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El Mercado del Gas y Petróleo Argentino
El gas natural y petróleo constituyen los recursos energéticos de mayor participación en la matriz primaria energética nacional. La siguiente tabla muestra sus participaciones al 31 de diciembre de 2020, dado que no hay información disponible para el año 2021 a la fecha de emisión de la Memoria 2021:
| Tipos de Energía | Millones de ton equivalente de petróleo | % |
| Gas Natural | 38,6 | 54,7% |
| Petróleo | 20,8 | 29,5% |
| Energía Hidráulica | 2,6 | 3,7% |
| Energía Nuclear | 2,9 | 3,9% |
| Carbón | 0,9 | 1,2% |
| Renovables | 1,1 | 1,5% |
| Otros | 3,9 | 5,5% |
| Total | 70,6 | 100% |
Nota: Todos los valores están ajustados por redondeo, por lo que el total puede no igualar su suma. Fuente: ex Secretaría de Gobierno de Energía (SGE).
Gas natural
En 2021 la producción bruta total de gas natural fue de 124 millones de m3 por día, ligeramente superior a los volúmenes producidos en 2020. Esta variación se debe principalmente al inicio del Plan Gas.Ar en Cuenca Neuquina (+4 millones de m3 por día), parcialmente compensado por el declino en las Cuencas Austral, Golfo San Jorge y Noroeste (-3 millones de m3 por día). Cabe mencionar que durante el mes de diciembre de 2021 la producción alcanzó 129 millones de m3 por día, 13% superior al mismo mes del 2020.
Si bien la demanda total registró una suba del 2% interanual producto de la gradual recuperación post-cuarentena, la producción local de gas no pudo satisfacer la demanda, déficit que se evidencia desde el año 2003, por lo que el Gobierno Nacional incurrió en la importación de gas natural y uso de combustibles alternativos. Durante el 2021 se suministró desde Bolivia en promedio 13 millones de m3 por día (-14% vs. 2020) y GNL (gas natural licuado) vía marítima en los puertos de Escobar y Bahía Blanca por 10 millones de m3 por día (+94% vs. 2020). Asimismo, en 2021 hubo importación marginal de GNL regasificado proveniente de Chile por cuestiones meramente logísticas (última vez fue en 2018). Por otro lado, la exportación de gas natural y GNL disminuyó 34% con respecto a 2020, a un total de 2 millones de m3 por día, y representó el 2% del total de la producción local del 2021.
Según la última información anual publicada por la SE (Secretaría de Energía), al 31 de diciembre de 2020 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.102.535 millones de m3, de las cuales el 36% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 61% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación interanual, el total de las reservas y recursos experimentó un ligero descenso del 3%, en particular los recursos que disminuyeron un 13%, totalizando 360.068 millones de m3.
Petróleo
En 2021 la producción total de petróleo fue de 82 mil m3 por día, un 7% superior respecto de los volúmenes producidos en 2020 de 76 mil m3 por día, principalmente debido a la recuperación post-cuarentena. Cabe aclarar que en el mes de diciembre de 2021 la producción alcanzó 87 mil m3 por día (+14% vs. 2020).
Según la última información anual publicada por la SE, al igual que en 2020, en 2021 no se registró importación de petróleo. Por otro lado, debido a la recuperación de la demanda doméstica, la exportación de petróleo durante el 2021 descendió a 9 mil m3 por día, un 24% inferior respecto del 2020. Dicho volumen representó el 12% del total de la producción local del 2021.
Al 31 de diciembre de 2020, las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaron 832.186 mil m3, de las cuales el 46% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 40% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación interanual, las reservas y recursos totales se mantuvieron en niveles similares. En cuanto a los recursos, totalizaron 155.374 mil m3, un 5% inferior al 31 de diciembre de 2019.
Con fecha 29 de octubre de 2014, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº 27.007 que modifica la Ley de Hidrocarburos Nº 17.319, considera nuevas técnicas de perforación en la industria, además introduce cambios vinculados principalmente con los plazos y prórrogas de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación, los cánones y las alícuotas de regalías, la incorporación de las figuras de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en la Plataforma Continental y Mar Territorial e incorpora, el régimen de promoción establecido bajo el Decreto Nº 929/13, entre otros aspectos. A continuación, se detallan las principales reformas introducidas por la Ley Nº 27.007.
