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Programas de Estímulo al Incremento de la Producción Doméstica del Gas Natural
Plan Gas

En febrero de 2013 se publicó la Resolución (Res.) Nº 1/13 en la cual estableció el Plan Gas por una vigencia de cinco años, con el objetivo de compensar proyectos que contribuyan al abastecimiento nacional de gas. El Estado Nacional se comprometió a abonar mensualmente una compensación que resultaba de:

i. La diferencia que existía entre el precio de la Inyección Excedente (US$7,5/millón de BTU (MBTU)) y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Excedente; más

ii. La diferencia que existía entre el Precio Base y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Base Ajustada.

Petrolera Pampa S.A. (PEPASA), posteriormente fusionada en Pampa, se suscribió dentro del Plan Gas en agosto de 2013, con vigencia retroactiva a marzo de 2013 hasta diciembre de 2017. En relación a la compensación devengada en el ejercicio 2017, se recibió en abril de 2019 el Bono Plan Gas Natural.

En noviembre de 2013, mediante la Res. N° 60/13, la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas incluyó a más compañías beneficiarias del Plan Gas. Petrobras Argentina, posteriormente fusionada en Pampa, se suscribió el 30 de enero de 2015, con vigencia hasta el 30 de junio de 2018. En relación a las compensaciones devengadas en el ejercicio 2017, se recibió el Bono Plan Gas Natural en julio de 2019, mientras que lo correspondiente al primer semestre del 2018, se percibió en efectivo en abril de 2019.

 

Plan Gas No Convencional

El 6 de marzo de 2017 se publicó la Res. N° 46/17 del ex Ministerio de Energía y Minería (MEyM), por la cual se creó el Programa de Estímulo con objetivo de incentivar las inversiones para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina, con vigencia desde su publicación hasta el 31 de diciembre de 2021. Se preveía un mecanismo de compensación por el volumen de gas no convencional –tight o shale– producido en Cuenca Neuquina, calculado a partir de un precio mínimo asegurado y el precio promedio total ponderado por volumen de ventas al mercado interno de cada empresa, incluyendo gas de origen convencional y no convencional. El precio mínimo está fijado en US$7,5/MBTU para el año calendario 2018, disminuyéndose en US$0,5/MBTU por año hasta alcanzar US$6,0/MBTU para el año calendario 2021.

Posteriormente, el 2 de noviembre de 2017 se publicó la Res. MEyM N° 419/17 que modificó las bases y condiciones, clasificando proyectos entre pilotos y en desarrollo, ésta última con una producción inicial de gas no convencional entre julio de 2016 y junio de 2017 mayor o igual a 500.000 metros cúbicos (m3) por día.

Los proyectos pilotos podían obtener el precio mínimo para la totalidad de su producción no convencional, siempre y cuando tengan una producción media anual igual o superior a 500.000 m3 por día durante 12 meses antes del 31 de diciembre de 2019. Para proyectos en desarrollo, sólo se beneficia la cantidad incremental sobre la producción inicial definida. El precio de referencia para calcular el incentivo era el promedio ponderado del mercado argentino, informado por la Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos (SRH) del MEyM. Asimismo, era condición para el mantenimiento en el programa el cumplimiento del plan de inversiones informado a la autoridad provincial, de lo contrario debían devolver los montos recibidos, ajustados por tasa de interés del Banco de la Nación Argentina (BNA).

El 17 de noviembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial (BO) la Res. MEyM N° 447/17, la cual extiende la aplicación del Plan Gas No Convencional a la Cuenca Austral. Adicionalmente, el 20 de enero de 2018 se emitió la Res. MEyM N° 12/18, por medio del cual se efectuaron las modificaciones pertinentes al Plan Gas No Convencional a los efectos de hacer aplicables los incentivos allí previstos a las concesiones adyacentes que sean operadas de manera unificada y cumplan con las demás condiciones.

