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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 2021, dado que no hay información disponible para el año 2022 a la fecha de emisión de la Memoria 2022:
| Tipos de Energía | Millones de ton equivalente de petróleo | % |
| Gas Natural | 38,5 | 51,8% |
| Petróleo | 23,5 | 31,6% |
| Energía Hidráulica | 2,2 | 2,9% |
| Energía Nuclear | 2,8 | 3,8% |
| Carbón | 1,2 | 1,6% |
| Renovables | 1,4 | 1,9% |
| Otros | 4,7 | 6,3% |
| Total | 74,4 | 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 2022 la producción bruta total de gas natural fue de 133 millones de m3 por día, 7% más que en 2021, principalmente por el Plan Gas.Ar en Cuenca Neuquina (+11,1 millones de m3 por día) y una ligera suba en Cuenca Golfo San Jorge (+0,4 millones m3 por día), parcialmente compensadas por el declino en las Cuencas Austral y Noroeste (-3,0 millones de m3 por día).
Si bien la demanda total registró una suba del 2% interanual, nuevamente se registró un déficit de abastecimiento local 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 2022 se suministró desde Bolivia en promedio 11 millones de m3 por día (-18% vs. 2021) y GNL (gas natural licuado) vía marítima en los puertos de Escobar y Bahía Blanca por 6 millones de m3 por día (-35% vs. 2021). Por otro lado, la exportación de gas natural creció 121% con respecto a 2021, a un total de 5 millones de m3 por día, y representó el 2% del total de la producción local del 2022.
Según la última información anual publicada por la SE (Secretaría de Energía), al 31 de diciembre de 2021 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.620 mil millones de m3, 47% más que en 2020. El 26% correspondían a reservas comprobadas y el 72% del total era no convencional. Asimismo, el 61% del total de las reservas y recursos era no convencional.
Petróleo
En 2022 la producción total de petróleo subió un 13% vs. 2021 a 93 mil m3 por día, principalmente debido a la tendencia alcista de los precios internacionales de referencia. Asimismo, por segundo año consecutivo, en 2022 no se registró importación de petróleo. Por otro lado, la exportación de petróleo en 2022 ascendió a 17 mil m3 por día, un 44% superior al 2021. Dicho volumen representó el 18% del total de la producción local del 2022.
Al 31 de diciembre de 2021, las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaron 1.518 millones m3, un 82% de incremento con respecto a 2020. El 30% correspondían a reservas comprobadas, y el 60% se clasifica como no convencional.
El 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, introduce cambios vinculados con los plazos y prórrogas de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación, los cánones y las alícuotas de regalías e incorpora las figuras de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en la Plataforma Continental y Mar Territorial, y el régimen de promoción establecido bajo el Decreto Nº 929/13, entre otros aspectos.
| 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 y definida 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 podrán solicitar a la autoridad de aplicación una concesión no convencional en los siguientes términos:
|
| Plazos en los permisos y concesiones |
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):
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, si hubo buen cumplimiento de las obligaciones emergentes del permiso. Si al término del plazo básico, el titular del permiso ejerce el derecho de prórroga, la 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:
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 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 |
| 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. 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 al 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 al 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 compromisos no vinculantes entre el Estado Nacional y las provincias:
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, con 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. Durante la vigencia de la CENCH, las empresas titulares deben presentar anualmente planes de desarrollo continuo y compromisos de inversión que prevén realizar durante 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
Creado el 16 de noviembre del 2020, el Plan Gas.Ar busca promover la producción del gas natural argentino y administrar el impacto del costo del gas en las tarifas de la Demanda Prioritaria mediante la licitación de contratos de abastecimiento a largo plazo (Decreto de Necesidad y Urgencia N° 892/20). Los beneficiarios del Plan Gas No Convencional que optasen por participar del presente programa debían presentar su renuncia previamente. Originalmente, el plazo de los contratos eran de 4 años para la producción onshore, con un adicional de 4 años para la producción offshore, a contar desde enero de 2021. Posteriormente, el Decreto PEN N°730/22 del 4 de noviembre de 2022 extendió el plazo hasta el 31 de diciembre de 2028 para el volumen base de 70 millones de