Revista_Agosto_2022-4.pdf

REPORTE ENERGÉTICO
UNCONVENTIONAL
OIL
&
GAS
IN
ARGENTINA
VOL. 20
AGOSTO 2022

El Instituto de Energı́a de la Universidad Austral realiza esta publicación con el objeto de informar a
la comunidad temas relevantes del sector energético de Argentina y Brasil.
Para la realización del presente informe se cuenta con la colaboración de un equipo de alumnos de la
Universidad Austral. Facultad de Ingenierı́a: Francisco Sesto, Martin Gaddi, Mariano Oberst, Bruno
Cuevas, Ignacio Gonzalez, Manuel Barreiro, Santiago Baratta.
En este número se presentan los siguientes artı́culos:
• Prof. Federico de Cristo (Facultad de Ciencias Empresariales): “Informe Monetario Argentino
julio”
• Francisco J. Romano (Director Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos Universidad Aus-
tral):
– ”Nuevo Decreto para la implementación del Decreto 277/2022 relativo al acceso a Divisas
para la Producción Incremental de Petróleo y Gas Natural.”
– ”La Resolución 625/2022 (la “Resolución”) incorpora a determinados proyectos hidrocar-
burı́feros a los beneficios de la Ley 19.640”
– ”Vaca Muerta: dudas entre los expertos por el alcance del nuevo esquema para atraer inver-
siones y aumentar la producción”
– ”Cómo superar una falsa antinomia”
The Institute of Energy from the Austral University (School of Engineering) make this publication in
order to inform the community about relevant issues in the Argentina and Brazil energy sector
Student Team Collaborator from the Austral University School of Engineering: Francisco Sesto, Martin
Gaddi, Mariano Oberst, Bruno Cuevas, Ignacio Gonzalez, Manuel Barreiro, Santiago Baratta.
In this publication we present:
• Prof. Federico de Cristo: “Argentine Monetary Report-july” - Monetary outlook
• Francisco J. Romano (Director of the Diploma in Hydrocarbons Law, Universidad Austral):
– ”Nuevo Decreto para la implementación del Decreto 277/2022 relativo al acceso a Divisas
para la Producción Incremental de Petróleo y Gas Natural.”

– ”La Resolución 625/2022 (la “Resolución”) incorpora a determinados proyectos hidrocar-
burı́feros a los beneficios de la Ley 19.640”
– ”Vaca Muerta: dudas entre los expertos por el alcance del nuevo esquema para atraer inver-
siones y aumentar la producción”
– ”Cómo superar una falsa antinomia”

Reporte Energético - Agosto 2022
Índice
1. Argentina 2
1.1. Balance Energético Comercial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
1.2. Producción de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1.2.1. Evolución de la Producción de Gas por cuenca y por tipo de Recurso . . . . 6
1.2.2. Producción de Gas: Cuenca Neuquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.2.3. Producción de gas desde reservorios Shale por concesión . . . . . . . . . . . 8
1.2.4. Producción de gas desde reservorios Tight por concesión . . . . . . . . . . . 9
1.3. Producción de Petróleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
1.3.1. Evolución de la Producción de Petróleo por cuenca y por tipo de Recurso . 11
1.3.2. Producción de Petróleo: Cuenca Neuquina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
1.3.3. Producción de Petróleo desde reservorios Shale por concesión . . . . . . . . 13
1.3.4. Producción de Petróleo desde reservorios Tight por concesión . . . . . . . . 14
1.4. Productos Refinados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
1.4.1. Refinación: detalle anual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
1.4.2. Refinación: detalle mensual . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.5. Demanda de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
1.5.1. Demanda Doméstica de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
1.5.2. Evolución demanda Interna (1993 - 2022) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
1.5.3. Demanda de Gas Natural por Tipo de Cliente (2020-2022) . . . . . . . . . . 23
1.5.4. Balance Gas natural (1993-2022) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

ÍNDICE
1.5.5. Importaciones y exportaciones de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . 27
1.6. Mercado Eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
1.6.1. Evolución de la Capacidad Instalada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
1.6.2. Potencia Instalada por fuente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
1.6.3. Potencia Instalada por Fuente y Región . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
1.6.4. Evolución de la Generación Eléctrica Instalada por Fuente . . . . . . . . . . 31
1.6.5. Evolución de los Volúmenes de Combustibles Consumidos por Centrales
Térmicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
1.6.6. Evolución Precio de los Combustibles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
1.6.7. Evolución de la Demanda de Electricidad por Tipo de Usuario . . . . . . . 34
1.7. Precios de Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
1.7.1. Evolución de la Tarifa Final y del Precio del Gas en el Punto de Ingreso al
Sistema de Transporte para Residenciales R1 y R3 4° en Ciudad de Buenos
Aires . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
1.7.2. Evolución de los precios de Gas en C. Neuquina para Residenciales Compa-
ración Precio de Gas importado Brasil - Bolivia . . . . . . . . . . . . . . . . 37
1.7.3. Evolución de los precios de importación GNL Argentina y Brasil . . . . . . 37
1.7.4. Evolución de los precios de Venta de Bolivia a Brasil y a Argentina . . . . . 38
2. Precios Hidrocarburos Internacionales 40
2.1. Evolución de Precios: Crudo y Gas Natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.2. Evolución de precios internacionales de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
2.3. Diferencial de Precios LNG USA Export Parity-Henry HUB (U$D/MMBTU) . . . 42
3. Brasil 45
3.1. Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
3.1.1. Demanda Interna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
3.1.2. Oferta: Balance e Importaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
3.2. Mercado Eléctrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.2.1. Capacidad Instalada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
3.2.2. Potencia Instalada por fuente (2021) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
3.2.3. Potencia Instalada por Región . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
2

ÍNDICE
3.2.4. Generación Eléctrica Instalada por fuente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
3.2.5. Evolución de la demanda de electricidad por tipo de usuario (mensual) . . . 52
3.3. Gas Natural: Precios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.3.1. Precio de GNL importaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53
3.3.2. Precio de Venta de Gas Natural de Petrobras a Distribuidoras . . . . . . . 54
3.3.3. Precios Finales de gas natural por sector . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55
4. Economı́a y Finanzas 57
4.1. Panorama monetario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
5. Información Legal y Regulatoria 62
5.1. Nuevo Decreto para la implementación del Decreto 277/2022 relativo al acceso a
Divisas para la Producción Incremental de Petróleo y Gas Natural. . . . . . . . . . 62
5.2. La Resolución 625/2022 (la “Resolución”) incorpora a determinados proyectos hi-
drocarburı́feros a los beneficios de la Ley 19.640. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.3. Vaca Muerta: dudas entre los expertos por el alcance del nuevo esquema para atraer
inversiones y aumentar la producción - Francisco Romano . . . . . . . . . . . . . . 66
5.4. Cómo superar una falsa antinomia - Francisco Romano . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3

1 ARGENTINA
1. Argentina
1.1. Balance Energético Comercial
*El acumulado del año 2022 refiere hasta el mes de Junio.
El Balance Energético Comercial comenzó a ser negativo en abril del 2021. Se incrementa en junio
debido a las importaciones GNL con la llegada del barco regasificador a Bahı́a Blanca. Se acrecienta
el desbalance durante el mes de julio. El menor consumo de gas en septiembre revierte la tendencia
pero las mayores importaciones de lı́quidos para centrales mantienen la balanza comercial negativa,
tanto en noviembre como diciembre. El mes de Febrero 2022 refleja un aumento en la actividad
respecto del mes de Enero.
Si nos detenemos en los datos del año corriente, podemos observar un fuerte incremento en el
total de importaciones, lo cual es en gran parte producto del fuerte aumento en el precio de los
2