Explotación no convencional de hidrocarburos
Se otorgó rango legal a la figura de la “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, creada por el Decreto Nº 929/13. Se define explotación no convencional de hidrocarburos, como la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.
Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o de concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán derecho a solicitar a la autoridad de aplicación una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos, en los siguientes términos:
- El concesionario de explotación, dentro de su área, podrá requerir la subdivisión del área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y el otorgamiento de una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto que, de conformidad con criterios técnico-económicos aceptables, tenga por objeto la explotación comercial del yacimiento descubierto.
- Los titulares de una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. Tal solicitud también deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto.
Plazos en los permisos y concesiones de explotación
Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada licitación por la autoridad de aplicación, de acuerdo al objetivo de la exploración (convencional o no convencional):
i. Exploración convencional: se divide el plazo básico en dos períodos de hasta 3 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta cinco años. De esta manera se reduce de catorce a once años la extensión máxima posible de los permisos de exploración;
ii. Exploración no convencional: se divide el plazo básico en dos períodos de 4 años cada uno, más una prórroga facultativa por hasta 5 años, es decir hasta un máximo de 13 años; y
iii. Exploración en la plataforma continental y en el mar territorial: se divide el plazo básico en dos períodos de 3 años cada uno con posibilidad de incrementarse en un año cada uno.
Al finalizar el primer período del plazo básico el titular del permiso de exploración decidirá si continúa explorando en el área, o si la revierte totalmente al Estado. Se podrá mantener toda el área originalmente otorgada, siempre que haya dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes del permiso. Al término del plazo básico el titular del permiso de exploración restituirá el total del área, salvo si ejercitara el derecho de prórroga, en cuyo caso dicha restitución quedará limitada al 50% del área remanente.
En cuanto a las concesiones de explotación, tendrán el siguiente plazo de vigencia el cual se contará desde la fecha de la Resolución que las otorgue:
i. Concesión de explotación convencional: 25 años;
ii. Concesión de explotación no convencional: 35 años; y
iii. Concesión de explotación en la plataforma continental y en el mar territorial: 30 años.
Asimismo, con una antelación no menor a un año de vencimiento de la concesión, el titular de la concesión de explotación podrá solicitar indefinidas prórrogas de la concesión, por un plazo de 10 años cada una, siempre que haya cumplido con sus obligaciones como concesionario de explotación, se encuentre produciendo hidrocarburos en las áreas en cuestión y presente un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión.
Adjudicación de áreas
La Ley Nº 27.007 propone la elaboración de un pliego modelo que será elaborado conjuntamente por la ex Secretaría de Energía (SE) y las autoridades provinciales, al que deberán ajustarse los llamados a licitación dispuestos por las autoridades de aplicación de la ley e introduce un criterio concreto para la adjudicación de permisos y concesiones al incorporar el parámetro concreto de “mayor inversión o actividad exploratoria”, como definitorio en caso de igualdad de ofertas, a criterio debidamente fundado del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) o Poder provincial, según corresponda.
Canon y regalías
La reforma a la Ley de Hidrocarburos Argentina estableció los valores relativos al canon de exploración y explotación dispuesto por el Decreto Nº 1.454/07, los que, a su vez, podrán ser actualizados con carácter general por el PEN. A continuación, se detallan los valores actuales para cada canon y regalías.
Canon
La Ley Nº 27.007 estableció los valores de canon por cada km2 o fracción, a ser pagado por el titular del permiso anualmente y por adelantado. Para el permiso de explotación corresponde AR$4.500, mientras que para el permiso de exploración corresponde: AR$250 en el 1° período y AR$1.000 en el 2° período del plazo básico; y AR$17.500 durante el 1° año de prórroga, incrementándose en un 25% anual acumulativo.
El importe a abonar por el 2° período del plazo básico y la prórroga podrá reajustarse, compensando con inversiones efectivamente realizadas hasta el 10% del canon, en función del período por km2.
El 26 de septiembre de 2019, la provincia del Neuquén publicó nuevos valores del canon por cada km2 o fracción para dicha provincia a partir del 2020. El canon de explotación se fijó en AR$22.410, mientras que el canon de exploración se fijó en AR$1.245 para el 1° período, AR$4.980 para el 2° período, AR$7.470 para el 3° período y AR$87.150 para la prórroga (Decreto N° 2032/19).
