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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 2018, dado que no hay información disponible para el año 2019 a la fecha de emisión de la Memoria 2019:
| Tipos de Energía | Millones de ton equivalente de petróleo | % |
| Gas Natural | 40,2 | 53,2% |
| Petróleo | 23,4 | 31,0% |
| Energía Hidráulica | 3,5 | 4,6% |
| Energía Nuclear | 1,8 | 2,5% |
| Carbón | 1,2 | 1,6% |
| Renovables | 0,3 | 0,3% |
| Otros | 5,1 | 6,7% |
| Total | 75,5 | 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 2019 la producción bruta total de gas natural fue de 135 millones de metros cúbicos (m3) por día, un 5% mayor respecto de los volúmenes producidos en 2018. Esta variación responde principalmente al continuo crecimiento de la producción en la Cuenca Neuquina (+6 millones de m3 por día), y en menor medida en la Cuenca Austral (+1 millones de m3 por día), asociado al desarrollo de reservas de gas no convencional, parcialmente compensados por declinaciones en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste.
Sin embargo, la oferta local no pudo satisfacer la demanda, tendencia dominante desde el año 2003, por lo que el Gobierno Nacional incurrió en la importación de gas natural, siendo en 2019 el suministro desde Bolivia en promedio de 14 millones de m3 por día, un 15% inferior al volumen registrado en 2018. En el mismo sentido, la importación de gas natural licuado (GNL) vía marítima e inyectada en el sistema nacional de transporte de gas natural en el puerto de Escobar, ubicado en la Provincia de Buenos Aires, registró un aporte promedio de 5 millones de m3 por día en 2019, un 52% inferior al registrado en el año 2018. Asimismo, en el año 2019 no se registró importación proveniente de GNL regasificado en Chile, mientras que en el año 2018 totalizó un volumen de 0,6 millones de m3 por día. La menor importación se debe principalmente a la caída en la demanda doméstica producto de la recesión económica, y a la mayor producción local de gas no convencional como consecuencia del incentivo Plan Gas a ciertos bloques.
Según la última información anual publicada por la SGE, al 31 de diciembre de 2018 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.130.799 millones de m3, de las cuales el 33% 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 crecimiento del 7%, en particular los recursos aumentaron un 11%, totalizando 399.584 millones de m3.
Petróleo
En el 2019, la producción total de petróleo fue de 81 miles de m3 por día, un 4% mayor respecto de los volúmenes producidos en 2018 de 78 miles de m3 por día, revirtiendo desde 2018 la tendencia negativa en la producción de petróleo durante dieciséis años en Argentina.
Según la última información anual publicada por la SGE, en 2019 no se registró importación de petróleo, mientras que en el año 2018 se importaron 1,2 mil m3 por día. Por otro lado, la exportación de petróleo durante 2019 ascendió a 10,4 mil m3 por día, un 6% superior respecto del 2018. Asimismo, dicho volumen representó el 13% del total de la producción local del 2019. El aumento en la producción local y la balanza comercial favorable de petróleo responde principalmente a la mayor producción no convencional, incentivada por la suba de los precios internacionales.
Al 31 de diciembre de 2018, las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaron 799.402 miles de m3, de las cuales el 48% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 27% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación interanual, las reservas y recursos totales experimentaron un incremento del 16%. Asimismo, en cuanto a los recursos, totalizaron 169.501 miles de m3, en niveles similares al 31 de diciembre de 2017.
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.
Se elimina la restricción a la titularidad de más de cinco permisos de exploración y/o concesiones de explotación de manera simultánea, ya sea en forma directa o indirecta.
Prórroga de Concesiones
La Ley Nº 27.007 faculta a las provincias que ya hubieren iniciado el proceso de prórroga de concesiones, a contar con un plazo de 90 días para concluir dicho proceso sobre la base de las condiciones establecidas por cada una de ellas. Las prórrogas subsiguientes serán regidas a futuro por la Ley de Hidrocarburos Argentina.
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 actualizó 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, sobre la base de las variaciones que registre el precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno. A continuación, se detallan los valores actualizados para cada canon y regalías.