1 ARGENTINA
combustibles. Entendiendo que hablamos del primer trimestre, observamos el impacto del conflicto
bélico entre Rusia y Ucrania, que instalo un ato nivel de incertidumbre que se traslada rápidamente
a los precios. Un dato no menor es que la falta de gas llevó a Argentina a tener que importar gas oil
para abastecer a las centrales eléctricas, lo cual afecta fuertemente el monto de las importaciones.
En resumen, a la alza en los precios se suma la necesidad de suministro de gas oil a centrales por
falta de gas.
A pesar de ello no se observan modificaciones en las exportaciones, lo cual arroja una balanza
comercial energética deficitaria y con tendencia negativa.
Según los datos provistos por la SE y el INDEC, el panorama es claramente negativo con un déficit
de 1038 millones de dolares en Mayo y de 1439 millones de dolares en Junio. Si comparamos la
situación con el 2021, en el total del año hubo un déficit de 4898 millones de dolares y en los 6
meses en consideración del 2022, el déficit alcanzó un total de 3987 millones de dolares, es decir,
el doble del año anterior.
The energy trade balance began to be negative in April. It increases in June due to LNG imports
with the arrival of the regasification vessel to Bahı́a Blanca. The imbalance has increased during
July. Less gas natural demand in September reduces the trend. But the higher imports of liquids for
power plants keep the trade balance negative in November and December.The month of February
2022 reflects an increase in activity compared to the month of January.
Despite this, there are no changes in exports, which shows a negative energy trade balance with a
negative trend.
According to data provided by the SE and INDEC, the outlook is clearly negative with a deficit
of 1,038 million dollars in May and 1,439 million dollars in June. If we compare the situation with
2021, in the total for the year there was a deficit of 4,898 million dollars and in the 6 months in
consideration of 2022, the deficit reached a total of 3,987 million dollars, that is, double the previous
year .If we look at the data of the current year, we can see a strong increase in total imports, which
is largely due to the strong increase in fuel prices. Understanding that we are talking about the first
quarter, we observe the impact of the war between Russia and Ukraine, which installed a high level
of uncertainty that is quickly transferred to prices. A noteworthy fact is that the lack of gas led
Argentina to have to import gas oil to supply power plants, which strongly affects the amount of
imports. In other words, the rise in prices and the need to supply diesel oil to plants due to lack of
gas stand out.
Despite this, there are no changes in exports, which shows a negative energy trade balance with a
negative trend.
According to data provided by the SE and INDEC, the outlook is clearly negative with a deficit of
1,038 million dollars in May and 1,439 million dollars in June. If we compare the situation with
2021, in the total for the year there was a deficit of 4,898 million dollars and in the 6 months
in consideration of 2022, the deficit reached a total of 3,987 million dollars, that is, double the
previous year .
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1 ARGENTINA
Se observa claramente el fuerte impacto negativo de la importación de gas natural hasta agosto
2021. En septiembre se revierte por la reducción de las importaciones de gas, pero en noviembre y
diciembre se observa la mayor importación de lı́quidos.
It is clear the natural gas import in the balance negative impact until August 2021. In September
the negative trend was reversed due to the reduction in gas imports.But in November and December
the liquid imports can be observed.
4

1 ARGENTINA
1.2. Producción de Gas Natural
La producción total paı́s de gas en junio 2022 fue de 139,2 MMm3/dı́a, presentando un 10 % más
respecto del mismo mes del 2021.
El pico de producción total fue de 144,4 MMm3/d (2019/7). A partir de esa fecha comienza a
declinar, debido a la caı́da sostenida de la producción convencional, hasta un mı́nimo de 113,8
(2020/12). En los últimos meses se recuperó el ritmo, promediando los 130 desde junio del 2021.
La producción no convencional total paı́s en junio 2022 fue de 78,46 MMm3/d, presentando un
incremento del 28 % respecto al mismo mes del 2021 y representa el 56,37 % del total paı́s.
Total natural gas gross production in June-22 was 4.92 bcf/d, 10 % more than June-21.
The total production peak was 5,10 bcf/d (2019/7). As of that date, it begins to decline, mainly
due to the gradual fall of conventional production, to a minimum of 4,02 bcf/d (2020/12). The
production rithm in the recent months has steadily recovered, averaging around 4.6 bcf/d since
June 2021.
Total of non-conventional country production in June-22 was 2.77 bcf/d, 28 % more than June-21
and 56.37 % of the total country.
5

1 ARGENTINA
1.2.1. Evolución de la Producción de Gas por cuenca y por tipo de Recurso
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1 ARGENTINA
1.2.2. Producción de Gas: Cuenca Neuquina
La producción de gas no convencional (NQN) alcanzó los 75,31 MMm3/d en junio del 2022 repre-
sentando el 54,1 % del total producido en el paı́s y el 78,04 % del total de la cuenca neuquina.
La cuenca Austral presenta una producción de Tight gas de 3,15 MMm3/d (junio 2022) en las
áreas de El Cerrito y Campo indio (CGC)
Se observa la recuperación del Gas No Convencional producto del Plan Gas.AR. Aunque la caı́da
de la producción Convencional no permite evidenciar una recuperación total de la producción.
The unconventional gas gross production achieved the 54.1 % of total country and 78.04 % of Neu-
quén basin with 2.66 bcf/d in June-22. About 30 percent more than June-21
Austral Basin, unconventional gas gross production was 0.11 bcf/d (June-22) coming from El Ce-
rrito and Campo Indio (CGC) fields.
The recovery of the Unconventional Gas product of the Gas.AR Plan is observed. Although the drop
in conventional production does not allow the display of evidence of total gas production recovery.
7

1 ARGENTINA
1.2.3. Producción de gas desde reservorios Shale por concesión
La producción de gas natural Shale (NQN) alcanzó 53,25 MMm3/d en junio del 2022 representando
el 38,25 % del total producido en el paı́s y el 55,18 % del total de la cuenca neuquina. Un 38 % más,
respecto a junio del 2021.
El pico de producción total fue de 144,4 MMm3/d (2019/7). A partir de esa fecha comienza a de-
clinar hasta un mı́nimo de 113,8 (2020/12). En los últimos meses se recuperó el ritmo, promediando
los 130 desde junio del 2021.
The shale gas gross production in June-22 was 1.88 bcf/d, it represented the 38.25 % of total country
and 55.18 % of Neuquén basin. About 38 % more than June-21.
The total production peak was 5,10 bcf/d (2019/7). As of that date, it begins to decline to a mini-
mum of 4,02 bcf/d (2020/12).
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1 ARGENTINA
1.2.4. Producción de gas desde reservorios Tight por concesión
La producción de Tight gas (NQN) alcanzó los 22,06 MMm3/d en junio del 2022 representando
el 15,85 % del total producido en el paı́s y el 22,86 % del total de la cuenca.
Se observa que no hay un crecimiento de la producción en tight respecto de los meses previos,
manteniéndose prácticamente constante.
The tight gas gross production in June-22 was 0.78 bcf/d, it represented the 15.85 % of total country
and 22.86 % of Neuquén basin.
The graph shows that there is no sign of growth in tight production, retaining a somewhat constant
level of production for the past several months.
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1 ARGENTINA
1.3. Producción de Petróleo
La producción de petróleo total paı́s en junio fue de 92,51 Mil m3/dı́a, presentando 14 % más,
respecto del mismo mes del 2021.
En junio de 2022 continúa aumentando la producción total de crudo a pesar de la caı́da del
convencional, estando a valores cercanos a octubre 2010 (94,08 Mm3/d)
La producción de Petróleo no convencional total paı́s en junio 2022 fue de 38,02 Mm3/d, pre-
sentando un aumento del 51 % respecto al mismo mes del 2021 y representa el 41,1 % del total
paı́s
La producción de crudo permanece con tendencia creciente desde mayo de 2020, luego de una
importante caı́da desde noviembre 2019.
Total crude oil gross production in June-22 was 581.89 kbd, it represented 14 % more than June-21.
Total Crude production continues to grow in June, despite the fall in conventional production,
reaching values similar to those in October-2010 (591.73 kbd)
The total non-conventional country crude oil production in June-22 was 239.14 kbd, showing an
increase of 51 % compared to the same month of 2021 and represents the 41.1 % of the total country.
Crude oil production remains growing at a steady pace since may-20.
10

