía habilitado a tal efecto por el Mercado Electrónico de Gas. 2.2. El Mercado Electrónico de Gas registrará aquellas OSE que cuenten con la previa aprobación de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES. 2.3. La SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES solicitará la opinión previa de CAMMESA y/o el ENARGAS cuando ello resulte necesario para decidir sobre la solicitud presentada. 3. Período de Aplicación de las Operaciones de Sustitución de Energía (OSE). 3.1. Las exportación de gas natural originadas en una Operación de Sustitución de Energía (OSE) con los consumidores internos habilitados conforme al punto 1.2. anterior, podrán pactarse dentro de los períodos comprendidos entre los meses de enero a abril y de septiembre a diciembre de cada año, en tanto se encuentre vigente el PROGRAMA COMPLEMENTARIO DE ABASTECIMIENTO AL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL. 3.2. Facúltase a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES a modificar el período en que serán de aplicación las Operaciones de Sustitución de Energía (OSE), en función de la evolución de las condiciones de mercado. 3.3. El gas natural que sea exportado en el marco de una Operación de Sustitución de Energía (OSE) no será considerado a los efectos de estimar las exportaciones efectivas del productor exportador, conforme al apartado h) del punto 5.1. del 'PROGRAMA' aprobado como Anexo I de la Resolución SE Nº 659 de fecha 17 de junio de 2004. De las Operaciones de Sustitución de Energía vinculadas a Usinas de Generación de Electricidad. 4. Pautas Básicas: Las Operaciones de Sustitución de Energía entre Agentes Generadores y Productores de gas habilitados deben satisfacer las siguientes condiciones: 4.1. Una OSE no deberá modificar la energía total inyectada en la barra de generación a la que se encuentre conectada la unidad de generación que cede el gas. 4.2. La unidad de generación que cede el gas producto de la realización de una Operación de Sustitución de Energía (OSE), deberá ser requerida por el despacho y consumir total o parcialmente volúmenes de gas natural derivados de los mecanismos previstos en el punto 1.3. del presente reglamento. 4.3. Los volúmenes de gas natural que cede una unidad de generación bajo los términos del presente reglamento no podrán ser superiores a los volúmenes máximos establecidos en el 1.3. del presente reglamento. 4.4. La realización de una Operación de Sustitución de Energía (OSE) no podrá afectar el abastecimiento de gas natural a otras unidades de generación del Mercado. 4.5. La sustitución del gas natural por un combustible alternativo debe realizarse respetando el programa de cargas establecido para atender la demanda del sistema eléctrico. 4.6. Las condiciones de abastecimiento del combustible alternativo requerido para reemplazo del gas natural derivado de la aplicación de una Operación de Sustitución de Energía (OSE) deberán ser acordadas entre las partes involucradas en la misma, sin que ello pueda ser oponible a ningún tercero, como tampoco afectar la disponibilidad de los combustibles suministrados por vía de otras normas dictadas por la SECRETARIA DE ENERGIA. 4.7. A todos los efectos de despacho, transaccionales e impositivos, según corresponda por aplicación de la normativa aplicable, CAMMESA deberá considerar que el generador dispone, para la operación diaria, de los volúmenes de gas natural que cede producto de la OSE, con independencia del combustible realmente utilizado. 4.8. La realización de una Operación de Sustitución de Energía (OSE) no podrá afectar las reservas críticas del sistema eléctrico. 5. Los Agentes generadores involucrados en una Operación de Sustitución de Energía (OSE) deberán definir en la misma la cantidad máxima de horas que podrán operar las máquinas de generación con combustible alternativo comprometidas en aquella, a los efectos de garantizar que no se afectará significativamente la confiabilidad de las mismas. 6. Modalidades de una Operación de Sustitución de Energía (OSE) vinculada a Usinas de Generación de Electricidad: Las Operaciones de Sustitución de Energía (OSE) podrán tener distintas modalidades como las que se señalan seguidamente: 6.1. Un Destinatario del Gas —Un Productor Exportador — Una Máquina: Esta modalidad se da cuando la Operación de Sustitución de Energía (OSE) es practicada por un productor exportador de gas con relación a una máquina de generación determinada. En este caso, la OSE sólo operará cuando la máquina en cuestión es requerida por el despacho y la OSE resulta de utilidad para el consumidor extranjero. 