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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 2022, dado que no hay información disponible para el año 2023 a la fecha de emisión de la Memoria 2023:
| Tipos de Energía | Millones de ton equivalente de petróleo | % |
| Gas Natural | 41,4 | 53,0% |
| Petróleo | 24,4 | 31,3% |
| Energía Hidráulica | 2,5 | 3,2% |
| Energía Nuclear | 2,1 | 2,7% |
| Renovables | 1,6 | 2,0% |
| Carbón | 1,3 | 1,6% |
| Otros | 4,8 | 6,1% |
| Total | 78,1 | 100% |
Nota: Todos los valores están ajustados por redondeo, por lo que el total puede no igualar su suma. Fuente: Secretaría de Energía (SE).
Gas natural
En 2023, la producción bruta total de gas natural alcanzó los 132 millones de m3 por día, una disminución del 0,8% vs. 2022, principalmente por el declive en las Cuencas Austral y Noroeste (-2,2 millones de m3 por día), parcialmente compensado por la habilitación del primer tramo del GPNK, inaugurado en agosto de 2023, el cual fue abastecido con Plan Gas.Ar adicional proveniente de la Cuenca Neuquina (+1,0 millones de m3 por día), y una ligera suba en la Cuenca Golfo San Jorge (+0,1 millones de m3 por día). En términos de producción neta, la disminución fue marginal (-0,2% a 121 millones de m3 por día).
La demanda total registró una caída del 3% interanual, principalmente debido a la mejora de factores climáticos durante el segundo semestre y la reducción sustancial de la importación de gas natural desde Bolivia (-40% vs. 2022 a 6,2 millones de m3 por día), parcialmente compensado por mayores compras de GNL (+9% vs. 2022 a 6,8 millones de m3 por día). Por otro lado, la exportación de gas natural a Chile cayó 8% con respecto a 2022, totalizando 5,9 millones de m3 por día y representando el 5% del total de la producción local del 2023.
Según la información anual más reciente publicada por la SE, al 31 de diciembre de 2022 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.675 mil millones de m3, reflejando un incremento de 3% con respecto a 2021. Del total, el 27% correspondían a reservas comprobadas y el 74% era de formaciones no convencionales.
Petróleo
En 2023, la producción total de petróleo subió un 9% vs. 2022, alcanzando los 635,3 kbbl por día. Este incremento se atribuyó principalmente a los precios internacionales de referencia y a las mejoras en la capacidad de evacuación desde Vaca Muerta en los sistemas de Oldelval y OTASA. De la producción total, 63% y 32% tuvieron origen en las Cuencas Neuquina y Golfo San Jorge, generando 402,1 y 200,6 kbbl por día, lo que representó un aumento del 17% y una reducción del 1% vs. 2022, respectivamente.
En cuanto a la demanda local de refinación, se registró un incremento del 6% interanual, alcanzando los 518,7 kbbl por día. Este volumen fue abastecido, principalmente, por las Cuencas Neuquina con 321,7 kbbl por día (+9% interanual) y Golfo San Jorge con 176,7 kbbl por día (+3% vs. 2022). El resto de las cuencas productivas aportaron 20,3 kbbl por día (-13,2% interanual). Asimismo, se destaca que en 2023 no se realizaron importaciones de petróleo, y la exportación fue un 5% superior al 2022, llegando a 120,9 kbbl por día y representando el 19% del total de la producción local, explicado por la mejora en la infraestructura de evacuación.
Al 31 de diciembre de 2022, las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaron 10.521 millones de barriles, un 10% mayor con respecto a 2022. De este total, el 28% correspondía a reservas comprobadas, y el 67% se clasificaba como no convencional.
El 29 de octubre de 2014, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 27.007, que modifica la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, la cual aborda 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, así como 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 N° 929/13, entre otros aspectos.
| Explotación no convencional de hidrocarburos |
| Se otorgó rango legal a la figura de “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, creada por el Decreto N° 929/13, y definida como la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos cuyas 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 por la presencia de rocas de baja permeabilidad.