1 ARGENTINA
1.3.1. Evolución de la Producción de Petróleo por cuenca y por tipo de Recurso
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1 ARGENTINA
1.3.2. Producción de Petróleo: Cuenca Neuquina
La producción de petróleo (NQN) no convencional en junio fue de 37,92 Mil m3/dı́a, representando
el 40,99 % del paı́s y el 69,7 % de la cuenca neuquina.
La producción de petróleo no convencional (NQN) creció un 52 % entre junio 2022 y junio 2021.
Shale and Tight crude oil gross production (NQN) in June-22 was 238.52 kbls/d, it represented the
40.99 % of total country and 69.7 % of Neuquén basin.
Shale and Tight crude oil gross production (NQN) increased 52 % between June-22 and June-21.
12

1 ARGENTINA
1.3.3. Producción de Petróleo desde reservorios Shale por concesión
La producción de petróleo Shale (NQN) alcanzó los 37,00 MMm3/d en junio del 2022 representando
el 39,99 % del total producido en el paı́s y el 68, % del total de la cuenca.
The shale crude oil gross production in June-22 was 232.7 kbd, it represented the 39.99 % of total
country and 68 % of Neuquén basin.
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1 ARGENTINA
1.3.4. Producción de Petróleo desde reservorios Tight por concesión
La producción de petróleo Tight (NQN) alcanzó los 0,93 MMm3/d en junio del 2022 representando
el 1,00 % del total producido en el paı́s y el 1,7 % del total de la cuenca.
The tight crude oil gross production in June-22 was 5.82 kbd, it represented the 1 % of total country
and 1.7 % of Neuquén basin
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1 ARGENTINA
1.4. Productos Refinados
1.4.1. Refinación: detalle anual
15

1 ARGENTINA
1.4.2. Refinación: detalle mensual
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1 ARGENTINA
1.5. Demanda de Gas Natural
1.5.1. Demanda Doméstica de Gas Natural
La estructura de la demanda de gas natural evoluciona de Residencial/GNC/Industrial/Centrales
representan 33 %/4 %/36 %/28 % (1993) a ser 28 %/5 %/28 %/38 % en 2021. Se observa el impor-
tante aumento de participación en demanda para generación eléctrica respecto de la Residencial
e Industrial, en especial en 2017 y 2021. En el 2022 se observa un aumento importante de la
participación de las Centrales Térmicas (a un 40 % estimado)
La demanda ha crecido sostenidamente en 104 % desde 1993-2018, frenándose en 2019 y más
fuertemente en 2020 (COVID). La recuperación post COVID 2021, recién a fin de año alcanzó
demandas similares (levemente inferiores) a las del 2019, exceptuando en el Sector Industrial que
presenta en 2021 un 8,87 % menor al consumido en 2019.
The natural gas demand structure have change from 1993 to 2018 as follows Residential/Vehicular
Gas/Industry/Power Plants from 33 %/4 %/36 %/28 % (1993) to 28 %/5 %/28 %/38 % (2021). It
can be seen the important growth of the Power Plant demand in comparison with Residential and
Industrial demand, mainly in 2017 and 2021. In 2022, a marked increase in Power Plants’ share
(to a 40 % estimated share)
NG demand has permanent growth - 104 % growth since 1993-2018. It stopped in 2019, and strongly
in 2020 (COVID). The post-COVID 2021 recovery barely met the demands of 2019, except in the
Industrial Sector, which in 2021 the consumption was 8.87 % lower than in 2019.
19

1 ARGENTINA
1.5.2. Evolución demanda Interna (1993 - 2022)
Residencial(mm3/d)
20

1 ARGENTINA
Centrales térmicas(mm3/d)
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1 ARGENTINA
Industria(mm3/d)
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1 ARGENTINA
1.5.3. Demanda de Gas Natural por Tipo de Cliente (2020-2022)
23

1 ARGENTINA
1.5.4. Balance Gas natural (1993-2022)
Balance de gas natural
La mayor exportación se concreta en el año 2004 de 22 MMm3/d en promedio anual, a partir de
julio de 2007 se reducen a valores marginales. A partir de septiembre 2018 comienzan a realizar-
se exportaciones de importancia alcanzándose un pico de 13 MMm3/d en 3/2020, para cortarse
totalmente en el invierno y recuperarse en Octubre, Noviembre y Diciembre.
Las importaciones de gas natural comienzan en 2004 desde Bolivia y a partir del 2008 mediante
GNL por el barco regasificador ubicado en Bahı́a Blanca. En 2011 entra en operaciones el segundo
barco regasificador en Escobar, en noviembre 2018 se retira el barco de Bahı́a Blanca. Dada las
condiciones de escasez de producción doméstica ante la parada de la fractura de NC durante varios
meses del 2020, y agravado por los conflictos gremiales, en mayo 2021 vuelve el barco regasificador
a BB.
Maximum NG exports was in 2004 reaching 0.777 bcf/d. Since 2007 exports reduced practically to
zero. In September 2018 Argentina began to export important volumes, reaching reaching a peak of
0,46 bcf/d in 3/2020, to completely cut off in the winter and recover in October, November and
December.
Natural Gas imports began in 2014 from Bolivia. Since 2008 a regasification vessel placed in Bahia
Blanca began to supply LNG. In 2011 a second regasification vessel began to operate. Finally in
November 2018 the first vessel left Bahia Blanca. Given the conditions of domestic production
shortage due to the stop of the NC fracture for several months of 2020, and aggravated by union
conflicts, in May 2021 the regasification vessel returns to Bahia Blanca.
25

1 ARGENTINA
Evolución de la producción bruta-Importación y exportación de gas natural (mm3/d)
1.5.5. Importaciones y exportaciones de Gas Natural
Importaciones
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1 ARGENTINA
Exportaciones
1.6. Mercado Eléctrico
1.6.1. Evolución de la Capacidad Instalada
28

1 ARGENTINA
Los mayores aportes de potencia instalada desde 2002 hasta la actualidad responden a centrales
de ciclo combinados ocasionando importantes consumos de gas natural para cubrir la demanda de
generación eléctrica.
Se observa que los dos incrementos de aporte de potencia al sistema responden al periodo 2007-
2012, y del 2017 al 2020, especialmente por el impacto de centrales de ciclo combinado y renovables
para el ultimo perı́odo.
**2022: Corresponde a la información del mes de Junio de 2022
The largest contributions of installed power from 2002 to the present correspond to combined cycle
power plants, causing significant consumption of natural gas to cover the demand for electricity
generation.
It is observed that the two increments of power contribution to the system correspond to the period
2007-2012, and from 2017 to 2020. The last one responds to cycle power plants and renewable
ones.
** 2022: Corresponds to June 2022 data.
1.6.2. Potencia Instalada por fuente
**Corresponde a la información del mes de Junio de 2022
29

