Source: https://ri.pampaenergia.com/nuestros-activos/petroleo-y-gas/el-mercado-del-gas-y-petroleo-argentino/
Timestamp: 2019-11-15 03:10:48+00:00

Document:
El Mercado del Gas y Petróleo Argentino - Pampa Energia
reg-ep
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 2017, dado que no hay información disponible para el año 2018 a la fecha de emisión de la Memoria 2018:
Tipos de Energía Millones de ton equivalente de petróleo %
Gas Natural 43,3 54,0%
Petróleo 25,0 31,2%
Energía Hidráulica 3,5 4,3%
Energía Nuclear 1,8 2,2%
Carbón 1,1 1,3%
Renovables 0,2 0,2%
Otros 5,4 6,8%
Total 80,3 100%
Fuente: Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”).
En 2018 la producción bruta total de gas natural fue de 129 millones de metros cúbicos (“m3“) por día, un 5% mayor respecto de los volúmenes producidos en 2017. Esto se debe 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 (+2 millones de m3 por día), aumentando sus aportes asociados al desarrollo de reservas de gas no convencional, parcialmente compensados por la declinación en las cuencas Golfo San Jorge y Noroeste.
Respecto a la importación de gas natural por parte del Gobierno Nacional, el suministro desde Bolivia resultó en promedio de 16,3 millones de m3 por día en 2018, un 10% inferior al volumen registrado en 2017. En el mismo sentido, la importación de gas natural licuado (“GNL”) vía marítima e inyectado en el sistema nacional de transporte de gas natural en los puertos de Bahía Blanca y Escobar, ubicados en la Provincia de Buenos Aires, registró un aporte promedio de 10 millones de m3 por día en 2018, un 24% inferior al registrado en el año 2017. Asimismo, la importación proveniente de GNL regasificado en Chile, totalizó un volumen de 0,6 millones de m3 por día, levemente inferior al volumen registrado en el año 2017 de 0,8 millones de m3 por día.
Según la última información anual publicada por la SGE, al 31 de diciembre de 2017 las reservas y recursos totales de gas natural en el país ascendían a 1.052.011 millones de m3, de las cuales el 34% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 51% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación con el mismo dato al 31 de diciembre de 2016, el total de las reservas y recursos experimentó un crecimiento del 23%. Asimismo, en cuanto a los recursos, éstos aumentaron un 53% totalizando 359.924 millones de m3.
En el 2018, la producción total de petróleo fue de 78 miles de m3 por día, ligeramente superior a la registrada en el 2017 de 76 miles de m3 por día, revirtiendo la tendencia negativa en la producción de petróleo durante los últimos dieciséis años en Argentina.
Según la última información anual publicada por la SGE, con respecto a la importación de petróleo, durante 2018 se importaron 1,2 mil m3 por día, un 65% inferior respecto del 2017. Asimismo, dicho volumen representó solamente el 2% del total de la producción local de 2018. Por otro lado, la exportación de petróleo durante 2018 fue de 9,3 mil m3 por día, un 105% superior respecto del 2017. Asimismo, dicho volumen representó el 12% del total de la producción local del 2018.
Al 31 de diciembre de 2017 las reservas y recursos totales de petróleo en el país totalizaban 687.319 miles de m3, de las cuales el 47% correspondían a reservas comprobadas. Asimismo, el 18% del total de las reservas y recursos era no convencional. En comparación con el mismo dato al 31 de diciembre de 2016, las reservas y recursos totales experimentaron una leve disminución del 3%. Asimismo, en cuanto a los recursos, éstos aumentaron un 4% totalizando 169.775 miles de m3.
Reforma a la Ley de Hidrocarburos Argentina
Con fecha 29 de octubre de 2014, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 27.007 que modifica la Ley de Hidrocarburos N° 17.319, en cuanto recoge las nuevas técnicas de perforación existentes en la industria, además de introducir 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 N° 929/13, entre otros aspectos centrales para la industria. A continuación, se detallan las principales reformas introducidas por la Ley N° 27.007.
Explotación No Conventional de Hidrocarburos
Se otorgó rango legal a la figura de la “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, creada por el Decreto N° 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), conforme el siguiente detalle:
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;
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
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 utilizar el período 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:
Concesión de explotación convencional: 25 años;
Concesión de explotación no convencional: 35 años; y
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.
La Ley N° 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 N° 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.
La reforma a la Ley de Hidrocarburos Argentina actualizó los valores relativos al canon de exploración y explotación dispuesto por el Decreto N° 1.454/07, los que, a su vez, podrán ser actualizados con carácter general por el Poder Ejecutivo, 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
Primer período: AR$250 por kilometro cuadrado (“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.
