MINISTERIO DE ECONOMÍA

SECRETARÍA DE ENERGÍA

Resolución 157/2025

RESOL-2025-157-APN-SE#MEC

Ciudad de Buenos Aires, 15/04/2025

VISTO el Expediente N° EX-2025-32572387-APN-DGDA#MEC, las Leyes Nros. 24.076 y 27.742, el Decreto N° 1.057 de fecha 28 de noviembre de 2024, y sus modificatorios, y

CONSIDERANDO:

Que a través de los Artículos 101 a 152 de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos Nº 27.742 se introdujeron modificaciones a la Ley N° 17.319 de Hidrocarburos.

Que, asimismo, a través de los Artículos 153 a 158 de citada Nº 27.742 se introdujeron modificaciones a la Ley N° 24.076 por la cual se regula el transporte y distribución de gas natural que constituyen un servicio público nacional.

Que tales modificaciones tienen como finalidad flexibilizar determinadas etapas de la actividad hidrocarburífera para permitir un mayor desarrollo de la exploración, la explotación y la exportación de petróleo y gas, mejorar la competencia y la transparencia, y promover nuevas actividades, tales como la producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) y el almacenamiento subterráneo de gas natural en yacimientos.

Que, concretamente, por el Artículo 3° bis de la citada Ley N° 24.076, conforme a las modificaciones introducidas por el Artículo 154 de la Ley Nº 27.742, se dispuso que dentro de los SEIS (6) meses desde la sanción de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, esta Secretaría realizará un estudio a los efectos de emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo y el suministro de gas natural de otros orígenes para abastecer regularmente en el curso ordinario de los acontecimientos la demanda interna, y a la misma vez, suministrar sobre base firme e ininterrumpible los proyectos de exportación de GNL cuyo desarrollo y ejecución se prevea durante el mismo período de análisis.

Que a través del Artículo 2° del Decreto N° 1.057 de fecha 28 de noviembre de 2024 se aprobó como Anexo II (IF-2024-130811899-APN-SE#MEC), la Reglamentación de los Artículos 153 a 158 de la citada Ley Nº 27.742.

Que por el Artículo 3° del mencionado Anexo, se establecieron las pautas y premisas de análisis que debe contemplar el estudio que realice esta Secretaría a efectos de emitir la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo.

Que la Dirección Nacional de Escenarios y Evaluación de Proyectos Energéticos de la SUBSECRETARÍA DE TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO de esta Secretaría, confeccionó el Informe N° IF-2025-36508200-APN-DNEYEPE#MEC, a través del cual fueron desarrollados los aspectos relativos a las condiciones de funcionamiento de mercado, configuración de su producción, procesamiento, transporte, exportaciones y almacenaje; proyecciones de producción nacional, de exportaciones, de impacto de infraestructura existente y nueva; fuentes alternativas y de demanda interna, de acuerdo con las pautas de análisis impartidas mediante el Decreto N° 1.057/24.

Que, por su parte, la Dirección Nacional de Exploración y Producción de la SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS de esta Secretaría elaboró el Informe N° IF-2025-28111013-APN-DNEYP#MEC, mediante el cual realizó la estimación de recursos gasíferos técnicamente recuperables, convencionales y no convencionales, por cuenca y conforme metodologías generalmente utilizadas.

Que, en virtud de los estudios realizados, corresponde a esta Secretaría emitir la correspondiente Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos, de conformidad con lo establecido en el Artículo 3° bis de la Ley N° 24.076 y sus modificatorias.

Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.

Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por el Artículo 3º bis de la Ley N° 24.076 y por el Apartado IX del Anexo II del Decreto N° 50 de fecha 19 de diciembre de 2019 y sus modificatorios.

Por ello,

LA SECRETARIA DE ENERGÍA

RESUELVE:

ARTÍCULO 1º.- Apruébase con el alcance dispuesto en el Artículo 3° bis de la Ley N° 24.076 y sus modificatorias, la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos que como ANEXO I (IF-2025-37733466-APN-SSCL#MEC) integra la presente resolución.