1 ARGENTINA
1.6.3. Potencia Instalada por Fuente y Región
30

1 ARGENTINA
1.6.4. Evolución de la Generación Eléctrica Instalada por Fuente
Del gráfico de generación por fuente se observa que todo el crecimiento de la demanda eléctrica
argentina se sustenta en generación de centrales térmicas y en especial a gas natural.
La generación eléctrica total se ha mantenido estable desde el 2016 hasta 2018. Las crisis económicas
y el COVID han afectado la demanda doméstica. En 2021 ha aumentado la generación eléctrica
frente a 2020, y en el comienzo del año 2022 vemos un incremento que genera un pico producto de
la ola de calor que tuvo lugar en el mes de Enero.
Se observa la penetración cada vez mayor de la generación en base renovable a partir del 2018.
From the generation-by-source graph, it can be seen Argentine electricity demand growth is based
on the Natural Gas Thermal Plant generation.
Electricity generation has remained stable from 2016 till 2018. The economic crisis and COVID
has impacted on domestic demand. In 2021, the generation growth respect 2020.
The increasing penetration of renewable generation is observed since 2018.
31

1 ARGENTINA
1.6.5. Evolución de los Volúmenes de Combustibles Consumidos por Centrales Térmi-
cas
Durante el verano (2020), el aporte de gas natural nacional permitió reducir notablemente la
utilización de combustibles lı́quidos. En 2021, la demanda de combustibles lı́quidos aumentó con-
siderablemente.
Se observan 2 picos a destacar en 1/2018 y 1/ 2022 (mencionado anteriormente) . Se observa casi
el mismo nivel de demanda pero en 2018 se utilizó mas gas mientras que en 2022 se consumió una
mayor cantidad de combustibles lı́quidos.
During the summer (2020), the contribution of domestic natural gas significantly reduced the use
of liquid fuels. In 2021, the demand for liquid fuels increased considerably.
Two notable peaks are observed at 1/2018 and 1/2022 (mentioned above). Almost the same level
of demand is observed, but in 2018 more gas was used while in 2022 a greater amount of liquid
fuels was consumed.
32

1 ARGENTINA
1.6.6. Evolución Precio de los Combustibles
**El ultimo dato corresponde a Junio 2022
33

1 ARGENTINA
1.6.7. Evolución de la Demanda de Electricidad por Tipo de Usuario
Se observa la estacionalidad de la demanda eléctrica Residencial durante el verano e invierno, ası́
como el impacto del COVID en la demanda eléctrica.
La demanda total promedio (11000 GWh mes) se ha mantenido en general estable, durante los años
2017-2019. En 2021 se registró un promedio de 11155 Gwh mes lo cual da indicios de recuperación
post-covid, dado que en 2020 el promedio estuvo en 10609 Gwh. Es decir, si comparamos el año
2021 con el 2019 (pre-pandemia) observamos un aumento en la demanda eléctrica. Particularmente
en el sector residencial obsevamos un promedio de 55000 Gwh en 2019 contra casi 61000 Gwh en
el 2021.
Es interesante observar que Enero 2022 contó con una ola de calor que genero una demanda pico
que se asemeja al consumo invernal, lo cual da una idea de la magnitud de cambio que pueden
generar situaciones extraordinarias en el sector residencial.
The seasonality of the residential electrical demand during the summer and winter is observed, It
is also noted the COVID impact in electricity demand.
Total Average Demand (11000 GWh monthly) has, in general, remained stable during 2017-2019.In
2021, an average of 11,155 Gwh per month was recorded, which indicates a post-Covid recovery,
taking into account that in 2020 the average was 10,609 Gwh.In other words, if we compare the
year 2021 with 2019 (pre-pandemic), we observe an increase in electricity demand. Particularly in
the residential sector, we observed an average of 55,000 Gwh in 2019 against almost 61,000 Gwh
in 2021.
It is interesting to observe that January 2022 had a heat wave that generated a peak demand that is
similar to winter consumption, which gives an idea of the magnitude of change that extraordinary
situations can generate in the residential sector.
34

1 ARGENTINA
1.7. Precios de Gas Natural
1.7.1. Evolución de la Tarifa Final y del Precio del Gas en el Punto de Ingreso al
Sistema de Transporte para Residenciales R1 y R3 4° en Ciudad de Buenos
Aires
35

1 ARGENTINA
1.7.2. Evolución de los precios de Gas en C. Neuquina para Residenciales Compara-
ción Precio de Gas importado Brasil - Bolivia
1.7.3. Evolución de los precios de importación GNL Argentina y Brasil
37

1 ARGENTINA
En el mes de Junio, Enarsa confirmó la compra de 11 cargamentos de LNG con un precio estimado
de USD 25 por millón de BTU. Se estima la compra de 50000 m3 para el mes de Septiembre, los
cuales arribarı́an en 2 cargamentos. También dio a conocer los cargamentos licitados durante el
año corriente, de los cuales 27 corresponden al puerto de Escobar y 14 al de Bahı́a Blanca.
In the month of June, Enarsa confirmed the purchase of 11 shipments of LNG with an estimated
price of USD 25 per million BTU. The purchase of 50,000 m3 is estimated for the month of
September, which would arrive in 2 shipments.It also announced the shipments tendered during the
current year, of which 27 correspond to the port of Escobar and 14 to Bahı́a Blanca.
1.7.4. Evolución de los precios de Venta de Bolivia a Brasil y a Argentina
En los meses de Abril y Mayo se observa un gran incremento en el precio de venta de gas boliviano
a Argentina. Se da en el marco de la renegociación del contrato, estableciendo un precio de 9
USD/MMBTU para montos hasta 10 millones de metros cúbicos y de entre 18 USD/MMBTU y
20 USD/MMBTU para el excedente, con una importación diaria de aproximadamente 14 millones
de m3 de gas. En cuanto a Brasil, la situación con Bolivia es conflictiva dado que no se renego-
ció el contrato, por lo cual los precios aún se mantienen estables aunque no fueron informados
oficialmente.
In the months of April and May, a large increase in the sale price of Bolivian gas to Argentina is
observed. It occurs within the framework of the renegotiation of the contract, establishing a price
of 9 USD/MMBTU for amounts up to 10 million cubic meters and between 18 USD/MMBTU and
20 USD/MMBTU for the surplus, with a daily import of approximately 14 million m3 of gas. As
for Brazil, the situation with Bolivia is conflictive given that the contract was not renegotiated, so
prices are still stable although they were not officially reported.
**El ultimo dato para Argentina corresponde a Mayo y el de Brasil a Marzo
38

PRECIOS:
HIDROCARBUROS
INTERNACIONALES
II

2 PRECIOS HIDROCARBUROS INTERNACIONALES
2. Precios Hidrocarburos Internacionales
2.1. Evolución de Precios: Crudo y Gas Natural
40