El titular de un permiso de explotación pagará anualmente y por adelantado un canon de AR$4.500 por km2 o fracción.
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 N° 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 N° 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.
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.
La Ley N° 27.007 establece dos tipos de compromisos no vinculantes entre el Estado Nacional y las provincias en materia ambiental e impositiva:
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.
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 N° 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 N° 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:
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
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 6° 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 N° 27.007 establece dos aportes a las provincias productoras en cuyo territorio se desarrolle el proyecto de inversión:
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
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.
Regulaciones Específicas al Mercado de Gas
Programas de Estímulo al Incremento de la Producción Doméstica del Gas Natural
Ante un contexto de precios regulados y ausencia de mercado en la comercialización del gas, el principal atractivo para los productores de gas de este programa, creado en 2008, era la libre disposición y comercialización del gas extraído. Para calificar dentro del mismo, el productor debía presentar un proyecto para efectuar inversiones en nuevas áreas de gas o en áreas que no se encuentran en producción desde 2004, o en áreas con características geológicas complejas de arenas compactas o de baja permeabilidad. Adicionalmente, a menos que sea una compañía nueva, la misma debía estar en cumplimiento de las cuotas de producción fijada en el Acuerdo de Productores de Gas Natural.
En mayo de 2016, la Resolución N° 74/16 del ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”), que crea el “Programa de Estímulo a los Nuevos Proyectos de Gas Natural”, establece que no podrán presentarse nuevos proyectos para Gas Plus, sin perjuicio que los proyectos aprobados mantendrán su vigencia en las mismas condiciones.
En septiembre de 2018, los contratos de Gas Plus suscriptos oportunamente por Pampa expiraron.
El 14 de febrero de 2013 se publicó en el Boletín Oficial (“BO”) la Resolución Nº 1/13, en la cual estableció el Plan Gas I (Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural) con el objetivo de evaluar y aprobar proyectos que contribuyan al autoabastecimiento nacional de hidrocarburos, a través del incremento en la producción gasífera y su inyección en el mercado interno, y generar mayores niveles de actividad, inversión y empleo en el sector.
Antes del 30 de junio de 2013, aquellas empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas del Decreto Nº 1277/12 podían presentar sus proyectos ante la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas. El Estado Nacional se comprometía a abonar mensualmente una compensación que resultaba de:
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
La diferencia que existía entre el Precio Base y el precio efectivamente percibido por la venta de la Inyección Base Ajustada.
La vigencia de los proyectos era por un máximo de 5 años a contar desde el 1 de enero de 2013, con la posibilidad de prórroga.
Con fecha 26 de abril de 2013 se publicó en el BO la Resolución Nº 3/13 de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas, la cual reglamentaba el Plan Gas I, disponiendo que aquellas empresas interesadas en participar debían presentar declaraciones juradas mensuales a la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas con la documentación específicamente detallada relativa a inyección, precio, contratos, etc., para que luego de cumplida la metodología y plazos allí especificados, puedan obtener la correspondiente compensación. Por otra parte, dicha resolución prohibía las operaciones de compra venta de gas natural entre productores, así como también establecía consideraciones particulares en relación a proyectos nuevos de alto riesgo, control de inversiones y evolución de las reservas y el mecanismo de auditoría del Plan Gas I.
Con fecha 11 de julio de 2013, a través de la Disposición Nº 15/13 la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas tuvo por inscripta a Petrolera Pampa S.A. (“PEPASA”) en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. PEPASA presentó proyectos para que la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas evalúe su inclusión dentro del Plan Gas I. Con fecha 7 de agosto de 2013, a través de la Resolución Nº 27/13 la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas aprobó los proyectos de aumento de inyección total de gas natural presentados, con vigencia retroactiva al 1 de marzo de 2013.
Con fecha 15 de julio de 2015, la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas publicó la Resolución Nº 123/15, la cual creaba el Reglamento de adquisiciones, ventas y cesiones de áreas, derechos y participación en el marco del Plan Gas I. Dicho reglamento establecía que aquellas empresas que adquieran, vendan o cedan áreas, derechos o participación, debían hacer la correspondiente presentación en un plazo de 10 días hábiles de efectuada la operación. PEPASA realizó la correspondiente presentación en razón a la operación efectuada en Rincón del Mangrullo.
Plan Gas II
En noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/13, la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas estableció el Plan Gas II (Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida). Los productores tenían hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo estaba destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 millones de metros cúbicos (“m3”) por día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de Gas Natural Licuado (“GNL”) ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Plan Gas I y reunieran las condiciones correspondientes, podían solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación a Plan Gas II.