A partir del 2021, el Decreto PEN N° 771/20 fijó un canon máximo en AR$ equivalente a cierto volumen de petróleo valorizado a un precio promedio del mercado interno(1), al tipo de cambio del Banco de la Nación Argentina del día hábil anterior al pago. Dicho esquema es aplicable a nivel nacional (inclusive la provincia del Neuquén, la cual se adhirió mediante el Decreto Provincial N° 1656/20). Para la concesión de explotación corresponde el equivalente a 8,28 barriles, mientras que para el permiso de exploración corresponde: 0,46 barriles en el 1° período y 1,84 barriles en el 2° período del plazo básico; y 32,22 barriles para la prórroga.
Nota: (1) Correspondiente al 1° semestre del año anterior al de la liquidación.
Regalías
Las regalías son definidas como el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en carácter de concedentes. Se mantiene en un 12% el porcentaje que el concesionario de explotación pagará mensualmente al concedente, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo. Idéntico porcentaje del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados pagará mensualmente la producción de gas natural. En caso de prórroga, corresponderá el pago de una regalía adicional de hasta 3% respecto de la regalía aplicable al momento de la primera prórroga y hasta un máximo total de 18% de regalía para las siguientes prórrogas.
Para la realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos, la autoridad de aplicación podrá fijar una regalía adicional de hasta 3% respecto de la regalía vigente, hasta un máximo del 18% según corresponda.
El PEN o Poder Provincial, según corresponda, como autoridad concedente, podrá reducir hasta el 25% el monto correspondiente a regalías aplicables a la producción de hidrocarburos y durante los 10 años siguientes a la finalización del proyecto piloto a favor de empresas que soliciten una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos dentro de los 36 meses a contar desde la vigencia de la Ley Nº 27.007.
Bono de prórroga
La Ley Nº 27.007 faculta a la autoridad de aplicación a establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los 2 años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga.
Bono de explotación
La autoridad de aplicación podrá establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los 2 años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos.
Concesiones de transporte
Las concesiones de transporte, que se otorgaban por 35 años, ahora son otorgadas por el mismo plazo de vigencia que la concesión de explotación en la que se origina, más la posibilidad de sucesivas prórrogas por hasta 10 años más cada una. De esta forma, las concesiones de transporte que se originen en una concesión de explotación convencional tendrán un plazo básico de 25 años, y las que se originen en una concesión de explotación no convencional de 35 años, más los plazos de prórroga que se otorguen. Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado nacional o provincial según corresponda sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho.
Legislación uniforme
La Ley Nº 27.007 establece dos tipos de compromisos no vinculantes entre el Estado Nacional y las provincias en materia ambiental e impositiva:
i. Legislación Ambiental: prevé que el Estado Nacional y las provincias tenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme cuyo objetivo prioritario será aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.
ii. Régimen Fiscal: prevé que El Estado Nacional y las provincias propiciarán la adopción de un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades hidrocarburíferas a desarrollarse en sus respectivos territorios, en base a las siguientes pautas:
- La alícuota del impuesto a los Ingresos Brutos aplicable a la extracción de hidrocarburos no superará el 3%;
- El congelamiento de la alícuota actual del impuesto de sellos, y un compromiso de no gravar con este impuesto a los contratos financieros que se realicen para estructurar los proyectos de inversión, garantizar y/o avalar las inversiones; y
- El compromiso de las provincias y sus municipios de no gravar a los titulares de permisos y concesiones con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo las tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras y el incremento general de impuestos.
Régimen de promoción de inversión de hidrocarburos convencionales y no convencionales
El 11 de julio de 2013 el PEN emitió el Decreto Nº 929/13, por el cual se creó el Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales, con el objetivo de incentivar la inversión y la figura de la concesión de explotación no convencional.
La Ley Nº 27.007 extendió los beneficios del Régimen de Promoción a los proyectos hidrocarburíferos que impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a US$250 millones, calculada al momento de la presentación del proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos y a ser invertidos durante los primeros 3 años del proyecto de inversión. Con anterioridad a la reforma, los beneficios del Régimen de Promoción alcanzaban a proyectos de inversión en moneda extranjera no inferior a un monto de US$1.000 millones en un plazo de 5 años.
Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y/o terceros asociados e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que presenten dichos proyectos de inversión gozarán, a partir del tercer año de ejecución el derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% y el 60% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos, en caso de proyectos de explotación convencional y no convencional y en el caso de proyectos de “costa afuera”, respectivamente, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables.
Asimismo, tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, siempre que los respectivos proyectos hubieran implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de US$250 millones.
En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6º de la Ley de Hidrocarburos Argentina, los sujetos incluidos en el Régimen de Promoción gozarán, a partir del tercer año desde la ejecución de sus respectivos proyectos de inversión, del derecho a obtener, por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en el marco de tales proyectos y susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia, sin computarse la incidencia de las retenciones que pudieran resultar aplicables.
En el marco de estos proyectos de inversión, la Ley Nº 27.007 establece dos aportes a las provincias productoras en cuyo territorio se desarrolle el proyecto de inversión: (i) a cargo del titular del proyecto por un monto equivalente al 2,5% del monto de la inversión comprometida a ser destinado a proyectos de responsabilidad social empresaria; y (ii) a cargo del Estado Nacional, cuyo monto será establecido por la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas en función de la magnitud y el alcance del proyecto de inversión, el que se destinará a proyectos de infraestructura.
Concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia del Neuquén
Considerando las características especiales de un reservorio no convencional, dada su baja permeabilidad y la productividad alcanzada en los últimos años, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia del Neuquén estableció ciertos parámetros aplicables para el otorgamiento de CENCH en dicha provincia, instrumentados mediante las Resoluciones N° 53/20 (julio de 2020) y N° 142/21 (noviembre de 2021), posteriormente ratificadas por el Decreto Provincial N° 2183/21 (diciembre de 2021).
Las empresas pueden solicitar la CENCH basada en un proyecto de desarrollo que comprende un Plan Piloto de un plazo de hasta cinco años, con el objetivo de demostrar su viabilidad técnico-económica, en el cual, mediante la Resolución N° 53/20 se incorporaron parámetros adicionales a la regulación nacional respecto a la operación, evaluaciones de productividad real, costos e inversión.
Una vez presentada la solicitud de una CENCH, en el supuesto de que la misma incluya un exceso del área piloto, se incorpora el pago de un bono de extensión de área, cuyo valor estará asociado a los recursos que se espera recuperar en el área extendida considerando el precio promedio de la cuenca de los últimos 2 años.
Por último, durante la vigencia de la CENCH, las empresas titulares de CENCH deben presentar anualmente planes de desarrollo continuo y compromisos de inversión que prevén realizar durante la vigencia de la concesión, teniendo en cuenta que los compromisos asumidos para el año entrante serán considerados compromisos firmes.
| Programas de estímulo al incremento de la producción doméstica del gas natural |
| Plan Gas.Ar
El 16 de noviembre del 2020 se creó el Plan Gas.Ar, para promover la producción del gas natural argentino y administrar el impacto del costo del gas en las tarifas de la Demanda Prioritaria. El plazo es de 4 años para la producción onshore, con un adicional de 4 años para la producción offshore, a contar desde enero de 2021 (Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/20). Los beneficiarios del Plan Gas No Convencional que opten por participar del presente programa deben presentar su renuncia previamente. Metodología y condiciones Se instrumentó una licitación entre productores como vendedores, y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), distribuidores de gas e IEASA (Integración Energética Argentina S.A.) como compradores, por un volumen base total de 70 millones de m3/día, ampliable para el período invernal (mayo – septiembre), en condición de DoP (deliver or pay) del 100% diario y ToP (take or pay) del 75% mensual