Pampa solicitó reiteradamente ante la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) la inclusión en este programa de las áreas Río Neuquén, El Mangrullo y Sierre Chata, previamente aprobados por la autoridad de aplicación provincial. Sin embargo, el 30 de enero de 2019 la SGE informó a los productores de gas afectados por el Plan Gas No Convencional, incluida la Sociedad, que no se aprobarían nuevos proyectos dentro del Plan Gas No Convencional.

Gas Natural para el Segmento Residencial y Gas Natural Comprimido (GNC)
Demanda Prioritaria y Comité Ejecutivo de Emergencia (CEE)

A través de la Res. N° 599 del 2007, se homologó el acuerdo entre el Gobierno Nacional y los productores de gas natural, conocido como Acuerdo de Productores, cuyos objetivos principales fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los segmentos del mercado. El último compromiso de abastecimiento residencial venció en diciembre 2011.

En octubre de 2010, a través de la Res. I-1410 del ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas), se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la Demanda Prioritaria, con volúmenes por encima de lo acordado en la Res. N° 599/07 de la Secretaría de Energía (SE). Asimismo, en diciembre de 2011, se extendió temporalmente y unilateralmente las bases del Acuerdo de Productores, y así permitió al ENARGAS continuar utilizando las participaciones de los productores de gas establecidas en el acuerdo precedente (Res. SE N° 172/11).

En junio de 2016 se publicó en el BO la Res. MEyM N° 89/16, la cual estableció los criterios para la normalización de la contratación de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para el abastecimiento de la Demanda Prioritaria por parte de las prestadoras del servicio de distribución. Adicionalmente, se definieron criterios para asegurar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria mediante el CEE, ante emergencias operativas que puedan afectar su operación normal.

Finalmente, en junio de 2017 se emitió la Res. ENARGAS N° 4502/17, aprobando el procedimiento para la administración del despacho en el CEE. En caso que el CEE no llegue a un acuerdo, el ENARGAS define el abastecimiento requerido considerando las cantidades disponibles de cada productor, descontando lo previamente contratado para abastecer la Demanda Prioritaria, asignando progresivamente hasta igualar la proporcionalidad de cada productor/importador sobre la Demanda Prioritaria.

 

Precio del Gas Natural en el PIST

A principios de enero 2018 finalizó el período de prórroga fijado en la Ley N° 27.200 respecto a la emergencia pública iniciado en 2002, y se reactivó la Ley N° 24.076, la cual prevé que el precio de suministro de gas natural debe ser aquel que se determine por la libre interacción de la oferta y la demanda. Por lo tanto, las distribuidoras de gas natural firmaron un acuerdo con los principales productores de gas natural del país, entre ellos, Pampa, con vigencia por año desde el 1 de enero de 2018. Los precios se diferenciaban por cuenca de origen, categoría de usuario y tarifa plena o diferencial, con aumentos periódicos, y se encontraban en un rango de US$1/MBTU a US$6,5/MBTU.

Sin embargo, en virtud de la devaluación en gran magnitud que sufrió el AR$ y la imposibilidad de traspasar su impacto a los cuadros tarifarios de los usuarios finales, a principios de octubre de 2018 dicho acuerdo quedó sin efecto y la concertación de precios con las distribuidoras se rigió en el rango de precios reconocido por el ENARGAS en los cuadros tarifarios.

No obstante, en relación a la discrepancia por diferencia de cambio entre el precio de compra de gas por parte de las distribuidoras y el reconocido en las tarifas finales, el 15 de noviembre de 2018 se emitió el Decreto N° 1053/18 del Poder Ejecutivo Nacional (PEN), en la cual se estableció de manera excepcional que el Estado Nacional asuma dicha diferencia para el período abril de 2018 – marzo de 2019, pagadero en 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir de octubre de 2019.