Los titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos podrán solicitar a la autoridad de aplicación una concesión no convencional bajo ciertos términos, permitiendo 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. Esta solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto destinado a la explotación comercial del yacimiento descubierto. También se permite podrá solicitar la unificación de áreas no convencionales adyacentes como una única concesión de explotación, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. Dicha solicitud también deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto. |
| 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):
Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada licitación por la autoridad de aplicación, de acuerdo con el objetivo de la exploración (convencional o no convencional):
Al finalizar el primer período del plazo básico, el titular del permiso decidirá si continúa explorando en el área, o si la revierte totalmente al Estado. Se podrá mantener toda el área originalmente otorgada si se cumplen las obligaciones 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, a contar desde la fecha de la Res. que las otorgue:
Asimismo, el titular puede solicitar prórrogas indefinidas de la concesión, por un plazo de 10 años cada una, siempre que haya cumplido con sus obligaciones, el área en cuestión se encuentre produciendo hidrocarburos y presente un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión. |
| Adjudicación de áreas |
| La Ley N° 27.007 propone un pliego modelo elaborado por la SE y las autoridades provinciales. Los llamados a licitación deben ajustarse a este pliego, e introduce el criterio de “mayor inversión o actividad exploratoria” como definitorio en caso de igualdad de ofertas, a criterio debidamente fundado del PEN o Poder provincial, según corresponda. |
| Canon y regalías |
| Canon
La Ley N° 27.007 establece los valores de canon por cada km2 o fracción, a ser pagados anualmente y por adelantado por el titular del permiso. Para el permiso de explotación corresponde AR$4.500, mientras que para el permiso de exploración: 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 podrá reajustarse, compensando hasta el 10% del canon con inversiones efectivamente realizadas, según el período por km2. En septiembre de 2019, la provincia del Neuquén estableció nuevos valores de canon por cada km2. El canon de explotación se fijó en AR$22.410, mientras que para 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$87.150 para la prórroga (Decreto N° 2032/19). A partir del 2021, el DNU N° 771/20 fijó un canon máximo en AR$ equivalente a cierto volumen de petróleo, valorizado al precio promedio del mercado interno y al tipo de cambio del Banco de la Nación Argentina. 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. Regalías Las regalías, el único mecanismo de ingreso sobre la producción que percibirán mensualmente las jurisdicciones concedentes, se fijan en un 12% sobre el producido de hidrocarburos líquidos y del gas natural extraídos en boca de pozo. En caso de prórroga, se aplica una regalía adicional de hasta 3%, alcanzando un máximo total de 18% para las siguientes prórrogas. El PEN o Poder Provincial, según corresponda como autoridad concedente, podrá reducir hasta el 25% de las regalías aplicables 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 N° 27.007.
Bono de prórroga y bono de explotación La Ley N° 27.007 faculta a la autoridad de aplicación a establecer el pago de un bono de prórroga de concesiones de explotación, cuyo monto máximo se calcula multiplicando las reservas comprobadas remanentes al final del período de la concesión por el 2% del precio promedio de cuenca. Asimismo, la autoridad de aplicación puede establecer el pago de un bono de explotación, calculado de manera similar, asociado a la explotación convencional de hidrocarburos.
Concesiones de transporte Las concesiones de transporte, otorgadas por el mismo plazo de vigencia que la concesión de explotación en la que se origina, pueden prorrogarse sucesivamente por hasta 10 años. De esta forma, las concesiones de transporte de una explotación convencional tendrán un plazo básico de 25 años, y 35 años para aquellas no convencionales, más los plazos de prórroga que se otorguen. Vencidos los plazos, las instalaciones pasan al dominio del Estado nacional o provincial, según corresponda, sin cargo ni gravamen.
Legislación uniforme La Ley N° 27.007 establece compromisos no vinculantes entre el Estado Nacional y las provincias, incluyendo una legislación ambiental uniforme, a fin de aplicar las mejores prácticas para el cuidado del ambiente en las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos. Asimismo, prevé un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades hidrocarburíferas, cuya alícuota del impuesto a los ingresos brutos no supere el 3% de las ventas. En materia fiscal, también se compromete a congelar la alícuota del impuesto de sellos, y no gravar con este impuesto a los contratos financieros para estructurar proyectos de inversión. Además, se establece un compromiso de las provincias y sus municipios de no gravar nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo las tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras.
Concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia del Neuquén Considerando la baja permeabilidad y productividad alcanzada en los últimos años de un reservorio no convencional, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia del Neuquén estableció ciertos parámetros para el otorgamiento de una CENCH, instrumentados mediante las Res. 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 basándose en un proyecto de desarrollo – Plan Piloto de hasta cinco años, demostrando su viabilidad técnico-económica, parámetros adicionales respecto a la operación, evaluaciones de productividad real, costos e inversión. Una vez presentada la solicitud de una CENCH, 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, considerando el precio promedio de la cuenca de los últimos 2 años. Durante la vigencia de la CENCH, las empresas titulares deben presentar planes de desarrollo anuales y compromisos de inversión (los asumidos para el año entrante serán considerados como 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 gestionar el impacto del costo del gas en las tarifas de la Demanda Prioritaria mediante la licitación de contratos de abastecimiento a largo plazo (DNU N° 892/20).
Originalmente, el plazo de los contratos era de 4 años para la producción onshore, con un adicional de 4 años para la producción offshore, a partir de enero de 2021. Posteriormente, se extendió el plazo hasta el 31 de diciembre de 2028 para el volumen base de 70 millones de m3/día ya adjudicado en las rondas 1 y 3 (DNU N° 730/22).
Los contratos se consignan entre productores como vendedores, y CAMMESA, distribuidores de gas y ENARSA como compradores, en condición de DoP del 100% diario y ToP del 75% mensual para CAMMESA y trimestral para distribuidores de gas y ENARSA. Se aplica un factor de ajuste al precio de adjudicación de 0,82 en el periodo estival (octubre – abril), y 1,25 en el periodo invernal (mayo – septiembre) para volumen base y 1,30 para volumen adicional. Los compradores CAMMESA y ENARSA realizan el pago valorizado al precio adjudicado en la licitación, mientras que los distribuidores de gas abonan el monto valorizado según el cuadro tarifario vigente, y la diferencia con el precio adjudicado es compensada por el Estado Nacional. Además, el Estado Nacional estableció un sistema de garantía basado en certificados de crédito fiscal para respaldar el pago de la compensación, sin perjuicio de otros mecanismos.
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 desde enero de 2021, y un volumen adicional invernal de 3,6 millones de m3/día a US$4,7/MBTU desde mayo de 2021 (Res. N° 391/20 y 447/20).
En 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 (Res. SE N° 169/21).
En noviembre de 2021 se adjudicó la ronda 3, por un volumen base anual de 3 millones de m3/día a US$3,43/MBTU desde mayo de 2022 (Res. SE N° 1091/21).
En el marco del programa Transport.Ar, que incrementa la capacidad de transporte de gas a través del GPNK, en diciembre de 2022 se adjudicaron la ronda 4 (Cuenca Neuquina) y ronda 5 (Cuenca Austral) (Res. SE N° 860/22). Las rondas 4.1 y 5.1 extendieron gran parte del volumen base anual hasta diciembre de 2028, bajo las siguientes condiciones:
La ronda 4.2 adjudicó nuevos volúmenes 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. Las licitaciones fueron:
Finalmente, la ronda 5.2 adjudicó volúmenes incrementales establecidos mensualmente en las Cuencas Austral, Golfo San Jorge y Noroeste, por 3,3 millones de m3/día a US$7,319/MBTU desde octubre de 2023 hasta diciembre de 2028. Los clientes son ENARSA y CAMMESA, con 80% de DoP diario y 0% de ToP (Res. SE N° 799/23).
Adjudicaciones de Pampa bajo Plan Gas.Ar Pampa participó y fue adjudicado en todas las rondas del Plan Gas.Ar de Cuenca Neuquina. A continuación, se detallan las condiciones de cada ronda para Pampa:
Nota: 1 El compromiso total desde mayo de 2021 es de 7 millones de m3/día, de los cuales 4,9 son entregas bajo Plan Gas.Ar y el remanente se comercializa a mercado. 2 Aplica un factor de ajuste de 1,25 durante el invierno y 0,82 para el resto del año. 3 Comprende los meses mayo a septiembre. 4 Los precios comienzan en US$9,8/MBTU y bajan a US$6/MBTU en 2028
Notas: (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. (2) Iniciado en agosto de 2023 por la habilitación demorada del GPNK. (3) Inicio pospuesto a mayo de 2023. |
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| Régimen de acceso a divisas para la producción incremental de hidrocarburos | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Con el objetivo de promover e incrementar el valor agregado en la cadena de valor de la actividad hidrocarburífera, el DNU N° 277/22 del 27 de mayo de 2022 establece un régimen que facilita el acceso a divisas en el MULC para aquellas compañías con producción incremental de petróleo y gas en comparación con el año 2021.
El acceso al MULC bajo este régimen no estará sujeto al requisito de conformidad previa del BCRA, en caso de que la normativa cambiaria así lo estableciera. Las divisas obtenidas mediante este régimen están destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales, financieros con el exterior y empresas vinculadas no residentes, dividendos de balances cerrados y auditados y la repatriación de inversiones directas de empresas no residentes. Los beneficios podrán ser transferidos a proveedores directos.
Para el gas natural, el beneficio equivale 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. Para el petróleo, el beneficio es del 20% de la producción incremental trimestral valuada a la cotización promedio de los últimos 12 meses del Brent, definido por la autoridad de aplicación, neto de derechos de exportación y con ajustes según la calidad de crudo.
El 13 de enero de 2023, a través de la Res. N° 13/23, la SE estableció las condiciones para que las compañías accedan al régimen. Mediante notas cursadas en agosto y septiembre de 2023, la Subsecretaría de Hidrocarburos otorgó a Pampa los certificados de acceso al beneficio correspondientes al 3T22, 4T22 y 1T23. Adicionalmente, Pampa presentó las solicitudes correspondientes al 2T23, 3T23 y 4T23, los cuales a la fecha no han sido otorgados. |
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| Programa de Incremento Exportador | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
A fin de incentivar las exportaciones de petróleo y gas, y reforzar las reservas del BCRA, el 3 de octubre de 2023 entró en vigencia la Res. SE N° 808/23, que permite a los exportadores de hidrocarburos liquidar bajo el Programa de Incremento Exportador (PIE, DNU N° 576/22). El PIE reconoce parcialmente al valor de las exportaciones bajo el tipo de cambio diferencial CCL, siendo el remanente ingresado a tipo de cambio oficial. Pampa adhirió a este régimen. A continuación se resume la evolución de los porcentajes:
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| Gas natural para el segmento residencial | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Demanda Prioritaria y CEE (Comité Ejecutivo de Emergencia)
En junio de 2016 se establecieron los criterios del CEE para garantizar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria ante emergencias operativas (Res. MEyM N° 89/16 y modificatorias). En junio de 2017 se aprobó el procedimiento para la administración del despacho en el CEE (Res. ENARGAS N° 4502/17). Si el CEE no alcanza un acuerdo, el ENARGAS define el abastecimiento requerido, considerando las cantidades disponibles de cada productor, descontando lo previamente contratado para abastecer la Demanda Prioritaria, y 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 enero de 2021, los volúmenes de gas para la Demanda Prioritaria se contratan mediante el Plan Gas.Ar. Los distribuidores de gas abonan el monto valorizado según el cuadro tarifario vigente, y la diferencia con el precio adjudicado del Plan Gas.Ar es compensada por el Estado Nacional. ENARSA abona el 100% del precio adjudicado en Plan Gas.Ar. |
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| Gas natural para la generación eléctrica | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Desde el 30 de diciembre de 2019 la provisión de combustible para usinas quedó centralizada en CAMMESA (excepto los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17). CAMMESA realiza subastas en condición interrumpible para cubrir su consumo mensual, y desde el año 2021, la mayoría del gas a CAMMESA se suministra bajo el Plan Gas.Ar. Generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17 pueden ceder la operación del gas natural y su transporte a CAMMESA. Pampa se adhirió a este esquema.
A partir de 2021, se establecieron nuevos precios de referencia en el PIST para la producción no contemplada en el Plan Gas.Ar, siendo de US$2,3/MBTU en el período estival (octubre – abril) y US$3,5/MBTU en el invernal (mayo – septiembre) para la Cuenca Neuquina (Res. SE N° 354/20). Complementariamente al Plan Gas.Ar, CAMMESA subasta con precio máximo igual al del Plan Gas.Ar, con cláusula de DoP del 30%, aunque el volumen no es significativo. |
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| Exportación de gas natural | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| El 27 de abril de 2021 se reglamentó el procedimiento para la autorización de exportaciones de gas natural, 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 (Res. SE N° 360/21). El DNU N° 730/22 del 4 de noviembre de 2022 permite la exportación en condición firme en invierno, priorizando productores con precios competitivos y/o mayor aporte bajo Plan Gas.Ar.
En noviembre de 2022, la SE establece enmiendas, como: (i) limitar la exportación por productor al máximo del 30% del volumen autorizado por cuenca o al 50% del compromiso bajo Plan Gas.Ar; (ii) cupos por cuenca para la exportación en firme; (iii) el volumen exportado será deducible del compromiso bajo Plan Gas.Ar en el verano; y (iv) el precio mínimo será el mayor entre un porcentaje del Brent y el precio de Plan Gas.Ar con factor de ajuste (Res. SE N° 774/22).
Para el período estival octubre 2023 a abril 2024, los volúmenes autorizados son de 9 millones de m3/día en Cuenca Neuquina y 2 millones de m3/día en Cuenca Austral. Durante el invierno mayo a junio 2023, el cupo fue de 5 millones de m3/día en Cuenca Neuquina, prorrateado entre los adjudicatarios de la ronda 4.2. Desde julio a septiembre de 2023 se autorizó otros 3 millones de m3/día en Cuenca Neuquina. Para el período mayo a septiembre 2024, se determinó un volumen exportable en condición firme por la Cuenca Neuquina de 5 millones de m3/día.
Pampa tiene permisos para exportar gas a Chile en condición firme por un volumen máximo de 1,5 millones de m3/día desde octubre de 2022 hasta abril de 2023, 2,2 millones de m3/día entre mayo 2023 y junio 2023, 0,9 millones de m3/día entre julio 2023 y septiembre 2023, y 1,5 millones de m3/día hasta fin de 2023. Además, se exporta spot a Chile y Brasil, siempre y cuando esté permitido por la autoridad aplicable. |
Comercialización de crudo en el mercado interno
Hasta la fecha, no se ha establecido un precio de referencia para la comercialización de crudo en el mercado local. Sin embargo, las refinadoras locales validan precios por debajo de la paridad de exportación.
Exportación de crudo
Desde mayo de 2020, se exime de abonar 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 (DNU N° 488/20). Durante el 2023, la alícuota se mantuvo en 8%.
En abril de 2019, TGS recibió la última actualización semestral tarifaria bajo la RTI implementada en abril de 2017. Posteriormente, con la entrada en vigencia de la Ley de Solidaridad en diciembre de 2019, no se registraron cambios en las tarifas de transporte troncal de gas natural bajo jurisdicción federal.