para CAMMESA y trimestral para distribuidores de gas e IEASA. El DoP constituye el 70% del compromiso de producción del oferente adjudicado. El precio base máximo a ofertar se fijó en US$3,7/MBTU (millón de BTU) para Cuenca Neuquina. Asimismo, al precio de adjudicación se le aplica un factor de ajuste de 0,82 durante el período no invernal, 1,25 durante el período invernal y 1,30 para el volumen adicional en el invierno. Los compradores CAMMESA e IEASA deben efectuar el pago valorizado al precio adjudicado en la licitación, mientras que los distribuidores de gas abonan el monto valorizado en el cuadro tarifario vigente, y la diferencia con el precio adjudicado es compensada por el Estado Nacional. Además, el Estado Nacional creó un sistema de garantía para respaldar el pago de la compensación, sin perjuicio de otros mecanismos, basado en certificados de crédito fiscal. Rondas de licitaciones El 15 y 29 de diciembre de 2020 la SE (Secretaría de Energía) adjudicó 67,4 millones de m3/día de gas natural (55% destinado a usinas) a un precio base medio anual de US$3,5/MBTU, y un volumen adicional durante el período invernal de 3,6 millones de m3/día a US$4,7/MBTU. Pampa fue adjudicado por un volumen base de 4,9 millones de m3/día a US$3,6 por millón de BTU y un volumen adicional de 1,0 millón de m3/día durante el período invernal a US$4,7 por millón de BTU. Asimismo, el 22 de febrero y 19 de octubre de 2021 la SE convocó a una segunda y tercera ronda del Plan Gas.Ar, respectivamente (Resolución N° 129/21, 984/21 y modificatorias). En la segunda ronda, con DoP diario creciente y ToP 75% trimestral, se adjudicaron volúmenes para el período invernal (mayo – septiembre) 2021 – 2024 por un total de 3,3 millones de m3/día promedio a US$4,7/MBTU, con entrega desde junio de 2021 (Resolución SE N° 169/21). Pampa participó en dicha ronda, habiéndosele adjudicado 0,8 millones de m3/día promedio a US$4,7/MBTU. En la tercera ronda se adjudicaron volúmenes para el período mayo 2022 – diciembre 2024 por un total de 3 millones de m3/día a US$3,43/MBTU bajo un GSA (Gas Supply Agreement o Contrato de Abastecimiento de Gas) con las mismas condiciones de la primera ronda (Resolución SE N° 1091/21). El 100% del volumen correspondió a la Cuenca Neuquina, declarándose desierta para el resto de las cuencas. Pampa participó y fue adjudicado por 2 millones de m3/día a US$3,347/MBTU. |
| Gas natural para el segmento residencial |
| Demanda Prioritaria y CEE (Comité Ejecutivo de Emergencia)
En junio de 2016 se establecieron los criterios para asegurar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria mediante el CEE ante emergencias operativas que puedan afectar su operación normal (Resolución N° 89/16 del MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) y modificatorias). En junio de 2017 se aprobó el procedimiento para la administración del despacho en el CEE (Resolución N° 4502/17 de ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas). En caso de 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 (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) Desde el 2021 los volúmenes de gas para la demanda prioritaria se contratan mediante el Plan Gas.Ar. Los distribuidores de gas deben abonar el monto valorizado en el cuadro tarifario vigente, y la diferencia con el precio adjudicado del Plan Gas.Ar es compensada por el Estado Nacional. En el caso de IEASA, este debe abonar el 100% del precio adjudicado en Plan Gas.Ar. Asimismo, el 18 de febrero de 2021 y 31 de enero de 2022 tuvieron lugar las audiencias públicas para considerar la porción del precio del gas natural en el PIST que el Estado Nacional toma a su cargo en el marco del Plan Gas.Ar. |
| Gas natural para la generación eléctrica |
| Desde el 30 de diciembre de 2019 la provisión de combustible para usinas quedó nuevamente centralizada en CAMMESA (excepto los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Resolución N° 287/17 de SEE (Subsecretaría de Energía Eléctrica)). Desde entonces, CAMMESA realizó sucesivas subastas para cubrir su consumo mensual. Asimismo, desde el año 2021 la mayoría del gas provisto a CAMMESA se realiza en el marco del Plan Gas.Ar, por las cantidades comprometidas en dicho programa durante un plazo de 4 años. Aquellos generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Resolución SEE N° 287/17 tienen la opción de ceder la operación del gas natural y su transporte a CAMMESA. Pampa se adhirió a dicho esquema.
Cabe aclarar que desde 2021, se establecieron nuevos precios de referencia en el PIST para la producción no contemplada en el Plan Gas.Ar (Resolución SE N° 354/20), siendo de US$2,3/MBTU en el período estival (octubre – abril) y de US$3,5/MBTU en el invernal (mayo – septiembre) para la Cuenca Neuquina. Por ende, en forma complementaria al Plan Gas.Ar, en 2021 CAMMESA continuó subastando en forma mensual, respetando los precios máximos mencionados arriba, en condición interrumpible para los adjudicatarios del Plan Gas.Ar, mientras que para el resto había cláusula de DoP del 30%. Sin embargo, desde septiembre de 2021 dichas subastas resultaron desiertas. Asimismo, desde mediados de julio de 2021 CAMMESA lanzó concursos quincenales en promedio para los adjudicatarios del Plan Gas.Ar que puedan ofrecer volumen excedente en condición interrumpible, siendo el precio máximo equivalente al precio adjudicado en la primera ronda. Durante el 2021 se adjudicaron en promedio 25,2 millones de m3/día a US$3,4/MBTU1 (siendo US$4,4/MBTU hasta septiembre y US$2,9/MBTU en adelante). Posterior al cierre de 2021, se adjudicaron en promedio 22,1 millones de m3/día a US$2,9/MBTU2. |
| Exportación de gas natural |
| Hasta fines de abril de 2021 rigió el procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural establecido por la Resolución N° 417/19 de SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía), siendo condición en todo caso la seguridad de abastecimiento del mercado interno argentino. Cabe aclarar que el volumen exportado no calificaba para el cálculo del incentivo para los programas de estímulo al incremento de la producción doméstica.
En noviembre de 2020 Pampa obtuvo permisos para exportar en condición interrumpible a distintos clientes en Chile con vencimientos entre abril de 2021 y enero de 2022. El 27 de abril de 2021 se reglamentó el nuevo procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural (Resolución SE N° 360/21). Las nuevas autorizaciones contemplan exportaciones en condición firme y preferencial para los adjudicatarios del Plan Gas.Ar, y fijan un precio mínimo de venta equivalente al precio estival adjudicado en la ronda 1. Al haber sido adjudicataria del Plan Gas.Ar, Pampa podría exportar en condición firme durante el período estival, extensivo al período invernal cuando haya oferta excedente en una cuenca determinada y aprobación previa de la autoridad aplicable. En mayo y diciembre de 2021 Pampa obtuvo permisos para exportar gas a Chile en condición firme por un volumen máximo de 1,5 millones de m3/día y 1,22 millones de m3/día para los períodos de octubre 2021 – abril de 2022 y enero – abril 2022, respectivamente. Por otro lado, entre septiembre y diciembre de 2021 se sumaron nuevos permisos interrumpibles a Chile, Brasil y Uruguay con vencimientos entre noviembre de 2022 y diciembre de 2024. Cabe aclarar que desde mayo de 2020 rige un impuesto a la exportación de gas natural. El Decreto N° 488/20 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) del 19 de mayo de 2020 estableció la exención de derechos de exportación mientras que el precio internacional Brent sea igual o inferior a US$45/bbl, escalando progresivamente a medida que se incremente el precio de referencia hasta 8%, tope a reconocer cuando el Brent sea igual o superior a US$60/bbl. Durante el 2021, dicha alícuota se mantuvo en 8%, salvo enero (3,1%) y febrero (5,7%). |
| Gas natural para GNC (gas natural comprimido) |
| El programa Plan Gas.Ar, creado mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/20, no garantiza la provisión del gas natural para GNC al derogar la Resolución MEyM N° 80/17. Sin embargo, durante el período invernal de 2021, la SE instruyó a IEASA a abastecer, mediante las distribuidoras de gas, las estaciones de GNC que no hayan logrado contractualizar con un productor/comercializador (Nota NO-2021-37656867-APN-SE#MEC). En la actualidad, la comercialización del GNC se realiza de manera privada sin regulación estatal sobre su precio. |
Comercialización de crudo en el mercado interno
A la fecha no existe ningún precio de referencia para la comercialización de crudo en el mercado local. No obstante, las refinadoras locales están validando precios por debajo de la paridad de exportación.
Exportación de crudo
Al igual que gas natural, desde mayo de 2020 rige un impuesto a la exportación de crudo. El Decreto N° 488/20 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) del 19 de mayo de 2020 estableció la exención de derechos de exportación mientras que el precio internacional Brent sea igual o inferior a US$45/bbl, escalando progresivamente a medida que se incremente el precio de referencia hasta 8%, tope a reconocer cuando el Brent sea igual o superior a US$60/bbl. Durante el 2021, dicha alícuota se mantuvo en 8%, salvo enero (3,1%) y febrero (5,7%).
