Se otorgó rango legal a la figura de “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, creada por el DNU N° 929/13, para la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante estimulación no convencional en yacimientos de 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 hasta el 31 de diciembre de 2028. Esta solicitud deberá incluir el desarrollo de un plan piloto de explotación comercial del yacimiento, y se podrá unificar áreas no convencionales adyacentes si demuestran continuidad geológica.

Concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia del Neuquén

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia del Neuquén estableció parámetros para el otorgamiento de una CENCH (Res. N° 53/20 y 142/21, ratificadas por Decreto Provincial N° 2.183/21).

Los requisitos exigen a las empresas planes de desarrollo anuales de hasta cinco años, demostrando su viabilidad técnico-económica, parámetros adicionales respecto a la operación, evaluaciones de productividad real, costos y compromiso de inversión. Una vez presentada la solicitud, se incorpora el pago de un bono de extensión, cuyo valor está asociado a los recursos esperados a recuperar en el área, considerando el precio promedio de los últimos 2 años.

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: (i) convencional, se divide en dos períodos de hasta 3 años cada uno, con una prórroga facultativa de hasta 5 años (máximo de 11 años); (ii) no convencional, se divide en dos períodos de 4 años cada uno, con una prórroga facultativa de hasta 5 años (máximo de 13 años); y (iii) en la plataforma continental y en el mar territorial, se divide en dos períodos de 3 años cada uno, con posibilidad de incrementarse en 1 año cada uno.

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 las concesiones de explotación, los plazos cuentan desde la fecha de la Res. que las otorgue: (i) convencional, 25 años; (ii) no convencional, 35 años; y (iii) en la plataforma continental y en el mar territorial, 30 años.

Las concesiones de explotación otorgadas antes de la sanción de la Ley Bases continuarán rigiéndose hasta su vencimiento por los plazos establecidos. Luego, no podrán ser adjudicadas sin mediar un nuevo procedimiento licitatorio. En nuevas concesiones, se mantienen los plazos mencionados y la autoridad podrá extender por hasta 10 años más, de manera fundada.

La Ley N° 17.319, modificada por las Leyes N° 27.007 y 27.742, propone un pliego modelo elaborado por la SE y las autoridades provinciales con condiciones, garantías e inversiones mínimas a las que deberán ajustarse las ofertas. Asimismo, establece mecanismos de ajuste de regalías, y se podrán considerar para su formulación las inversiones realizadas, los ingresos obtenidos y los gastos operativos, entre otras variables. La evaluación de las ofertas tendrá en cuenta el valor total del proyecto, y los oferentes competirán por regalías, con un valor base del 15% más un porcentaje a elección, pudiendo ser incluso negativo.

Los valores de canon por cada km² o fracción serán pagados anualmente en AR$ y por adelantado por el titular del permiso, ajustados según la cotización promedio del barril de petróleo Brent. Durante el primer período, el monto equivale a 0,50 bbl de petróleo por km², y en el segundo período, a 2 barriles de petróleo por km2. En prórrogas, el canon equivale a AR$ a 15 bbl de petróleo por km².

Las regalías son el único mecanismo de ingreso sobre la producción que percibirán mensualmente las jurisdicciones concedentes, y se fijan en un porcentaje en el proceso de adjudicación. Para los contratos anteriores a la Ley Bases, oscilan entre el 12% y el 15%, según lo convenido con el PEN o Provincia, y podrán reducirlas hasta el 5% según productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

La Ley Bases reemplaza las concesiones por autorizaciones de transporte, otorgadas y prorrogadas por el mismo plazo de vigencia que la concesión de explotación en la que se origina. Vencidos los plazos, las instalaciones pasan al dominio del Estado nacional o provincial, según corresponda, sin cargo ni gravamen. Las concesiones otorgadas con anterioridad se regirán por los términos y condiciones de su otorgamiento.