Canon de Exploración
El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado (km2) o fracción, conforme a la siguiente escala:
- Primer período: AR$250 por km2 o fracción;
- Segundo período: AR$1.000 por km2 o fracción; y
- Prórroga: durante el primer año de prórroga AR$17.500 por km2 o fracción, incrementándose dicho monto en un 25% anual acumulativo.
En este caso, se mantiene el mecanismo de compensación: el importe que el titular del permiso de exploración deba abonar por el segundo período del plazo básico y por el período de prórroga podrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente realizadas en la exploración dentro del área, hasta la concurrencia de un canon mínimo equivalente al 10% del canon que corresponda en función del período por km2 que será abonado en todos los casos.
Canon de Explotación
El titular de un permiso de explotación pagará anualmente y por adelantado un canon de AR$4.500 por km2 o fracción.
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.
El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme el valor del petróleo crudo en boca de pozo, menos el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su valor comercial. El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable. Se mantiene la posibilidad de reducir la regalía hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.
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 de la fecha de vigencia de la Ley Nº 27.007.
Finalmente, se contempla la posibilidad de que, previa aprobación de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas, se reduzcan las regalías al 50% para proyectos de producción terciaria, petróleos extra pesados y costa afuera, debido a su productividad, ubicación y demás características técnicas y económicas desfavorables.
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 hasta ahora se otorgaban por 35 años, serán 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 destinada a la explotación de hidrocarburos, y la figura de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos.
La Ley Nº 27.007 extiende 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 a tales titulares e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que presenten dichos proyectos de inversión gozarán, a partir del tercer año desde la ejecución de sus respectivos proyectos:
i. Del 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; y
ii. De 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 los derechos de exportación 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. El primero 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. El segundo 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.
| Programas de Estímulo al Incremento de la Producción Doméstica del Gas Natural |
| Plan Gas
En febrero de 2013 se publicó la Resolución (Res.) Nº 1/13 en la cual estableció el Plan Gas por una vigencia de cinco años, con el objetivo de compensar proyectos que contribuyan al abastecimiento nacional de gas. El Estado Nacional se comprometió a abonar mensualmente una compensación que resultaba de: i. La diferencia que existía entre el precio de la Inyección Excedente (US$7,5/millón de BTU (MBTU)) y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Excedente; más ii. La diferencia que existía entre el Precio Base y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Base Ajustada. Petrolera Pampa S.A. (PEPASA), posteriormente fusionada en Pampa, se suscribió dentro del Plan Gas en agosto de 2013, con vigencia retroactiva a marzo de 2013 hasta diciembre de 2017. En relación a la compensación devengada en el ejercicio 2017, se recibió en abril de 2019 el Bono Plan Gas Natural. En noviembre de 2013, mediante la Res. N° 60/13, la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas incluyó a más compañías beneficiarias del Plan Gas. Petrobras Argentina, posteriormente fusionada en Pampa, se suscribió el 30 de enero de 2015, con vigencia hasta el 30 de junio de 2018. En relación a las compensaciones devengadas en el ejercicio 2017, se recibió el Bono Plan Gas Natural en julio de 2019, mientras que lo correspondiente al primer semestre del 2018, se percibió en efectivo en abril de 2019.
Plan Gas No Convencional El 6 de marzo de 2017 se publicó la Res. N° 46/17 del ex Ministerio de Energía y Minería (MEyM), por la cual se creó el Programa de Estímulo con objetivo de incentivar las inversiones para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales en la Cuenca Neuquina, con vigencia desde su publicación hasta el 31 de diciembre de 2021. Se preveía un mecanismo de compensación por el volumen de gas no convencional –tight o shale– producido en Cuenca Neuquina, calculado a partir de un precio mínimo asegurado y el precio promedio total ponderado por volumen de ventas al mercado interno de cada empresa, incluyendo gas de origen convencional y no convencional. El precio mínimo está fijado en US$7,5/MBTU para el año calendario 2018, disminuyéndose en US$0,5/MBTU por año hasta alcanzar US$6,0/MBTU para el año calendario 2021. Posteriormente, el 2 de noviembre de 2017 se publicó la Res. MEyM N° 419/17 que modificó las bases y condiciones, clasificando proyectos entre pilotos y en desarrollo, ésta última con una producción inicial de gas no convencional entre julio de 2016 y junio de 2017 mayor o igual a 500.000 metros cúbicos (m3) por día. Los proyectos pilotos podían obtener el precio mínimo para la totalidad de su producción no convencional, siempre y cuando tengan una producción media anual igual o superior a 500.000 m3 por día durante 12 meses antes del 31 de diciembre de 2019. Para proyectos en desarrollo, sólo se beneficia la cantidad incremental sobre la producción inicial definida. El precio de referencia para calcular el incentivo era el promedio ponderado del mercado argentino, informado por la Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos (SRH) del MEyM. Asimismo, era condición para el mantenimiento en el programa el cumplimiento del plan de inversiones informado a la autoridad provincial, de lo contrario debían devolver los montos recibidos, ajustados por tasa de interés del Banco de la Nación Argentina (BNA). El 17 de noviembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial (BO) la Res. MEyM N° 447/17, la cual extiende la aplicación del Plan Gas No Convencional a la Cuenca Austral. Adicionalmente, el 20 de enero de 2018 se emitió la Res. MEyM N° 12/18, por medio del cual se efectuaron las modificaciones pertinentes al Plan Gas No Convencional a los efectos de hacer aplicables los incentivos allí previstos a las concesiones adyacentes que sean operadas de manera unificada y cumplan con las demás condiciones. Pampa solicitó reiteradamente ante la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) la inclusión en este programa de las áreas Río Neuquén, El Mangrullo y Sierre Chata, previamente aprobados por la autoridad de aplicación provincial. Sin embargo, el 30 de enero de 2019 la SGE informó a los productores de gas afectados por el Plan Gas No Convencional, incluida la Sociedad, que no se aprobarían nuevos proyectos dentro del Plan Gas No Convencional. |
| Gas Natural para el Segmento Residencial y Gas Natural Comprimido (GNC) |
| Demanda Prioritaria y Comité Ejecutivo de Emergencia (CEE)
A través de la Res. N° 599 del 2007, se homologó el acuerdo entre el Gobierno Nacional y los productores de gas natural, conocido como Acuerdo de Productores, cuyos objetivos principales fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los segmentos del mercado. El último compromiso de abastecimiento residencial venció en diciembre 2011. En octubre de 2010, a través de la Res. I-1410 del ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas), se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la Demanda Prioritaria, con volúmenes por encima de lo acordado en la Res. N° 599/07 de la Secretaría de Energía (SE). Asimismo, en diciembre de 2011, se extendió temporalmente y unilateralmente las bases del Acuerdo de Productores, y así permitió al ENARGAS continuar utilizando las participaciones de los productores de gas establecidas en el acuerdo precedente (Res. SE N° 172/11). En junio de 2016 se publicó en el BO la Res. MEyM N° 89/16, la cual estableció los criterios para la normalización de la contratación de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para el abastecimiento de la Demanda Prioritaria por parte de las prestadoras del servicio de distribución. Adicionalmente, se definieron criterios para asegurar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria mediante el CEE, ante emergencias operativas que puedan afectar su operación normal. Finalmente, en junio de 2017 se emitió la Res. ENARGAS N° 4502/17, aprobando el procedimiento para la administración del despacho en el CEE. En caso que el CEE no llegue a un acuerdo, el ENARGAS define el abastecimiento requerido considerando las cantidades disponibles de cada productor, descontando lo previamente contratado para abastecer la Demanda Prioritaria, asignando progresivamente hasta igualar la proporcionalidad de cada productor/importador sobre la Demanda Prioritaria.
Precio del Gas Natural en el PIST A principios de enero 2018 finalizó el período de prórroga fijado en la Ley N° 27.200 respecto a la emergencia pública iniciado en 2002, y se reactivó la Ley N° 24.076, la cual prevé que el precio de suministro de gas natural debe ser aquel que se determine por la libre interacción de la oferta y la demanda. Por lo tanto, las distribuidoras de gas natural firmaron un acuerdo con los principales productores de gas natural del país, entre ellos, Pampa, con vigencia por año desde el 1 de enero de 2018. Los precios se diferenciaban por cuenca de origen, categoría de usuario y tarifa plena o diferencial, con aumentos periódicos, y se encontraban en un rango de US$1/MBTU a US$6,5/MBTU. Sin embargo, en virtud de la devaluación en gran magnitud que sufrió el AR$ y la imposibilidad de traspasar su impacto a los cuadros tarifarios de los usuarios finales, a principios de octubre de 2018 dicho acuerdo quedó sin efecto y la concertación de precios con las distribuidoras se rigió en el rango de precios reconocido por el ENARGAS en los cuadros tarifarios. No obstante, en relación a la discrepancia por diferencia de cambio entre el precio de compra de gas por parte de las distribuidoras y el reconocido en las tarifas finales, el 15 de noviembre de 2018 se emitió el Decreto N° 1053/18 del Poder Ejecutivo Nacional (PEN), en la cual se estableció de manera excepcional que el Estado Nacional asuma dicha diferencia para el período abril de 2018 – marzo de 2019, pagadero en 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir de octubre de 2019. A mediados de febrero de 2019, se subastó la provisión de gas natural para distribuidoras de gas en condición firme de take or pay (ToP) y deliver or pay (DoP) por hasta el 70% del volumen máximo diario, para el plazo de 12 meses con estacionalidad, con vigencia a partir de abril de 2019. Para la Cuenca Noroeste, se asignaron 9,4 y 3,8 millones de m3 por día para el invierno (abril – septiembre de 2019) y verano (octubre de 2019 – abril de 2020), respectivamente, a un precio promedio de ofertas de US$4,35/MBTU. Para el resto de las cuencas, se asignaron 36,1 y 14,4 millones de m3 por día para el invierno y verano, respectivamente, a un precio promedio de ofertas de US$4,62/MBTU. Pampa participó y fue adjudicada. La facturación de productores a distribuidoras sería en AR$, de acuerdo a la Res. ENARGAS N° 72/19, considerando el tipo de cambio promedio divisas del BNA entre el día 1 y 15 del mes inmediato anterior al inicio de cada período estacional o los tipos de cambio contenidos en los contratos si fueran más bajas. Sin embargo, la actualización al tipo de cambio que debió realizarse el 1 de octubre de 2019 aplicable para el período estacional de verano octubre 2019 a abril 2020, fue diferido en sucesivas ocasiones. Con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), el congelamiento del tipo de cambio quedó sujeto a un plazo máximo de hasta 180 días. Mediante las Res. ENARGAS N° 193-199, 201-202 y 205-207 /19, se establecieron los cuadros tarifarios de gas vigentes desde abril de 2019, considerando un precio del gas en el PIST como materia prima para los siguientes 6 meses entre US$2,14/MBTU y US$4,69/MBTU, incluyendo la tarifa diferencial(1). Posteriormente, se establecieron bonificaciones del 27% y 12% en el precio del gas en el PIST para abril y mayo de 2019, respectivamente, por medio de subsidios, y con el objetivo de suavizar la erogación monetaria por el consumo estacional, se aprobó el diferimiento del 22% en las facturas emitidas entre julio y octubre de 2019, a recuperarse en cinco cuotas a partir de diciembre de 2019. La actualización de los cuadros tarifarios correspondientes a octubre de 2019 fue diferida hasta el 1 de febrero de 2020 mediante las Res. SGE N° 521, 751 y 791 /19, y con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad, desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que las tarifas bajo jurisdicción federal se mantendrían sin cambios e iniciarían un proceso de revisión extraordinaria de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) por hasta 180 días. Nota: (1) Los cuadros tarifarios contemplan un tipo de cambio de AR$41,003/US$. |
| Gas Natural para la Generación Eléctrica |
| En noviembre de 2018 se facultó a las centrales térmicas a adquirir su propio combustible. Pampa optó por ejercer el autoabastecimiento para el despacho de sus unidades térmicas, destinando una significativa porción de su producción de gas. En enero de 2019 se continuaron utilizando como referencia los precios máximos del gas en el PIST establecidos en la Nota SGE N° 66680075/18: para el período junio – agosto de 2019 se fijó en US$4,95/MBTU para la Cuenca Neuquina, US$5,15/MBTU Cuenca Noroeste, US$5,10/MBTU Cuenca Golfo San Jorge, US$4,90/MBTU Cuenca Santa Cruz Sur y US$4,85/MBTU Cuenca Tierra del Fuego; mientras que para el resto del año se fijaron en US$3,70/MBTU Cuenca Neuquina, US$3,60/MBTU Cuenca Noroeste, US$3,55/MBTU Cuenca Golfo San Jorge, US$3,35/MBTU Cuenca Santa Cruz Sur y US$3,30/MBTU Cuenca Tierra del Fuego.