Antecedente: RTI (Revisión Tarifaria Integral)
El 30 de marzo de 2017 se aprobó el cuadro tarifario transitorio, con un incremento del 214,2% y 37% sobre la tarifa del servicio de transporte de gas y el CAU (Cargo de Acceso y Uso), respectivamente, aplicables en tres etapas: abril y diciembre de 2017, y abril de 2018, reconociendo una compensación por el diferimiento programado del incremento (Resolución N° 4362/17 del ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas)). La RTI contempló un mecanismo no automático de ajuste semestral de la tarifa sujeta al IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor) publicado por el INDEC (Instituto Nacional de Estadística y Censos de Argentina).
Asimismo, la RTI consideró los ingresos necesarios para la ejecución de un Plan de Inversiones Quinquenal comprendido entre abril de 2017 y marzo de 2022 de AR$6.787 millones, expresado a valores de diciembre de 2016, para atender la operación y mantenimiento de los gasoductos troncales bajo la concesión de TGS (Transportadora de Gas del Sur S.A.), como también garantizar la seguridad y continuidad del servicio de transporte de gas para dar respuesta a la mayor exigencia esperada del sistema producto del desarrollo de las reservas.
La última actualización semestral fue en abril de 2019, ajustando la remuneración de TGS en un 26,0%, calculado en base a la variación semestral del IPIM para el período agosto 2018 – febrero 2019 (Resolución ENARGAS N° 192/19).
La actualización semestral que debió aplicarse desde el 1 de octubre de 2019 fue diferida en sucesivas regulaciones. Con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad y normativa complementaria, desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las tarifas de transporte de gas bajo jurisdicción federal se mantendrían sin cambios por un plazo máximo de 450 días o hasta la entrada en vigencia de nuevos cuadros tarifarios transitorios, y se delegó en el PEN (Poder Ejecutivo Nacional) la facultad de iniciar una revisión extraordinaria de la RTI vigente. Asimismo, el 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 1020/20, que inició la renegociación de la RTI, cuyo plazo no podría exceder los 2 años desde su publicación.
Situación actual: régimen tarifario de transición
El 16 de marzo de 2021 tuvo lugar la audiencia pública para considerar el régimen tarifario de transición de TGS. Sin embargo, no habiéndose obtenido consenso en el Acuerdo Transitorio de Renegociación del Régimen Tarifario de Transición, el 2 de junio de 2021 se estableció mantener sin cambio los cuadros tarifarios de abril de 2019 (Decreto PEN N° 353/21, Resolución Conjunta ME (Ministerio de Economía) & ENARGAS N° 1/21 y Resolución ENARGAS N° 149/21).
Dadas las circunstancias, TGS interpuso un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra las normativas mencionadas, en los términos de los Artículos 84 y 89 de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos (LNPA) en las correspondientes sedes administrativas, solicitando se hiciera lugar a los recursos interpuestos y se declarare la nulidad de la Resolución Conjunta impugnada y se dispusiera un nuevo Régimen Tarifario de Transición conforme a la pretensión tarifaria presentada por TGS.
Por otro lado, mediante el Decreto PEN N° 91/22 y la Resolución ENARGAS N° 60/22 de febrero de 2022, se otorgó la adecuación tarifaria transitoria del 60% para TGS, con vigencia a partir del 1 de marzo de 2022. Entre otras condiciones, el otorgamiento de dicha adecuación no estableció un plan obligatorio de inversiones y determinó la prohibición de: (i) distribuir dividendos; y (ii) cancelar en forma anticipada deudas financieras y comerciales contraídas con accionistas, adquirir otras empresas u otorgar créditos.
Conforme lo dispuesto en el Acuerdo de Transición 2022, TGS se comprometió no iniciar nuevos reclamos, recursos, acciones, demandas, o planteos de cualquier índole; y/o a suspender, mantener suspendido o prorrogar la suspensión de todos los recursos y reclamos interpuestos que se vinculan de cualquier modo a la Renegociación de la Revisión Tarifaria Integral vigente, la Ley N° 27.541 y Decreto PEN N° 278/20 y Decreto de Necesidad y Urgencia N° 1020/20.
Cabe mencionar que los cuadros tarifarios de TGS no habían sido modificados desde abril de 2019. Asimismo, en su audiencia pública en 2022 había informado que su costo de transporte representaba alrededor del 13% de la factura final de un usuario residencial (compuesto por la materia prima, el transporte, la distribución y el impuesto).