En marzo de 2014, la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas modificó la Resolución N° 60/13 con su Resolución N° 22/14, en la cual prorrogó el plazo de presentación hasta el 30 de abril de 2014, y amplió el tope de inyección previa para ser considerado a 4,0 millones de m3/día.
En agosto de 2014, el Ministerio de Economía (“MECON”), mediante su Resolución N° 139/14, realizó nuevas modificaciones a la Resolución N° 60/13 de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas, entre las que se destacan la eliminación del tope máximo de inyección previa, y asimismo estableció dos períodos anuales de inscripción. Ex Petrobras Argentina realizó su presentación para ser incluido en Plan Gas II, resultando inscripta en el mismo el 30 de enero de 2015 mediante la Resolución Nº 13/15 de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas. La participación de las áreas de Pampa que estaban incluidas en el Plan Gas II tuvo vigencia hasta el 30 de junio de 2018.
En cumplimiento con la Resolución N° 123/15 de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas, Pampa realizó las modificaciones correspondientes a su inscripción luego de la cesión del 100% de sus áreas de la Cuenca Austral (Santa Cruz I y II) a YPF en marzo de 2015, y en octubre de 2016 por las cesiones del 33,33% de Río Neuquén y 80% de Aguada de la Arena a Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. (“YPF”), y del 33,60% de Río Neuquén a Petrobras Operaciones S.A.
Mediante la Resolución Nº 185/15 se creó el “Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas Sin Inyección”, cuyo sistema de compensación era similar a Plan Gas I y Plan Gas II.
El 4 de enero de 2016 se publicó el Decreto Nº 272/15 el cual disolvió la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas creada a través del Decreto Nº 1277/12 y estableció que sus competencias serán ejercidas por el MEyM.
El 18 de mayo de 2016 el MEyM dictó la mencionada Resolución N° 74/16, que creó el Programa de Estímulo a los Nuevos Proyectos de Gas Natural. Dicha normativa reemplazó al programa de la Resolución N° 185/15 de la Comisión de Inversiones Hidrocarburíferas. Asimismo, este programa de incentivo buscó captar nuevos proyectos de empresas que no sean beneficiarias del Plan Gas I ni del Plan Gas II, con requisitos específicos y con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018.
Plan Gas No Convencional
El 6 de marzo de 2017 se publicó en el BO la Resolución MEyM N° 46/2017, 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.
Dicho programa preveía un mecanismo de compensación para cada empresa beneficiaria del 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.
Asimismo, este programa estipula un método de pago más ágil, en donde desembolsa inicialmente un pago provisorio en base al 85% de la compensación teórica resultante de las proyecciones y luego ajusta la diferencia en función de la producción real, pudiendo ser positiva o negativa. Adicionalmente, las compensaciones derivadas del Plan Gas No Convencional se abonarán por cada concesión en un 88% a las empresas y en un 12% a la provincia correspondiente a cada concesión incluida en el Plan Gas No Convencional.
Posteriormente, con fecha 2 de noviembre de 2017, se publicó en el BO la Resolución N° 419/2017 del MEyM que modifica las bases y condiciones promulgadas en la Resolución MEyM N° 46/2017. La nueva Resolución clasifica proyectos entre pilotos y en desarrollo, ésta última con una producción inicial, es decir, promedio de producción de gas no convencional mensual entre julio de 2016 y junio de 2017, mayor o igual a 500.000 m3 por día.
Los proyectos pilotos que soliciten el incentivo podrán obtener el precio mínimo asegurado 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 un período de 12 meses antes del 31 de diciembre de 2019. Para los proyectos que soliciten el incentivo y se encuentren en desarrollo, sólo podrían hacerlo para la cantidad incremental a la producción inicial definida. El precio de referencia para calcular el incentivo sería sobre el promedio ponderado del mercado argentino, informado por la Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos (“SRH”) del MEyM. Asimismo, sería condición para el mantenimiento en el programa que las áreas cumplan con el plan de inversiones informado a la autoridad provincial de aplicación, de lo contrario deberían devolver los montos recibidos, ajustados por tasa de interés del Banco de la Nación Argentina (“BNA”).
Por otro lado, con fecha 17 de noviembre de 2017 se publicó en el BO la Resolución MEyM N° 447/17, la cual extiende la aplicación del Plan Gas No Convencional a la Cuenca Austral. Adicionalmente, con fecha 20 de enero de 2018, se emitió la Resolución 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. Dado que las empresas interesadas en participar del Plan Gas No Convencional habían sufrido algunas demoras en la tramitación y aprobación de sus planes de inversión específicos, se requirió adecuar la fecha de pago de la primera compensación bajo el Plan Gas No Convencional y, correlativamente, efectuar las correspondientes revisiones relacionadas con el pago provisorio inicial.