ARTÍCULO 2°.- Sin perjuicio de la actualización de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos aprobada en el Artículo 1° de la presente medida, conforme a las pautas dispuestas en el Artículo 3° del Anexo II al Decreto N° 1.057 de fecha 28 de noviembre de 2024, la SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS informará a esta Secretaría, en forma anual, si existiere algún cambio en las condiciones empleadas para su elaboración.

ARTÍCULO 3°.- La presente resolución entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.

ARTÍCULO 4°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.

María Carmen Tettamanti

NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-



DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD DE RECURSOS GASÍFEROS AL 31 de diciembre de 2023.

I. INTRODUCCIÓN

La Ley N° 27.742, "LEY DE BASES Y PUNTOS DE PARTIDA PARA LA LIBERTAD DE LOS ARGENTINOS", publicada en el Boletín Oficial del 8 de julio de 2024, incorpora en su CAPITULO II modificaciones a la Ley N° 24.076 que establece el marco regulatorio del transporte y distribución de gas natural.

El Artículo 3° bis de la citada Ley N° 24.076, conforme la modificación introducida por el Artículo 154 de la Ley N° 24.742 establece entre otros
aspectos, que: ".....Dentro de los seis (6) meses desde la sanción de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, la Secretaría de Energía de la Nación realizará un estudio a los efectos de emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo_y el suministro de gas natural de otros orígenes para abastecer regularmente en el curso ordinario de los acontecimientos la demanda interna, y a la misma vez, suministrar sobre base firme e ininterrumpible los proyectos de exportación de GNL cuyo desarrollo y ejecución se prevea durante el mismo período de análisis. La reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional fijará las pautas y premisas de análisis que deberán tenerse en consideración en el estudio a realizarse a los fines de la referida Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos, incluyendo aquellas necesarias para las proyecciones de producción nacional de gas natural y ofertas de otras fuentes u orígenes, y de la demanda interna durante el período de análisis..."

Por el Artículo 2° del Decreto N° 1.057 de fecha 28 de noviembre de 2024 se aprobó la "REGLAMENTACIÓN DE LOS ARTÍCULOS 153 A 158 DE LA LEY DE BASES Y PUNTOS DE PARTIDA PARA LA LIBERTAD DE LOS ARGENTINOS N° 27.742", que como Anexo II (IF-2024-130811899-APN-SE#MEC) integra dicha medida.

El Artículo 3° del Capítulo I "Exportación e Importación de Gas Natural Licuado (GNL) del citado Anexo, establece:

"Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. El estudio que realizará la SECRETARÍA DE ENERGÍA a efectos de emitir la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, deberá contemplar:

a) las condiciones de funcionamiento del mercado;

b) la configuración de su producción, procesamiento, transporte, exportaciones y almacenaje;

c) proyecciones de producción nacional, de exportaciones y de demanda;

d) proyecciones de impacto e infraestructura existente y desarrollo de nueva infraestructura;

e) proyecciones de fuentes alternativas a partir de los flujos del comercio internacional;

f) proyecciones de demanda interna por zona geográfica, contemplando las eventuales restricciones de infraestructura y las previsiones de crecimiento;

g) una estimación de los recursos gasíferos técnicamente recuperables, convencionales y no convencionales, de la REPÚBLICA ARGENTINA medidos en trillones de pies cúbicos ("TCF" según su abreviatura en idioma inglés), distribuidos por cuenca y calculados usando metodologías generalmente utilizadas para reservorios convencionales y reservorios no convencionales. Al resultado de tal estimación se descontará como cobertura de seguridad una proyección de la demanda interna de gas natural de la REPÚBLICA ARGENTINA, medida en TCF, neto de una estimación de volúmenes de gas natural y GNL a importarse para picos invernales, por el plazo que determine la SECRETARÍA DE ENERGIA. Las proyecciones deberán permitir una adecuada evaluación del alcance del potencial argentino en exportaciones de GNL y su incidencia conforme al estudio de referencia."