Asimismo, la Ley Bases habilita al concedente otorgar habilitaciones para el procesamiento de hidrocarburos y derivados, la construcción y operación de plantas de acondicionamiento, separación y licuefacción de gas natural, e instalaciones necesarias, sin estar vinculadas a una concesión de explotación. Los titulares de proyectos y/o instalaciones de procesamiento podrán solicitar autorización de transporte desde y hasta sus instalaciones, sin estar sujetas a un plazo. Para los titulares autorizados antes de la Ley Bases, no será obligatorio tramitar la reconversión de las habilitaciones otorgadas (DNU N° 1.057/24).

Según la Ley Bases, el PEN podrá autorizar el almacenamiento subterráneo de gas en reservorios naturales de hidrocarburos agotados a cualquier sujeto que: (i) cumpla con los requisitos de experiencia técnica y capacidad financiera; (ii) cuente con la conformidad del titular del permiso de exploración y/o la concesión de explotación donde se encuentre el reservorio; y (iii) construya las instalaciones necesarias.

Dichas autorizaciones no estarán sujetas a un plazo y los titulares de una autorización de almacenamiento podrán solicitar el transporte hasta sus instalaciones y desde estas hasta el sistema de transporte. Se pagarán bonos de explotación y pagos análogos. Asimismo, el gas natural almacenado solo pagará regalías al momento de su primera comercialización.

La Ley Bases determina que el comercio internacional de hidrocarburos será libre y sin objeción de la SE, salvo en los 30 días hábiles administrativos de ejercido el derecho de exportación, y deberá estar fundada en la seguridad del abastecimiento interno.

La Ley Bases faculta al PEN a elaborar, con el acuerdo de las provincias, una legislación ambiental armonizada, con el objetivo prioritario de aplicar las mejores prácticas internacionales de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos y lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.

El Plan Gas fue una licitación de contratos de abastecimiento a largo plazo creada en 2020 para promover la producción del gas natural argentino y gestionar el impacto del costo del gas en las tarifas de la Demanda Prioritaria (DNU N° 892/20). Originalmente, los contratos contemplaban un plazo de 4 años para la producción onshore, con una extensión adicional de 4 años para la producción offshore, a partir de enero de 2021. Posteriormente, se extendió la vigencia de determinados contratos adjudicados en las rondas 1 y 3 hasta el 31 de diciembre de 2028 (DNU N° 730/22).

Los contratos del Plan Gas se celebraron 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. Sobre el volumen base y precio de adjudicación se aplica un factor de ajuste estacional, siendo 0,82 en el periodo estival (octubre – abril), y 1,25 en el periodo invernal (mayo – septiembre). CAMMESA y ENARSA abonan el precio adjudicado en la licitación, mientras que los distribuidores pagan el monto según el cuadro tarifario vigente. La diferencia entre ambos es compensada por el Estado Nacional, garantizados por certificados de crédito fiscal.

En diciembre de 2020 se adjudicó la ronda 1, por un volumen base anual de 67,4 mcmpd a US$3,5/MBTU desde enero de 2021, y un volumen adicional invernal de 3,6 mcmpd a US$4,7/MBTU desde mayo de 2021 (Res. N° 391/20 y 447/20). En diciembre de 2022, las rondas 4.1 y 5.1 extendieron hasta diciembre de 2028 48,0 mcmpd en Cuenca Neuquina a US$3,592/MBTU y 2,4 mcmpd en Cuenca Austral a US$3,479/MBTU (Res. SE N° 860/22).

En marzo de 2021 se adjudicó la ronda 2, con DoP diario creciente y ToP 75% trimestral, por volumen base invernal de 3,3 mcmpd 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 mcmpd a US$3,43/MBTU desde mayo de 2022 (Res. SE N° 1091/21). En diciembre de 2022, se extendió hasta diciembre de 2028 a US$3,435/MBTU en Cuenca Neuquina (Res. SE N° 860/22).

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:

• Compromiso plano anual desde julio de 2023: 11 mcmpd a US$3,41/MBTU;
• Compromiso plano anual desde enero de 2024: 3 mcmpd a US$2,989/MBTU;
• Compromiso en pico (invernal) desde mayo 2024: 7 mcmpd a US$4,249/MBTU; y
• Compromiso en pico (invernal) desde mayo 2025: 7 mcmpd a US$3,597/MBTU.