Pampa había solicitado ante la Secretaria de Gobierno de Energía (“SGE”) la inclusión en este programa por los proyectos en las áreas Río Neuquén, El Mangrullo y Sierre Chata, previamente aprobados por la autoridad de aplicación Provincial. Sin embargo, con fecha 30 de enero de 2019 se realizó una reunión convocada por la SGE, con participación de los productores de gas afectados por el Plan Gas No Convencional, incluida la Sociedad, en la cual se comunicó que no se aprobarán nuevos proyectos dentro del Plan Gas No Convencional y que la SGE evaluará un nuevo esquema de incentivos para la producción de gas no convencional durante el período invernal.
Gas Natural para el Segmento Residencial y Gas Natural Comprimido (“GNC”)
Demanda Prioritaria y Comité Ejecutivo de Emergencia (“CEE”)
En 2007, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural, 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. Fue homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la ex Secretaria de Energía (“SE”), siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en diciembre 2011.
Asimismo, en octubre de 2010, a través de la Resolución I-1410 del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda residencial y GNC con volúmenes por encima de lo acordado en la Resolución SE N° 599/07. Y en diciembre de 2011, mediante la Resolución SE N° 172/11, 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 dicho acuerdo.
En junio de 2016 se publicó en el BO la Resolución MEyM N° 89/16, la cual estableció los criterios para la normalización de la contratación de gas natural en el Punto de Ingreso en el Sistema de Transporte (“PIST”) por parte de las prestadoras del servicio de distribución para el abastecimiento de la Demanda Prioritaria (conjunto de usuarios residenciales, hospitales, escuelas, centros asistenciales, y otros servicios esenciales). Adicionalmente, se definieron criterios para asegurar el abastecimiento de la Demanda Prioritaria mediante el CEE, ante emergencias operativas que puedan afectar su normal abastecimiento.
Finalmente, en junio de 2017 se emitió la Resolución 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 definiría el abastecimiento considerando 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, en noviembre de 2017, promovido por el MEyM, 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, por lo tanto, la concertación de precios con las distribuidoras se comenzó a realizar en el spot de forma diaria.
Asimismo, se emitieron las Resoluciones ENARGAS N° 280-289 y 292/2018, mediante las cuales se establecieron con vigencia a partir del 1 de octubre de 2018 y para los próximos 6 meses, nuevas tarifas finales de gas natural para los usuarios residenciales, de Servicio General P con servicio completo y de GNC, y las cuales consideran un precio del gas natural como materia prima entre US$1,74/MBTU y US$3,98/MBTU, incluyendo la tarifa diferencial(1).
Por otro lado, el 15 de noviembre de 2018 se emitió el Decreto N° 1053/2018 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), en la cual se estableció, con carácter excepcional, que el Estado Nacional asuma la diferencia de cambio entre el precio del gas comprado por las distribuidoras de gas y el precio del gas reconocido en las tarifas finales de las distribuidoras de gas, contemplando el período abril de 2018 – marzo de 2019, en 30 cuotas mensuales y consecutivas a partir del 1 de octubre de 2019.
Finalmente, el 12 de febrero de 2019, a partir de la publicación de la Resolución ENARGAS N° 72/19 en el BO, entró en vigencia la metodología de traslado a tarifas del precio de gas y procedimiento general para el cálculo de las diferencias de cambio diarias acumuladas. Entre otros aspectos contempla el reconocimiento de los precios pactados en los contratos que las distribuidoras celebren con los productores y la definición del tipo de cambio a contemplar. Particularmente, se establece que el tipo de cambio a considerar entre productores y distribuidores debe ser el promedio divisas del BNA entre el día 1 y 15 del mes inmediato anterior al inicio de cada período estacional o los tipos de cambio contenidos en los contratos cuando estos contemplen cotizaciones más bajas.
Nota: (1)Los cuadros tarifarios al usuario final son en AR$ y en dichas resoluciones contemplan un tipo de cambio de AR$37,69/US$, correspondiente al BNA al cierre del día 3 de octubre de 2018.
Licitación de Gas en Condición Firme
El 11 de febrero de 2019 se publicó en el BO la Resolución SGE N° 32/19, mediante la cual se aprobaron los mecanismos del concurso de precios únicos para la provisión de gas natural en condición firme para el abastecimiento a distribuidoras por parte de productores e Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”,ex ENARSA). Definió obligaciones de ToP (take or pay) para el comprador y DoP (deliver or pay) para el vendedor por hasta el 70% del volumen máximo diario, para el plazo de 12 meses con estacionalidad, con vigencia a partir de abril de 2019.
Desde las cuencas del sur y Neuquina, se asignaron 14,4 millones de m3 por día para el verano y 36,1 millones de m3 por día para el invierno, a un precio promedio ponderado entre ofertas adjudicadas de US$4,62/MBTU. El 83% de los volúmenes correspondieron a la Cuenca Neuquina, a un precio promedio ponderado de US$4,61/MBTU. Pampa participó y fue adjudicada en dicha subasta.
Asimismo, desde la cuenca Noroeste se asignaron 3,8 millones de m3 por día para el verano y 9,4 millones de m3 por día para el invierno, a un precio promedio ponderado de US$4,35/MBTU.
Gas Natural para la Generación Eléctrica
El 13 de abril de 2016, la Resolución MEyM N° 41/16 estableció los nuevos precios de gas natural para el segmento de usinas, quedando un precio promedio ponderado de US$5,20/MBTU, destacándose el precio de la Cuenca Neuquina en US$5,53/MBTU.
Sin embargo, el 1 de agosto de 2018 se publicó en el BO la Resolución N° 46/2018 del ex Ministerio de Energía (“MinEn”), en el cual se estableció precios máximos en el PIST para el gas natural, según cuenca de origen, con vigencia a partir de la publicación de dicha Resolución, fijándose un promedio ponderado de US$4,20/MBTU, siendo US$4,42/MBTU para la Cuenca Neuquina.
El 6 de septiembre de 2018 tuvo lugar la subasta de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. (“CAMMESA”) para el período septiembre – diciembre de 2018, y se recibieron indicaciones de precio por un total de 143 millones de m3 de gas por día en condición interrumpible, a un precio en el PIST promedio ponderado de US$3,8/MBTU. Asimismo, el 27 de diciembre de 2018 tuvo lugar otra subasta de CAMMESA para el año 2019 y se recibieron 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. Pampa participó de ambas subastas.
Para la instrumentación de la última subasta de CAMMESA, se consideraron los precios máximos estacionales PIST de referencia, según cuenca de origen, según la Nota SGE N° 66680075/2018 emitida el 19 de diciembre de 2018, con vigencia desde enero de 2019. En el caso de la Cuenca Neuquina, para el período junio – agosto de 2019 se fijó en US$4,95/MBTU, y para el resto del año en US$3,70/MBTU.
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 Resolución SGE N° 25/2018, estableciendo que en el caso de que el proveedor sea IEASA, CAMMESA debe adoptar el costo de adquisición y comercialización, con vigencia a partir del 1 de octubre de 2018.
En los días 21 de agosto y 15 de septiembre de 2018 se emitieron las Resoluciones MinEn N° 104/2018 y SGE N° 9/2018, respectivamente, estableciendo el Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural, siendo condición en todo caso la seguridad de abastecimiento del mercado interno argentino. Asimismo, en el caso de los proyectos incluidos en el Plan Gas No Convencional, el gas natural exportado no podrá ser elegible a dicho programa.
En diciembre de 2018 y enero de 2019, Pampa fue autorizado mediante las Resolución SGE N° 252/2018 y 12/2019 para la exportación de gas natural de carácter interrumpible a Chile y Uruguay, desde las áreas Río Neuquén y Rincón del Mangrullo.
Por otro lado, mediante los Decretos PEN N° 793 y 865/2018, emitidos los días 3 y 27 de septiembre de 2018, respectivamente, se reglamentó la aplicación de un impuesto a la exportación para todas las mercaderías de la Nomenclatura Común del Mercosur, entre otros productos, el gas natural, con vigencia desde el 4 de septiembre de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2020. Dicho derecho de exportación estipula la retención de AR$4 por cada US$ exportado, con una alícuota máxima del 12%.
Regulaciones Específicas al Mercado de Petróleo
Derecho a la Exportación de Hidrocarburos Líquidos
Con fecha 29 de diciembre de 2014, mediante la Resolución Nº 1077/14, el Ministerio de Economía (“MECON”) estableció alícuotas de exportación a los hidrocarburos líquidos en función del precio internacional del petróleo crudo, el cual se determinaba a partir del valor Brent de referencia del mes que corresponda a la exportación, menos US$8,0/barril (“bbl”). Dicho régimen establece que cuando el precio internacional de crudo no supera los US$71, el productor abone derechos a la exportación por el 1% de ese valor; por encima del precio internacional de US$72/bbl se liquidaban con retenciones variables. La vigencia era por el término de 5 años a partir de su promulgación el 6 de enero de 2002. El mismo fue prorrogado por otros 5 años mediante la Ley N° 26.217, y nuevamente por el mismo término mediante la Ley N° 26.732. Con fecha 6 de enero de 2017, concluyó la vigencia del esquema de retenciones a las exportaciones de petróleo y sus derivados, ante la falta de prórroga de las normas que regulaban esta materia, la Ley de Emergencia Pública N° 25.561/02, modificatorias y Resolución complementarias, y la Aduana ha extinguido los derechos aplicables que se encontraban vigentes.