En cumplimiento de las pautas dispuestas en el citado Decreto N° 1.057/24, la Dirección Nacional de Escenarios y Evaluación de Proyectos Energéticos de la SUBSECRETARÍA DE TRANSICIÓN Y PLANEAMIENTO ENERGÉTICO de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA elaboró el Informe N° IF-2025-36508200-APN-DNEYEPE#MEC, que contempla lo referido a proyecciones (oferta, demanda, exportaciones, etc.); mientras que la Dirección Nacional de Exploración y Producción de la SUBSECRETARÍA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS de la citada Secretaría, a través del Informe N° IF-2025-28111013-APN-DNEYP#MEC realizó la estimación de recursos gasíferos técnicamente recuperables; informes ambos que fueron integrados en el Informe N° IF-2025-36939042-APN-DNEYP#MEC.

II. OBJETO Y ALCANCE

La presente Declaración de Recursos Gasíferos al 31 de diciembre de 2023 consolida la información proveniente de los citados informes técnicos de la Dirección Nacional de Escenarios y Evaluación de Proyectos Energéticos y la Dirección Nacional de Exploración y Producción.

Tanto la estimación de recursos disponibles como las proyecciones de oferta, demanda y exportaciones de gas consideradas son estimaciones realizadas con las condiciones actuales y asumen condiciones técnicas, de inversiones y de mercado que pueden modificarse en el tiempo debido a cambios en cualquiera de dichas condiciones.

III. DESARROLLO

A. SITUACIÓN ACTUAL

La República Argentina posee CINCO (5) cuencas productivas de hidrocarburos, Neuquina, Austral, Noroeste, San Jorge y Cuyana alcanzando la producción total de 50.729 millones de m3 de gas natural en el año 2024 en sus 1.100 yacimientos productivos siendo la cuenca Neuquina la mayor aportante. En la producción participan 60 empresas siendo YPF, Total, Tecpetrol, PAE, Pampa, Pluspetrol y CGC responsables del 91% de la misma.


La producción de gas natural es transportada a través de los 16.000 km de gasoductos controlados por TGN (Transportadora de Gas del Norte) y TGS (Transportadora de Gas del Sur) previo paso por las plantas de tratamiento que acondicionan el fluido retirando el propano y butano de la mezcla. La República Argentina es un país altamente gasífero desde la década del noventa alcanzando a finales del año 2024 cerca de 8.900.000 usuarios residenciales equivalente a más del 50% de los hogares, 300.000 usuarios comerciales, 20.000 usuarios industriales y 2.000 puestos de carga de GNC.

La producción de gas natural alcanzó los 50.729 millones de m3 en 2024, superando un 2.8% con respecto al año 2019 donde se alcanzó 49.351 millones de m3.

El mayor crecimiento se registra en la cuenca Neuquina con un 19.4% en el mismo período, pasando de 30.736 MMm3 a 36.694 MMm3. Se debe recalcar que esta cuenca tiene un desarrollo positivo en comparación con la cuenca Austral que disminuyó un 26% respecto del año 2019 cuando produjo 12.040 MMm3 para caer a 8.860 MMm3 en 2024

Respecto a la evolución en los últimos años del consumo interno y del mercado externo se presenta las siguientes tablas:

Consumo interno (en Millones metros cúbicos)


B. PROYECCIONES

B.1. Producción y Transporte.

Para realizar la proyección de producción de gas natural y la demanda interna se consideraron por separado el gas convencional y el gas no convencional. Por otro lado, el período a proyectar desde el año 2022 al 2050 se dividió en cuatro tramos. El primer tramo hasta el año 2027, un segundo tramo hasta el año 2031, un tercer tramo al año 2035 y finalmente el último tramo al 2050. Para la proyección se utilizó una tasa intermensual constante. Por este motivo se divide el estudio en cuatro períodos para poder ir disminuyendo paulatinamente el crecimiento a efectos de no desbordar el sistema de transporte. Para la producción convencional se consideró que continúa con el declino habitual. Para el primer tramo se tomó una caída del 1% mensual y para el segundo tramo una caída del 0.5% mensual. El tercer y cuarto tramo se los mantuvo neutros.

Para la producción no convencional, al igual que el caso anterior, se consideraron las tendencias históricas. Para el primer tramo se tomó un crecimiento mensual de la producción del 1.5% para la mayor petrolera del país, 1.7% para el grupo de las empresas líderes y 0.4% de crecimiento mensual para el resto.

Para el segundo tramo se consideró 0.5%, 0.4% y 0.035% respectivamente. El crecimiento se lo restringió considerando la capacidad de transporte. Para el año 2029 ya no es posible transportar más de 200 millones de m3 por día por lo tanto se debe limitar la producción.

A continuación, se presenta la Figura 1 "Proyección de Producción de Gas Natural y Demanda"

Un procedimiento análogo se realizó con la demanda interna de gas natural donde se observa la modulación de la misma debido al incremento de consumo durante los meses de invierno. La demanda fue modulada con una relación 7:3:1 para pico, resto y valle.

En el mismo gráfico se incorporó la capacidad de transporte actual con sus ampliaciones previstas para observar el momento en que la demanda no puede ser satisfecha localmente e implica la necesidad de incorporar importaciones de GNL vía marítima.

Las ampliaciones que se contemplaron en el estudio son:

Año 2026

Ampliación Perito Moreno alcanza 39 MMm3/día.

Ampliación Centro Oeste alcanza 39 MMm3/día.

Reversión Norte alcanza 19 MMm3/día.

Año 2028

Ampliación Centro Oeste alcanza 44 Mm3/día.

Ampliación Neuba II alcanza 48 MMm3/día.

Como se indica no existen ampliaciones previstas más allá del año 2028. Por lo tanto, toda la demanda que supere los 200 millones de m3 por día debe ser satisfecha con importación marítima de GNL por la planta de Escobar o eventualmente Bahía Blanca. El pico máximo de demanda no satisfecha se encuentra en el orden de 30 millones de metros cúbicos día en los meses de invierno.

En la Figura 2 "Proyección de Producción de Gas Natural y Demanda" se observa la composición de la demanda en los principales subsectores.


Los parámetros de proyección de la demanda se basan en un crecimiento de la población del 0.8% a.a. al 2035, crecimiento de viviendas del 0.9% a.a. y crecimiento de hogares con acceso al gas natural del 0.8% a.a. Para la demanda se consideró un crecimiento del 1.5% interanual en la demanda prioritaria, una demanda de GNC constante porque no se prevén grandes incorporaciones y una demanda industrial con un crecimiento del 1.75% interanual. Se considera un aumento de 5 millones de metros cúbicos día del retenido en las plantas de tratamiento y la incorporación de plantas de procesamiento de amoníaco y urea por 5.5 millones de metros cúbicos día entre 2025 y 2030.

La demanda total estimada entre los años 2025 a 2039 es de 30.6 TCF sin considerar las importaciones de GNL necesarias en los picos de invierno ni otra importación.

B.2. Proyecciones exportación.

Para la exportación se analizaron los movimientos Dentro del Sistema de Transporte (DST) que corresponden a los gasoductos Norandino, Gasandes, Uruguay y Brasil, y Fuera del Sistema de Transporte (FST) que corresponde a la incorporación de GNL por barco desde los puertos patagónicos.

A continuación, en la Figura 3 se puede observar la proyección de exportación de Gas Natural:



En la proyección de exportación de gas natural se consideró un escenario para la exportación dentro del sistema de transporte (DST) y dos escenarios para la exportación fuera del sistema de transporte (FST), un escenario de alta inversión y otro de baja inversión. Dado que una de las premisas del escenario es un polo fuertemente exportador, lo que supone altos niveles de producción, no se analizaron fuentes alternativas al recurso. De la misma manera no se desagregó la demanda por zona geográfica.

Las exportaciones dentro del sistema de transporte consideran una ocupación del 50% de la capacidad de transporte de los gasoductos Gas Andes y Norandino y los envíos habituales Uruguay y Brasil.

Con respecto a la exportación de GNL (Gas Natural Licuado) se considera un buque de 1.5 MTPA en el año 2027, un buque adicional de 2.2 MTPA en 2028 dentro del sistema de transporte. Posteriormente se comercializa por fuera del sistema de transporte y se adiciona un buque de 2.2MTPA en 2030 y dos buques de 2.2 MTPA en 2035. Este esquema corresponde a un escenario de baja inversión existiendo otro de alta inversión al respecto.