m3/día ya adjudicado en rondas 1 y 3. Los contratos se consignan entre productores como vendedores, y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico), distribuidores de gas y ENARSA (Energía Argentina S.A.) como compradores, 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 y ENARSA. Asimismo, se aplica un factor de ajuste al precio de adjudicación de 0,82 en el periodo estival (octubre – abril), y 1,25 en el período invernal (mayo – septiembre) para volumen base y 1,30 para volumen adicional. Los compradores CAMMESA y ENARSA 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 1, 2 y 3 En diciembre de 2020 se adjudicó la ronda 1 por un volumen base anual(1) de 67,4 millones de m3/día a US$3,5/MBTU, y un volumen adicional invernal de 3,6 millones de m3/día a US$4,7/MBTU (Resolución N°391/20 y 447/20). Pampa fue adjudicado por un volumen base anual de 4,9 millones de m3/día a US$3,6/MBTU y un volumen adicional invernal de 1,0 millón de m3/día a US$4,7/MBTU. El 8 de marzo de 2021 se adjudicó la ronda 2, con DoP diario creciente y ToP 75% trimestral, por volumen base invernal de 3,3 millones de m3/día a US$4,7/MBTU desde junio de 2021 (Resolución SE N° 169/21). Pampa fue adjudicado por 0,8 millones de m3/día a US$4,7/MBTU. El 10 de noviembre de 2021 se adjudicó la ronda 3 por un volumen base anual de 3 millones de m3/día a US$3,43/MBTU (Resolución SE N° 1091/21) desde mayo de 2022. Pampa fue adjudicado por 2 millones de m3/día a US$3,347/MBTU. Nota: (1) 49,0 millones de m3/día es de Cuenca Neuquina. El volumen base de la ronda 1 representa el 70% del compromiso total de producción (96,3 millones de m3/día), comercializando el 30% restante a precio de mercado. Rondas 4 y 5 En el marco del programa Transport.Ar, que incrementa la capacidad de transporte de gas, el 22 de diciembre de 2022 se adjudicaron las rondas 4 (Cuenca Neuquina) y 5 (Cuenca Austral) (Resolución SE N° 860/22). Las rondas 4.1 y 5.1 extendieron gran parte del volumen base anual hasta diciembre de 2028. Pampa logró extender ambas rondas con las condiciones originales (total de 6,9 millones de m3/día). La ronda 4.2 adjudicó nuevos volúmenes planos anuales y de pico invernales hasta diciembre de 2028. Los adjudicatarios pueden limitar hasta un 30% del volumen comprometido con ENARSA a clientes industriales y/o GNC, sujeto a la aprobación de SE. Pampa fue adjudicada en esta ronda por un volumen plano de 4,8 millones de m3/día a US$3,485/MBTU, con entrega a partir de julio de 2023. Finalmente, la ronda 5.2 adjudicó el volumen incremental invernal para el periodo 2023 – 2028. El cliente es CAMMESA, con 80% de DoP diario y ToP mensual. |
| Régimen de acceso a divisas para la producción incremental de hidrocarburos |
| El Decreto PEN N° 277/22 del 27 de mayo de 2022 creó, entre otras medidas, el régimen de acceso a divisas (Mercado Único y Libre de Cambios) para la producción incremental de petróleo y gas vs. 2021. El objetivo es promover e incrementar el valor agregado en la cadena de valor de la actividad hidrocarburífera. Se permitirá acceso al MULC para el pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residente y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.
Para el gas natural, el beneficio es el equivalente al 30% de la inyección incremental valuada al precio promedio ponderado de exportación del país de los últimos 12 meses, neto de derecho de exportación. Dicho precio no podrá ser inferior al precio promedio ponderado de adjudicación de Plan Gas.Ar, ni superior a dos veces ese mismo valor. En ambos casos, el porcentaje del beneficio se podrá incrementar según los supuestos previstos en sus respectivas normativas (por ejemplo, se considera la cobertura del mercado interno y si pudo contrarrestar el declino técnico). Asimismo, los beneficios podrán ser transferidos a proveedores directos, a terceros asociados y/o a operadores titulares de concesiones. El 9 de febrero de 2023 Pampa presentó la solicitud de adhesión en ambos regímenes y solicitó los beneficios sobre el tercer y cuarto trimestre del 2022. A la fecha, la SE no se ha expedido al respecto. |
| 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 ENARSA, este debe abonar el 100% del precio adjudicado en 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 en condición interrumpible para cubrir su consumo mensual. 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, CAMMESA continuó subastando con precio máximo equivalente al adjudicado en Plan Gas.Ar, y con cláusula de DoP del 30% para el resto a los precios máximos mencionados arriba. Sin embargo, el volumen involucrado no es significativo |
| Exportación de gas natural |
| El 27 de abril de 2021 se reglamentó un nuevo procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural (Resolución SE N° 360/21). El mismo contemplaba exportaciones en condición firme y preferencial para los adjudicatarios del Plan Gas.Ar durante el periodo estival, extensivo al periodo invernal cuando haya oferta excedente en una cuenca determinada y aprobación previa de la autoridad aplicable.
Mediante el Decreto PEN N° 730/22 del 4 de noviembre de 2022, se permite la exportación en condición firme aún en periodo invernal, priorizando aquellos productores con precios más competitivos y/o que aporten mayor volumen bajo Plan Gas.Ar, primando en todo caso el abastecimiento interno. Por ende, el 16 de noviembre de 2022 se emite la Resolución SE N° 774/22, en reemplazo de la Res. SE N° 360/21, estableciendo, entre otras medidas, que: (i) ningún productor podrá exportar más del 30% del volumen autorizado a exportar por cuenca o más del 50% del compromiso bajo Plan Gas.Ar; (ii) existen cupos por cuenca para la exportación firme, asignados por mayor volumen (45%) y precio (55%) ofertado; (iii) el volumen exportado será deducible del compromiso bajo Plan Gas.Ar solo en periodo estival; y (iv) el precio mínimo será el mayor entre un porcentaje del Brent determinado por la autoridad de aplicación y el precio de Plan Gas.Ar con factor de ajuste. Para el periodo estival, los cupos son 9 millones de m3/día en Cuenca Neuquina y 2 millones de m3/día en Cuenca Austral durante octubre 2023 – abril 2024. Se priorizará a los productores bajo Plan Gas.Ar para la asignación de los primeros 4 millones de m3/día en Cuenca Neuquina y 2 millones de m3/día en Cuenca Austral en los periodos octubre 2023 – abril 2024 y octubre – diciembre de 2024. Para el periodo invernal, se fijó un cupo de 3 millones de m3/día en Cuenca Neuquina durante mayo – junio 2023, a prorratear entre los adjudicatarios de la ronda 4.2. Adicionalmente, se podrá otorgar 3 millones de m3/día en Cuenca Neuquina desde julio de 2023, pero en condición interrumpible. Pampa tiene permiso para exportar gas a Chile en condición firme por un volumen máximo de 1,5 millones de m3/día (oct-21 – abr-22), 1,22 millones de m3/día (ene-22 – abr-22), 1,5 millones de m3/día (1-oct-22 – 1-may-23) y 1,31 millones de m3/día (1-may-23 – 1-jul-23). Además, se exporta en condición interrumpible y/o spot a Chile, Brasil y Uruguay, siempre y cuando esté permitida por la autoridad aplicable. Cabe aclarar que desde mayo de 2020 rige un impuesto a la exportación de gas natural. 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, 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 2022, dicha alícuota se mantuvo en 8%. |
| Gas natural para GNC (gas natural comprimido) |
| Al derogar la Resolución MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería) N°80/17, el programa Plan Gas.Ar no garantiza la provisión del gas natural para GNC. 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, actualmente las refinadoras locales validan 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 2022, dicha alícuota se mantuvo en 8%.
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 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 (Revisión Tarifaria Integral), cuyo plazo no podría exceder los 2 años desde su publicación, prorrogado por un año mediante el Decreto PEN N° 815/22 del 6 de diciembre de 2022.
Mediante el Decreto PEN N° 91/22 y la Resolución ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) N° 60/22 de febrero de 2022, se otorgó la adecuación transitoria del 60% sobre los cuadros tarifarios de abril de 2019, vigente desde marzo de 2022. Entre otras condiciones, el otorgamiento de dicha adecuación no estableció un plan obligatorio de inversiones y determinó la prohibición de distribuir dividendos y cancelar en forma anticipada deudas financieras y comerciales contraídas con accionistas, adquirir otras empresas u otorgar créditos.