Por otro lado, mediante los Decretos N° 793 y 865/2018 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), emitidos los días 3 y 27 de septiembre de 2018, respectivamente, se reglamentó la aplicación de un impuesto a la exportación para todas las mercaderías de la Nomenclatura Común del Mercosur, entre otros productos, el petróleo crudo, con vigencia desde el 4 de septiembre de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2020. Dicho derecho de exportación estipula la retención de AR$4 por cada US$ exportado, con una alícuota máxima del 12%.
Acuerdo para la Transición a Precio Internacional de la Industria Hidrocarburífera Argentina
En diciembre de 2015, la eliminación del cepo al tipo de cambio nominal oficial impactó directamente sobre los costos del petróleo crudo para los refinadores. Por dicho motivo, el Estado Nacional acordó el precio del petróleo crudo para el año 2016 con los productores y refinadores de Argentina, con el objetivo de generar convergencia gradual del precio del barril del crudo comercializado en Argentina al precio internacional.
Posteriormente, el 11 de enero de 2017, el Estado Nacional nuevamente 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 mismo objetivo de generar convergencia gradual del precio del barril del crudo comercializado en Argentina al precio internacional.
Con fecha 21 de marzo de 2017 a través del Decreto 192/2017, se estableció con fundamento en los menores precios internacionales y con el fin de sostener la actividad local, regular las importaciones de petróleo crudo y ciertos derivados, hasta tanto los precios locales converjan con los internacionales.
Finalmente, con fecha 22 de septiembre de 2017, el ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”) notificó mediante la Nota N° 21505927/17 a los firmantes del Acuerdo para la Transición la suspensión del mismo a partir del 1 de octubre de 2017, dado que la cotización para el petróleo crudo Brent superó durante 10 días consecutivos el valor de US$55/bbl, condición prevista en el Acuerdo para la Transición.
Desde entonces, el precio interno del barril de crudo como materia prima de refinación y los precios del surtidor están determinados en función de las reglas del mercado doméstico.
Regulaciones Específicas al Transporte de Gas
Debido a la sanción de la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario Nº 25.561, promulgada durante los primeros días del mes de enero del año 2002, y que tuvo sucesivas prórrogas que extendieron la vigencia hasta principios de enero de 2018, se determinaron la pesificación de las tarifas de los servicios públicos, por lo cual la tarifa del transporte se mantuvo invariable desde 1999 en AR$ pese al abrupto incremento en los índices de precios y costos de operaciones ocurridos. Esta situación hizo que las tarifas de este segmento de negocio sufran un importante retraso en comparación con el importante incremento en otras variables macroeconómicas, que afectaron directamente sus costos operativos deteriorando así su situación económico-financiera.
El congelamiento de las tarifas continuó hasta abril de 2014, cuando se efectivizó un mero incremento del 20% como consecuencia de la implementación del acuerdo transitorio suscripto en el año 2008. Posteriormente, con vigencia a partir del 1° de mayo de 2015, se otorgó un incremento adicional del 44,3% sobre la tarifa de transporte de gas natural y del 73,2% en el Cargo de Acceso y Uso (“CAU”).
A lo largo de 2016, Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”) continuó con las gestiones tendientes a la instrumentación del acuerdo transitorio firmado con el Gobierno Nacional el 24 de febrero de 2016. En este contexto, el 29 de marzo de 2016, el ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”) emitió la Resolución N° 31/16, por la cual se instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), entre otros temas, a llevar adelante el proceso de Revisión Tarifaria Integral (“RTI”) y otorgar un incremento tarifario con carácter transitorio hasta tanto finalice el proceso de RTI. En ese marco, el 31 de marzo de 2016, el ENARGAS dictó la Resolución N° 3724/16 que aprobó los nuevos cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de gas natural y al CAU con un incremento del 200,1%, aplicable a partir del 1 de abril de 2016. 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 Resolución 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 emitió la Resolución N° 4054/16, estableciendo un incremento tarifario transitorio del 200,1% con vigencia a partir del 7 de octubre de 2016, la ejecución del plan de inversiones y las restricciones para el pago de dividendos.
