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 2019, dado que no hay información disponible para el año 2020 a la fecha de emisión de la Memoria 2020:

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 2020 la producción bruta total de gas natural fue de 123 millones de m³ por día, un 9% inferior a los volúmenes producidos en 2019. Esta variación responde al declino registrado en todas las cuencas del país, principalmente en la Cuenca Neuquina (-8 millones de m³ por día) y en menor medida en las Cuencas Golfo de San Jorge y Austral (-3 millones de m³ por día), producto de la menor actividad por la continua caída en los precios del mercado y la contracción en la demanda por el impacto del COVID-19.

Si bien el consumo local cayó por segundo año consecutivo 5% interanual, 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 mayoritariamente en la importación de gas natural y uso de combustibles alternativos. En 2020 se suministró desde Bolivia en promedio de 15 millones de m³ por día (6% superior al 2019) y GNL (gas natural licuado) vía marítima en el puerto de Escobar por 5 millones de m³ por día (5% superior al 2019). Asimismo, al igual que en 2019, 2020 no registró importación proveniente de GNL regasificado desde Chile. Por otro lado, la exportación de gas y GNL disminuyó 29% con respecto a 2019, a un total de 4 millones de m³ por día, y representó el 3% del total de la producción local del 2020.

Según la última información anual publicada por la SGE, al 31 de diciembre de 2019 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.140.445 millones de m³, de las cuales el 35% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 57% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación interanual, el total de las reservas y recursos experimentó un ligero crecimiento del 1%, en particular los recursos que aumentaron un 4%, totalizando 415.020 millones de m³.

Petróleo

En 2020 la producción total de petróleo fue de 77 miles de m³ por día, un 5% inferior respecto de los volúmenes producidos en 2019 de 81 miles de m³ por día, revirtiendo así la tendencia alcista de los últimos dos años, principalmente debido a la contracción en la demanda por el impacto del COVID-19, que cayó 12% con respecto a 2019. Durante abril y mayo, meses de mayor impacto de la cuarentena, el consumo de petróleo crudo cayó un 35% comparado con el mismo periodo de 2019, recuperándose gradualmente pero aún sin alcanzar los niveles de consumo del 2019, finalizando el mes de diciembre en un -7% de variación interanual.

Según la última información anual publicada por la SGE, al igual que en 2019, en 2020 no se registró importación de petróleo. Por otro lado, como consecuencia de la abrupta caída en la demanda local provocada por el asilamiento social, preventivo y obligatorio, la exportación de petróleo durante 2020 ascendió a 12,3 mil m³ por día, un 18% superior respecto del 2019. Dicho volumen representó el 16% del total de la producción local del 2020.

Al 31 de diciembre de 2019, las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaron 832.098 miles de m³, de las cuales el 49% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 32% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación interanual, las reservas y recursos totales experimentaron un incremento del 4%. En cuanto a los recursos, totalizaron 163.252 miles de m³, un 4% inferior al 31 de diciembre de 2018.

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). 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.

Restricciones a la reserva de áreas para empresas de control estatal o provincial

La reforma a la Ley de Hidrocarburos Argentina establece restricción para el Estado Nacional y las provincias de reservar en el futuro nuevas áreas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica. De esta manera, quedan a resguardo los contratos celebrados antes de la reforma por las empresas provinciales para la exploración y desarrollo de áreas reservadas.

Respecto a las áreas que ya han sido reservadas a favor de empresas estatales y que aún no han sido adjudicadas bajo contratos de asociación con terceros, se establece que podrán realizarse esquemas asociativos, en los cuales la participación de dichas empresas durante la etapa de desarrollo, será proporcional a las inversiones realizadas por ellas. De esta manera, se elimina el sistema de acarreo o carry durante la etapa de desarrollo o explotación del área. Dicho sistema no fue prohibido para la etapa de exploración.

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.

Comercialización de crudo en el mercado interno

Ante la abrupta caída de los precios de referencia internacionales y la demanda doméstica por el asilamiento social, preventivo y obligatorio, mediante el Decreto N° 488/20 se estableció el precio de referencia para la comercialización en el mercado local del petróleo crudo tipo Medanito en US$45/bbl (barril), con vigencia desde el 19 de mayo hasta el 31 de diciembre de 2020. Dicha medida quedó sin efecto el 28 de agosto de 2020, cuando el precio de referencia del Brent fue superior a US$45/bbl durante 10 días consecutivos.