A mediados de febrero de 2019, se subastó la provisión de gas natural para distribuidoras de gas en condición firme de take or pay (ToP) y deliver or pay (DoP) por hasta el 70% del volumen máximo diario, para el plazo de 12 meses con estacionalidad, con vigencia a partir de abril de 2019. Para la Cuenca Noroeste, se asignaron 9,4 y 3,8 millones de m3 por día para el invierno (abril – septiembre de 2019) y verano (octubre de 2019 – abril de 2020), respectivamente, a un precio promedio de ofertas de US$4,35/MBTU. Para el resto de las cuencas, se asignaron 36,1 y 14,4 millones de m3 por día para el invierno y verano, respectivamente, a un precio promedio de ofertas de US$4,62/MBTU. Pampa participó y fue adjudicada. La facturación de productores a distribuidoras sería en AR$, de acuerdo a la Res. ENARGAS N° 72/19, considerando el tipo de cambio promedio divisas del BNA entre el día 1 y 15 del mes inmediato anterior al inicio de cada período estacional o los tipos de cambio contenidos en los contratos si fueran más bajas. Sin embargo, la actualización al tipo de cambio que debió realizarse el 1 de octubre de 2019 aplicable para el período estacional de verano octubre 2019 a abril 2020, fue diferido en sucesivas ocasiones. Con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), el congelamiento del tipo de cambio quedó sujeto a un plazo máximo de hasta 180 días.

Mediante las Res. ENARGAS N° 193-199, 201-202 y 205-207 /19, se establecieron los cuadros tarifarios de gas vigentes desde abril de 2019, considerando un precio del gas en el PIST como materia prima para los siguientes 6 meses entre US$2,14/MBTU y US$4,69/MBTU, incluyendo la tarifa diferencial(1). Posteriormente, se establecieron bonificaciones del 27% y 12% en el precio del gas en el PIST para abril y mayo de 2019, respectivamente, por medio de subsidios, y con el objetivo de suavizar la erogación monetaria por el consumo estacional, se aprobó el diferimiento del 22% en las facturas emitidas entre julio y octubre de 2019, a recuperarse en cinco cuotas a partir de diciembre de 2019.

La actualización de los cuadros tarifarios correspondientes a octubre de 2019 fue diferida hasta el 1 de febrero de 2020 mediante las Res. SGE N° 521, 751 y 791 /19, y con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad, desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las tarifas bajo jurisdicción federal se mantendrían sin cambios e iniciarían un proceso de revisión extraordinaria de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) por hasta 180 días.

Nota: (1) Los cuadros tarifarios contemplan un tipo de cambio de AR$41,003/US$.

Gas Natural para la Generación Eléctrica
En noviembre de 2018 se facultó a las centrales térmicas a adquirir su propio combustible. Pampa optó por ejercer el autoabastecimiento para el despacho de sus unidades térmicas, destinando una significativa porción de su producción de gas. En enero de 2019 se continuaron utilizando como referencia los precios máximos del gas en el PIST establecidos en la Nota SGE N° 66680075/18: para el período junio – agosto de 2019 se fijó en US$4,95/MBTU para la Cuenca Neuquina, US$5,15/MBTU Cuenca Noroeste, US$5,10/MBTU Cuenca Golfo San Jorge, US$4,90/MBTU Cuenca Santa Cruz Sur y US$4,85/MBTU Cuenca Tierra del Fuego; mientras que para el resto del año se fijaron en US$3,70/MBTU Cuenca Neuquina, US$3,60/MBTU Cuenca Noroeste, US$3,55/MBTU Cuenca Golfo San Jorge, US$3,35/MBTU Cuenca Santa Cruz Sur y US$3,30/MBTU Cuenca Tierra del Fuego.

Por otro lado, con el objetivo que el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) asuma los costos del gas importado y, en consecuencia, reflejarlo en los costos variables por los que se basa el despacho eléctrico, con fecha 4 de octubre de 2018 se emitió la Res. SGE N° 25/18, estableciendo que en el caso de que el proveedor sea IEASA (Integración Energética Argentina S.A.), CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) debe adoptar el costo de adquisición y comercialización, con vigencia a partir del 1 de octubre de 2018.

El 27 de diciembre de 2018 se licitó el gas para usinas, efectivo para el año 2019, en el cual Pampa participó. La subasta de CAMMESA recibió indicaciones de precio por un total de 222 millones de m3 de gas por día en condición interrumpible, a precios en el PIST estacional con máximo de US$5,2/MBTU y mínimo de US$3,2/MBTU para el período junio – agosto de 2019, y con máximo de US$3,7/MBTU y mínimo de US$2,2/MBTU para el resto del año. Dicha subasta consideró los precios máximos estacionales PIST de referencia estipulados en la Nota SGE N° 66680075/18 descriptos en el párrafo precedente.

Sin embargo, mediante la Nota SGE N° 07973690/19 se instruyó a CAMMESA a reconocer en los Costos Variables de Producción (CVP) declarados a partir del 18 de febrero de 2019 el precio máximo de gas equivalente al promedio ponderado por cuenca que hubiera resultado en caso de que la totalidad del combustible se hubiera adquirido por los contratos surgidos en la subasta de CAMMESA para el año 2019. Por ende, los precios de referencia del gas en el PIST disminuyeron significativamente, fijado para la Cuenca Neuquina en rangos cercanos a US$3,70/MBTU durante los meses de junio a agosto de 2019, y de US$2,70/MBTU para el resto del año.

Para el consumo de 2020, hasta la fecha CAMMESA realizó sucesivas subastas de cobertura mensual. El 27 de diciembre de 2019 licitó gas para enero de 2020, recibiendo ofertas por un total de 260 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$1,73/MBTU en Cuenca Neuquina. No obstante, el 29 de enero de 2020 se licitó el gas para el mes de febrero de 2020, pero en condición parcialmente firme, donde el productor se obliga a entregar un volumen mínimo igual al 30% (DoP). Se recibieron ofertas por un total de 84 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$2,59/MBTU para la Cuenca Neuquina. CAMMESA replicó esta metodología para la licitación de marzo de 2020, recibiendo ofertas por un total de 78 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$2,42/MBTU para la Cuenca Neuquina.

Asimismo, desde el 30 de diciembre de 2019 la provisión de combustible para usinas quedó nuevamente centralizada en CAMMESA (excepto generadores pertenecientes al Programa de Energía Plus).

Exportación de Gas Natural
Mediante las Res. N° 104/18 del ex Ministerio de Energía (MinEn) y SGE N° 9/18, posteriormente sustituidas por la Res. SGE N° 417/19 en julio de 2019, se estableció el procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural, siendo condición en todo caso la seguridad de abastecimiento del mercado interno argentino. En el caso de los proyectos incluidos en el Plan Gas No Convencional, el volumen exportado no califica para dicho incentivo. En ese sentido, en diciembre de 2018 y enero de 2019 Pampa fue autorizado mediante las Res. SGE N° 252/18 y 12/19 para exportar gas natural de carácter interrumpible a Chile y Uruguay, respectivamente.

Asimismo, la Disposición N° 168/19 de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles (SHC) de agosto de 2019 aprobó la exportación de gas desde septiembre de 2019 hasta mayo de 2020, por un volumen máximo agregado de 10 millones de m3/día, siendo el 65% del centro-oeste, 25% del sur y 10% del noroeste argentino. En ese sentido, Pampa obtuvo el permiso para exportar gas en condición firme desde su producción en la Cuenca Neuquina a Refinerías ENAP en Chile.

Ante el eventual incurrimiento de mayores costos a cargo del Estado Nacional por uso de combustibles alternativos para generar electricidad por parte del MEM (gas natural licuado (GNL) importado, carbón, fuel oil o gas oil), los exportadores deben pagar una compensación a CAMMESA. Mediante la Res. SGE N° 506/19 emitida el 29 de agosto de 2019, se fijó un mínimo de US$0,1/MBTU y un máximo de US$0,2/MBTU por el volumen exportado, pudiendo ser compensado con créditos de cada exportador con CAMMESA por la venta de gas en el mercado doméstico. Dicha compensación se incluiría en el costo de la energía en el MEM.

Finalmente, producto de los Decretos PEN N° 793 y 865/18, desde septiembre de 2018 rige un impuesto a la exportación de gas de AR$4 por cada US$ exportado, con alícuota máxima del 12%, y posteriormente modificada mediante la Ley de Solidaridad, en la cual desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que no podrá superar el 8% del valor imponible o del precio FOB (Free on Board) (pendiente de reglamentación).