En diciembre de 2016 se celebró una audiencia pública requerida por el proceso de RTI. Y el 30 de marzo de 2017, mediante la Resolución ENARGAS N° I-4362/17, se aprobó un cuadro tarifario transitorio, y en el caso que el mismo hubiese sido otorgado en una única cuota a partir de abril de 2017, con un incremento del 214,2% y del 37% sobre la tarifa del servicio de transporte de gas natural y el CAU respectivamente, aplicables a partir del 1 de abril de 2017, con un mecanismo no automático de ajuste semestral de la tarifa sujeta al Índice de Precios Internos al por Mayor (“IPIM”) publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos de Argentina (“INDEC”). Dicho paso significó que TGS firmase el Acta Acuerdo Integral 2017, y ese mismo día, también fue celebrado el Acuerdo Transitorio 2017, con el objeto de efectuar una adecuación tarifaria transitoria a cuenta de la RTI, emitiéndose a tal fin la Resolución ENARGAS N° 4362/17, en base a la Resolución MEyM N° 74/17, limitando el incremento tarifario que surge del proceso de RTI y su aplicación en tres etapas, 58% en abril de 2017 y los restantes en diciembre de 2017 y abril de 2018.
Tanto el proceso de RTI como la determinación de las adecuaciones tarifarias transitorias proveen a TGS de un marco para que opere en forma prudente y económica el sistema de gasoductos. Tal es así que los incrementos fueron otorgados considerando los ingresos necesarios para la ejecución de un Plan de Inversiones Quinquenal, el cual requiere un elevado nivel de inversiones indispensables para atender la operación y mantenimiento. Dicho plan ascenderá para el quinquenio comprendido entre el 1 de abril de 2017 y el 31 de marzo de 2022 a AR$6.787 millones, aproximadamente AR$1.360 millones promedio anual para el quinquenio, ello expresado a valores de diciembre de 2016. Este Plan de Inversiones Quinquenal fue diseñado por TGS para garantizar la seguridad y continuidad del servicio de transporte de gas natural para dar respuesta a la mayor exigencia esperada del sistema como consecuencia del desarrollo de las reservas de gas natural.
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 Resolución ENARGAS N° 120/17 se estableció un aumento promedio del 78% en los cuadros tarifarios, el cual incluye un 15% de incremento por el ajuste no automático estipulado en la Resolución ENARGAS N° 4362/17 por el período enero – octubre de 2017. Dicho incremento se consideró a cuenta de lo que resulte de la vigencia del Acta Acuerdo de Renegociación Integral de la Licencia suscripta por TGS el 30 de marzo de 2017.
Asimismo, con fecha 31 de enero de 2018, se publicó en el Boletín Oficial (“BO”) la Resolución ENARGAS N° 247/18, la cual convocó a una audiencia pública para tratar el ajuste de las tarifas de transporte de TGS, el día 20 de febrero de 2018. Con fecha el 28 de marzo de 2018 se publicó en el BO el Decreto N° 250/18 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), por medio del cual el Gobierno Nacional ratifica el Acta Acuerdo de Renegociación Integral de la licencia suscripta por TGS el 30 de marzo de 2017, 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 Centro Internacional de Arreglo de Disputas Relativas a Inversiones (“CIADI”).
Por ello, y en el marco de lo dispuesto por la Resolución MEyM N° 74E/17, el ENARGAS dictó la Resolución N° 310/18 que aprobó, con vigencia a partir del 1 de abril de 2018, la última cuota del incremento tarifario contemplado en la Resolución N° 4362/17 equivalente a un incremento del 50% en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de gas natural a cargo de TGS y en el CAU, incluyendo un reconocimiento por variación del IPIM del 13% para el período noviembre 2017 y febrero 2018, y compensación por el diferimiento en cuotas del aumento tarifario.
Para la variación de costos entre febrero y agosto de 2018, se celebró la audiencia pública el 4 de septiembre de 2018, y el 27 de septiembre de 2018 el ENARGAS emitió la Resolución N° 265/2018, por la cual se determinó un incremento del 19,7% en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de gas natural a cargo de TGS, con vigencia a partir del 1 de octubre de 2018.
Finalmente, mediante la Resolución N° 1/19 de fecha 4 de febrero de 2019, el ENARGAS convocó a TGS a una audiencia pública el 26 de febrero de 2019, con el objetivo de exponer la aplicación de la adecuación semestral de la tarifa correspondiente al período de agosto de 2018 y febrero de 2019.