Sin embargo, debido a la evolución de las variables macroeconómicas, a partir de marzo de 2022 TGS recibió un aumento transitorio del 60% a sus cuadros tarifarios en concepto de variación de costos, a cuenta de la futura RTI. Los lineamientos de dicha adecuación estaban estipulados en un acuerdo transitorio de renegociación, en el cual, además, no se estableció un plan obligatorio de inversiones, se prohibió distribuir dividendos y cancelar en forma anticipada deudas financieras y comerciales contraídas con accionistas, adquirir otras empresas, entre otros.
El 4 de enero de 2023, tuvo lugar la audiencia pública donde TGS solicitó un incremento tarifario del 135% desde febrero de 2023. Sin embargo, el 27 y 29 de abril de 2023 el ENARGAS y el PEN aprobaron y ratificaron, respectivamente, una adenda al acuerdo transitorio de renegociación, que incluía un aumento transitorio del 95% sobre la tarifa de transporte de gas natural y el CAU, con vigencia a partir de mayo de 2023 (DNU N° 250/23 / Res. ENARGAS N° 186/23).
En cuanto a la RTI, la Ley de Solidaridad delegó en el PEN la facultad de instruir una nueva revisión, iniciada el 17 de diciembre de 2020 (DNU N° 1020/20) y prorrogada sucesivamente. Finalmente, el 18 de diciembre de 2023, a través del DNU N° 55/23, se declaró la emergencia del sector energético nacional, abarcando los segmentos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.
Se instruyó a la SE a implementar medidas para sancionar precios en condiciones de competencia y libre acceso, y mantener, en términos reales, los niveles de ingresos para garantizar la prestación de servicios públicos. También se iniciaron procesos de RTI para transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, no pudiendo excederse su implementación más allá de fin de 2024. En este contexto, el 8 de enero de 2024 se celebró una audiencia pública, previamente convocada a través de la Res. ENARGAS N° 704/23, donde se trató la adecuación tarifaria y el índice de actualización mensual. A la fecha, los cuadros tarifarios de TGS están pendientes de publicación. Asimismo, el DNU interviene el ENARGAS a partir del 1° de enero de 2024, y busca crear un único Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, el cual reemplazaría al ENRE y ENARGAS.
Finalmente, en septiembre de 2023, TGS presentó ante el ENARGAS el pedido de extensión por 10 años de la licencia de transporte de gas natural, la cual vence en diciembre de 2027. Dicha solicitud deberá ser tratada por las autoridades gubernamentales.
Gasoducto Presidente Néstor Kirchner
Mediante la Res. N° 67/22 del 7 de febrero de 2022, la SE creó el programa “Transport.Ar Producción Nacional”, declarando de interés público nacional la construcción del GPNK y sus obras complementarias como proyecto estratégico.
Asimismo, el DNU N° 76/22 del 11 de febrero de 2022 otorgó la concesión de este gasoducto por el plazo de 35 años a ENARSA y creó el fideicomiso FONDESGAS (Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino), donde ENARSA actúa como fiduciante y beneficiario, y el Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (BICE) desempeña el rol de fiduciario.
Se habilitaron las siguientes obras, ejecutadas por ENARSA:
- En agosto de 2023, el primer tramo del GPNK, que se extiende desde Tratayén, Provincia del Neuquén, hasta Salliqueló, Provincia de Buenos Aires, interconectándose con los gasoductos de los tramos finales licenciados a TGS, aportando 11 millones de m3/día adicionales de gas natural.
- En diciembre de 2023, el Gasoducto Mercedes – Cardales, que conecta los sistemas de TGS y TGN, con una capacidad máxima de 15 millones de m3/día.
Se estima que para mayo de 2024 se habilitará la ampliación de los tramos finales de TGS, con la instalación de 29 km de loops en el Gasoducto Neuba II, generando una capacidad adicional de transporte de 10 millones de m3/día desde Salliqueló hasta el Gran Buenos Aires.