Por otro lado, con el objetivo que el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) asuma los costos del gas importado y, en consecuencia, reflejarlo en los costos variables por los que se basa el despacho eléctrico, con fecha 4 de octubre de 2018 se emitió la Res. SGE N° 25/18, estableciendo que en el caso de que el proveedor sea IEASA (Integración Energética Argentina S.A.), CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) debe adoptar el costo de adquisición y comercialización, con vigencia a partir del 1 de octubre de 2018. El 27 de diciembre de 2018 se licitó el gas para usinas, efectivo para el año 2019, en el cual Pampa participó. La subasta de CAMMESA recibió indicaciones de precio por un total de 222 millones de m3 de gas por día en condición interrumpible, a precios en el PIST estacional con máximo de US$5,2/MBTU y mínimo de US$3,2/MBTU para el período junio – agosto de 2019, y con máximo de US$3,7/MBTU y mínimo de US$2,2/MBTU para el resto del año. Dicha subasta consideró los precios máximos estacionales PIST de referencia estipulados en la Nota SGE N° 66680075/18 descriptos en el párrafo precedente. Sin embargo, mediante la Nota SGE N° 07973690/19 se instruyó a CAMMESA a reconocer en los Costos Variables de Producción (CVP) declarados a partir del 18 de febrero de 2019 el precio máximo de gas equivalente al promedio ponderado por cuenca que hubiera resultado en caso de que la totalidad del combustible se hubiera adquirido por los contratos surgidos en la subasta de CAMMESA para el año 2019. Por ende, los precios de referencia del gas en el PIST disminuyeron significativamente, fijado para la Cuenca Neuquina en rangos cercanos a US$3,70/MBTU durante los meses de junio a agosto de 2019, y de US$2,70/MBTU para el resto del año. Para el consumo de 2020, hasta la fecha CAMMESA realizó sucesivas subastas de cobertura mensual. El 27 de diciembre de 2019 licitó gas para enero de 2020, recibiendo ofertas por un total de 260 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$1,73/MBTU en Cuenca Neuquina. No obstante, el 29 de enero de 2020 se licitó el gas para el mes de febrero de 2020, pero en condición parcialmente firme, donde el productor se obliga a entregar un volumen mínimo igual al 30% (DoP). Se recibieron ofertas por un total de 84 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$2,59/MBTU para la Cuenca Neuquina. CAMMESA replicó esta metodología para la licitación de marzo de 2020, recibiendo ofertas por un total de 78 millones de m3 de gas por día a un precio promedio en el PIST de US$2,42/MBTU para la Cuenca Neuquina. Asimismo, desde el 30 de diciembre de 2019 la provisión de combustible para usinas quedó nuevamente centralizada en CAMMESA (excepto generadores pertenecientes al Programa de Energía Plus). |
| Exportación de Gas Natural |
| Mediante las Res. N° 104/18 del ex Ministerio de Energía (MinEn) y SGE N° 9/18, posteriormente sustituidas por la Res. SGE N° 417/19 en julio de 2019, se estableció el procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural, siendo condición en todo caso la seguridad de abastecimiento del mercado interno argentino. En el caso de los proyectos incluidos en el Plan Gas No Convencional, el volumen exportado no califica para dicho incentivo. En ese sentido, en diciembre de 2018 y enero de 2019 Pampa fue autorizado mediante las Res. SGE N° 252/18 y 12/19 para exportar gas natural de carácter interrumpible a Chile y Uruguay, respectivamente.