Finalmente, la ronda 5.2 adjudicó volúmenes incrementales establecidos mensualmente en las Cuencas Austral, Golfo San Jorge y Noroeste, por 3,3 mcmpd 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 históricas bajo Plan Gas.Ar

A continuación, se detallan las adjudicaciones de Pampa en cada ronda:

Nota: 1 Comprende los meses mayo a septiembre. 2 Aplica un factor de ajuste de 1,25 durante el invierno y 0,82 para el resto del año. 3 Los precios comienzan en US$9,8/MBTU y bajan a US$6/MBTU en 2028.

Cesión de contratos

En diciembre de 2025, la SE estableció las pautas para el retiro de volúmenes del Plan Gas por parte de los productores con contratos vigentes con CAMMESA y/o con ENARSA, en el marco de la Res. SE N° 400/2025 (Res. N° 501/25). En este contexto, el 12 de diciembre de 2025, Pampa solicitó a CAMMESA la cesión a su favor de hasta 4,9 mcmpd de gas correspondientes a la ronda 1, así como la totalidad de los volúmenes de la ronda 3. El 30 de diciembre, CAMMESA otorgó su conformidad a la cesión en su carácter de titular de unidades de generación térmica del MEM.

Asimismo, la SE estableció las adecuaciones al Plan Gas para aquellos productores que adhieran a la cesión de los contratos originalmente suscriptos con ENARSA para proveer a los distribuidores y CAMMESA (Res. N° 606/25). ENARSA definirá y supervisará el procedimiento y la asignación de volúmenes.

Los productores que adhieran a este esquema perciben 90% de la compensación por parte del Estado, previa presentación de una declaración jurada. Además, se reduce el compromiso de inyección y se elimina el régimen informativo trimestral relativo al avance del plan de inversiones. La Res. fijó un plazo de 30 días hábiles para solicitar la cesión, que luego fue extendido 15 días más, sin admitir adhesiones parciales y/o con reservas, y establece el mismo plazo para la adhesión de los distribuidores (Res. SE N° 36/26). Pampa se encuentra analizando su adhesión al esquema.

Demanda Prioritaria y CEE

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° 4.502/17). 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

Desde enero de 2021, los volúmenes de gas para la Demanda Prioritaria se contratan mediante el Plan Gas. Los distribuidores de gas abonan el monto valorizado según el cuadro tarifario vigente, y la diferencia con el precio adjudicado del Plan Gas es compensada por el Estado Nacional. ENARSA abona el 100% del precio adjudicado por el Plan Gas.

Con respecto a los subsidios destinados directamente a los usuarios residenciales de tarifa social, a partir del 1 de febrero de 2025, el ENARGAS estableció que dicha compensación sea percibida directamente por los productores de gas natural y deducida de la facturación que éstos realizan a los distribuidores (Res. N° 125/25).

Desde fines de 2019, la provisión de combustible para usinas se encontraba centralizada en CAMMESA, excepto para los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17 (Res. MDP N° 12/19). CAMMESA realiza subastas en condición interrumpible para cubrir su consumo mensual, y desde 2021, la mayor parte del suministro se canalizó a través de Plan Gas. Los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17 podían ceder la operación y transporte del gas a CAMMESA. Pampa se adhirió a este esquema. A partir de 2021, se establecieron precios de referencia en el PIST para la producción no contemplada en el Plan Gas, 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, CAMMESA subasta con precio máximo igual al del Plan Gas y DoP del 30%, aunque el volumen es marginal. Asimismo, el despacho de CAMMESA priorizaba el cumplimiento de los contratos de importación de gas desde Bolivia suscriptos por ENARSA y los compromisos asumidos bajo el Plan Gas (Res. SE N° 354/20).

El 28 enero de 2025, la SE derogó dicho régimen de despacho y, a partir del 1 de marzo de 2025, autorizó el reconocimiento de los costos de combustibles en función de precios de referencia y CVP declarados y aceptados, incluyendo flete, transporte y distribución de gas natural e impuestos y tasas.