Derecho a la exportación de hidrocarburos líquidos

Al igual que la exportación de gas natural, desde septiembre de 2018 rigió un impuesto a la exportación de AR$4/US$ exportado, con alícuota máxima del 12% (Decretos N° 793/18 y 865/18 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional)). La Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541) estableció que dicha alícuota sea menor o igual a 8% del valor imponible o del precio Free on Board a partir del 23 de diciembre de 2019. Sin embargo, hasta su reglamentación, se siguieron aplicando los Decretos PEN N° 793/18 y 865/18. Mediante el Decreto PEN N° 488/20 del 19 de mayo de 2020 se 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. A la fecha, dicha alícuota asciende a 8%.

Situación tarifaria previa a la RTI (Revisión Tarifaria Integral)

La sanción de la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario Nº 25.561, promulgada en enero de 2002 y con sucesivas prórrogas hasta el 31 de diciembre de 2017, determinó la pesificación de las tarifas de los servicios públicos y manteniendo invariable la tarifa del transporte desde 1999 en AR$, pese al abrupto incremento en los índices de precios y costos de operaciones ocurridos. Este desfase afectó directamente los costos operativos de este segmento de negocio, deteriorando así su situación económico-financiera. Desde 2002 hasta 2015, TGS (Transportadora de Gas del Sur S.A.) solo tuvo dos aumentos tarifarios: 20% desde abril de 2014, como consecuencia de la implementación del acuerdo transitorio suscripto en el año 2008; y en mayo de 2015, del 44,3% sobre la tarifa de transporte de gas natural y del 73,2% en el CAU (Cargo de Acceso y Uso).

Con el propósito de normalizar el segmento, el 24 de febrero de 2016 TGS suscribió un acuerdo transitorio con el Gobierno Nacional y, en consecuencia, el 29 de marzo de 2016 el MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) emitió la Resolución N° 31/16, instruyendo al ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) a llevar adelante el proceso de RTI y otorgar un incremento tarifario a cuenta de la RTI, entre otros temas. En ese marco, el 31 de marzo de 2016 el ENARGAS dictó la Resolución N° 3724/16, que aprobó un incremento del 200,1% a los cuadros tarifarios a partir del 1 de abril de 2016, aplicables al servicio público de transporte de gas natural y al CAU. Sin embargo, el 18 de agosto de 2016, la Corte Suprema de Justicia de la Nación Argentina estableció la obligatoriedad de la audiencia pública para la fijación de tarifas y precios sin la intervención del mercado y la nulidad de las Resolución MEyM N° 28/16 y 31/16 respecto a los usuarios residenciales, por lo que los cuadros tarifarios debieron retrotraerse a valores vigentes al 31 de marzo de 2016. La audiencia pública se celebró el 6 de octubre de 2016, y consecuentemente, el ENARGAS aprobó un incremento tarifario transitorio del 200,1% con vigencia a partir del 7 de octubre de 2016, la ejecución del plan de inversiones y restricciones para el pago de dividendos (Resolución N° 4054/16).

RTI

En diciembre de 2016 se celebró la audiencia pública requerida por el proceso de RTI. El 30 de marzo de 2017, mediante la Resolución ENARGAS N° I-4362/17 se aprobó un cuadro tarifario transitorio, con un incremento del 214,2% y 37% sobre la tarifa del servicio de transporte de gas y el CAU, respectivamente, aplicables a partir del 1 de abril de 2017. La RTI contempla 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). Dicho paso significó que TGS firmase el Acta Acuerdo Integral 2017 y el Acuerdo Transitorio 2017, con el objeto de efectuar la adecuación tarifaria, emitiéndose a tal fin la Resolución ENARGAS N° 4362/17, aplicando el incremento tarifario que surge de la RTI en tres etapas, 58% en abril de 2017 y los restantes en diciembre de 2017 y abril de 2018.

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, indispensables para atender la operación y mantenimiento de los gasoductos troncales bajo la concesión de TGS, 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.

El 14 de noviembre de 2017 se celebró la audiencia pública para exponer la variación de costos, y a partir del 1 de diciembre de 2017 mediante la Resolución ENARGAS N° 120/17 se estableció un aumento promedio del 78% en los cuadros tarifarios, el cual incluye un 15% por el ajuste no automático estipulado en la RTI por el período enero – octubre de 2017. Dicho incremento se consideró a cuenta de lo que resulte del Acta Acuerdo de Renegociación Integral de la Licencia suscripta por TGS el 30 de marzo de 2017.

El Acta Acuerdo de Renegociación Integral fue ratificado por el Gobierno Nacional el 28 de marzo de 2018 (Decreto N° 250/18 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional)), dando por finalizado el proceso de RTI iniciado en el mes de abril de 2016 y, en consecuencia, el 26 de junio de 2018 TGS desistió del Juicio Arbitral que llevaba a cabo ante el CIADI (Centro Internacional de Arreglo de Disputas Relativas a Inversiones). Asimismo, el ENARGAS dictó la Resolución N° 310/18 que aprobó, con vigencia a partir del 1 de abril de 2018, la última cuota del incremento tarifario contemplado en la Resolución N° 4362/17 equivalente a un incremento del 50% en los cuadros tarifarios, incluyendo un reconocimiento por variación del IPIM del 13% para el período noviembre 2017 y febrero 2018, y compensación en cuotas por el diferimiento programado del aumento.

Para el cálculo de variación de costos correspondiente al período febrero – agosto 2018 aplicable a partir de octubre de 2018, TGS solicitó en base a la variación del IPIM un incremento tarifario del 30% aproximadamente. Sin embargo, el 27 de septiembre de 2018 el ENARGAS emitió la Resolución N° 265/2018 fijando un incremento del 19,7%, en función del promedio simple entre el IPIM, el Índice del Costo de la Construcción y el Índice de Variación Salarial (provisorio a junio 2018), arguyendo que, según la RTI, bajo ciertas circunstancias y condiciones macroeconómicas y que la actualización semestral es un mecanismo de ajuste no automático, puede utilizar otros índices para la determinación del incremento tarifario.

Mediante la Resolución. ENARGAS N° 192/19, se determinó un aumento tarifario por variación de costos del 26,0% con vigencia desde abril de 2019. Dicho aumento se calculó en base a la variación semestral del IPIM para el período agosto 2018 – febrero 2019. Posteriormente, se difirió un 22% de las facturas emitidas entre julio y octubre de 2019, a recuperarse en cinco cuotas a partir de diciembre de 2019, mediante la Resolución N° 336/19 de la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía). Los usuarios residenciales podían optar por no acogerse a este beneficio.

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 (Ley N° 27.541) y normativa complementaria, se estableció que las tarifas 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 la facultad de iniciar una revisión extraordinaria de la RTI vigente.

Consecuentemente, TGS no ha recibido instrucciones del ENARGAS para la actualización semestral de la remuneración que, de acuerdo a la RTI, debió aplicarse el 1 de octubre de 2019, el 1 de abril y 1 de octubre de 2020. Por otro lado, el 17 de diciembre de 2020 se publicó el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 1020/20, iniciando la renegociación de la RTI, cuyo plazo no podría exceder los 2 años desde su publicación. Finalmente, el ENARGAS convocó a audiencia pública el 16 de marzo de 2021 para considerar el régimen tarifario de transición

Licitación pública para el gasoducto troncal litoral

La Resolución SGE N° 437/19 emitida el 30 de julio de 2019 convocó a licitación pública nacional e internacional para la adjudicación de una licencia de transporte de gas, que conecte la localidad de Tratayén en la provincia del Neuquén con la localidad de Salliqueló en la provincia de Buenos Aires (fase uno), y de ahí a la ciudad de San Nicolás de los Arroyos en la provincia de Buenos Aires (fase dos).

La nueva licencia preveía un RET (Régimen Especial Temporario) para los primeros 17 años de un total de 35 años de concesión para el repago de la construcción, y para el resto del período de la concesión regiría la Ley del Gas N° 24.076. Asimismo, el contrato de licencia cuenta con una oferta irrevocable de transporte por 10 millones de m³ por día a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), por el período de 15 años.

La fecha de apertura de los pliegos fue sucesivamente pospuesta y el 30 de diciembre de 2020 se publicó la Resolución N° 448/20 de la Secretaría de Energía, en la cual deroga dicha licitación e instruye a la Subsecretaría de Hidrocarburos a evaluar otras alternativas para la construcción de un nuevo gasoducto y/o ampliación de las capacidades de transporte.

Plan Hogar y Acuerdo Propano para Redes

Actualmente está en vigencia el programa de abastecimiento de butano para garrafas a precio subsidiado, creado por el Decreto N° 470/15 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional) y englobado bajo el Plan Hogar (Resolución N° 56/17 de la SRH (Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos) y modificatorias), estableciendo la provisión de un cupo definido de GLP a empresas fraccionadoras, bajo un precio máximo de referencia, a beneficio de usuarios residenciales de bajos recursos. El precio de venta del butano y el propano comercializado bajo el Plan Hogar es determinado por la SRH, fijado en AR$9.895/ton (tonelada) de butano y AR$9.656/ton para el propano desde el 1 de julio de 2019 (Disposiciones N° 104/19 de SHC (Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles)). Posteriormente, se actualizaron los precios en AR$10.885/ton para ambos productos desde el 19 de octubre de 2020 (Resolución N° 30/20 de SE (Secretaría de Energía)). En consecuencia, 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, el 30 de mayo de 2018 TGS celebró la decimosexta prórroga, fijándose una nueva metodología de determinación del precio y los volúmenes de propano a comercializarse bajo este programa para el período 1 de abril de 2018 – 31 de diciembre de 2019. El día 14 de enero de 2020 TGS recibió la instrucción de la SE de proceder con las entregas conforme a dicha prórroga. El 25 de agosto de 2020 TGS celebró la decimoséptima prórroga al Acuerdo Propano para Redes, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2020. Al 11 de marzo de 2021 no se ha prorrogado dicho programa.

Tanto para el Plan Hogar como para el Acuerdo Propano para Redes, 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 SRH, aunque con importantes atrasos en los plazos de cobranza.

Cargo para la financiación de la importación de gas natural

Con respecto a las Resoluciones I-1.982/11 y I-1.991/11 dictadas por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas), las cuales en su momento dispusieron el incremento de aproximadamente 700% al cargo para la financiación de la importación de gas natural (creado por el Decreto PEN N° 2.067/08), el 26 de marzo de 2019 TGS fue notificada de la sentencia en 1° instancia dictada a su favor para que se declare la inconstitucionalidad y nulidad de las normas mencionadas. El Estado Nacional apeló dicha sentencia el 29 de marzo de 2019, habiéndose concedido dicho recurso el 3 de abril de 2019, el que a la fecha no ha sido resuelto.

El 1 de diciembre de 2020, el tribunal interviniente resolvió, considerando lo decidido en la sentencia y atendiendo a las razones invocadas por TGS, prorrogar la vigencia de la medida cautelar dictada por seis meses más de trámite en dicho proceso ordinario y/o hasta que quede firme la sentencia dictada.

Derecho de exportación

Al igual que la exportación de hidrocarburos, desde septiembre de 2018 rigió un impuesto a la exportación de AR$4/US$ exportado para propano, butano y GLP, con alícuota máxima del 12% (Decretos PEN N° 793/18 y 865/18). La Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541) estableció que dicha alícuota sea menor o igual a 8% del valor imponible o del precio Free on Board a partir del 23 de diciembre de 2019. Sin embargo, hasta su reglamentación, se siguieron aplicando los Decretos PEN N° 793/18 y 865/18. Mediante el Decreto PEN N° 488/20 del 19 de mayo de 2020 se 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. A la fecha, dicha alícuota asciende a 8%.

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 por el término de 5 años a partir de marzo de 2017 (Resolución MEyM N° 49/17).

En noviembre de 2018 Pampa cerró la venta a ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. del 21% del capital social de OldelVal, manteniendo aún el 2,1% de participación accionaria en OldelVal.