2.2. Evolución de precios internacionales de gas natural
41

2.3. Diferencial de Precios LNG USA Export Parity-Henry HUB (U$D/MMBTU)
A partir de diciembre de 2018, ante el aumento de la capacidad de LNG, se produce una fuerte
oferta mundial, provocando una importante caı́da en los precios de LNG Asia comprados con los
precios LNG contractuales. La caı́da se agudiza aún más por la pandemia COVID en 2020, pero
en enero 2021, hay un fuerte repunte de pecios superando las expectativas, creciendo en forma
sostenida y continua llegando en diciembre 2022 con los mayores precios de la historia en Europa
y en Asia.
Las exportaciones de GNL por parte de USA comienzan fuertemente en 2018, superponiéndose
con la importante oferta de Australia y la tradicional de Qatar, en 2020 siguió USA aumentando
sus exportaciones y Australia supera a Qatar, transformándose en el principal exportador de LNG
del Mundo.
Del Grafico se observa que el precio de GNL Spot de Japón comienza a despegarse de los precios
de contratos de LNG asociados al precio del Crudo Brent. Lo que está generando por parte de los
compradores asiáticos, la búsqueda de contratos desacoplados al crudo. Posteriormente a octubre
2020 se observa la recuperación del precio de GNL Spot Japón, acoplándose con el precio LNG de
contrato asociado a crudo, y supera en enero 2021 los precios históricos. La recuperación China, y
el invierno asiático 2021, impactaron fuertemente en el precio del JKM.
En cuanto al mes de Marzo vemos un notorio incremento en los precios internacionales de gas natu-
ral, lo cual es esperable en el marco de un conflicto bélico liderado por Rusia, principal abastecedor
de gas en Europa. Los valores alcanzados por NG Europe WB y UK LNG Spot son de 42,39 y 41,07
UDS/MMBTU respectivamente, cuando en Febrero habı́an sido de 27,23 y 26,6 USD/MMBTU,
marcando un alto nivel de incertidumbre a futuro respecto del abastecimiento de gas natural. El
mes de Abril continuo la tendencia de alza de precios, y si bien Mayo mostro una caida notoria,
los valores volvieron a incrementarse en Junio.
42

Since December 2018, due to the increase in LNG capacity, there is a strong global supply, causing
a significant drop in LNG Asia prices compared to contractual LNG prices. The fall is further
exacerbated by the COVID pandemic in 2020, but in January 2021, there is a strong rebound in
wrecks exceeding expectations, growing steadily and continues to arrive in December 2022 with the
highest prices in history in Europe and Asia.
LNG exports by the USA start strongly in 2018, overlapping with the important supply from Aus-
tralia and the traditional one from Quatar. In 2020 the USA continued to increase its exports and
Australia surpasses Quatar, becoming the main LNG exporter in the world up to now
From the Graph it is observed that the price of LNG Spot in Japan begins to detach from the prices
of LNG contracts associated with the price of Brent Crude. What is generating on the part of Asian
buyers, the search for contracts decoupled to crude. After October 2020, the recovery of the price
of GNL Spot Japan is observed, coupling with the LNG price of the contract associated with crude,
and exceeds historical prices in January 2021. The Chinese recovery, and the Asian winter 2021,
have had a strong impact on the JKM price.
For the month of March, we can see a notable increase in international natural gas prices, which
was expectable in the context of a war led by Russia, the main gas supplier in Europe. The values
reached by NG Europe WB and UK LNG Spot are 42.39 and 41.07 USD/MMBTU respectively,
when in February they had been 27.23 and 26.6 USD/MMBTU, indicating a high level of future
uncertainty regarding the supply of natural gas.The month of April continued the trend of rising
prices, and although May showed a noticeable drop, the values increased again in June.
43

3 BRASIL
3. Brasil
3.1. Gas
3.1.1. Demanda Interna
45

3 BRASIL
3.1.2. Oferta: Balance e Importaciones
48

3 BRASIL
3.2. Mercado Eléctrico
3.2.1. Capacidad Instalada
**Los últimos datos corresponden a Mayo de 2022
Los mayores aportes de potencia instalada desde 2014 hasta la actualidad corresponden a capacidad
de renovables.
The largest contributions of installed power from 2014 to the present correspond renewable capacity.
49

3 BRASIL
3.2.2. Potencia Instalada por fuente (2021)
50

3 BRASIL
3.2.3. Potencia Instalada por Región
3.2.4. Generación Eléctrica Instalada por fuente
51

3 BRASIL
3.2.5. Evolución de la demanda de electricidad por tipo de usuario (mensual)
52

3 BRASIL
3.3. Gas Natural: Precios
3.3.1. Precio de GNL importaciones
Atención al dato del mes de Diciembre de 2021, en el cual ya comenzaba a dispararse el precio del
gas natural. Si bien la tendencia dejo de ser creciente, los precios continúan siendo altos.
Pay attention to the month of December 2021 data, when the price of natural gas was already
beginning to rise sharply. Although the trend is no longer growing, prices continues being high.
53

3 BRASIL
3.3.2. Precio de Venta de Gas Natural de Petrobras a Distribuidoras
**Datos hasta Abril 2022
En enero de 2020 entró en vigor el contrato “Nuevo mercado de gas”, un programa oficial que tiene
como principal objetivo garantizar el acceso a infraestructura de transporte de gas e instalaciones
para empresas privadas, con el fin de reducir el monopolio de empresas estatales en el sector
energético.El precio de gas importado corresponde a gas proveniente de Bolivia.
In January 2020, the ”New Gas Marketçontract entered into force, an official program whose
main objective is to guarantee access to gas transportation infrastructure and facilities for private
companies, in order to reduce the monopoly of state companies in the energy sector. The price of
imported gas corresponds to gas from Bolivia.
54

3 BRASIL
3.3.3. Precios Finales de gas natural por sector
**Datos hasta Mrzo 2022
55

4 ECONOMÍA Y FINANZAS
4. Economı́a y Finanzas
4.1. Panorama monetario
Federico De Cristo
Julio 2022
La base monetaria registró una expansión de ARS 335 mil millones en julio y deja una expansión
acumulada en el año de ARS 663 mil millones.
La expansión en julio de la base monetaria se explica principalmente por la intervención del BCRA
en el mercado de bonos para sostener el valor de las letras del Tesoro nacional tras la venta masiva de
tı́tulos del fondo Pellegrini del Banco Nación en junio, que inició un proceso de venta generalizada
dificultando la refinanciación del Tesoro. Además, el BCRA emitió ARS 263 mil millones para
hacer frente a pagos de intereses en un contexto de suba de tasas que encarece el costo del stock
de pasivos. Esto fue parcialmente compensado por venta de divisas y otras operaciones.
La sucesión de titulares del ministerio de economı́a en julio inició un proceso de suba de tasas que
se refleja en la mayor remuneración de las letras del Tesoro Nacional para recuperar el crédito en
el mercado interno, lo cual también terminó incrementando el interés pagado por las letras y notas
del BCRA y la remuneración de depósitos a plazo fijo, reflejado en el incremento de la tasa Badlar.
El incremento de tasas posiblemente se sostenga durante agosto para compensar la aceleración de
la inflación y contener la cotización del dólar paralelo. En este contexto de elevada incertidumbre,
desde el Ministerio de Economı́a se asegura que acentuarán los esfuerzos para reducir el déficit
fiscal y la financiación del Tesoro por parte del BCRA. Queda por verse si se elabora algún plan
de acción para reducir el peso de los pasivos del BCRA que devengan un costo de interés creciente
que ya supera los 3 puntos del producto.
(*) Información al 4 de julio 2022, según BCRA (Informe Monetario Diario).
57

INFORMACIÓN LEGAL
Y REGULATORIA
V

5 INFORMACIÓN LEGAL Y REGULATORIA
5. Información Legal y Regulatoria
5.1. Nuevo Decreto para la implementación del Decreto 277/2022 rela-
tivo al acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo
y Gas Natural.
Por Francisco J. Romano Director Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos
Universidad Austral Socio Estudio PAGBAM Abogados
Beneficiarios
Según el nuevo Decreto 484/2022 publicado en el Boletı́n Oficial el 12 de agosto de 2022 (el
”Decreto”), los beneficios del Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de
Petróleo”(RADPIP) y del Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas
Natural”(RADPIGN) creados por los Tı́tulos I y II del Decreto No. 277/22, se otorgarán a los
permisionarios, concesionarios y terceros asociados que acrediten un vı́nculo contractual con el
beneficiario de al menos DOCE (12) meses, con una inversión mı́nima de CINCUENTA MILLO-
NES DE DÓLARES ESTADOUNIDENSES (USD 50.000.000), en los términos que establezca la
Autoridad de Aplicación.
Los terceros asociados, podrán solicitar el reconocimiento de los beneficios a partir del tercer
trimestre de 2022, previo cumplimiento de los requisitos y dentro de los plazos establecidos por la
SECRETARÍA DE ENERGÍA.
El reconocimiento de la prestación se solicitará dentro de los QUINCE (15) dı́as hábiles siguientes
a la finalización de cada trimestre.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA y la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS (AFIP)
instrumentarán las medidas complementarias, en el marco de sus respectivas competencias, para
que el proceso de reconocimiento del beneficio concluya en un plazo no mayor a NOVENTA (90)
dı́as corridos a partir del cierre del trimestre para el cual se solicita.
Cumplidos los requisitos pertinentes, la SECRETARÍA DE ENERGÍA expedirá un certificado
que será notificado a los beneficiarios, a la AFIP y al BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA
ARGENTINA (BCRA).
Determinación de la Lı́nea Base de Producción
Con el fin de definir la Lı́nea de Base correspondiente al RADPIP, la producción de petróleo
crudo correspondiente al perı́odo de enero a diciembre de 2021, ambos inclusive, proveniente de
las áreas de titularidad de la Beneficiaria incluirá la Producción Primaria, Secundaria, Asistida y
Condensado, publicada oficialmente por la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
A efectos del cálculo de la Producción Incremental Trimestral del RADPIP, se tomará la producción
de petróleo crudo de la beneficiaria o del beneficiario correspondiente a los últimos DOCE (12)
meses (Q12), incluyendo al trimestre de que se trate, conforme al siguiente cálculo:
Producción Incremental Trimestral = (P12 - Lı́nea Base)/4
Cobertura del Mercado Interno de Petróleo (CMIPC)
A los efectos del inciso a) del artı́culo 7 del Decreto 277/22, se entenderá por Cobertura del Mercado
Interno de Petróleo (CMIPC) la diferencia entre (i) la producción de petróleo de cada beneficiario
acumulada en los doce (12) meses anteriores al cierre de cada trimestre por área y asociación y
62

(ii) el volumen de exportaciones de petróleo acumulado en los doce (12) meses anteriores al cierre
de cada trimestre, comercializado directa e indirectamente para cada uno de dichos beneficiarios,
en ambos casos (i) y (ii) según lo publicado por la Secretarı́a de Energı́a y expresado en metros
cúbicos (m3), dividido por la capacidad máxima de refinación en el mercado local, es decir, la
suma de los valores máximos mensuales de petróleo procesado por cada empresa en los cinco años
anteriores, multiplicada por doce (12) y expresada en metros cúbicos, según la base de datos oficial
publicada por la Secretarı́a de Energı́a. La Autoridad de Aplicación podrá actualizar esta fórmula
cada dos (2) años, en caso de variación de la capacidad de refinación del sistema.
Reversión del Declino Técnico Ajustado
Se establece que la reversión del declino técnico ajustado es solo para producción convencional de
petróleo crudo y gas natural de cualquiera de las cuencas productivas del paı́s.
Reactivación de Pozos de Baja Productividad y/o Inactivos
El incentivo mencionado en el inciso c) del artı́culo 7° del Decreto N° 277/22 es aplicable solo a
pozos con producción convencional exclusiva de petróleo crudo.
Se entiende por pozo inactivo o cerrado a aquellos pozos productores de petróleo en los que la
producción haya cesado por razones técnicas o económicas. Deben tener producción nula durante
los últimos DOCE (12) meses y haber sido informados a la Autoridad de Aplicación como “en
estudio” o “parados transitoriamente”.
Se entiende por Pozo de Baja Productividad a aquellos pozos de petróleo cuya producción, ya sea
por limitaciones técnicas o declinación natural de los reservorios, haya sido menos de DOS ME-
TROS CÚBICOS POR DÍA (2 m3/dı́a) en promedio, respecto del tiempo de producción efectiva,
durante el año 2021 o en los últimos DOCE (12) meses anteriores a ser incluidos en el proyecto
con los terceros recuperadores.
El beneficio dispuesto en el inciso c) del artı́culo 7° del mencionado decreto será aplicable cuando
la producción incremental de petróleo obtenida por la beneficiaria o el beneficiario en asociación
con terceros recuperadores, durante los últimos DOCE (12) meses en pozos declarados como de
baja productividad o previamente inactivos o cerrados, supere el CINCO POR CIENTO (5 %) de
la producción total de la beneficiaria o del beneficiario en dicho tipo de pozos en el año 2021.
Valuación del Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB)
A los efectos de la valuación del Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB) se utili-
zará la cotización FOB promedio de los últimos DOCE (12) meses precedentes del “ICE BRENT
primera lı́nea”, en los últimos TREINTA Y SEIS (36) meses precedentes a la publicación del
presente decreto y el precio FOB promedio de exportación por tipo de crudo durante el mismo
perı́odo.
Beneficios en los Regı́menes a Proveedores
Los beneficios definidos en los Regı́menes establecidos en los Tı́tulos I y II del Decreto N° 277/22
podrán transferirse a proveedores directos de la beneficiaria o del beneficiario, definidas o definidos
como aquellas personas jurı́dicas que brinden servicios especiales destinados a la producción de
hidrocarburos, incluyendo servicios de fractura, perforación de pozos y equipos de torre; y/u otros
que la Autoridad de Aplicación defina como servicios especiales.
Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN)
A los efectos de la validación de los volúmenes inyectados, para las cuencas en las que corresponda,
cuando la beneficiaria o el beneficiario sea un sujeto adjudicatario del “Plan de Promoción de
63

2022 2023 2024 2025
50 % 50 % 70 % 100 %
la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” (Plan
Gas.Ar), los volúmenes a incorporar en el cálculo de la Lı́nea Base serán aquellos oportunamente
validados por la Autoridad de Aplicación para el cumplimiento de dicho Plan durante el perı́odo
enero a diciembre del año 2021, incluyendo las cantidades inyectadas y entregadas en exceso a los
compromisos de dicho plan.
Para aquellas beneficiarias o aquellos beneficiarios con producción de gas natural costa afuera
(“offshore”), se computará dicha inyección para el cálculo de la Lı́nea Base de forma paulatina, de
la siguiente manera:
A los efectos del cálculo de la Inyección Incremental del RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS
PARA LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE GAS NATURAL (RADPIGN), en cada trimestre
la inyección diaria promedio de gas natural de la beneficiaria o del beneficiario correspondiente a los
últimos DOCE (12) meses, incluyendo al trimestre de que se trate, se calculará de conformidad a
la siguiente expresión, en las mismas condiciones que para el cálculo de la Lı́nea Base de Inyección:
Inyección Incremental promedio diaria del trimestre = (Inyección promedio diaria de los últimos
doce meses – Lı́nea Base de Inyección)
Para aquellas beneficiarias o aquellos con producción de gas natural costa afuera (“offshore”) se
computará dicha producción para el cálculo de la Inyección Incremental de forma paulatina.
Otros Asuntos
El Decreto incluye detalles sobre el cálculo del gas natural objeto de incentivo de la misma manera
que en el caso de la regulación del petróleo crudo, regulación detallada del contenido local y otros
asuntos.
5.2. La Resolución 625/2022 (la “Resolución”) incorpora a determina-
dos proyectos hidrocarburı́feros a los beneficios de la Ley 19.640.
Con la finalidad de fomentar el desarrollo de nuevos proyectos e inversiones tendientes a incrementar
la producción de petróleo crudo y gas natural, la Resolución establece los parámetros para que un
proyecto sea considerado “nuevo proyecto hidrocarburı́fero” a los efectos de su encuadramiento en
el régimen de la Ley N° 19.640 y sus normas modificatorias y complementarias.
Se establece que, dado que en la cuenca austral, la que abarca tanto jurisdicción provincial como
nacional en los términos del Artı́culo 1° de la Ley N° 26.197 y sus normas modificatorias y comple-
mentarias, se desarrolla una importante producción de gas natural costa afuera, y que una forma
de incrementar la producción es aumentar la capacidad de tratamiento y compresión del gas de
boca de pozo, la Resolución extiende los beneficios de la Ley 19.640 a aquellas inversiones que
tengan por objetivo incorporar reservas e incrementar la producción como consecuencia de nuevas
instalaciones de tratamiento, compresión o ampliación de instalaciones existentes; como ası́ tam-
bién aquellas que prevean el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos lı́quidos
y/o gaseosos y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.
También se incluye a los emprendimientos costa afuera que se desarrollen en las jurisdicciones
precitadas, con la condición de que la producción reciba tratamiento y/o acondicionamiento ente-
ramente en la Provincia de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO
SUR.
64

Se establece que a los fines dispuestos por el Artı́culo 1° del Decreto N° 1.049 de fecha 13 de
noviembre de 2018 serán considerados “nuevos emprendimientos hidrocarburı́feros” a los proyectos
que cumplan uno o más de los siguientes requisitos:
a) comprometan una inversión mı́nima en proyectos costa afuera en áreas hidrocarburı́feras de ju-
risdicción de la Provincia de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO
SUR y/o en las áreas adyacentes del Mar Territorial Argentino y el subsuelo de la plataforma conti-
nental de jurisdicción nacional, conforme lo determinan las Leyes Nros. 26.197, 23.968 y 27.557, de
DÓLARES ESTADOUNIDENSES DOSCIENTOS CINCUENTA MILLONES (USD 250.000.000)
en un plazo máximo de CUATRO (4) años;
b) comprometan una inversión mı́nima en áreas hidrocarburı́feras situadas costa adentro de jurisdic-
ción de la Provincia de TIERRA DEL FUEGO, ANTÁRTIDA E ISLAS DEL ATLÁNTICO SUR,
de DÓLARES ESTADOUNIDENSES DIEZ MILLONES (USD 10.000.000) en un plazo máximo
de CUATRO (4) años;
c) contemplen la incorporación y el desarrollo de reservas con la construcción de nueva infraes-
tructura productiva, la ampliación de la capacidad de producción, compresión y tratamiento de
plantas existentes o instalación de nuevas para el acondicionamiento necesario para el transporte
y comercialización de la producción de petróleo y gas;
d) involucren el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos lı́quidos y/o gaseosos,
se involucren en proyectos de industrialización y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.
LA SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA evaluará los proyectos que
se presenten en el marco de lo dispuesto en el Artı́culo 1° de la presente resolución y se expedirá
acerca de su categorización como nuevo emprendimiento hidrocarburı́fero.
Los hidrocarburos producidos en el marco del Decreto N° 1.049/18 se considerarán ı́ntegramente
producidos en el área aduanera especial y gozarán de los beneficios de la Ley N° 19.640 y sus
normas modificatorias y complementarias.
65

5.3. Vaca Muerta: dudas entre los expertos por el alcance del nuevo es-
quema para atraer inversiones y aumentar la producción - Francisco
Romano
El Dr. Francisco J Romano Rivarola, de la Facultad de Derecho — Universidad Austral y codirector
del instituto, en conversación con Infobae, brindó su opinión respecto al decreto recientemente
publicado que reglamentó el DNU 277 de acceso a divisas para productoras.
El decreto “es una tortura de leer, incluso para mı́, que llevo 30 años en esto”. El régimen promete
acceso a dólares, pero “¿con qué seguridad los van a dar, si el gobierno no los tiene?”.
En relación al desacople existente en Argentina entre exportar y vender en el mercado interno a
la mitad del precio, “Para tirarles un hueso a los que no exportan, les dan esto, que para mı́ no
genera más confianza y no va a cambiar en nada la situación estructural”.
De los regı́menes de excepción que se aplicaron, este es el peor de todos: te piden invertir sin la
seguridad de que te van a dar dólares, es como que te inviten a un asado y no haya carne”.
Está pidiendo compromiso de inversión y resultados contra una promesa que depende de muchas
condiciones, lo cual convierte esto en un acto de fe”.
Para conocer la opinión completa del Dr. Romano, y ver sus propuestas, ası́ como también la opinión
de otros expertos, la nota completa se encuentra en el siguiente link: Infobae: nota completa
5.4. Cómo superar una falsa antinomia - Francisco Romano
Compartimos también otra nota del Dr. Romano. Adjuntamos, en la siguiente página, la publica-
ción completa.
Infobae: El boom de Vaca Muerta: ¿cómo superar la falsa antinomia entre autoabastecimiento y
exportación de gas?
66

53
La producción de gas no convencional de Vaca Muerta abre grandes
perspectivas para el país. Para lograrlo, se necesita el diseño de una
nueva estrategia exportadora para convertir a la Argentina en un
proveedor clave del mercado del gas natural licuado, sin descuidar la
satisfacción de la demanda interna.
CÓMO SUPERAR UNA
FALSA ANTINOMIA
POR FRANCISCO
JAVIER ROMANO
Director del Instituto de Energía y
de la Diplomatura en Derecho de los
Hidrocarburos de la Universidad Austral,
socio del Estudio PAGBAM Abogados y
director de la Association of International
Energy Negotiators (AIEN).
Argentina está en una posición muy
favorable para optimizar el uso de sus
recursos de gas natural y generar las
divisas que el país necesita hoy más que
nunca. Existe una serie factores conver-
gentes, que exige el diseño de una cui-
dadosaestrategiadeabastecimientodel
mercado interno y una política exporta-
dora inteligente. En primer lugar, con-
tamos con Vaca Muerta, la formación
no convencional que podría abastecer
nuestra demanda interna durante los
próximos 200 años.
Se estima que el desarrollo del 50% de
los recursos de Vaca Muerta permitiría
un volumen incremental de exporta-
ciones superior a los 33.000 millo-
nes de dólares anuales en el próximo
medio siglo. De insertarnos en el mer-
cado internacional como proveedo-
res de gas natural licuado (GNL), una
ventaja adicional es que estaríamos en
contrestaciónrespectodelosprincipa-
les compradores –China, Japón, Corea
del Sur–, ya que la demanda invernal
deelloscoincidiríaconnuestrosmeses
más cálidos, cuando nuestra demanda
interna de gas disminuye.
Un último punto, central en el mundo
en que vivimos y al que la Argentina no
es ajena, es el de la transición energéti-
ca. Estamos bien situados por tener una
matriz energética compuesta, en más
del 50%, de gas natural, el más limpio
de los combustibles fósiles. Debemos
aprovechar esta oportunidad para
AUTOABASTECIMIENTO Y EXPORTACIÓN

54
“La propuesta de una legislación específica para el sector del
GNL argentino apunta a que la autoridad de aplicación elabore
proyección bianual de oferta y demanda de gas natural para el
mercado interno con el fin de asegurar el pleno abastecimiento”.
| COLUMNISTA INVITADO
diseñarunaestrategiadetransiciónque
tenga en cuenta nuestra disponibilidad
de recursos y las necesidades de nues-
tra economía, por ejemplo mediante el
hidrógeno azul.
UN CAMBIO DE PARADIGMA
El abastecimiento de la demanda in-
terna de hidrocarburos es un pilar fun-
damental de la política energética. No
lo es solo en Argentina; el concepto de
“reserva estratégica” y de “seguridad
del abastecimiento” existe en todos los
países productores. El tema es definir
cuál es la fórmula más beneficiosa para
el país. El actual déficit en la balanza
comercial energética, producto sobre
todo de la carencia de la infraestructura
de transporte necesaria para atender el
mercado interno, nos somete a los dic-
tados del mercado internacional con
el consiguiente drenaje de divisas. Es
decir, todo lo contrario a la declamada
“soberanía energética”.
En este contexto, surge la necesidad
imperiosa de replantear el actual para-
digma del autoabastecimiento basado
en el concepto de “saldo físico”: solo es
posible exportar si se logra alcanzar una
producción por encima de la demanda
interna, el denominado “saldo expor-
table”. Se trata de una visión simplista
del funcionamiento del sector, que no
tiene en cuenta el costo de producción
de los hidrocarburos, la estacionalidad
de la demanda y los precios de las im-
portaciones y exportaciones en cada
momento.
Sabemos que el consumo interno es
fuertemente estacional: en el caso del
gas natural, tenemos un claro déficit
de abastecimiento en invierno y un
excedente en los meses más cálidos
del año. A ello se suma el déficit de in-
fraestructura: el faltante de gas en los
meses fríos no obedece a la falta de re-
servas, sino a la falta de infraestructura
de transporte desde Vaca Muerta hasta
los grandes centros de consumo, que se
buscará suplir con el nuevo gasoducto
Néstor Kirchner.
Debemos ir hacia un nuevo paradig-
ma, basado en el saldo de la balanza
comercial energética, y analizarlo de
manera global, considerando ese saldo
anualmente y no cada día del año. Los
mayores ingresos de divisas por las ex-
portaciones permitirán afrontar con
holgura los déficits estacionales en el
mercado local. Desde esta nueva óp-
tica, autobastecimiento y exportacio-
nes no son conceptos antitéticos sino
complementarios.
Elartículo6delaactualLey17319deHi-
drocarburosautorizaalPoderEjecutivo,
atravésdelaSecretaríadeEnergía,ain-
tervenir en los contratos de exportación
a los efectos de la adecuada satisfacción
de las necesidades internas. Fue lo que
ocurrióconloscontratosdeexportación
firmados en su momento con compra-
dores chilenos, situación que provocó
una gran desconfianza en nuestro país
como proveedor de gas.
Siempre existirán situaciones puntua-
les de déficit de abastecimiento del
mercado interno, frente a las cuales
habrá que actuar con la inteligencia de
nopenalizaraloscompradoresdelexte-
rior. Entendamos que las exportaciones
de gas (y en un futuro, las de GNL) con
contratos firmes generarán al país un
incremento de divisas, que terminará
más que compensando ese déficit pun-
tual. Para eso, hay que evitar alterar los
contratos y hay que generar las condi-
cionesdeprevisibilidadnecesariaspara
atraer inversiones.
EL MODELO AUSTRALIANO
Si nos remitimos a los ejemplos a nivel
internacional,enelcasodelGNLunode
los mayores exportadores del mundo es
Australia, que disputa con Qatar y aho-
ra con EE. UU. el primer lugar entre los
principalesactoresdelmercado.Lapre-
guntaescómohizoAustraliaparaincre-
mentar permanentemente sus exporta-
ciones, sin descuidarsu abastecimiento
interno de gas. Para conseguirlo, ha ve-
nido diseñando planificaciones bianua-
les en las que se proyecta la demanda
local, la producción esperable, y sobre
esa base se establecen los volúmenes
de gas destinados a contratos firmes de
exportación.
Para hacer frente a situaciones pun-
tuales de demanda local insatisfecha,
existen acuerdos entre el Gobierno
nacional australiano y los productores
de gas de la costa este. En ellos, se es-
tableció que los exportadores dispon-
gan de una reserva –un “colchón”– de
producción para hacer frente a esos
déficits estacionales, sin tocar el GNL

55
contratado para exportación. Por otra
parte,siexistieranjustificadasrazones
de emergencia que pudieran poner en
riesgo el suministro al mercado inter-
no, la autoridad de aplicación podría
requeriralosexportadoreselaportede
volúmenes de gas que permitieran mi-
tigar el faltante durante ese lapso pun-
tual. Pero se determinó que ese aporte
no podrá superar el 10% del volumen
diario de gas natural producido bajo los
permisos de exportación, y que el pago
a los productores se realice al precio de
exportación. Se evita así el desacople de
los precios del mercado interno respec-
to de los internacionales.
Siguiendo ese modelo, la propuesta de
una legislación específica para el sec-
tor del GNL argentino apunta a que la
autoridad de aplicación elabore una
proyección bianual de oferta y demanda
de gas natural para el mercado interno,
con el fin de asegurar el pleno abasteci-
miento. Con esa previsión a la vista, si
se determinase que la oferta de gas para
un año fuera menor a la demanda pro-
yectada,sepodríarecurriralostitulares
de permisos de exportación firmes me-
diante la celebración de contratos para
el abastecimiento del mercado local a
un precio razonable, alineado al precio
promedio de exportación en firme.
LAS CONDICIONES PARA
ATRAER INVERSIONES
Para atraer inversiones para el sector
y generar la confianza necesaria, otra
condición fundamental es que el GNL
quede fuera de la condición de “servicio
público” de la Ley 24076 de Regulación
deltransporteyladistribucióndegas.El
GNLdeberíaregirseporlaLeydeHidro-
carburos,demaneradepermitirquelas
empresas que cuenten con concesiones
pudierandedicarlaproducciónaventas
locales o a exportaciones, garantizándo-
se la libre disponibilidad del producto y
de las divisas generadas.
La inversión necesaria para una planta
de licuefacción del gas con una capa-
cidad inicial de 15 a 20 millones de m3
(MMm3
) sería superior a los 5000 mi-
llones de dólares. Parte de esos fondos
provendrá de los bancos, que exigirán
garantías firmes para financiar esos
proyectos. Y, para eso, los inversores
deberán ofrecer como garantía el flujo
de fondos proveniente de sus contratos
firmes de exportación. De aquí es que
una condición indispensable sea que el
gas contratado a esos efectos no pueda
serredireccionadoalmercadointernoy
que las divisas no deban ser repatriadas
y liquidadas en pesos.
En definitiva, si Argentina es capaz
de demostrar que está dispuesta a
mantener sus exportaciones, aun en
momentos puntuales de demanda in-
terna insatisfecha, generará la con-
fianza necesaria para convertirse en un
proveedor confiable.
El faltante de gas en los meses fríos no obedece a la falta de reservas, sino a la falta de infraestructura de transporte desde Vaca Muerta
hasta los grandes centros de consumo.

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