Con la entrada en vigencia de las Res. SE N° 400/25 y 501/25, el abastecimiento de gas natural para usinas eléctricas se flexibilizó, permitiendo a los generadores un mayor grado de gestión directa. Este nuevo esquema prevé una etapa transitoria en la que CAMMESA puede seguir abasteciendo en situaciones específicas, avanzando gradualmente hacia una mayor responsabilidad del generador en la contratación de gas y capacidad de transporte. CAMMESA actuará como proveedor de última instancia hasta 2029, cuando la gestión integral de combustibles pasará a ser responsabilidad de los generadores.

Asimismo, CAMMESA continuará centralizando la gestión de combustibles de los PPAs bajo Res. SE N° 220/07, 21/17 y 287/17. En 2025, Pampa abasteció con gas propio a CTLL y CTGEBA.

En 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 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). En noviembre de 2022 se habilitó la exportación en condición firme en invierno, priorizando productores con precios competitivos y/o mayor aporte bajo Plan Gas (DNU N° 730/22). Además, la SE estableció 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; (ii) cupos por cuenca para la exportación en firme; (iii) el volumen exportado será deducible del compromiso bajo Plan Gas en el verano; y (iv) el precio mínimo será el mayor entre un porcentaje del Brent y el precio de Plan Gas con factor de ajuste (Res. SE N° 774/22).

El 8 de julio de 2024, la Ley Bases dispuso la libre comercialización y la no objeción por parte de la SE, debiendo readecuar la Res. SE N° 360/21. Dicha reglamentación aún se encuentra pendiente.

La Ley Bases establece un régimen especial de exportación de GNL para aquellos que produzcan, procesen, refinen, comercialicen, almacenen y/o fraccionen hidrocarburos y/o sus derivados, sin objeción de la SE dentro de los 120 días hábiles administrativos desde la presentación de la notificación de exportación.

Las autorizaciones de exportación de GNL serán ventas firmes por hasta 30 años, desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción o sus ampliaciones. La SE realizará una evaluación de disponibilidad de recursos gasíferos a largo plazo para el abastecimiento de la demanda interna, al menos cada cinco años o cuando una nueva solicitud de exportación de GNL lo amerite según su escala, plazos o montos de inversión (DNU N° 1.057/24). El 4 de abril de 2025, la SE aprobó el procedimiento para la exportación de GNL (Res. N° 145/25).

Desde mayo de 2020, se exime de abonar derechos de exportación siempre 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 2025, la alícuota se mantuvo en 8%.

En octubre de 2023, Pampa adhirió al régimen que permitía a los exportadores de hidrocarburos liquidar parcialmente sus ventas bajo el tipo de cambio diferencial contado con liquidación, siendo el remanente ingresado a tipo de cambio oficial (DNU N° 576/22). Sin embargo, a partir del 14 de abril del 2025 finalizó el PIE, disponiendo que el 100% de las exportaciones sea liquidado en el Mercado Único y Libre de Cambios (DNU N° 269/25).

En diciembre de 2027 vencía la licencia de TGS para la operación del sistema de transporte de gas natural. El 8 de septiembre de 2023, TGS solicitó al ENARGAS el inicio del proceso de renovación. Si bien el contrato original contemplaba una extensión de 10 años, la Ley Bases aprobada en julio de 2024 habilitó una prórroga de 20 años.

El 13 de junio de 2024, el ENARGAS emitió un informe técnico y legal favorable, destacando el cumplimiento de TGS con sus obligaciones. Este dictamen habilitó la realización de una audiencia pública no vinculante el 21 de octubre de 2024 y la posterior recomendación al PEN, formalizada el 24 de julio de 2025, que dispuso la prórroga de la licencia de transporte por 20 años, a partir de su vencimiento en diciembre de 2027 (DNU N° 495/25).