C. RECURSOS TÉCNICAMENTE RECUPERABLES

En esta estimación se incluyen:

1) los volúmenes descubiertos: reservas remanentes en todas sus categorías, tanto convencionales como no convencionales (shale y tight), y recursos contingentes.

Los volúmenes descubiertos surgen de la información presentada por las empresas en cumplimiento de la Res. SE N 324/06 y publicada en la página web de la SECRETARIA DE ENERGIA. Las definiciones y metodologías de cálculo empleadas son las contempladas en la mencionada resolución: Cálculo Volumétrico, Balance de Materiales, Análisis de las Curvas de Declinación, Simulación Numérica de Reservorios y/o Método Probabilístico según las características de cada yacimiento o reservorio.

Las cuencas argentinas convencionales son maduras, de hecho, tanto las reservas y recursos como la producción convencional de gas en el país están declinando en los últimos años.

En la Figura 4 a se muestra la evolución de reservas más recursos convencionales y no convencionales de gas (MMm3) por cuenca:



Los hidrocarburos no convencionales provienen principalmente de la cuenca neuquina, mientras que la cuenca austral aporta parte de la producción de tigh.

El resto de las cuencas producen solo convencional. Como puede observarse, la producción de shale se incrementa mientras que la de convencional y tight decrece. Consecuentemente, si se observa la evolución de reservas más recursos solo se incrementan los provenientes de la cuenca neuquina y la principal contribución a ello es el shale de la formación Vaca Muerta.

La tabla siguiente muestra la suma de reservas y recursos contingentes, convencionales y no convencionales certificados por cuenca:


2) los volúmenes no descubiertos: recursos prospectivos.

Para la evaluación de los recursos prospectivos se consideró, debido a su potencial, la formación Vaca Muerta de la cuenca neuquina.

Esta estimación fue realizada a través de un equipo multisectorial integrado por: 1) técnicos integrantes de la Comisión de Exploración y Desarrollo del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) y pertenecientes a empresas socias, 2) profesores universitarios de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA), 3) personal técnico de la Secretaría de Energía de la Nación (SEN) e 3) integrantes de la Dirección Técnica de Petróleo y Gas del IAPG,. El resultado de este trabajo es el informe de la ESTIMACIÓN DE LOS RECURSOS REMANENTES TÉCNICAMENTE RECUPERABLES DE GAS DE LA FM. VACA MUERTA DISPONIBLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2023.

La estimación se realizó siguiendo las prácticas usuales de la industria, adoptando una metodología volumétrica para la estimación de los Recursos Recuperables de Gas (RRG) con integración estadística y agregación probabilística para los Recursos Remanentes Técnicamente Recuperables de Gas (RTRG)

Según el conocimiento actual de la formación se adoptaron parámetros petrofísicos, de área y espesor útil, relación gas/petróleo y factores de recobro que se correlacionaron con los valores provenientes de las certificaciones de reservas aportados por la SECRETARIA DE ENERGÍA.

El esquema de flujo de trabajo realizado para la confección de este estudio fue:

 
A los efectos de obtener un valor estimado de los recursos gasíferos técnicamente recuperables de la República Argentina por cuenca, se consideraron los volúmenes descubiertos certificados al 31-12-23 y, en el caso de la cuenca neuquina, se adicionó el volumen de recursos prospectivos correspondiente a la mejor estimación (209.4 TCF).

 
Los recursos técnicamente recuperables a diciembre 2023, se estiman en: 273,75 TCF (doscientos setenta y tres con 75/100 trillones de pies cúbicos) o 7.821.268 MMm3 (siete millones ochocientos veintiún mil doscientos sesenta y ocho millones de metros cúbicos).

A este resultado se le debe descontar como cobertura de seguridad una proyección de la demanda interna de gas natural de la República Argentina, medida en TCF, neto de una estimación de volúmenes de gas natural y GNL a importarse para picos invernales, por el plazo que determine la SECRETARÍA DE ENERGIA. La proyección de demanda interna para ser considerada como cobertura de seguridad fue estimada para el periodo 2025-2039 y asciende a 30,6 TCF, que representa el 11,2% de los recursos técnicamente recuperables estimados.