Finalmente, el 4 de enero de 2023 tuvo lugar la audiencia pública, solicitando un incremento del 135% sobre los cuadros tarifarios de marzo de 2022 desde febrero de 2023, y a la fecha, se encuentra a la espera de una respuesta por parte del ENARGAS.
Gasoducto Presidente Néstor Kirchner
Mediante la Resolución N° 67/22 del 7 de febrero de 2022, la SE (Secretaría de Energía) creó el programa Transport.Ar Producción Nacional, declarando de interés público nacional la construcción del gasoducto Presidente Néstor Kirchner y sus obras complementarias como proyecto estratégico.
Asimismo, el Decreto PEN N° 76/22 del 11 de febrero de 2022 otorgó la concesión de este gasoducto por el plazo de 35 años a ENARSA (Energía Argentina S.A.) y creó el fideicomiso FONDESGAS (Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino), siendo ENARSA fiduciante y beneficiario, y BICE (Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A.) como fiduciario.
La Etapa I conectará la localidad de Tratayén, provincia del Neuquén, con la ciudad de Salliqueló, provincia de Buenos Aires, aportando una capacidad inicial de transporte de 11 millones de m3/día, a ampliarse a 21 millones de m3/día con obras complementarias. Asimismo, la Etapa II conectará la ciudad de Salliqueló con la ciudad de San Jerónimo, provincia de Santa Fe, incrementando a 44 millones de m3/día.
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.
Para garantizar el abastecimiento a usuarios residenciales de bajos recursos, el Programa Hogar establece la provisión de un cupo definido de GLP a empresas fraccionadoras a un precio máximo de referencia. A continuación, el precio máximo de referencia para los productores del butano y el propano comercializado bajo este programa:
| Periodo | AR$/ton | Resolución SE N° | Periodo | AR$/ton | Resolución SE N° | |
| Hasta 21-abr-22 | 12.626,60 | 249/21 | Sep-22 – nov-22 | 18.375,49 | 609/22 | |
| Hasta 30-jun-22 | 15.152,00 | 270/22 | Dic-22 | 26.800,80 | 861/22 | |
| Jul-22 | 16.667,11 | 609/22 | Ene-23 | 29.481,00 | 15/23 | |
| Ago-22 | 17.500,47 | 609/22 | Desde feb-23 | 32.429,00 | 62/23 |
Asimismo, el 25 de agosto de 2021, mediante Res. 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 – diciembre de 2022 por la venta de GLP destinado al Programa Hogar. Dadas las circunstancias, la participación en este programa obliga a TGS 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 23 de junio de 2022 TGS celebró la 19ª. prórroga a dicho acuerdo, con vigencia hasta el 31 de diciembre 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$60/bbl. Durante el 2022, dicha alícuota se mantuvo en 8%.
En junio de 2016, OldelVal (Oleoductos del Valle S.A.) solicitó la RTI (Revisión Tarifaria Integral) al MEyM (ex Ministerio de Energía y Minería), para adecuar las tarifas para un plan de mantenimiento e inversiones que asegure la integridad, eficiencia y confiabilidad de las instalaciones y del servicio de transporte. En consecuencia, con fecha 10 de marzo de 2017 se publicó el nuevo cuadro tarifario en US$, con un aumento promedio de 34%, vigente a partir de marzo de 2017 (Resolución MEyM N° 49/17).
El 14 de septiembre de 2022, mediante la Resolución SE (Secretaría de Energía) N° 643/22 se otorgó la prórroga de la concesión del transporte de los oleoductos troncales de acceso a Allen y el oleoducto Allen-Puerto Rosales y su respectiva ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández por el plazo de 10 años a partir del 14 de noviembre de 2027, por lo que el plazo de la concesión será vigente hasta el 14 de noviembre de 2037.
Por otro lado, durante 2022 OldelVal realizó un concurso para la adjudicación y contratación del servicio de transporte firme para el tramo del oleoducto Allen-Puerto Rosales correspondiente al Proyecto Duplicar, por un total de 50.000 m3/día mediante la suscripción de contratos, con vigencia hasta la finalización de la concesión. Pampa fue adjudicada por 1.002 m3/día.