TGS es el operador técnico del primer tramo del GPNK, incluyendo sus dos plantas compresoras. Este rol fue adjudicado por ENARSA mediante un concurso privado el 5 de junio de 2023, con la asignación para la operación y mantenimiento por un plazo de 5 años, prorrogable por hasta 12 meses. Asimismo, TGS también es el operador técnico del Gasoducto Mercedes Cardales, tras la firma de un acuerdo que contempla un plazo de 5 años.
Programa Hogar y Acuerdo Propano para Redes
Actualmente está vigente el Programa Hogar, que abastece GLP en garrafas a precio subsidiado (DNU N° 470/15 y modificatorias), y el Acuerdo Propano para Redes.
Para garantizar el suministro a usuarios residenciales de bajos recursos, el Programa Hogar establece la asignación 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 que participan en este programa:
| Periodo | AR$/ton | Resolución SE N° | Periodo | AR$/ton | Resolución SE N° | |
| Ene-23 | 29.481 | 15/23 | Jun-23 | 41.862 | 391/23 | |
| Feb-23 | 32.429 | 63/23 | Jul-23 | 43.537 | 391/23 | |
| Mar-23 | 35.672 | 168/23 | Ago-23 | 45.278 | 391/23 | |
| Abr-23 | 38.704 | 326/23 | Desde sep-23 a feb-24 | 50.938 | 762/23 | |
| May-23 | 40.202 | 391/23 |
Asimismo, en agosto de 2021 se estableció, entre otras medidas, una asistencia económica transitoria que equivale al 20% de la facturación generada por la venta de GLP destinado al Programa Hogar, durante el período de agosto de 2021 a diciembre de 2022 (Res. SE N° 809/21 y modificatorias). 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 que conlleva la adoptación de mecanismos para 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 28 de agosto de 2023, TGS renovó este acuerdo por decimonovena vez, extendiéndose hasta el 31 de diciembre de 2023. 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 notables retrasos en los plazos de cobranza. La decimonovena prórroga permite que los pagos sean realizados con certificados de crédito fiscal, los cuales podrán ser utilizados por los productores para la cancelación de derechos de exportaciones de hidrocarburos. A la fecha, dichos certificados no han sido emitidos.
Impuesto a la exportación
Al igual que la exportación de hidrocarburos, desde mayo de 2020, se exime de abonar 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$60/bbl (DNU N° 488/20). Durante el 2023, la alícuota se mantuvo en 8%.
En junio de 2016, Oldelval solicitó la RTI al MEyM, con el fin de adecuar las tarifas para un plan de mantenimiento e inversiones que asegure la integridad, eficiencia y confiabilidad de las instalaciones y del servicio de transporte. En consecuencia, el 10 de marzo de 2017 se publicó el nuevo cuadro tarifario en US$, con un aumento promedio de 34%, vigente a partir de marzo de 2017 (Res. MEyM N° 49/17).
El 28 de noviembre de 2022, la SE solicitó a Oldelval que inicie las tramitaciones correspondientes para actualizar el cuadro tarifario aplicable a los cargadores por el servicio de transporte. Al 31 de diciembre de 2023, Oldelval se encuentra preparando la información quinquenal requerida por la SE.
En 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 más de 314 kbbl por día mediante la suscripción de contratos, con vigencia hasta la finalización de la concesión. Pampa fue adjudicada con una cuota de 6.302 barriles por día.
El 14 de septiembre de 2022, la SE concedió la prórroga de la concesión del transporte de los oleoductos troncales de acceso a Allen y el oleoducto Allen-Puerto Rosales, así como su ampliación denominada Medanito-Puesto Hernández, por el plazo de 10 años a partir del 14 de noviembre de 2027. En consecuencia, la concesión se extenderá hasta el 14 de noviembre de 2037.