En consecuencia, y teniendo en cuenta tanto las estimaciones descriptas como las condiciones establecidas para las mismas, la Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, a diciembre 2023, ascendería a 243,15 TCF (doscientos cuarenta y tres con 15/100 trillones de pies cúbicos) o 6.947.143 MMm3 (seis millones novecientos cuarenta y siete mil ciento cuarenta y tres millones de metros cúbicos).

D. ANÁLISIS DE LA DISPONIBILIDAD DE RECURSOS GASÍFEROS EN EL LARGO PLAZO

Con los valores estimados tanto para las proyecciones de demanda y exportaciones como para los recursos técnicamente recuperables se analiza la "Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo y el suministro de gas natural de otros orígenes para abastecer regularmente en el curso ordinario de los acontecimientos la demanda interna, y a la misma vez, suministrar sobre base firme e ininterrumpible los proyectos de exportación de GNL cuyo desarrollo y ejecución se prevea durante el mismo período de análisis".

Para ello se procede a evaluar diferentes escenarios de consumos más exportaciones calculando el tiempo que los recursos disponibles abastecerían a cada uno.

Las premisas adoptadas para ello son:

• Tanto los recursos como las proyecciones son estimaciones realizadas con las condiciones actuales y asumen condiciones técnicas, inversiones y de mercado que pueden modificarse en el tiempo.

El cálculo del tiempo es al solo efecto de dimensionar el volumen de recursos disponibles y para ello se asume que se dispone de las instalaciones de producción, transporte y tratamiento, es decir que se realizan las inversiones, necesarias en cada caso.

> Escenario 1: Situación actual

Se asume que se mantienen los valores de consumo interno más exportaciones del año 2024, y que se abastecen totalmente con producción local (sin importaciones).

Exportaciones: 1.590 MMm3 anuales.

Consumo: 41.167 MMm3 anuales.

Los recursos abastecerían durante 162 años.

> Escenario 2: Considerando los valores mínimos de las proyecciones

Exportaciones GNL constantes en: 60 MMm3/día (21.900 MMm3 anuales). Exportaciones gas natural constantes en: 20 MMm3/día (7.300 MMm3 anuales) Consumo: 200 MMm3/día (73.000 MMm3 anuales). Los recursos abastecerían durante 68 años

> Escenario 3: Considerando los valores máximos de las proyecciones

Exportaciones GNL constantes en: 80MMm3/día (29.200 MMm3 anuales). Exportaciones gas natural constantes en: 20 MMm3/día (7.300 MMm3 anuales) Consumo: 200 MMm3/día (73.000 MMm3 anuales).

Los recursos abastecerían durante 63 años.

IV. CONCLUSIÓN

Las proyecciones estimadas abarcan los próximos veinticinco años, y, en el escenario de máxima contemplan volúmenes dos veces y media mayores a los actuales. Estos valores se alcanzarían progresivamente en el tiempo, en la medida que se realicen las inversiones en instalaciones de producción, tratamiento y transporte de los fluidos producidos.

Los recursos disponibles estimados al 31 de diciembre de 2023, ascienden a 243.15 TCF (doscientos cuarenta y tres con 15/100 trillones de pies cúbicos), y, contemplando esta hipótesis de valores máximos sostenidos en el tiempo, abastecerían los consumos y las exportaciones pro durante 63 años.

Cuadro resumen de los escenarios considerados:


Cabe mencionar que éstas son las mejores estimaciones con las condiciones técnico-económicas y las proyecciones de inversión previstas en la actualidad. Las mismas pueden sufrir modificaciones en el tiempo, debido a ello el Decreto N° 1.057/24 dispone que La SECRETARÍA DE ENERGÍA actualice este estudio al menos cada CINCO (5) años. Sin perjuicio de las pautas de actualización allí dispuestas, se requiere que las Direcciones Nacionales con competencias en la materia, eleven informes periódicos respecto de la evolución de las condiciones que fueron asumidas en las presentes estimaciones. y/o en el momento en que se produzcan modificaciones sustanciales en las mismas.