El GPM, declarado de interés público nacional en febrero de 2022, es un proyecto estratégico para el desarrollo gasífero argentino (Res. SE N° 67/22). ENARSA fue designada titular de la concesión por 35 años y es fiduciante y beneficiario del fideicomiso FONDESGAS (Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino), donde el Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (BICE) desempeña el rol de fiduciario (DNU N° 76/22). El 5 de junio de 2023, ENARSA adjudicó a TGS la operación técnica del primer tramo del GPM por un plazo de 5 años y prorrogable por hasta 12 meses, incluyendo las dos plantas compresoras de Tratayén y Salliqueló, que en 2024 incrementaron la capacidad de transporte de 11 a 21 mcmpd. Asimismo, TGS también es el operador técnico del Gasoducto Mercedes Cardales, por un plazo de 5 años.

En junio de 2024, con el objetivo de sustituir importaciones de GO y GNL por gas de Vaca Muerta, fortalecer el abastecimiento interno y generar ahorro de divisas, TGS presentó al Gobierno Nacional una propuesta de iniciativa privada para el GPM, junto con un compromiso de inversión en el sistema regulado. El proyecto, declarado de interés público en diciembre de 2024 (DNU N° 1.060/24), prevé la ampliación de la capacidad de transporte del GPM de 21 mcmpd a 35 mcmpd, bajo el RIGI y conforme a lo establecido en la Ley de Hidrocarburos.

El 25 de febrero de 2025, el MECON delegó en la SE y ENARSA la responsabilidad de llevar adelante la licitación (Res. N° 169/25). El 28 de marzo, la SE aprobó el pliego y los lineamientos para la comercialización de la capacidad incremental del GPM y de los tramos finales del sistema regulado operado por TGS, y el 28 de mayo ENARSA lanzó formalmente la licitación. Las ofertas fueron presentadas el 28 de julio de 2025, resultando TGS como único oferente. El 20 de octubre, la SE notificó la adjudicación y TGS presentó las garantías correspondientes (Res. N° 397/25). Finalmente, el 26 de octubre, TGS solicitó la adhesión de la iniciativa privada al RIGI, cuya aprobación se encuentra pendiente a la fecha.

El proyecto de iniciativa privada contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras y una potencia adicional de 90.000 HP, permitiendo ampliar en 14 mcmpd la capacidad de transporte del GPM. Las obras deberán estar finalizadas antes del 30 de abril de 2027 y la inversión estimada asciende a US$560 millones. Adicionalmente, TGS prevé invertir aproximadamente US$220 millones para ampliar en 12 mcmpd la capacidad de transporte en los tramos finales del sistema regulado, mediante la incorporación de 15.000 HP adicionales, a ser repagados mediante la tarifa regulada.

Para la operación y mantenimiento del GPM, se prevé la celebración de un contrato entre ENARSA y TGS, con la disposición de la capacidad reservada como contraprestación. Bajo este esquema, TGS percibirá de los cargadores el precio ofertado en la licitación, asegurándose el recupero de las inversiones y gastos operativos asociados.

Desde 2015, TGS participaba en el Programa Hogar, el cual fijaba cupos de producción y comercialización de GLP en garrafas para usuarios de bajos recursos (DNU N° 470/15 y modificatorias). 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 obligaba 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.

El 22 de enero de 2025, la SE dispuso la derogación de los subsidios y fijó como precio límite de venta la paridad de exportación (Res. N° 15/25). Posteriormente, el 3 de julio de 2025 se avanzó en la liberalización del precio de venta del productor, manteniéndose la obligación de abastecer el mercado interno (DNU N° 446/2025).

El 22 de septiembre de 2025, TGS suscribió un nuevo Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido, que establece compensaciones calculadas como la diferencia entre el precio de venta acordado del propano y la paridad de exportación publicada mensualmente por la SE. Dichas compensaciones serán abonadas por el Gobierno Nacional mediante la emisión de certificados de crédito fiscal, solo aplicables a la cancelación de derechos de exportaciones de hidrocarburos.

El acuerdo tuvo vigencia entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2025, y registró atrasos significativos en la cobranza. Sin embargo, el 26 de diciembre la SE solicitó a los productores continuar con el abastecimiento bajo los mismos términos hasta la suscripción de un nuevo acuerdo.

En línea con el régimen aplicable a 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 2025, la alícuota efectiva se mantuvo en 8%.