6.2. Un Destinatario del Gas —Un Productor Exportador — Varias Máquinas. Esta modalidad consiste en la sustitución de gas natural por un combustible alternativo en más de una unidad de generación (máquinas) habilitadas, realizada por un productor habilitado y destinando los volúmenes de gas natural sustituidos a una única operación de exportación. La solicitud de autorización de una OSE que se presente conforme lo señalado previamente deberá prever, para el caso en que dos o más máquinas afectadas a la OSE sean despachadas, un procedimiento de identificación en forma precisa de la secuencia en que deben considerarse las máquinas afectadas a la OSE para consumir combustible alternativo. 6.3. Varios Destinatarios del Gas —Un Productor Exportador — Varias Máquinas: En este caso, la sustitución de gas natural por un combustible alternativo en más de una unidad de generación (máquinas) habilitadas es realizada por un productor habilitado, destinando los volúmenes de gas natural sustituidos a más de una operación de exportación. Al hecho de que la OSE pueda operar cuando son despachadas distintas máquinas, se suma el hecho de que puedan ser distintos destinatarios en términos de exportaciones. En tal sentido, deberá incorporarse a la solicitud de habilitación de la OSE la secuencia mencionada en el apartado 6.2. y un procedimiento para determinar quién o quiénes son los destinatarios del gas reemplazado en cada oportunidad, 6.4. Varios Destinatarios del Gas —Varios Productores Exportadores — Varias Máquinas: Esta modalidad adiciona a la anterior la posibilidad de que la sustitución de gas natural por un combustible alternativo en más de una unidad de generación (máquinas) habilitadas sea realizada por más de un productor habilitado y destinando los volúmenes de gas natural sustituidos a más de una operación de exportación. Las solicitudes de OSE bajo esta opción deberán prever, además de los procedimientos mencionados en 6.3., el procedimiento que permita identificar a la SECRETARIA DE ENERGIA en forma clara y oportuna qué productor-exportador está reemplazando sus solicitudes de INYECCION ADICIONAL u INYECCION ADICIONAL PERMANENTE por el gas afectado a OSE. 6.5. Otras Variantes. La SECRETARIA DE ENERGIA podrá disponer nuevas modalidades adicionales de reemplazo del gas asignado por Inyecciones Adicionales u Inyecciones Adicionales Permanentes cuando las anteriormente reguladas hayan agotado sus posibilidades o cuando las mismas impliquen, 'Intercambios Compensados de Energía' u 'Operaciones de Sustitución de Energía No Simultáneas', en la medida que se alcancen las simetrías operativas necesarias, cuyo objeto sea la optimización de la operación de los sistemas eléctricos de los países involucrados en su conjunto. 7. Implementación: Sin perjuicio de lo dispuesto precedentemente, las OSE vinculadas a Usinas de Generación de Electricidad, requerirán en forma diaria de la conformidad de CAMMESA, para su operación total o parcial. Si en el predespacho diario, resulta despachada una unidad de generación con gas suministrado a través de los mecanismos previstos en el apartado 1.3. anterior y ésta se encuentra comprometida en la aplicación de una OSE, CAMMESA informará inmediatamente a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES y al GENERADOR los volúmenes susceptibles de ser reemplazados por dicha OSE, siempre que no se vean afectadas las condiciones básicas establecidas en el punto 6. del presente reglamento. Junto con la confirmación de las solicitudes de asignación de gas en los términos de la Resolución SE Nº 659 de fecha 17 de junio de 2004, la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES informará a CAMMESA y a los productores involucrados, las OSE que en definitiva resulten aceptadas y los volúmenes afectados. CAMMESA deberá considerar esta información a los efectos de los despachos y/o redespachos diarios que pudieran ser necesarios realizar y, si como resultado de uno de estos últimos se modifican las condiciones operativas de alguna de las máquinas asociadas a alguna OSE que se encuentre en aplicación, CAMMESA podrá disponer la interrupción de una o más de estas operaciones.