Programa Transport.Ar
Mediante la Resolución N° 67/22 del 7 de febrero de 2022, la SE creó el programa Transport.Ar Producción Nacional, declarando de interés público nacional la construcción del gasoducto troncal Presidente Néstor Kirchner y sus obras complementarias como proyecto estratégico.
Asimismo, mediante el Decreto PEN N° 76/22 del 11 de febrero de 2022, se otorgó la concesión de este gasoducto por el plazo de 35 años a IEASA (Integración Energética Argentina S.A.) y se creó el fideicomiso FONDESGAS (Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino), siendo IEASA fiduciante y beneficiario, y BICE (Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A.) como fiduciario.
Dicho gasoducto conectará la localidad de Tratayén, provincia del Neuquén, con la ciudad de Salliqueló, provincia de Buenos Aires (Etapa I), y de ahí a la ciudad de San Jerónimo, provincia de Santa Fe (Etapa II). IEASA llevará adelante la obra, que podrá realizar por sí o a través de terceros, con prioridad a YPF S.A.. En el caso de que se convoque su licitación, TGS evaluará la conveniencia de participar para la operación y mantenimiento.
Programa Hogar y Acuerdo Propano para Redes
Actualmente está vigente el Programa Hogar que abastece GLP para garrafas a precio subsidiado (Decreto N° 470/15 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) y modificatorias) y el Acuerdo Propano para Redes.
El Programa Hogar establece la provisión de un cupo definido de GLP a empresas fraccionadoras a un precio máximo de referencia, con el objetivo de garantizar el abastecimiento a usuarios residenciales de bajos recursos. El precio máximo de referencia para los productores del butano y el propano comercializado bajo este programa fue de AR$10.885,0/ton (tonelada) hasta el 5 de abril de 2021 (Resolución N° 30/20 de la SE (Secretaría de Energía)) y AR$12.626,6/ton desde el 6 de abril de 2021 (Resolución SE N° 249/21). Asimismo, el 25 de agosto de 2021, mediante Resolución SE N° 809/21 y modificatorias, se estableció, entre otras medidas, una asistencia económica transitoria que reconoce el 20% de la facturación del período agosto de 2021 – marzo de 2022 por la venta de GLP destinado al Programa Hogar. Dadas las circunstancias, la participación en este programa obliga a TGS (Transportadora de Gas del Sur S.A.) y Refinor (Refinería del Norte S.A.) a producir y comercializar GLP a precios sensiblemente inferiores a los de mercado, lo cual conlleva a adoptar mecanismos necesarios para poder minimizar su impacto negativo.
Respecto del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido (Acuerdo Propano para Redes), el 10 de agosto de 2021 TGS celebró la decimoctava prórroga a dicho acuerdo, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2021. Respecto del acuerdo con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2022, el mismo fue firmado el 17 de febrero de 2022. En el marco de este acuerdo se estableció el pago de una compensación a los participantes a ser abonada por el Estado Argentino, la cual se calcula como la diferencia entre el precio comercializado en el marco de dicho acuerdo y la paridad de exportación publicada mensualmente por la SE, aunque con importantes atrasos en los plazos de cobranza.
Derecho de exportación
Al igual que la exportación de hidrocarburos, desde mayo de 2020 rige un impuesto a la exportación de propano, butano y GLP. El Decreto PEN N° 488/20 del 19 de mayo de 2020 estableció la exención de derechos de exportación mientras que el precio internacional Brent sea igual o inferior a US$45/bbl (barril), escalando progresivamente a medida que se incremente el precio de referencia hasta 8%, tope a reconocer cuando el Brent sea igual o superior a US$60/bbl. Durante el 2021, dicha alícuota se mantuvo en 8%, salvo enero (3,1%) y febrero (5,7%).
En junio de 2016, OldelVal (Oleoductos del Valle S.A.) solicitó la RTI (Revisión Tarifaria Integral) al MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería), ya que las tarifas resultaban insuficientes para llevar a cabo un plan de mantenimiento e inversiones que permita asegurar la integridad, eficiencia y confiabilidad de las instalaciones y del servicio de transporte. En consecuencia, con fecha 10 de marzo de 2017 se publicó el nuevo cuadro tarifario en US$, con un aumento promedio de 34%, vigente a partir de marzo de 2017 (Resolución MEyM N° 49/17).