Regulaciones Específicas al Negocio de Gas Licuado del Petróleo («GLP»)
Plan Hogar y Acuerdo Propano para Redes
En el mercado interno, durante 2018 Transportadora Gas del Sur S.A. (“TGS”) continuó participando en los diversos programas de abastecimiento de producto dispuestos por el Gobierno Nacional. Tal es el caso del programa de abastecimiento de butano para garrafas a precio subsidiado, el cual fuera creado por el Decreto N° 470/2015 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), posteriormente reglamentado por las Resoluciones N° 49/2015 y N° 70/2015 de la ex Secretaría de Energía (“SE”), el Plan Hogar reglamentado por las Resoluciones N° 56/2017 y 287/2017 de la Subsecretaría de Recursos Hidrocarburíferos (“SRH”) y Disposición SRH N° 5/2018, y el Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido (“Acuerdo Propano para Redes”), por el cual la SE emitió un conjunto de resoluciones que tuvieron por objeto regular el precio del propano.
El Plan Hogar establece un precio máximo de referencia a los integrantes de la cadena de comercialización de GLP, con el objeto de garantizar el abastecimiento a usuarios residenciales de bajos recursos, obligando a los productores a abastecer con GLP a empresas fraccionadoras a un precio determinado y en un cupo definido para cada uno de ellos. Adicionalmente, establece el pago de una compensación a los productores participantes del mismo.
El precio de venta del butano y el propano comercializado bajo el Plan Hogar es determinado por la SRH, quien emitió la Resolución N° 287/17 y la Disposición N° 5/18, por las cuales se fijó el precio en AR$4.302 por tonelada (“ton”) para el butano y AR$4.290 por ton para el propano desde el 1 de diciembre de 2017, y en AR$5.416 por ton de butano y AR$5.502 por ton para el propano desde abril de 2018. La compensación recibida de la SRH fue de AR$550 por ton, que ha sido el monto compensatorio desde abril de 2015. Asimismo, el 25 de enero de 2019 se emitió la Resolución N° 15/19 de la Secretaría de Gobierno de Energía (“SGE”), mediante la cual se actualizaron los precios en AR$9.154 por ton de butano y AR$9.042 por ton para el propano desde febrero de 2019. Asimismo, se fijó anuló la compensación a recibirse de la SRH.
La participación en este programa obliga a TGS a producir y comercializar los volúmenes de GLP requeridos por el ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”) a precios sensiblemente inferiores a los de mercado. Dicha situación conlleva que TGS deba de adoptar los mecanismos necesarios para poder minimizar su impacto negativo.
Respecto del Acuerdo Propano para Redes, en el marco del sendero de reducción gradual de subsidios, se emitió la Resolución MEyM N° 474/17, por la cual se dispuso a partir del 1 de diciembre de 2017, un incremento en el precio del gas propano indiluido destinado al Acuerdo Propano por Redes en AR$1.941 por ton y AR$3.964 por ton, dependiendo del cliente a quien se destine el producto. Por su parte, el 30 de mayo de 2018 TGS celebró la decimosexta prórroga al mismo 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.
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 definido por el SGE y la paridad de exportación publicada mensualmente por la SRH. Si bien no es percibida por TGS en tiempo y forma, durante el ejercicio 2018 mejoraron los plazos de cobranza.
Cargo para la Financiación de la Importación de Gas Natural
Con respecto de las Resoluciones I-1982/11 e I-1991/11 dictadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), 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° 2067/08), TGS continuó con los procesos judiciales iniciados oportunamente, con el fin de conseguir la declaración de inconstitucionalidad de dicho cargo y, en consecuencia, su no aplicación. Durante 2018, TGS obtuvo nuevas medidas cautelares, la última con vencimiento en marzo de 2019.
Mediante los Decretos PEN N° 793 y 865/2018, emitidos los días 3 y 27 de septiembre de 2018, respectivamente, se reglamentó la aplicación de un impuesto sobre el monto exportado para consumo de, entre otros productos, el gas natural, propano, butano y gasolina natural, con vigencia desde el 4 de septiembre de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2020. Dicho derecho de exportación estipula la retención de AR$4 por cada US$ exportado, con una alícuota máxima del 12%.
Regulaciones Específicas al Transporte de Petróleo
En el mes de junio de 2016, se solicitó la Revisión Tarifaria Integral (“RTI”) al ex Ministerio de Energía y Minería (“MEyM”), dado que las tarifas vigentes se encontraban desactualizadas y 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.
La Autoridad de Aplicación consideró atendibles las razones expuestas por Oleoductos del Valle S.A. (“OldelVal”) y con fecha 10 de marzo de 2017 se publicó en el Boletín Oficial (“BO”) la Resolución MEyM N° 49/17, definiendo 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.
En noviembre de 2018 Pampa cerró la venta a ExxonMobil del 21% del capital social de Oldelval, manteniendo aún el 2,1% de participación accionaria en OldelVal.

References: Resolución 
 artículo 6
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución