Panorama de la Industria del Gas en la República Argentina

Pablo Esteban Perrino*
Ignacio de la Riva

I. Estructura de la matriz energética argentina [arriba] 

La matriz energética argentina presenta como rasgo estructural una alta concentración en los hidrocarburos. El gas natural es el elemento preponderante. En el año 2018 representó el 59% de dicha matriz, el petróleo el 30%, la energía hidráulica el 3%, la nuclear el 2%, las renovables (eólica, solar, leña, bagazo y biomasa) 3%, el carbón el 1%, y los biocombustibles el 2%. La oferta interna de energía totaliza 80MMtep[1].

La producción de energía eléctrica del país es muy dependiente de los combustibles fósiles (de hecho, el 45% del gas natural y el 10% del petróleo producidos se destinan a la generación de electricidad)[2]. El 63% de la potencia instalada de 39.268 MW en junio de 2019 proviene de fuentes de origen térmico[3]. En las últimas dos décadas, esta dependencia de los hidrocarburos se acentuó: mientras la generación eléctrica aumentó un 60%, el consumo de hidrocarburos utilizados para generar esa energía creció un 180%[4].

La creciente participación del gas natural en la matriz energética argentina comenzó a evidenciarse a fines de la década del cuarenta con la construcción de un extenso gasoducto que vinculó las localidades de Comodoro Rivadavia, en la Patagonia, y Buenos Aires[5]. Luego, en la década del sesenta el descubrimiento del mega yacimiento de Loma la Lata, en la Provincia del Neuquén, fue motivo de un notorio incremento del uso del gas y produjo un cambio significativo en la matriz energética nacional[6].

En los últimos años el aprovechamiento de los recursos no convencionales de gas y petróleo ha venido a profundizar la predominancia de los hidrocarburos en la matriz energética. Según la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés), Argentina está entre los cuatro países con mayor potencialidad en materia de recursos no convencionales del mundo. La misma fuente estimó en 2013 que las reservas argentinas técnicamente recuperables equivalían a 27.000 millones de barriles de petróleo y 802 billones de pies cúbicos de gas natural[7].

El enorme reservorio de gas natural localizado en Vaca Muerta, que es la principal formación de hidrocarburos no convencionales[8], coloca a la Argentina frente a un nuevo paradigma energético. De persistir el fuerte ritmo de inversiones y el consecuente crecimiento sostenido en la producción que exhibe dicho reservorio en los últimos años, permitirá reemplazar la mayor parte del consumo de combustibles líquidos derivados del petróleo (más contaminantes) que consume el parque termoeléctrico y las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Además, posibilitará la exportación de gas en los períodos estivales (noviembre-abril). Nada de ello será posible si no se realizan las necesarias inversiones en ampliar la infraestructura existente, de modo de permitir la evacuación de los crecientes volúmenes de gas que se prevén extraer, lo cual requiere de la consiguiente ampliación de la capacidad de transporte hoy disponible, así como la construcción de una planta de licuefacción que haga posible la exportación de GNL.

En definitiva, el desarrollo del gas no convencional permitirá al país no sólo revertir la declinación de reservas, sino garantizar el autoabastecimiento en el corto plazo y convertirlo en un potencial país exportador de hidrocarburos.

II. Cuencas sedimentarias [arriba] 

En los 3.761.274 Km2 de la superficie de la República Argentina[9] se han identificado veinticuatro cuencas sedimentarias prospectables para hidrocarburos (diecinueve en territorio continental y cinco costa afuera). Tales cuencas cubren una superficie total de 1.845.000 km², de los cuales 1.449 Km² (78%) se localizan en el continente y 396 km² (22%) en la plataforma marítima, hasta la isóbata de 200 metros.

De las veinticuatro cuencas sedimentarias, sólo seis producen actualmente petróleo y gas, cinco de ellas en tierra firme (cuencas Neuquina, Austral, Golfo de San Jorge, Noroeste y Cuyana) y una en la plataforma marítima[10]. Algunas de estas cuencas están en producción hace ya más de cien años[11].

Para el año 2017, las reservas comprobadas de gas natural de todo el país totalizaban 355.459 MMm3, mientras que las reservas probables alcanzaban 188.987 MMm3, las reservas posibles 147.640 MMm3 y los recursos 359.924 MMm3[12].

La producción de hidrocarburos ha sufrido una fuerte declinación en la última década, disminuyendo a una tasa de 0,7% anual acumulativo. Sin embargo, a partir del año 2014 se produjo un cambio de tendencia.

Debido principalmente al aporte del gas no convencional que se extrae de la formación Vaca Muerta para el año 2018 la producción de gas natural fue de 47.055 MMm3, lo cual representó un aumento respecto al año anterior del 5,5%. En cambio, la producción de gas de los yacimientos convencionales, que representan el 65% del total producido, continuó bajando, registrando una disminución total a lo largo de la década equivalente a un 39,5%[13].

A diferencia de las cuencas terrestres, donde se han perforado decenas de miles de pozos, la actividad exploratoria y productiva en el mar ha sido considerablemente menor. Las cuencas marinas de la Argentina abarcan una superficie de 1.227.568 km2, y prácticamente la tercera parte de ellas está a menos de 200 metros de profundidad[14]. Once de esas cuencas han sido exploradas, en mayor o menor medida, en diferentes momentos a lo largo de la historia y con variados resultados. En la actualidad, sin embargo, prácticamente todas las cuencas marinas de hidrocarburos están improductivas, con excepción de la cuenca Austral, que es principalmente gasífera[15].

En noviembre de 2018, el gobierno nacional convocó a un concurso público internacional para la adjudicación de permisos de exploración en treinta y ocho áreas off shore, como resultado del cual se adjudicaron trece permisos de exploración en dieciocho áreas marítimas[16].

III. Régimen constitucional [arriba] 

Como corolario de la estructura federal del Estado argentino el texto constitucional reconoce la existencia de distintas esferas de gobierno y competencias para la regulación de los hidrocarburos y de los servicios públicos[17].

Si bien determinar cuándo tal cometido corresponde al gobierno federal, provincial o municipal en teoría parece ser una cuestión de fácil respuesta, los hechos demuestran lo contrario[18]. Tampoco resulta sencilla la forma en que deben articularse las facultades locales, en particular las impositivas y las de policía, respecto de los servicios de regulación nacional y viceversa, es decir, los poderes federales sobre los servicios locales.

Con sustento en lo dispuesto en los artículos 1, 121, 122 y 129 de la Constitución Nacional, se entiende que la regla que impera en esta materia es que, en principio, por tratarse de cuestiones que ingresan en el marco de las facultades autonómicas no asignadas al Gobierno Federal, corresponde a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la competencia para la creación y reglamentación de los servicios públicos[19]. En cambio, la Nación tiene facultades excepcionales[20], ya que a ella sólo cabe regular los servicios que expresa o implícitamente la Constitución le ha encomendado[21]. Tal lo que ocurre respecto del servicio de correo (artículo 75, inc. 14 de la C. N.)[22] y ferroviario (artículo 75, inc. 18).

Sin embargo, la experiencia argentina demuestra que esta afirmación es más teórica que real, ya que en esta materia como en otras tantas se ha producido un profundo proceso de absorción de facultades regulatorias por el Gobierno Federal[23].

En lo que se refiere al sector de los hidrocarburos es preciso distinguir el segmento de la producción, captación y tratamiento del gas, del referido a su transporte y distribución. Respecto del primero tienen vital relevancia los arts. 75, inc. 12 y 124 de la Constitución argentina. La primera de esas cláusulas, que proviene del texto constitucional originario de 1853 (ex art. 67, inc. 12), confiere al Congreso de la Nación la potestad de dictar el Código de Minería[24], materia que –según lo ha interpretado la Corte Suprema de Justicia de la Nación– comprende el marco jurídico de los hidrocarburos[25]. A su vez, la segunda previsión constitucional, agregada en la reforma producida en 1994, establece que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”[26].

Con la incorporación de esta última disposición se pretendió superar la antigua disputa que en el régimen federal argentino se planteaba entre el Estado Nacional y las provincias por el dominio de los recursos naturales en general, y los hidrocarburos en particular[27].

Lamentablemente, el artículo 124 no aportó una solución definitiva al problema debido a las dificultades interpretativas que se han suscitado acerca del sentido y alcance de la locución dominio originario[28] allí empleada. Además, dicho precepto no precisa si el dominio referido abarca o no la competencia regulatoria sobre esos mismos recursos.

Más allá de las diversas opiniones que se han dado al respecto, en general se entiende que la Constitución ha reconocido el dominio (originario) de los hidrocarburos a las provincias en cuyo territorio se encontraren, pero sin alterar la competencia originariamente atribuida al Gobierno federal para dictar el marco legal sustantivo que rige en la materia[29] que deriva del artículo 75, inciso 12, de la Constitución Nacional[30].

En ejercicio de dicha facultad, el legislador federal ha dictado las dos leyes que pueden estimarse como la columna vertebral del régimen de los hidrocarburos, a saber: la Ley Federal de Hidrocarburos (Ley N° 17.319[31], “LFH”), modificada parcialmente por las Leyes N° 26.197[32] y N° 27.007[33], que regula los aspectos básicos de las actividades vinculadas a la industria hidrocarburífera en general, y el Marco Regulatorio del Gas Natural aprobado por Ley N° 24.076[34] (“MRG”), que se ocupa sustancialmente de las actividades de transporte y distribución de gas natural, a las que califica como servicios públicos[35].

Sin embargo, la potestad legislativa del legislador federal no impide el simultáneo reconocimiento de otras facultades de ordenación en cabeza de las autoridades provinciales[36]. Sin lugar a dudas, las más relevantes de estas facultades son las que hacen a la condición de autoridad de aplicación del régimen dentro del respectivo territorio provincial, correlato ineludible del reconocimiento del dominio originario dispuesto por la cláusula constitucional más arriba transcripta.

La disociación entre dominio y jurisdicción, agravada por la dispersión de los poderes que hacen al ejercicio de la segunda, origina un complejo entrecruzamiento de atribuciones nacionales y locales[37].

A partir de su condición de dueñas originarias, corresponde a las provincias (o a la Nación, cuando se trate de yacimientos de su jurisdicción) actuar como autoridad concedente de los derechos de exploración y explotación de los yacimientos. Ello abarca, sustancialmente, la facultad de convocar, tramitar y resolver los procedimientos licitatorios con vistas a la adjudicación de áreas de exploración o explotación; otorgar los permisos y concesiones que habilitan a explorar y a explotar los recursos que se descubrieren; aprobar la subdivisión de las áreas de explotación existentes y su eventual cesión[38]; percibir las regalías y el canon que correspondan en cada caso; y exigir el cumplimiento de las obligaciones legales y contractuales que pesan sobre permisionarios y concesionarios en lo referente a inversiones, a la explotación racional de los recursos, y al pago de cánones y regalías. Como lógica consecuencia, las provincias (y las autoridades nacionales, en su caso) pueden requerir la información necesaria para el desempeño de esta función de control que les ha sido encomendada[39], y aplicar sanciones de multa, suspensión en los registros, y caducidad de los permisos y concesiones[40].

A su vez, la uniformidad de régimen queda garantizada la facultad exclusiva del Poder Ejecutivo nacional de dictar las normas reglamentarias que sea menester para la aplicación de la legislación de fondo aludida[41]. Además, compete al Poder Ejecutivo nacional fijar la política energética nacional[42]. El órgano de la Administración Pública nacional específicamente encargado de la materia es la Secretaría de Gobierno de Energía, que depende del Ministerio de Hacienda de la Nación[43].

Por cuanto concierne al transporte y distribución de gas natural por redes, al sancionarse el MRG se creó el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas), con amplias facultades en el plano normativo, de control y de índole jurisdiccional en ese tramo de la industria del gas[44].

IV. Exploración y explotación de hidrocarburos [arriba] 

Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos están legisladas por la “LFH y por las leyes de igual tenor dictadas por las provincias.

La actividad exploratoria y productiva de gas natural en la Argentina está sumamente atomizada. Existen más de sesenta empresas petroleras que operan en el país. Aquéllas que extraen los volúmenes más significativos son las siguientes: YPF S.A. (que en 2018 produjo un volumen de 15.058.616 MMm3); Total Austral S.A. (con 11.836.358 MMm3 para el mismo período); Pan American Energy –sucursal argentina– LLC (5.386.242 MMm3); Tecpetrol S.A. (4.003.486 MMm3); Pampa Energía S.A. (1.680.364 MMm3); Compañía General de Combustibles S.A. (1.603.064 MMm3); Enap Sipetrol Argentina S.A. (1.239.754 MMm3); y Pluspetrol S.A. (1.065.166 MMm3)[45].

Para desarrollar tareas de exploración y explotación de hidrocarburos es preciso obtener un permiso o una concesión, de carácter temporal[46].

Los permisionarios y concesionarios adquieren el dominio de los hidrocarburos que extraigan, con el consiguiente derecho a transportarlos, comercializarlos e industrializarlos[47].

Los permisos de exploración confieren a sus titulares un derecho exclusivo para la búsqueda de hidrocarburos dentro del área[48]. Su otorgamiento debe tener lugar en el marco de un concurso o de una licitación, tramitados ante la autoridad de aplicación (nacional o provincial) de la jurisdicción pertinente[49]. Cuando los trabajos exploratorios deriven en el descubrimiento de recursos comercialmente extraíbles, los permisionarios tendrán derecho a una concesión exclusiva para su explotación[50].

La extensión temporal de los permisos de exploración será la que fijen los pliegos licitatorios, dentro de los plazos máximos previstos en la legislación. La ley distingue, en tal sentido, un “plazo básico” y un “período de prórroga”. En las áreas de exploración convencional, el plazo básico se extiende hasta un máximo de seis años en áreas terrestres, y de hasta ocho años para las áreas situadas en la plataforma continental del mar territorial. Para las áreas con objetivo no convencional, el plazo básico podrá extenderse hasta un máximo de ocho años[51]. En todos los casos, se reconoce a los permisionarios la posibilidad de obtener un período de prórroga por otros cinco años[52].

Las concesiones de explotación conllevan un derecho exclusivo a explotar los yacimientos existentes en las áreas comprendidas en los respectivos títulos[53]. Ellas pueden originarse en la petición del permisionario frente al descubrimiento[54], o bien ser adquiridas en el marco de un proceso licitatorio convocado al efecto[55].

La extensión temporal máxima de las concesiones de explotación también difiere en función de su tipología: veinticinco años para las concesiones de explotación convencional, treinta y cinco para las de explotación no convencional, y treinta para las concesiones ubicadas sobre la plataforma continental y el mar territorial[56].  A partir de la reforma introducida a la LFH por la Ley N° 27.007, los concesionarios de explotación pueden obtener prórrogas sucesivas sin límite alguno en tanto cumplan sus obligaciones, mantengan el área en producción y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo del yacimiento[57].

Los permisionarios de exploración o concesionarios de explotación deben a ejecutar las inversiones necesarias para el eficiente desarrollo de las tareas exploratorias o productivas. Para los permisionarios, el alcance de esta obligación se corresponde con las inversiones mínimas a las cuales se han comprometido[58]. En el caso de los concesionarios, en cambio, los contornos de su obligación de invertir son más imprecisos, puesto que la ley les exige invertir lo necesario para alcanzar un desarrollo racional y eficiente de toda el área concesionada, con arreglo a los estándares y criterios previstos en la LFH[59].

Paralelamente a estos deberes de inversión, pesan también sobre los titulares de permisos o concesiones otras obligaciones de pago en concepto de regalías, bonos y cánones, en favor de la jurisdicción que resulte titular del dominio originario del yacimiento[60].

V. Las transformaciones del régimen jurídico del gas natural: la desregulación (en los años 90) y el posterior intervencionismo estatal (a partir de 2002) [arriba] 

Durante los años noventa se efectuaron en Argentina reformas que modificaron profundamente el modelo económico vigente hasta ese momento. El Estado dejó de participar como productor de bienes o prestador de servicios, y entregó esas actividades al sector privado, mediante distintos procesos de liberalización o desregulación, privatización y despublicación y pasó a desempeñar funciones de regulación y control[61].

El sector de los hidrocarburos no escapó a este profundo y amplio proceso de reformas[62]. El nuevo modelo regulatorio instaurado se basó en mecanismos de mercado[63], libre disponibilidad de los hidrocarburos[64], libre acceso a las instalaciones de transporte[65], estabilidad tributaria y otras garantías.

En ese contexto, en el año 1992 se dictó el MRG[66] por la cual se reestructuró profundamente el sector de gas natural. Esta normativa introdujo una tajante separación entre las etapas de producción, captación y tratamiento de gas natural, por un lado, sometidas al régimen de la LFH, y el transporte y la distribución de gas natural, por otro, calificadas como servicios públicos y sujetas al referido MRG[67].

Esta segmentación de la industria del gas en tres tramos básicos (producción, transporte y distribución) fue acompañada por la prohibición de que los productores, almacenadores o comercializadores tengan una participación controlante en empresas transportadoras o distribuidoras de gas[68], con vistas a garantizar la separación efectiva entre los sectores regulados y no regulados[69].

La actividad también se fue desintegrada horizontalmente. Para ello el MRG optó por la separación horizontal/geográfica de la industria, mediante la creación de diversas áreas de distribución “que abastecen clientes residenciales, industriales y comerciales, y dos empresas de transporte (Norte y Sur[70]) que conectan a las distribuidoras con las principales cuencas del norte, centro oeste y sur del país” que conectan a las distribuidoras con las principales cuencas en el norte, sur y centro oeste del país [71].

1) Las líneas directrices del MRG

Las líneas directrices del MRG en materia de transporte y distribución de gas natural pueden sintetizarse del siguiente modo:

a) las actividades de transporte y distribución de gas natural son calificadas por el MRG como servicios públicos nacionales[72], de modo que su prestación requiere de la correspondiente habilitación a través de una concesión, licencia o permiso otorgado por el Poder Ejecutivo, previa licitación pública[73];

b) los distribuidores de gas natural están obligados a satisfacer toda demanda razonable del servicio[74], y pueden adquirir al efecto gas natural directamente de cualquier productor o comercializador[75]; cualquier consumidor puede, también, comprar gas directamente, pactando libremente las condiciones de transacción[76]; los transportadores, en cambio, sólo pueden adquirir gas para su propio consumo o para mantener el sistema en condiciones operables[77];

c) la capacidad de los gasoductos se vende en base firme o interrumpible, de acuerdo al servicio contratado[78];

d) el régimen tarifario se estructuró sobre bases objetivas y eminentemente técnicas: (i) la tarifa resulta de sumar el precio del gas a las tarifas de transporte y distribución[79]; (ii) debe cubrir los costos operativos y asegurar al transportador y al distribuidor una rentabilidad razonable[80]; (iii) el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) debe ajustar periódicamente (cada cinco años) la escala tarifaria, sobre la base de una metodología con indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de los servicios prestados, y que incluya un factor destinado a estimular la eficiencia[81]; (iv) queda prohibido recuperar los costos atribuidos a un segmento de consumidores mediante tarifas cobradas a otros segmentos (subsidios cruzados)[82].

e) Los transportadores y distribuidores deben permitir el acceso indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución disponible en sus respectivas redes, bajo las condiciones convenidas por las partes en el marco de las normas aplicables[83]. La asignación de la capacidad de transporte ha quedado librada a las fuerzas del mercado, de modo que quien necesita capacidad en el sistema de transporte debe celebrar un contrato por transporte firme con la transportista[84].

f) La construcción de nuevos gasoductos de transporte y la extensión de los existentes quedan a cargo del prestador del servicio en tanto estén previstas en el respectivo cronograma de inversiones y siempre que las tarifas le aseguren el recupero del monto de la inversión, más una rentabilidad razonable[85]. El mismo criterio se previó, como principio, para el caso de la red de distribución, con la salvedad de que las empresas licenciatarias deben llevar a cabo todas las ampliaciones necesarias para proveer el servicio, a menos que la tarifa autorizada para la zona donde se solicite la extensión no proporcione los ingresos suficientes para financiar la construcción[86]. Las restantes obras deben acordarse entre el prestador y los interesados, con intervención del ENARGAS en caso de no arribarse a un acuerdo entre las partes[87]. Puede decirse, así, que la ampliación de la red descansa sustancialmente en la lógica del mercado[88].

g) Se creó el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), autoridad administrativa de naturaleza autárquica[89] que tiene, en sustancia, las competencias de regulación y control del transporte y la distribución de gas natural[90]..

Desde el punto de vista orgánico, el diseño del ENARGAS contemplado por el MRG, tanto desde el punto de vista subjetivo como institucional, se corresponde con la de un organismo técnico e independiente[91].

Dentro de las tareas más relevantes en manos del ENARGAS sobresalen:

(i) funciones regulatorias, relativas al dictado de reglamentos en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, y a la aprobación de las tarifas aplicables a los servicios de transporte y distribución de gas natural por redes;

(ii) funciones de control, en lo atiente a la cesión, prórroga, caducidad y reemplazo de los concesionarios, aplicar sanciones, y prevenir conductas anticompetitivas;

(iii) resolución de controversias entre los sujetos de la industria, como una instancia previa obligatoria a la judicial.

2) Alteraciones al MRG resultantes de la Ley de Emergencia N° 25.561

A partir de 2002 el MRG sufrió relevantes alteraciones. En efecto, en un contexto de aguda crisis, el Congreso de la Nación dictó la Ley N° 25.561 por la cual declaró “la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria”, y delegó al Poder Ejecutivo nacional una serie de facultades con miras a procurar superarla[92]. La Ley N° 25.561 comportó un punto de inflexión en la dinámica de la intervención del Estado en la economía en general. A lo largo de más de una década, al marco regulatorio estructurado en los ‘90 se superpusieron un cúmulo de regulaciones -en muchos casos distorsivas de las reglas del mercado- caracterizadas por un intenso grado de intervención estatal en la producción, captación y tratamiento del gas[93].

La Ley N° 25.561 dio lugar a un proceso de renegociación de los contratos públicos celebrados por el Estado nacional con las empresas que asumieron la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural el cual debía cerrarse en un período de ciento veinte días[94], plazo que no se cumplió en ningún caso[95], sino que se extendió hasta fechas cercanas al momento en que se escriben estas líneas.

Como no podía ser de otro modo, este dilatado trámite de revisión contractual mantuvo en suspenso durante su transcurso algunas de las variables esenciales de los contratos involucrados, entre ellas los ajustes quinquenales de las tarifas de transporte y distribución previstos en el marco regulatorio[96], provocándose así una profunda distorsión de las respectivas ecuaciones económicas contractuales, ya que la ley exigía a las empresas mantener el flujo de sus inversiones[97]. De allí que, en algunos casos, con vistas a garantizar la continuidad de la prestación del servicio, se hizo necesario disponer ajustes transitorios para afrontar obras que no admitían mayor postergación [98].

El régimen de emergencia bajo el cual se adoptaron las medidas antes mencionadas se extendió, a través de sucesivas prórrogas, hasta fines de 2017[99].

Al influjo de la misma corriente intervencionista, la Ley N° 26.741 dispuso la expropiación de las acciones de Repsol YPF S.A. representativas del cincuenta y un por ciento del patrimonio de YPF S.A. y de YPF GAS S.A., que quedaron desde entonces en manos del Estado, devenido –nuevamente– principal accionista del grupo empresario del sector más importante de la Argentina. Semejante cambio accionario supuso, como se comprenderá, una significativa modificación del panorama y de la dinámica de la industria.

A su vez, debido a la insuficiencia producción de gas la Secretaría de Energía de la Nación dictó un caudal importante de normas orientadas a fijar compulsivamente el destino del escaso gas entonces disponible conforme a un orden de prioridades imperativamente establecido. Aun cuando la prelación de los consumidores sufrió variaciones a lo largo del tiempo, el régimen –pretendidamente transitorio- aprobado estableció, en líneas generales, el siguiente orden de prioridades para la asignación del gas: (1) usuarios residenciales, (2) GNV, (3) grandes usuarios, (4) plantas de tratamiento, (5) usinas de generación eléctrica y (6) exportación[100].

Ahora bien, desde fines de 2015 las políticas desplegadas por el Gobierno Nacional a través de múltiples leyes, decretos, resoluciones ministeriales y actos administrativos fue procurando restablecer un marco de menor intervención en los tramos desregulados de la industria, y de mayor coherencia con el MRG en los segmentos regulados. Con ese espíritu, por ejemplo, se aprobaron incrementos en las tarifas de transporte y distribución de gas natural, se concluyeron los procesos de renegociación de los contratos públicos, y se avanzó hacia la normalización de los precios del gas natural a través de mecanismos de libre mercado. De ese modo, se fue avanzando hacia el pleno restablecimiento de la aplicación del MRG, mediante la contractualización del gas en los puntos de ingreso al sistema de transporte.

3) Creación del Mercado Electrónico de Gas

Por medio del Decreto 180/2004[101] se creó el Mercado Electrónico de Gas (MEG), con la finalidad de transparentar el funcionamiento físico y comercial de la industria del gas natural, y coordinar en forma centralizada y exclusiva las transacciones de los mercados de plazo diario o inmediato (mercados spot) de gas natural, y de los mercados secundarios de transporte y distribución de gas natural. A partir de su entrada en vigencia, todas las transacciones en materia de gas natural deben registrarse en el MEG. Las empresas licenciatarias de los servicios de transporte y distribución de gas continúan, no obstante, siendo las responsables del despacho físico del gas[102].

La operación del Mercado MEG está a cargo del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), sociedad anónima constituida especialmente al efecto, controlada por la Bolsa de Comercio de la Ciudad de Buenos Aires como accionista principal[103].

VI. Transporte, distribución, almacenamiento y comercialización de gas natural [arriba] 

1) Transporte

El transporte del gas natural se realiza a través de 16.000 km de gasoductos troncales. Tras la sanción del MRG en 1992, los cinco gasoductos principales del sistema de transporte de gas[104] se dividieron en dos sistemas, sobre una base geográfica (Norte y Sur), cuya gestión se adjudicó a las firmas licenciatarias Transportadora del Gas del Norte S.A. (TGN) y Transportadora del Gas del Sur S.A. (TGS).

TGS es la mayor transportista de gas de América Latina. Sus gasoductos (Neuba I, Neuba II y San Martín), de 9.184 km de extensión en total, conectan las cuencas de gas Neuquina, San Jorge y Austral -al sur y oeste del país- con los principales puntos de consumo de las regiones del sur y el centro de la Argentina, incluidos el Gran Buenos Aires y la Ciudad de Buenos Aires[105].

TGN, por su parte, opera un sistema de más de 6800 km de gasoductos, 20 plantas compresoras y 375.620 HP de potencia instalada. El sistema de transporte de gas natural de TGN está compuesto por dos gasoductos troncales (Gasoducto Norte de 4550 KM2 y Gasoducto Centro Oeste de 2256 KM2), que conforman una red que abastece a catorce provincias argentinas y a la Ciudad de Buenos Aires[106].

En el año 2015 comenzó la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GENEA), cuyo trayecto original estaba previsto que recorriera 1.468 km, atravesando las provincias de Formosa, Chaco, Corrientes, Misiones y el norte de Santa Fe, que en su mayor parte carecían de red de gas natural. Sin embargo, a partir de la reestructuración del proyecto (en 2016 primero, y en 2018 luego), se avanzó en los trabajos vinculados al gasoducto troncal y los ramales de derivación, que ya se encuentran con gas presurizado en toda su extensión en las provincias de Chaco y Santa Fe[107].

Al momento en que se escriben estas líneas, se encuentra en marcha el procedimiento licitatorio para adjudicar el diseño, la construcción y la operación como licenciatario de un nuevo gasoducto de transporte troncal (tercer sistema de transporte del país), denominado Sistema de Transporte de Gas del Centro, que conecte el yacimiento de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina con la localidad de Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires, y con las subzonas Gran Buenos Aires y Litoral, en las proximidades de la ciudad de San Nicolás, de la Provincia de Buenos Aires[108].

En las dos últimas décadas se construyeron, además, cuatro gasoductos que cruzan los Andes hacia Chile, y otros cuatro hacia Brasil y Uruguay. Por otra parte, se tendieron varios tramos de gasoductos que atraviesan Tierra del Fuego y llegan hasta Chile. A ellos se añaden los gasoductos construidos para transportar el GNL importado a través de los puertos de Bahía Blanca y Escobar, luego de su regasificación[109].

2) Distribución

La distribución de gas natural por redes está fraccionado a lo largo del país en nueve áreas, cuyos sistemas de distribución están a cargo, en cada, caso, de una empresa licenciataria, de acuerdo al siguiente detalle (Metrogas S.A.; Gas Natural Fenosa S.A –ex Gas Natural Ban S.A-; Camuzzi Gas Pampeana S.A.; Camuzzi Gas del Sur S.A.; Gasnor S.A; Distribuidora de Gas del Centro S.A.; Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Gas Nea S.A.; y Litoral Gas S.A.).

Dentro de cada una de dichas áreas, la respectiva firma licenciataria opera en condiciones de exclusividad

3) Comercialización

El MRG contempla la figura del comercializador, como uno de los sujetos de la ley, que compra y vende gas natural por cuenta de terceros[110]. Para desarrollar tal actividad, los comercializadores deben inscribirse en un Registro de Comercializadores y de Contratos de Comercialización, que funciona bajo la órbita del ENARGAS[111].

A partir de la desregulación del precio del gas en 1994, la compra venta de gas se realizó a precios negociados libremente bajo dos modalidades: compras bajo contratos de largo plazo o en la modalidad spot.

La compra directa del gas a productores y comercializadores sin pasar por la distribuidora de la zona se conoce como by pass comercial[112].

Además, los grandes usuarios pueden construir sus propios ramales de alimentación para satisfacer sus necesidades de consumo, realizando una conexión directa al transportista o al productor, lo cual es denominado conocida como by pass físico.

Los segmentos a los que las distribuidoras revenden el gas que compran en el mercado mayorista constituyen el denominado Mercado Minorista Regulado, que comprende a los usuarios residenciales, comerciales, GNV, consumidores industriales que no superan el umbral de consumo necesario para pasar a la categoría de grandes usuarios y, por último, grandes usuarios que optan voluntariamente por ser provistos por su distribuidora zonal[113].

4) Almacenamiento

El MRG menciona entre los “sujetos activos de la Industria del Gas Natural” a los almacenadores[114]. El Decreto 1738/1992[115], que aprobó el reglamento del MRG, define el almacenaje como “la actividad de mantener Gas en instalaciones, subterráneas o no, durante un período de tiempo, e incluye la inyección, depósito y retiro del Gas y, en su caso, la licuefacción y regasificación del Gas”[116], y deja a cargo del ENARGAS la reglamentación y control de lo referente a la seguridad de dicha materia[117].

Los almacenadores no pueden tener una participación controlante en una sociedad habilitada como transportista o distribuidora[118], en tanto que los transportistas o distribuidores pueden prestar servicios de almacenaje por cuenta propia o de terceros, o explotar plantas separadoras o procesadoras de gas manteniendo contabilidad separada, o mediante sociedades controladas según lo disponga el ENARGAS[119].

Por cuanto concierne al Gas Licuado de Petróleo (GLP), la Ley N° 26.020[120] establece un régimen de acceso abierto para los almacenadores por cuenta propia o de terceros, en favor de quienes se encuentren inscriptos como fraccionador, distribuidor, comercializador o gran consumidor[121].

VII. La industria del gas licuado de petróleo (GLP) [arriba] 

Argentina cuenta con un muy importante desarrollo de la industria del Gas Licuado del Petróleo[122].

En el año 2016, la producción total de GLP de la Argentina ascendió a 2,6 MTON, de los cuales el 70% se destinó al mercado local y el 30% al mercado externo. Dentro del mercado local, el 74% se utilizó como combustible, el 22% se destinó a la industria petroquímica, y el 4% restante a la industria aerosolera[123].

La comercialización de GLP, a través de envases de 45 kg., se inició por YPF en 1933. Poco más de una década más tarde, la comercialización del GLP, producido por YPF, quedó en manos de la Dirección de Gas del Estado[124]. En 1981 se inició el proceso de desregulación de la industria del GLP, pasando a operadores privados el servicio su envasado y comercialización[125]. En la actualidad existen numerosas empresas dedicadas al rubro.

Hoy el 40% de la población de Argentina (4,9 millones de hogares) se abastece mediante GLP[126].

La industria del GLP está sujeta a la Ley N° 26.020[127], la cual declara de interés público todas las actividades vinculadas a esa industria y establece el principio de libre ejercicio de las mismas, con sujeción a los principios de competencia, no discriminación, libre acceso, asignación eficiente de recursos, seguridad pública y preservación del medio ambiente.

Según surge del texto de la ley, el objetivo esencial del régimen es “asegurar el suministro regular, confiable y económico del GLP a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuenten con el servicio de gas natural por redes”[128].

La ley regula, particularmente, las etapas de producción, fraccionamiento, transporte, distribución, almacenaje y comercialización de GLP. El mismo régimen legal faculta a la autoridad de aplicación a fijar, para cada región y para cada semestre estacional de invierno y verano, un precio de referencia para el GLP de uso doméstico nacional en envases de hasta 45 kg. (que no podrá superar el precio de paridad de exportación), previendo sanciones para quienes los comercialicen a valores que se aparten significativamente de tales precios de referencia[129].

Notas [arriba] 

[1] Fuente: CARATORI, L. Subsecretario de Planeamiento Estratégico, Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, presentación “Escenarios energéticos Argentina 2030. Escenarios de políticas existentes, mayo 2019, disponible en: https://www.argenti na.gob.ar/ sites/default/ files/2019 -05-15_ cari_-_anticipo_esce narios_energe ticos_argentin a_2030.pdf.
[2] Ídem.
[3] “Ver el Informe mensual. Principales variables del mes. Junio 2019”, elaborado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), que se encuentra disponible en http://portalwe b.cammesa.c om/MEMNet1/ Informe%2 0Mensual/ Informe%20 Mensual.pdf.
[4] Aunque el consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica aumentó sostenidamente desde 1997, su participación disminuyó desde el 98% en 2003 hasta el 71% en 2016, debido a restricciones en la oferta. En contrapartida, aumentó el uso de combustibles como fuel oil y gasoil, para reemplazar el uso de gas natural en las máquinas de generación térmica. (Einstoss, A. y otros: “Las energías renovables en la Argentina. Un nuevo panorama”, Centro de Estudio de la Regulación Económica de los Servicios Públicos, Universidad de Belgrano, año 3 Nº 7 (2017), http://repositori o.ub.edu.ar /bitstream/ha ndle/12345 6789/8512/c eres_agosto_2017. pdf?seque nce=1&isA llowed=y.
[5] La construcción del Gasoducto Comodoro Rivadavia - Buenos Aires se inició el 21 de febrero de 1947 y concluyó en diciembre de 1949. Este gasoducto (Ancla1,600 Km. de longitud) fue considerado en tiempos de su puesta en servicio como uno de los más largos del mundo, y ubicó a Argentina entre los primeros países en acceder al consumo masivo de gas natural (RISULEO, F. (2017): “Un viaje en el tiempo… (La historia del gas natural en la Argentina)”, Departamento Técnico del Centro Argentino de Ingenieros (CAI)-Área Historia, disponible en http://www.cai.or g.ar/wp-content/u ploads/activi dades/2017/ 201707_ Articulo_Histori a-del-GAS .pdf, pág. 8). Durante las cuatro décadas siguientes se construyeron otros cuatro gasoductos troncales, así como una amplia red de media y baja presión que transportan el gas desde las cuencas productoras, lo distribuyen en los mayores centros consumidores, y lo exportan a países limítrofes desde 1997 (Instituto Argentino del Petróleo, “La industria argentina de los hidrocarburos. Panorama general 2019”, disponible en: http://www.ao gexpo.c om.ar/O verview EN.pdf).
[6] Para ampliar ver: BLANCO, GRACIELA y otros, (2018): El petróleo en Neuquén. 100 años de historia (1918-2018), BLANCO, G. DIR.), Ministerio de Recurso Naturales y Energía de la Provincia de Neuquén, págs. 109-169, disponible en: https://www.energ ianeuque n.gob.ar /organismo/L ibro.pdf.
[7] “World Shale Gas and Shale Oil Resources assessment: Energy Information Administration-Advanced Resources International”. US Energy Informaton Administration, EIA, 2013.
Un muy interesante y completo análisis sobre el status y las perspectivas del desarrollo de los recursos gasíferos no convencionales de la Argentina puede verse en GOMES, I., y BRANDT, R., “Unconventional gas in Argentina: Will it become a game changer?”, en la Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 13 (2017), págs. 1-116.
[8] La formación Vaca Muerta está ubicada en la Cuenca Neuquina, al sudoeste del país y abarca gran parte de la superficie de la Provincia de Neuquén, Mendoza, Río Negro y La Pampa (Ver: “Estudios estratégicos para el desarrollo territorial de la región Vaca Muerta”, trabajo realizado para los Estudios Estratégicos para el Desarrollo Territorial de la Región Vaca Muerta-Segunda Etapa, financiados por CAF-Banco de Desarrollo de América Latina, en el marco del Programa de Fortalecimiento Institucional de la Subsecretaría de Planificación Territorial de la Inversión Pública, Ministro de Interior, Obras Públicas y Vivienda de la Nación, Bs. As. 2016, disponible en https://www .copade.g ob.ar/Archivos/1 -Estudios -estrategico s-para-el-desa rrollo-territo rial-de-la-regio n-de-VacaMuer ta.pdf).
[9] De los cuales 2.791.810 km² corresponden al Continente Americano, y 969.464 km² al Continente Antártico (incluyendo las islas Orcadas del Sur) y a las islas australes (Georgias del Sur y Sandwich del Sur). Información suministrada por el Instituto Geográfico Nacional. Disponible en http://www.ign.go b.ar/Nuestras Actividades/Ge ografia/DatosAr gentina/L imitesSup erficiesy PuntosExtrem os#.
[10] Las cuencas del Golfo de San Jorge, Neuquina y Austral concentran la mayor proporción de reservas y producción.
[11] Instituto Argentino de Energía General Mosconi, “La evolución de producción de hidrocarburos en Argentina. Informe anual 2018”, marzo 2019, disponible en: http://www.mining press.com/me dia/briefs/info rme-iae-la-ev olucion-de-produ ccion-de-hi drocarburos-en-a rgentina_ 2909.pdf, pág. 15. Según el mismo informe, las reservas comprobadas de gas natural se mantuvieron casi sin variantes en las cuencas Neuquina (49% del total), Austral (32% del total) y Golfo San Jorge entre los años 2007 y 2017, con variaciones promedio anual de 0,02%, 0,09% y 0,12%.
[12] Informe de la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación titulado “Síntesis de la evolución de reservas de hidrocarburos al 31 de diciembre de cada año hasta el final de la vida útil de los yacimientos. Período 2008-2017”, disponible en la página: http://www .energia.g ob.ar/conteni dos/archivo s/Reorga nizacion/infor macion_del_m ercado/me rcado_hidroc arburos/infor macion_esta distica/rese rvas/Infor me_Reservas _HFVU_20 17.pdf.
[13] ROJO, J. (2019): “Informe anual de hidrocarburos 2018”, Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), disponible en: http://web.iae.o rg.ar/docum entos-iae/info rme-anual-d e-hidrocarbu ros-2018/.
[14] Las tres cuencas que rodean las islas Malvinas y la cuenca argentina son las únicas que exceden los 200 metros de profundidad, con una media de 5.000 metros.
[15] BARUJ, G., y DRUCAROFF, S. (2018): Estimaciones del potencial económico del océano en la Argentina, CIECTI, Buenos Aires, pág. 15.
[16] Cfr. Decreto 872/2018 (B.O. 2/10/18) y Resolución 276/2019 de la Secretaría de Energía de la Nación (B.O. 17/5/19). No está de más señalar que en los considerandos del decreto referido se afirma que, al tiempo de su dictado, la superficie de la Plataforma Continental Argentina concesionada no alcanzaba al 1%. Una reseña histórica de la actividad exploratoria y productiva off shore en la Argentina, con comentarios sobre el panorama actual, puede verse en PERA, A., “La exploración costa afuera en la Argentina: Una nueva oportunidad”, en la Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 18 (2018), págs. 206-214.
[17] Argentina es un país federal compuesto por 23 provincias, más la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Además, las provincias se dividen en municipios (aproximadamente 1950).
[18] Ver: PERRINO, P (2006), “Distribución de competencias entre el Estado Federal y las Provincias para la regulación de los servicios públicos”, CASSAGNE J. (director) Servicio público y policía, El Derecho, Bs. As., págs. 285 y ss.
[19] En numerosas ocasiones la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha expresado que, las potestades locales son originarias e indefinidas a diferencia de los poderes delegados a la Nación que son definidos y expresos (Fallos: 304:1186; 320:619; 321:658, entre muchos otros).
[20] MARIENHOFF, M. (1981), Tratado de Derecho Administrativo, 3ª ed., Abeledo-Perrot, Bs. As, t. II, págs. 85/86.
[21] PÉREZ HUALDE, A. (2004), “Competencia para la regulación de los servicios públicos”, en Servicio público, policía y fomento, AA.VV. RAP, Bs. As., págs. 287 y ss.
[22] Fallos: 213:467; 257:159, entre otros.
[23] Los fundamentos jurídicos utilizados para sustentar la regulación y prestación de servicios públicos por las autoridades nacionales, radican, fundamentalmente, en las cláusulas constitucionales del comercio interjurisdiccional (artículo 75, inc. 13) y de la prosperidad o progreso (artículo 75, inc. 18; conf. Fallos:304: 1186; 305: 1847; 320:162 y 619). Esta última, a diferencia de la primera citada, asigna al Congreso Nacional una potestad normativa de naturaleza concurrente (artículo 125 de la Const. Nac.). También se ha invocado el artículo 75, inc. 32 de la Const. Nac., que contempla las facultades implícitas del poder legislativo (Fallos:270: 11 y 304: 1186, entre otros) y, con menor entidad, el inc. 30 del artículo 75 que autoriza al Congreso a legislar en los establecimientos de utilidad nacional (Fallos: 215:260; 302: 1223 y 1236 y 310:1567). Sin lugar a dudas, de todas las disposiciones constitucionales mencionadas la que más relevancia ha tenido y tiene para justificar la regulación de los servicios públicos por el Gobierno Federal ha sido y es el Artículo 75, inc. 13 (Conf. REIRIZ, M. (1995), “La jurisdicción nacional en el sector eléctrico”, en Jornadas jurídicas sobre Servicio Público de Electricidad”, Ente Nacional Regulador de la Electricidad, Bs. As., págs. 178/181 y GORDILLO, A. (2013), Tratado de Derecho Administrativo y obras selectas, Fundación de Derecho Administrativo, Bs. As., t. 1, cap. XV, págs. 19 y ss.; PERRINO, P (2006), “Distribución de competencias entre el Estado Federal y las Provincias para la regulación de los servicios públicos”, cit., págs. 285 y ss.
[24] Artículo 75, inciso 12, de la Constitución Nacional.
[25] Cfr. las sentencias dictadas por la Corte Suprema de Justicia de la Nación en las causas “Yacimientos Petrolíferos Fiscales c/ Mendoza, Provincia de y otros s/ nulidad de concesión minera” y “Mendoza, Provincia de c/ Estado Nacional s/ inconstitucionalidad”, publicados en la colección de Fallos: 301:341 y 311:1265, respectivamente.
[26] El art. 124 de la Constitución Nacional implícitamente reserva al Estado Nacional idéntico dominio sobre los recursos existentes en áreas bajo su jurisdicción. En este sentido el art. 1° de la Ley N° 17.319, modificado por el art. 1° de la Ley N° 26.197, dispone: “Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren.
Pertenecen al Estado nacional los yacimientos de hidrocarburos que se hallaren a partir de las DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968, hasta el límite exterior de la plataforma continental.
Pertenecen a los Estados provinciales los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en sus territorios, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968.
Pertenecen a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en su territorio.
Pertenecen a la provincia de Buenos Aires o a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según corresponda a sus respectivas jurisdicciones, los yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en el lecho y el subsuelo del Río de la Plata, desde la costa hasta una distancia máxima de DOCE (12) millas marinas que no supere la línea establecida en el artículo 41 del Tratado del Río de la Plata y su Frente Marítimo y de conformidad con las normas establecidas en el Capítulo VII de ese instrumento.
Pertenecen a la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, aquellos yacimientos de hidrocarburos que se encuentren en su territorio, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia de DOCE (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas por la Ley Nº 23.968, respetando lo establecido en el Acta Acuerdo suscrita, con fecha 8 de noviembre de 1994, entre la referida provincia y la provincia de Santa Cruz”.
[27] Sobre el tema ver: DE LA RIVA, I., “Dominio y jurisdicción sobre hidrocarburos en nuestro sistema federal: un auténtico rompecabezas para armar”, El Derecho Constitucional, 2008, pág. 506 y ss.
[28] Ver las distintas opiniones expuestas, entre otros autores, por: Cassagne, “Acerca de la noción de dominio público y las nuevas ideas sobre los usos especiales”, JA, número especial sobre Dominio Público, 2010, pág. 11; DE SIMONE O., “El dominio originario de los recursos naturales”, La Ley, 1997-C, pág. 1440; PRIETO, H., “El dominio originario de los recursos naturales. La titularidad de las provincias y sus consecuencias en materia de hidrocarburos, La Ley, 2005-E, pág. 11; DE LA RIVA, I. “Dominio y jurisdicción sobre hidrocarburos en nuestro sistema federal: un auténtico rompecabezas para armar”, cit. pág. 6, y DE LA RIVA I., “Hidrocarburos del Estado subsidiario al Estado interventor”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), N° 2, 2014, pág.22, nota 1.
[29] La cuestión fue ampliamente debatida por la doctrina. Cfr. CASSAGNE, J., “Acerca de la noción del dominio público y las nuevas ideas sobre los usos especiales”, Jurisprudencia Argentina, número especial sobre Dominio Público (2010), pág. 11; DE LA RIVA, I., “Dominio y jurisdicción sobre hidrocarburos en nuestro sistema federal: un auténtico rompecabezas para armar”, en El Derecho Constitucional (2008), pág. 506, y del mismo autor, “Poderes de regulación nacionales y provinciales bajo el nuevo régimen de hidrocarburos”, en la Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), N° 5 (2015), págs. 35-37; DE SIMONE, O., “El dominio originario de los recursos naturales”, La Ley 1997-C, pág. 1440; PRIETO, H., “El dominio originario de los recursos naturales. La titularidad de las provincias y sus consecuencias en materia de hidrocarburos”, La Ley 2005-E, pág. 1181, y del mismo autor, “Competencia provincial en materia de hidrocarburos y extinción de concesiones de explotación”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 5 (2015), págs. 95-108; SACRISTÁN, E, “Dominio originario de los recursos naturales. La cuestión del dominio eminente”, La Ley (Suplemento Constitucional) (2014), pág. 152; REBASA, M., y CARBAJALES, J., “Los recursos naturales en la reforma del 94’: Aportes para una interpretación constitucional (El caso de los hidrocarburos)”, La Ley 2011-C, págs. 1170-1173; DIANA, N., “La competencia originaria de la Corte Suprema de Justicia de la Nación y el régimen federal de hidrocarburos”, La Ley 2012-E. págs. 1173-1174; PALAZZO, E. “Los hidrocarburos en los equilibrios y en las tensiones entre la nación y las provincias”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 5 (2015), págs. 67-93.; y MÁRQUEZ, G., “El régimen hidrocarburífero a la luz del federalismo argentino”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 10, (2016), págs. 91-97.
[30] Así lo ha resuelto la Corte Suprema de la Nación en la causa Chevron San Jorge S.R.L.” al sostener: “el artículo 124, in fine, de la Constitución Nacional sólo reconoce a las provincias el dominio originario de los recursos naturales utilizados en su territorio mas no la jurisdicción sobre ellos” (Fallos: 334:1162).
[31] B.O. 30/06/67.
[32] B.O. 5/1/07
[33] B.O. 31/10/14.
[34] B.O. 12/06/92.
[35] La competencia para la regulación de los segmentos del transporte y la distribución del gas natural del Gobierno Federal deriva también del art. 75, inc. 13 de la Constitución Nacional que confiere en forma privativa al Congreso de la Nación la facultad para regular el comercio entre las provincias y con los Estados extranjeros (Ver: PERRINO, P (2006), “Distribución de competencias entre el Estado Federal y las Provincias para la regulación de los servicios públicos”, cit., págs. 285 y ss.).
[36] V.gr., la competencia de las provincias para dictar las normas que hacen a la protección del medio ambiente aplicables a la industria de los hidrocarburos, sin perjuicio de la atribución del legislador nacional para establecer los presupuestos mínimos que habrá de respetar la normativa local (cfr. el artículo 41 de la Constitución Nacional).
[37] Este temperamento invasivo de atribuciones ajenas exhibe su grado máximo en el dictado de leyes de hidrocarburos provinciales, en franca contradicción con el régimen constitucional (arg. art. 126 de la Constitución Nacional). A título de ejemplo, cabe mencionar las leyes de hidrocarburos sancionadas por las provincias de Neuquén (Ley N° 2.453, de 2004), San Juan (Ley N° 7.620, de 2005), Mendoza (Ley N° 7.526, de 2006), San Luis (Ley N° VIII-541-2006, de 2006) y Santiago del Estero (Ley N° 6.873, de 2007).
La actitud asumida por estas provincias desatiende la tesis reiteradamente expuesta por la Corte Suprema, conforme a la cual, una vez sancionados los Códigos Civil, Comercial, Penal y de Minería, las provincias no están facultadas para legislar sobre la materia (cfr. el fallo de la Corte Suprema de Justicia de la Nación recaído en la causa Orden, Manuel de la c/ Ingenio San Isidro S.R.L. s/ ordinario – cumplimiento de contrato y cobro de pesos, 1956, y demás precedentes que en él se citan).
[38] Cfr. los artículos 27 bis, 46, 47, 48 y 72 de la Ley N° 17.319.
[39] Cfr. los artículos 36, 87, 88 y 89 de la Ley N° 17.319, y 2°, 3°, 4° y 6° de la Ley N° 26.197.
Sobre el particular, puede profundizarse a través de la lectura de AZZARRI, J. “Las sanciones de la Ley N° 17.319 y el procedimiento debido”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 5 (2015), págs. 269-284.
[40] Cfr. el artículo 6° de la Ley N° 26.197.
[41] Sobre esta delicada cuestión, remitimos para un análisis más detenido a DE LA RIVA, I.M. (2008), ob. cit., pág. 8.
[42] El artículo 3° de la Ley N° 17.319 ya disponía que “el Poder Ejecutivo nacional fijará la política nacional con respecto a las actividades mencionadas en el artículo 2º (explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos), teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad”.
Tal directiva fue luego ratificada por el artículo 2°, último párrafo, de la Ley N° 26.197, conforme a la cual “el diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional”.
Finalmente, la Ley N° 26.741 ha vuelto a señalar que el Poder Ejecutivo Nacional constituye la “autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia” (ver el artículo 2° de la ley aludida).
[43] Cfr. la Ley N° 22.520 (Ley de Ministerios; B.O. 23/12/81) y sus normas modificatorias y reglamentarias, en particular el artículo 8° del Decreto 801/2018 (B.O. 5/9/18), y el artículo 14 del Decreto 802/2018 y su planilla anexa (B.O. 5/9/18).
[44] Ley N° 24.076, artículo 50 y siguientes.
[45] Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), disponible en: http://www.iap g.org.ar/we b_iapg/esta disticas/info rme-anual/ blog.
[46] Cfr. el artículo 4° de la Ley N° 17.319. Sobre este tema, se puede ampliar en RUEDA, P., y LANARDONNE, T. (2017): “La regulación de hidrocarburos: convencionales y no convencionales”, FERRARA, P. (Coord.): Tratado de regulación de la energía, Tomo 1, Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, Buenos Aires, págs. 155-242; ZULIANI, J., “Nuevo régimen de permisos y concesiones bajo la Ley de Hidrocarburos 17.319”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 5 (2015), págs. 177-199; JONES, M., “La concesión de hidrocarburos en la Ley N° 17.319”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 5 (2015), págs. 215-248; y ARIZA, J., “La estructuración de un régimen normativo uniforme para la regulación de la exploración y explotación de hidrocarburos de yacimientos no convencionales en la República Argentina”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 19 (2018-2019), págs. 63-202.
[47] Artículo 6° de la Ley N° 17.319.
[48] Artículos 16 y 19 de la Ley N° 17.319.
[49] Artículo 45 y concordantes de la Ley N° 17.319
[50] Artículos 17, 21 y 22 de la Ley N° 17.319.
[51] Según lo establece el artículo 27 bis de la Ley N° 17.319 (incorporada por la reforma de la Ley N° 27.007 (B.O. 31/10/14)), “entiéndese por Explotación No Convencional de Hidrocarburos 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”.
[52] Artículo 23 de la Ley N° 17.319, en la versión reformada por la Ley N° 27.007.
Al finalizar el primer período del plazo básico, los permisionarios pueden optar entre continuar con sus tareas exploratorias (siempre que haya dado cumplimiento a las obligaciones a su cargo), o revertir totalmente las respectivas áreas al Estado. Una vez concluido el plazo básico el permisionario deberá restituir, al menos, el 50% del área remanente, sin perjuicio de su derecho a obtener una prórroga sobre la superficie restante (artículo 26 de la Ley N° 17.319, tras la reforma de la Ley N° 27.007).
[53] Artículo 27 de la Ley N° 17.319, reformado por La Ley N° 27.007.
[54] Artículos 17, 22 y 29 de la Ley N° 17.319.
[55] Artículos 29, 45 y concordantes de la Ley N° 17.319.
En el caso de las concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos, la condición de concesionario puede alcanzarse, también, a partir de la subdivisión de un área en cabeza de un concesionario de explotación que hubiere descubierto, dentro del perímetro asignado, un yacimiento apto para el desarrollo de una explotación no convencional (artículos 27 y 27 bis de la Ley N° 17.319, el primero de ellos reformado por el artículo 4° de la Ley N° 27.007, y el segundo incorporado por su artículo 5°).
[56] Artículo 35 de la Ley N° 17.319, tras la reforma introducida por el artículo 9° de la Ley N° 27.007.
En aquellos casos en que la concesión resulte de la transformación parcial de un área sujeta a un permiso de exploración, la ley contempla la posibilidad de adicionar al plazo de la concesión el lapso del plazo básico del permiso que no se hubiere agotado (artículo 23 de la Ley N° 17.319).
[57] Artículo 35 de la Ley N° 17.319, ya citado.
[58] Artículo 20 de la Ley N° 17.319.
[59] Artículo 31 y concordantes de la Ley N° 17.319.
[60] Desarrollaremos este tema en el punto 7.2 de este trabajo, referido al régimen fiscal.
[61] PERRINO, P., y GUGLIELMINETTI, A. (2017): “Breve panorama de la regulación del transporte y la distribución de gas natural en la República Argentina”, en FERNEY MORENO CASTILLO L. y HERNÁNDEZ MENDIBLE, V.R. (Coord.), Derecho de la Energía en América Latina, Tomo I, Universidad Externado de Colombia, Bogotá, págs. 527-569
[62] De 1920 a 1990 el gobierno argentino monopolizó la industria del petróleo y del gas, sin otorgar concesiones a particulares, con la única salvedad de una limitada actividad dejada en manos de contratistas privados en la segunda mitad del siglo. La empresa YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) se hizo cargo de la exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos, así como de su refinación y comercialización. Gas del Estado (Gas del Estado S.E.), por su parte, asumió el transporte y distribución del gas natural, previa compra del gas a las empresas productoras de hidrocarburos, principalmente a YPF. Este cuasi monopolio estatal arrojó resultados muy poco satisfactorios. Las dos empresas estatales aludidas fueron privatizadas a comienzos de los años noventa, en el marco de la profunda reforma del Estado emprendida al amparo de la Ley N° 23.696 (B.O. 23/8/89).
[63] Cfr. el artículo 1° del Decreto 1212/1989 (B.O. 14/11/89).
[64] Decretos 1055/89 (B.O. 12/10/89) y 1216/90 (B.O. 29/6/90).
[65] Decreto 44/91 (B.O. 11/1/91), modificado parcialmente por Decreto 115/2019 (B.O. 8/2/19).
[66] Una descripción general del régimen puede verse en PERRINO, P., y GUGLIELMINETTI, A. (2017): “Breve panorama de la regulación del transporte y la distribución de gas natural en la República Argentina”,  en FERNEY MORENO CASTILLO L. y HERNÁNDEZ MENDIBLE, V.R. (Coord.), Derecho de la Energía en América Latina, Tomo I, Universidad Externado de Colombia, Bogotá, págs. 527-569 y en AHUMADA, H. (2003), “Lineamientos del régimen jurídico de la industria del gas”, AA.VV., Servicio Público, Policía y Fomento (Jornadas organizadas por la Universidad Austral. Facultad de Derecho), Ediciones RAP, Buenos Aires, págs. 277-285.
[67] Cfr. el artículo 1° de la Ley N° 24.076.Una explicación general del régimen del MRG puede verse en MASSIMINO, Leonardo, “El sistema de gas natural en la República Argentina (Regulación, emergencia y situación actual)”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 1 (2014), págs. 63-84; y CABRAL, H. “Panorama sobre el transporte y la distribución de gas natural”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 7 (2015-2016), págs. 91-113.
[68] Cfr. el artículo 34 de la Ley N° 24.076. La norma también veda a las distribuidoras, sus controlantes o controladas, tener una participación controlante en una sociedad transportista, y viceversa.
[69] La separación vertical también se concretó con la desintegración de la antigua empresa estatal Gas del Estado y sus activos, para su privatización (Confr., NAVAJAS F. (1999), “Privatización, regulación y competencia en gas natural”, en La regulación de la competencia y de los servicios públicos. Teoría y experiencia argentina reciente, Fundación de Investigaciones Latinoamericanas (FIEL), Buenos Aires, págs.413 y ss.).
[70] Transportadora del Gas del Norte (TGN) y Transportadora del Gas del Sur (TGS).
[71] Confr., NAVAJAS F. (1999), “Privatización, regulación y competencia en gas natural”, en La regulación de la competencia y de los servicios públicos. Teoría y experiencia argentina reciente, cit. págs.413 y ss. Los activos de Gas del Estado fueron asignados a los segmentos de transporte y distribución y, al propio tiempo, a distintas empresas según el área geográfica comprendida en las respectivas licencias estableciendo así un sistema de competencia por comparación, dado el carácter de monopolio natural de estos segmentos. “Hasta el año 1992 la empresa Gas del Estado estaba encargada de la compra, transporte, distribución y la comercialización del gas producido, principalmente por YPF, en las cuencas gasíferas argentinas: neuquina, noroeste, San Jorge y Austral” (BONDOREVSKY, D. y PETRECOLLA, D, “Estructura del mercado del gas natural en Argentina e integración energética regional: problemas de defensa de la competencia”, Texto de Discusión Nº 29, Centro de Estudios Económicos de la Regulación (CEER), Bs. As., junio 2001, disponible en: http://www.ua de.edu.ar/D ocsDownloa d/Publicacion es/4_226_158 0_STD029_ 2001.pdf.
[72] Cfr. el artículo 1° de la Ley N° 24.076. El transporte del gas está sujeto a la regulación nacional cuando se extiende a dos o más provincias o la Ciudad de Buenos Aires o a otro país. En cambio, se rige por la normativa provincial cuando se limita al territorio de una sola provincia y no tiene por destino la exportación. De tal modo, en el primer caso el Poder Ejecutivo nacional será la autoridad concedente y en el segundo las autoridades provinciales (RUEDA, P. y LENZI, F., “El almacenamiento de gas natural: una actividad con gran potencial a partir del retorno a la racionalidad económica en materia energética. Las concesiones de explotación de hidrocarburos como títulos aptos para la realización de actividad de almacenaje de gas natural, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 21 (2019) págs. 1-21.
[73] Cfr. el artículo 4° de la Ley N° 24.076. Como es lógico, la norma deja expresamente a salvo del requisito del procedimiento licitatorio el caso de las concesiones de transporte otorgadas en favor del concesionario de explotación de un área hidrocarburífera, en los términos previstos en el artículo 28 de la Ley N° 17.319.
Las licencias de transporte de gas vigentes fueron otorgadas por un plazo de treinta y cinco años, con derecho a una prórroga por diez años adicionales (artículo 3.1 y 3.2 Licencia de Transporte, Subanexo 1, Reglas Básicas, Anexo A, aprobado por Decreto 2255/1992; B.O. 7/12/92). Las licencias de distribución de gas, por su parte, se extienden por idéntico plazo (artículo 3.1 y 3.2, Licencia de Distribución, Subanexo 1, Reglas Básicas, Anexo B, aprobado por Decreto 2255/1992).
[74] Cfr. el artículo 25 de la Ley N° 24.076.
[75] Cfr. el artículo 12 de la Ley N° 24.076.
[76] Cfr. el artículo 13 de la Ley N° 24.076.
[77] Cfr. el artículo 33 de la Ley N° 24.076.
[78] Ver SACRISTÁN, E., “Open seasons en la actividad de transporte de gas. Los contratos en firme y su crisis”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 1 (2014), págs. 35-61.
[79] Cfr. el artículo 37 de la Ley N° 24.076. En el caso del gas vendido por los distribuidores a los consumidores, el costo de adquisición del fluido por parte del distribuidor sería fiscalizado por el ENARGAS de modo de autorizar su traslado a la tarifa sólo hasta el límite de su equivalencia con los precios negociados por otros distribuidores en condiciones similares (cfr. el artículo 38, inciso c, de la Ley N° 24.076). Es lo que se conoce como la técnica del pass through.
[80] Cfr. el artículo 38 de la Ley N° 24.076. En el artículo 39, de la Ley N° 24.076 se dispone que, con el fin de posibilitar una razonable rentabilidad a las empresas que operen con eficiencia, las tarifas que apliquen los transportistas y distribuidores deberán contemplar: a) que dicha rentabilidad sea similar a la de otras actividades de riesgo equiparable o comparable, y b) que guarde relación con el grado de eficiencia y prestación satisfactoria de los servicios.
[81] Cfr. los artículos 41, 42 y 52 incisos e) y f), de la Ley N° 24.076. El sistema tarifario adoptado por el legislador es el conocido como price cap. Ello surge del artículo 40 de la Ley N° 24.076 que prevé que las tarifas se ajustarán de acuerdo a una metodología elaborada en base a indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores. Dichos indicadores serán a su vez ajustados, en más o en menos, por un factor destinado a estimular la eficiencia y, al mismo tiempo, las inversiones en construcción, operación y mantenimiento de instalaciones. La metodología reflejará cualquier cambio en los impuestos sobre las tarifas. Los transportistas y distribuidores podrán reducir total o parcialmente la rentabilidad contemplada en sus tarifas máximas, pero en ningún caso podrán dejar de recuperar sus costos.
[82] Cfr. el artículo 41, último párrafo, de la Ley N° 24.076.
[83] Cfr. los artículos 26 y 27 de la Ley N° 24.076.
[84] El MRG no prevé consumos prioritarios para asignar la capacidad de transporte, ni tampoco exclusividades; en caso de faltantes de capacidad, la transportista debe iniciar un proceso de ampliación de la red. Durante el período de mayor intervención pública en el sector (años 2002 a 2015) se llevó adelante una política que se apartó notoriamente de este enfoque, pero en los años recientes se observa un retorno a las pautas sentadas por el referido régimen legal (Ver: MASSIMINO, L., “El acceso abierto a los servicios públicos, con referencia al caso del gas natural. Situación actual y perspectivas”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 6 (2015), págs. 189-200).
[85] Cfr. los artículos 16, 32 y 39 de la Ley N° 24.076. La reglamentación exime expresamente al transportador de tener que llevar a cabo obras de extensión de la red (Decreto 2255/1992, subanexo I, Anexo “B”, numeral 8.2, B.O. 7/12/92).
[86] Cfr. la Ley N° 24.076, artículos 16, 25, 32 y 39, y Decreto 2255 de 1992, Subanexo I, Anexo “A”, numeral 8.1.3).
[87] Cfr. los artículos 16, 28 y 29 de la Ley N° 24.076. La ley autoriza a los consumidores que hagan uso del derecho de adquirir directamente el gas, a construir, a su exclusivo costo, sus propios ramales de alimentación para satisfacer sus necesidades de consumo (Ley N° 24.076, artículo 49).
Para una exposición más completa de los mecanismos regulatorios para la ejecución y el financiamiento de obras de ampliación y extensión de infraestructuras de transporte y distribución de gas natural bajo la Ley N° 24.076 y sus normas reglamentarias, remito a HUBEÑAK, Juan Manuel, “La regulación de los mercados y segmentos del gas natural y la energía eléctrica durante la emergencia pública”, Revista Argentina del Régimen de la Administración Pública, 339 (2006), págs. 3-63 pág. 33, nota 116.
[88] Se ha señalado con acierto que el régimen legal comentado apuntaba a la eficiencia, de modo que no se llevaran adelante obras de expansión que fuesen antieconómicas para el usuario y para la empresa prestataria. Ver, en este sentido, SACRISTÁN, Estela (2007): Régimen de las tarifas en los servicios públicos (Aspectos regulatorios, constitucionales y procesales), Editorial Ábaco de Rodolfo Depalma, Buenos Aires, pág. 52.
[89] Artículo 51, Ley N° 24.076. Si bien el diseño adoptado por Argentina fue el de agencia sectorial independiente, siguiendo el modelo de las “Independent Regulatory Commission” de los Estados Unidos, los entes reguladores argentinos presentan una naturaleza y características que las distinguen del modelo referencial. En efecto, la mayoría de los entes reguladores argentinos se constituyó acudiendo al tradicional modelo continental europeo de la entidad administrativa autárquica (CASSAGNE J., (2016) Curso de Derecho administrativo, Abeledo-Perrot, Bs. As., t. I, págs.317  y ss. y BIANCHI A., (2001), La regulación económica, Ábaco, Bs. As., págs. 214 y ss.), que era el formato también utilizado por otras autoridades administrativas de regulación y control de sectores económicos, ya existentes al tiempo de creación de los entes reguladores, tales como el Banco Central de la República y la Superintendencia de Seguros de la Nación. Por tal motivo, los organismos reguladores argentinos son personas públicas estatales que forman parte de la Administración Pública descentralizada, no dependen del Poder Legislativo, y, salvo algunos casos excepcionales, están alcanzados por los poderes de tutela del Poder Ejecutivo y sometidos a su injerencia tanto en lo que hace a la designación y remoción de las autoridades, revisión de sus decisiones, como al desarrollo de la política regulatoria y a su sostenimiento presupuestario (Ver: CASSAGNE J. (2016) Curso de Derecho Administrativo, cit. t. I, págs. 388-319). Cabe aclarar que, según lo ha sostenido la Procuración del Tesoro de la Nación, el mencionado control administrativo o de tutela que ejerce el Poder Ejecutivo Nacional no alcanza a las cuestiones de naturaleza técnica encomendadas exclusivamente a los entes reguladores en función de su idoneidad técnica, salvo que se configure un supuesto de arbitrariedad (PTN, Dictámenes, t. 239, pág. 115).
[90] Artículos 50 y 52 inc. a), Ley N° 24.076.
[91] El ENARGAS tiene un directorio de cinco miembros, que deben ser seleccionados entre personas con antecedentes técnicos y profesionales en la materia. La designación la realiza el Poder Ejecutivo nacional por un período de 5 años, que puede renovarse en forma indefinida (artículos 53 y 54, Ley N° 24.076).
[92] Cfr. el artículo 1° de la Ley N° 25.561.
[93] Ver, al respecto DE LA RIVA, I., “Hidrocarburos del Estado subsidiario al Estado interventor”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 2 (2014), págs. 21-52; y PAYAROLA, I., “Mercado del gas natural: Crónica de una muerte anunciada y el punto de inflexión para el resurgimiento”, Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería (RADEHM), 17 (2018), págs. 75-101.
[94] Cfr. el artículo 2° del Decreto 293/2002 (B.O. 14/2/02).
[95] Puede consultarse a tal efecto la página de internet de la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN), http://www.uniren.gov.ar. Allí se podrá constatar que las actas acuerdo de renegociación contractual fueron concluidas, en la mayor parte de los casos, entre los años 2009 y 2010.
[96] Cabe recordar, en este sentido, que en atención a que se encontraba en curso el proceso de renegociación de los contratos públicos, el Ministerio de Economía de la Nación ordenó a todos los órganos pertenecientes a la Administración Pública, incluidos aquellos que ejercen funciones regulatorias, que se abstuvieran de adoptar cualquier decisión que pudiere afectar directa o indirectamente los precios y tarifas de los servicios públicos, y dispuso expresamente la suspensión de todos los procesos de revisión tarifaria normativamente previstos (ver los artículos 1° y 2° de la Resolución 38/2002 del citado Ministerio; B.O. 28/5/02).
[97] Cfr. el artículo 10 de la Ley N° 25.561.
[98] Tal ha sido el caso, por ejemplo, de Distribuidora de Gas Cuyana S.A. (Decreto 235/2009; B.O. 8/4/90), Metrogas S.A. (Decreto 234/2009; B.O. 14/4/09), Gasnor S.A. (Decreto 1919/2009; B.O. 9/12/09), Transportadora de Gas del Norte S.A. (Decreto 458/2010; B.O. 8/4/10) y Transportadora de Gas del Sur S.A. (Decreto 1918/2009; B.O. 9/12/09).
[99] Ver las sucesivas prórrogas dispuestas por las Leyes N° 25.820 (B.O. 4/12/03), N° 25.972 (B.O. 17/12/04), N° 26.077 (B.O. 10/1/06), N° 26.204 (B.O. 20/12/06), N° 26.339 (B.O. 4/1/08), N° 26.456 (B.O. 16/12/08), N° 26.563 (B.O. 22/12/09), N° 26.729 (B.O. 28/12/11), N° 26.896 (B.O. 22/10/2013) y N° 27.200 (B.O. 4/11/15), la última de las cuales extendió la vigencia de la emergencia declarada hasta el 31 de diciembre de 2017.
[100] Ver Resolución 503/2004 (B.O. 26/5/04), Resolución 752/2005 (B.O. 23/5/05), Resolución 882/2005 (B.O. 18/7/05), Resolución 939/2005 (B.O. 4/8/05), Resolución 1329/2006 (B.O. 22/9/06), Resolución 599/2007 (B.O. 14/6/07), todas ellas de la Secretaría de Energía de la Nación, y, más recientemente, Resolución 1410/2010 del ENARGAS (B.O. 4/10/10).
[101] B.O. 16/2/04.
[102] Cfr. los artículos 11, 19 y concordantes del Decreto 180/2004.
[103] Cfr. el artículo 8 del Decreto 180/2004. Para mayor información sobre el Mercado Electrónico de Gas, consultar el sitio www.m egsa. com.ar.
[104] Los cinco gasoductos aludidos son: 1) del Norte, 2) Centro-Oeste, 3) del Oeste, 4) Neuba (I y II), y 5) del Sur.
[105] Cfr. http://www.tgs .com.ar/e s/negocio s/transporte.
[106] Cfr. https://ww w.tgn.co m.ar/.
[107] Cfr. www.iea sa .com.ar.
[108] Cfr. el Decreto 465/2019 (B.O. 10/7/19).
[109] Ver: Instituto Argentino del Petróleo, “La industria argentina de los hidrocarburos. Panorama general 2019”, disponible en:  http://www.aogex po.com.ar /Overview EN.pdf  Vale aclarar que en la actualidad ya no se importa GNL a través del puerto de Bahía Blanca, sino que únicamente se mantienen las operaciones de importación de dicho producto vía Escobar, aunque por volúmenes decrecientes que se espera que desaparezcan por completo en el año 2021, gracias al creciente aporte de gas que proviene de Vaca Muerta. Más aún, ya se han producido los primeros embarques de gas en Bahía Blanca con destino a su exportación en buques regasificadores (cfr. https://www.yp f.com/YPF Hoy/YPFSalaP rensa/Pagi nas/Notici as/Por-primera -vez-en-la-histor ia-exportamo s-gas-licuad o.aspx).
[110] Cfr. los artículos 9° y 14 de la Ley N° 24.076. El artículo 1° de la Resolución 421/1997 del ENARGAS (B.O. 11/2/97) exceptúa de la calificación de comercializador a las compañías distribuidoras o subdistribuidoras de gas por redes que compran y venden gas natural por cuenta y orden de terceros.
Los comercializadores de gas natural operan la compra-venta de gas natural y transporte tomando riesgos de precio y volúmenes, contribuyendo a la previsibilidad buscada por los productores y a la flexibilidad de precios, volúmenes, financiamiento y calidad de servicio necesaria para el cliente. De este modo, dan origen a un mercado secundario que incrementa la oferta.
[111] Cfr. los artículos 4° y 5° de la Resolución 478/1997 del ENARGAS, (B.O. 30/7/97).
[112] Previo a la adquisición del gas al Productor o Comercializador, con una anticipación no menor a 3 meses, los consumidores debían notificar su intención al ENARGAS y al Distribuidor correspondiente.
[113] El mercado de Grandes Usuarios es un mercado voluntario de compra directa a los Productores o Comercializadores.
[114] Cfr. el artículo 9° de la Ley N° 24.076. La norma también otorga tal carácter a productores, captadores, procesadores, transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores que contraten directamente con el productor de gas natural.
[115] B.O. 28/9/92.
[116] Cfr. el artículo 1° del Decreto 1738/1992.
[117] Decreto 1738/1992, artículo 9°.
[118] Cfr. el artículo 34 de la Ley N° 24.076.
[119] Cfr. el artículo 34, apartado (5), del Decreto 1738/1992.
[120] B.O. 8/4/05.
[121] Ver los artículos 27 y siguiente de la citada Ley N° 26.020.
[122] Argentina cuenta con una red de 2.353 km. de extensión de ductos, 1.300 camiones cisterna, 25 instalaciones para almacenaje con una capacidad de 280 kTM (producción de 39 días; el 60% de la capacidad de almacenaje refrigerada).
[123] Cfr. la página web de la Secretaría de Energía de la Nación.
[124] RISULEO, F., Historia del petróleo en Argentina (2012); FODECO-Cámara Argentina de la Construcción, Buenos Aires, pág. 23.
[125] Cfr. Decreto 690/1981 (B.O. 7/04/81).
[126] Dado que el GLP envasado es el combustible que consumen, habitualmente, los sectores más vulnerables de la población (que no suelen tener acceso al gas natural), el Gobierno Nacional ha implementado un programa de subsidios a fin de facilitar el acceso extendido a dicho producto a precios asequibles, en beneficio tanto de la oferta (productores de GLP) como de la demanda (los titulares de hogares vulnerables). Ejemplo de ello es el Plan Hogares con Garrafa creado por el Decreto 470/2015 (B.O. 31/3/15), reglamentado por la Resolución 49/2015 de la Secretaría de Energía de la Nación (B.O. 1/4/15) y sus modificatorias, y la Resolución 70/2015 de la Secretaría de Energía de la Nación (B.O. 7/4/15) y sus modificatorias.
[127] B.O. 8/4/05.
[128] Cfr. el artículo 1°, segundo párrafo, de la Ley N° 26.020.
[129] Cfr. los artículos 7°, inciso b), y 34 de la Ley N° 26.020.