Asimismo, la Disposición N° 168/19 de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles (SHC) de agosto de 2019 aprobó la exportación de gas desde septiembre de 2019 hasta mayo de 2020, por un volumen máximo agregado de 10 millones de m3/día, siendo el 65% del centro-oeste, 25% del sur y 10% del noroeste argentino. En ese sentido, Pampa obtuvo el permiso para exportar gas en condición firme desde su producción en la Cuenca Neuquina a Refinerías ENAP en Chile. Ante el eventual incurrimiento de mayores costos a cargo del Estado Nacional por uso de combustibles alternativos para generar electricidad por parte del MEM (gas natural licuado (GNL) importado, carbón, fuel oil o gas oil), los exportadores deben pagar una compensación a CAMMESA. Mediante la Res. SGE N° 506/19 emitida el 29 de agosto de 2019, se fijó un mínimo de US$0,1/MBTU y un máximo de US$0,2/MBTU por el volumen exportado, pudiendo ser compensado con créditos de cada exportador con CAMMESA por la venta de gas en el mercado doméstico. Dicha compensación se incluiría en el costo de la energía en el MEM. Finalmente, producto de los Decretos PEN N° 793 y 865/18, desde septiembre de 2018 rige un impuesto a la exportación de gas de AR$4 por cada US$ exportado, con alícuota máxima del 12%, y posteriormente modificada mediante la Ley de Solidaridad, en la cual desde el 23 de diciembre de 2019 se estableció que no podrá superar el 8% del valor imponible o del precio FOB (Free on Board) (pendiente de reglamentación). |
Comercialización de Crudo en el Mercado Interno
En enero de 2017 el Estado Nacional firmó con los productores y refinadores de petróleo crudo de Argentina el Acuerdo para la Transición a Precio Internacional de la Industria Hidrocarburífera Argentina, con el objetivo de generar convergencia gradual del precio del barril del crudo comercializado en Argentina al precio internacional. Dicho acuerdo fue suspendido en octubre de 2017, dado que la cotización para el petróleo crudo Brent superó durante 10 días consecutivos el valor de US$55/barril (bbl), y desde entonces el precio interno del barril de crudo como materia prima de refinación y los precios del surtidor estuvieron determinados en función de la oferta y demanda doméstica.
Sin embargo, tras la volatilidad del tipo de cambio experimentada en agosto de 2019, el 16 de agosto de 2019 se emitió el Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) N° 566/19, fijando el precio del barril convenido entre productor y refinador en el mercado local al día 9 de agosto de 2019, válido hasta el 13 de noviembre de 2019, considerando un precio de referencia Brent de US$59/bbl y un tipo de cambio de AR$45,19/US$, que fue actualizándose hasta AR$51,77/US$.
Derecho a la Exportación de Hidrocarburos Líquidos
Desde septiembre de 2018 por Decretos N° 793 y 865/18 del Poder Ejecutivo Nacional, rige un impuesto a la exportación de petróleo de AR$4/US$ exportado, con alícuota máxima del 12%. Sin embargo, la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541) estableció que dicha alícuota (pendiente de implementación) sea menor o igual a 8% del valor imponible.
Revisión Tarifaria Integral (RTI)
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 enero de 2018, 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 Cargo de Acceso y Uso (CAU).
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 ex Ministerio de Energía y Minería (MEyM) emitió la Resolución (Res.) 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 Res. 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 (CSJN) estableció la obligatoriedad de la audiencia pública para la fijación de tarifas y precios sin la intervención del mercado y la nulidad de las Res. 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 (Res. N° 4054/16).
En diciembre de 2016 se celebró la audiencia pública requerida por el proceso de RTI. El 30 de marzo de 2017, mediante la Res. 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 Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) 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 Res. 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 Res. 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 Poder Ejecutivo Nacional (PEN)), 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 Res. N° 310/18 que aprobó, con vigencia a partir del 1 de abril de 2018, la última cuota del incremento tarifario contemplado en la Res. 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, pero el 27 de septiembre de 2018 el ENARGAS emitió la Res. 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). El ente regulador argumentó que, según la RTI, bajo ciertas circunstancias y condiciones macroeconómicas como la significativa devaluación ocurrida en abril de 2018 y considerando que la actualización semestral es un mecanismo de ajuste no automático, puede utilizar otros índices distintos al IPIM para la determinación del incremento tarifario.
Mediante la Res. 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 Res. N° 336/19 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía.
En relación a la actualización semestral que según RTI debió aplicarse desde el 1 de octubre de 2019, fue diferido en sucesivas regulaciones. Finalmente, el aumento tarifario quedó suspendido por un plazo máximo de hasta 180 días desde la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), 23 de diciembre de 2019. Asimismo, la Ley contempla la posibilidad de realizar una revisión de la RTI, por un plazo de hasta 180 días.
Licitación Pública para el Gasoducto Troncal Litoral
Mediante la Res. SGE N° 437/19 emitida el 30 de julio de 2019, se 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 prevé un Régimen Especial Temporario (RET) 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 regirá la Ley del Gas N° 24.076. Asimismo, el contrato de licencia cuenta con una oferta irrevocable de transporte por 10 millones de metros cúbicos (m3) por día a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.), por el período de 15 años.
La fecha de apertura de los pliegos fue sucesivamente pospuesta hasta el 31 de marzo de 2020. A la fecha de emisión de la Memoria 2019 de Pampa, a pesar que el nuevo Gobierno no ha efectuado manifestaciones al respecto del proyecto, TGS (Transportadora de Gas del Sur S.A.) se encuentra analizando el pliego y su participación.
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 Poder Ejecutivo Nacional (PEN) y englobado bajo el Plan Hogar (Resolución (Res.) N° 56/17 de la Subsecretaróa de Recursos Hidrocarburiferos (SRH) y modificatorias), estableciendo la provisión de un cupo definido de GLP por parte de los productores 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, fijando el precio en AR$5.416/tonelada (ton) de butano y AR$5.502/ton para el propano desde abril de 2018 (Disposición N° 5/18). Posteriormente, se actualizaron los precios en AR$9.154/ton de butano y AR$9.042/ton para el propano desde el 1 de febrero de 2019 (Res. N° 15/19 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía), en AR$9.327/ton de butano y AR$9.213/ton para el propano desde el 10 de mayo de 2019 (Disposiciones N° 34/19 de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles (SHC)), y en AR$9.895/ton de butano y AR$9.656/ton para el propano desde el 1 de julio de 2019 (Disposiciones SHC N° 104/19). 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 (Acuerdo Propano para Redes), un conjunto de resoluciones que regulan el precio del propano. El 30 de mayo de 2018 TGS celebró la decimosexta prórroga, fijándose una nueva metodología de determinación del precio y los volúmenes a comercializarse bajo este programa para el período 1 de abril de 2018 – 31 de diciembre de 2019. A la fecha de emisión de la Memoria 2019 de Pampa, no se ha prorrogado dicho programa. Sin perjuicio de ello, el día 14 de enero de 2020 TGS recibió la instrucción emitida por parte de la Secretaría de Energía (SE) de proceder con las entregas de propano conforme las condiciones de la decimosexta prórroga del Acuerdo Propano para Redes, indicando también que esa dependencia se encuentra abocada a las tareas tendientes a extender la vigencia del Acuerdo al menos hasta el 30 de junio de 2020.
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 Res. 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 29 de octubre de 2019, el juez 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
Mediante los Decretos PEN N° 793 y 865/18, desde septiembre de 2018 rige un impuesto a la exportación de, entre otros productos, gas natural, propano, butano y gasolina natural de AR$4 por cada US$ exportado, con alícuota máxima del 12%. No obstante, desde el 23 de diciembre de 2019 con la implementación de la Ley de Solidaridad (Ley N° 27.541), la alícuota no podrá superar el 8% del valor imponible o del precio FOB (Free on Board) (pendiente de reglamentación).
En el mes de junio de 2016, se solicitó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) al ex Ministerio de Energía y Minería (MEyM), ya que las tarifas resultaban insuficientes para llevar a cabo un plan de mantenimiento e inversiones que permita asegurar la integridad de las instalaciones, minimizar las mermas, prevenir y detectar ilícitos y mejorar la eficiencia energética, tendientes a lograr una evolución en términos de confiabilidad y eficiencia 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 del 21% del capital social de OldelVal (Oleoductos del Valle S.A.), manteniendo aún el 2,1% de participación accionaria en OldelVal.