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° 2183/21).

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 depletados 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. Para el GNL, la Subsecretaría de Combustibles Líquidos comunicó a los productores que hasta tanto no se readecúe la normativa, continuará siendo aplicable el procedimiento de autorización actual (Nota N° 135497092).

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.

Creado en 2020, el Plan Gas promueve la producción del gas natural argentino y gestiona 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, 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 estacional 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. CAMMESA y ENARSA abonan el precio adjudicado en la licitación. Los distribuidores abonan el monto según el cuadro tarifario vigente, siendo la diferencia compensada por el Estado Nacional, garantizados por certificados de crédito fiscal, sin perjuicio de otros mecanismos.

En diciembre de 2020 se adjudicó la ronda 1, por un volumen base anual 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 diciembre de 2022, las rondas 4.1 y 5.1 extendieron hasta diciembre de 2028 48,0 millones de m³/día en Cuenca Neuquina a US$3,592/MBTU y 2,4 millones de m³/día 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 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 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 millones de m³/día a US$3,41/MBTU;
• Compromiso plano anual desde enero de 2024: 3 millones de m³/día a US$2,989/MBTU;
• Compromiso en pico (invernal) desde mayo 2024: 7 millones de m³/día a US$4,249/MBTU; y
• Compromiso en pico (invernal) desde mayo 2025: 7 millones de m³/día 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 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

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

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 GPM. (3) Inicio pospuesto a mayo de 2023.

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° 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

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.

Desde fin 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 (Res. MDP N° 12/19). CAMMESA realiza subastas en condición interrumpible para cubrir su consumo mensual, y desde el año 2021, la mayoría se suministra bajo el Plan Gas. 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 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.

En 28 enero de 2025, la SE derogó el esquema de despacho establecido en la Res. SE N° 354/20 a partir del 1 de febrero de 2025, que priorizaba el despacho según las obligaciones de los contratos de ENARSA con Bolivia y del Plan Gas. A partir del 1 de marzo de 2025, se autoriza el reconocimiento de costos de combustibles según precios de referencia y CVP declarados y aceptados, incluyendo flete, transporte y distribución de gas natural e impuestos y tasas. CAMMESA seguirá centralizando la gestión de combustibles de los PPAs bajo Res. SE N° 220/07, 21/17 y 287/17. En cambio, los generadores remunerados bajo energía spot podrán gestionar su propio combustible, con CAMMESA como proveedor de última instancia (Res. N° SE 21/25). Sin embargo, en la nota NO-2025-16900682-APN-SE#MEC, enviada por la SE a CAMMESA el 19 de febrero de 2025, establece que el nuevo criterio de despacho a partir del 1 de marzo de 2025 permite a aquellos generadores que opten por gestionar su propio combustible puedan competir en función de su CVP declarado, una vez que CAMMESA haya asegurado la colocación de los volúmenes ToP fijados en el Plan Gas. Este cambio podría afectar los volúmenes comprendidos entre el ToP y el DoP comprometidos en dicho Plan Gas.

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° 1057/24).

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 2024, la alícuota se mantuvo en 8%. Además, la Ley Bases dispuso que el PEN no podrá intervenir en la comercialización en el mercado interno para ningún segmento de la cadena de producción de hidrocarburos.

El DNU N° 277/22 facilita el acceso a divisas en el MULC para compañías con producción incremental en comparación con el año 2021, para el 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, transferibles a proveedores directos.

Para el gas natural, el beneficio equivale al 30% de la inyección incremental, valuado al precio promedio ponderado de exportación del país de los últimos 12 meses, neto de derecho de exportación. Para el petróleo, el beneficio es del 20% de la producción incremental trimestral valuado a la cotización promedio de los últimos 12 meses del Brent, 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. Pampa presentó las solicitudes desde 2T23 a la fecha, las cuales no han sido otorgadas.

A fin de incentivar las exportaciones de petróleo y gas, en octubre de 2023, la Res. SE N° 808/23 permitió a los exportadores de hidrocarburos liquidar bajo el Programa de Incremento Exportador (PIE, DNU N° 576/22). El PIE reconoce parcialmente el 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. Durante el 2024, el 20% de las exportaciones se liquidaron bajo este régimen (DNU N° 28/23).

En diciembre de 2027 vence la licencia de TGS para la operación del sistema de transporte de gas natural. El 8 de septiembre de 2023, TGS solicitó al ENARGAS iniciar el proceso de renovación. El contrato original permitía una extensión de 10 años, pero la Ley Bases aprobada en julio de 2024 habilita una prórroga de 20 años, extendiendo la licencia hasta diciembre de 2047. El 13 de junio de 2024, el ENARGAS emitió un informe técnico y legal favorable, destacando el cumplimiento de TGS con sus obligaciones y habilitando al interventor del ENARGAS, luego de la audiencia pública no vinculante celebrada el 21 de octubre de 2024, a presentar su informe de recomendación ante el PEN, que finalmente podría emitir el decreto otorgando la prórroga de la licencia dentro de los 120 días hábiles. Se espera que esto ocurra durante el primer semestre de 2025, una vez emitidas las recomendaciones afirmativas de los distintos entes intervinientes.

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 millones de m³ por día. Asimismo, TGS también es el operador técnico del Gasoducto Mercedes Cardales, por un plazo de 5 años.

Con el objetivo de sustituir importaciones de gas oil y GNL con gas de Vaca Muerta, garantizando el abastecimiento interno y ahorro de divisas para el país, en junio de 2024, TGS presentó al Gobierno Nacional una propuesta de iniciativa privada sobre el GPM y un compromiso de inversión en el sistema regulado, que totalizan una inversión estimada de US$700 millones. La propuesta de iniciativa privada, declarada de interés público en diciembre de 2024 (DNU N° 1.060/24), contempla la ampliación de la capacidad de transporte del GPM en 14 millones de m3 por día bajo el RIGI y según lo previsto en la Ley de Hidrocarburos, con una inversión estimada de US$500 millones, y el compromiso de inversión de US$200 millones sobre el sistema regulado de transporte de gas, mediante la construcción de 20 km de loops de cañería y la instalación 15.000 HP de compresión en el gasoducto Neuba II, ampliando la capacidad de transporte en los tramos finales por 12 millones de m3 por día. El 25 de febrero de 2025, el MECON delegó en la SE y ENARSA la responsabilidad de llevar adelante la licitación de la Iniciativa Privada, estableciendo las pautas para elaborar el pliego (Res. N° 169/25). A la fecha, la licitación aún no ha sido lanzada.

El Programa Hogar, vigente desde 2015, subsidia el precio del GLP en garrafas para usuarios de bajos recursos (DNU N° 470/15 y modificatorias). TGS participa en este programa, produciendo y comercializando un cupo definido de GLP a precios de referencia, inferiores a los de mercado: