Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas
GAS NATURAL
Resolución 83/2013
Apruébase el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Formularios.
Bs. As., 5/12/2013
VISTO el Expediente EXP-S01:0233491/2013 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS, las Leyes Nros. 17.319, 24.076 y 26.741, el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, las Resoluciones Nros. 1/2012 y 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, y
CONSIDERANDO:
Que el artículo 3° de la Ley Nº 17.319 y el artículo 2° de la Ley Nº 26.741 establecen que el PODER EJECUTIVO NACIONAL tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a la 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.
Que entre los principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina, el artículo 3° de la Ley Nº 26.741 contempla la maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
Que, en el mismo sentido, el Decreto Nº 1.277/2012, que creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, estableció entre sus objetivos: (i) asegurar y promover las inversiones necesarias para el mantenimiento, el aumento y la recuperación de reservas que garanticen la sustentabilidad de corto, mediano y largo plazo de la actividad hidrocarburífera; (ii) asegurar y promover las inversiones necesarias para garantizar el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos; (iii) asegurar y promover inversiones dirigidas a la exploración y explotación de recursos convencionales y no convencionales; (iv) asegurar el abastecimiento de combustibles a precios razonables, compatibles con el sostenimiento de la competitividad de la economía local, la rentabilidad de todas las ramas de la producción y los derechos de usuarios y consumidores; (v) asegurar y promover una leal competencia en el sector; y (vi) promover un desarrollo sustentable del sector.
Que, en ese marco, mediante el dictado de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión fue creado el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, que tiene como objetivo principal aumentar la inyección de gas natural por parte de las empresas productoras que, por razones vinculadas, entre otras cuestiones, a sus escalas productivas y/o a las características geológicas de los yacimientos sobre los que operan, presenten una inyección reducida del hidrocarburo; de modo de continuar por un lado aumentando, en el corto plazo, la inyección de gas natural reduciendo de esta forma las importaciones y, por otro lado, estimulando la inversión en exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que permitan recuperar el horizonte de reservas; a los efectos de lograr el autoabastecimiento energético necesario para coadyuvar a sostener el crecimiento económico y desarrollo social con inclusión de la Argentina en el mediano y largo plazo.
Que, a fin de alcanzar los mencionados objetivos, se promoverá la inscripción en el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, hasta el 31 de marzo de 2014, de todos aquellos sujetos que, reuniendo las condiciones necesarias para ello, se encontraren inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto Nº 1.277/2012.
Que en tal sentido, corresponde crear el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, y establecer su respectiva operatoria y la de las correspondientes inscripciones que se aprueben bajo dicho programa.
Que, asimismo, para simplificar la presentación y posterior evaluación de las respectivas solicitudes de inscripción, corresponde aprobar un formulario modelo a los efectos de que los interesados encuadren sus propuestas.
Que la Dirección General de Asuntos Jurídicos del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por el Anexo I del Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
Por todo ello,
LA COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS
RESUELVE:
Artículo 1° — Apruébase el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, el cual como Anexo I forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 2° — Apruébanse los formularios modelos que los interesados deberán utilizar, según sea el caso, a los efectos de encuadrar sus respectivas peticiones de inscripción en el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, que como Anexos II y III forman parte integrante de la presente.
Art. 3° — Invítese a los Organismos de la Administración Pública Nacional que, en función de sus competencias técnicas y específicas, se relacionen con la política energética, a colaborar en la implementación del presente Programa.
Art. 4° — El gasto que demande la financiación del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” será solventado con fondos del Tesoro Nacional, de conformidad a lo establecido en el Artículo 6° de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
Art. 5° — La presente medida entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 6° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Augusto Costa. — Daniel O. Cameron. — Emmanuel A. Alvarez Agis.
REGLAMENTO GENERAL DEL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
3. NORMATIVA VINCULADA
4. METODOLOGIA
5. OPERACIONES DE COMPRA-VENTA DE GAS
6. CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
7. AUDITORIA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
El objetivo del presente Reglamento General es establecer los lineamientos y procedimientos para la ejecución del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, estableciendo su operatoria.
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
2.1. Comisión: es la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, creada por Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
2.2. Empresa Beneficiaria: son cada una de las empresas definidas en el Anexo I, puntos 1 y 2, de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión.
2.3. Secretaría Administrativa: es la Secretaría Administrativa de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
2.4. Unidad de Gestión Técnico Operativa: es el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
2.5. Unidad de Seguimiento y Control: podrá ser, alternativamente, un órgano de la Administración Pública o una Universidad Nacional, definidos, en su caso, por la Comisión o por alguno de sus miembros con acuerdo de los restantes, y la relación se instrumentará mediante Convenio de Asistencia Técnica, pudiendo utilizarse para ello uno en vigencia o generarse uno nuevo específico para el tema.
3. NORMATIVA VINCULADA
- Ley Nº 26.741.
- Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
- Resolución Nº 1/2012 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, de fecha 8 de agosto de 2012.
- Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, de fecha 8 de noviembre de 2013.
- Resolución Nº 716 de fecha 10 de septiembre de 1998 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
- Resolución Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de 2010 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
4. METODOLOGIA
a) Durante la vigencia de la inscripción en el Programa, cada Empresa Beneficiaria presentará mensualmente a la Comisión, dentro de los CUARENTA Y CINCO (45) días posteriores al último día hábil del período bajo análisis, una declaración jurada de sus ventas detallando: (i) “Inyección Total” entregada a cada segmento de la demanda, entendiendo por tal a la definida por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, (ii) precio promedio ponderado de venta, (iii) contratos y/o facturas comerciales correspondientes al volumen de Gas Natural comercializado, y (iv) demás documentación que acredite la veracidad y exactitud de información suministrada. A los efectos de dicha presentación, la Secretaría Administrativa comunicará a cada Empresa Beneficiaria el formato bajo el cual deberá presentarse la información en cuestión.
a.1) Las Empresas Beneficiarias presentarán la documentación e información asociada a la misma en la mesa de entradas de la Secretaría Administrativa.
a.2) La documentación e información asociada será presentada en su solo acto y en su totalidad de la siguiente forma: (A) un (1) ejemplar impreso y un (1) ejemplar digital conteniendo los ítems (i), (ii), (iii), y (iv) enumerados en el primer párrafo del inciso a) del punto 4 precedente; (B) un (1) ejemplar impreso y un (1) ejemplar digital conteniendo el ítem (1) del primer párrafo del inciso a) del punto 4, precedente; (C) dos (2) ejemplares impresos y dos (2) ejemplares digitales conteniendo los ítems (ii), (iii), y (iv) enumerados en el primer párrafo del inciso a) del punto 4 precedente.
a.3) En el supuesto en que la información fuese presentada fuera de término, la Empresa Beneficiaria deberá justificar su demora y podrá acompañarla nuevamente en el período siguiente sin derecho a exigir el cumplimiento de los plazos para ese mes determinado.
a.4) La Secretaría Administrativa remitirá, en un plazo máximo de TRES (3) días hábiles de recibida la documentación e información asociada, por un lado, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa el ejemplar del ítem (B) precedente y, por el otro, a la Unidad de Seguimiento y Control y a la SECRETARIA DE ENERGIA, sendos ejemplares de los mencionados en el ítem (C) precedente.
b) En caso que lo estimen pertinente, la Unidad de Gestión Técnico Operativa, la Unidad de Seguimiento y Control, la SECRETARIA DE ENERGIA y/o la Comisión, todas ellas a través de la Secretaría Administrativa, podrán requerir a la Empresa Beneficiaria de que se trate que presente las aclaraciones y/o correcciones que se estimaren pertinentes.
c) Con relación a la información relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Empresa Beneficiaria respecto de cada período mensual, la Unidad de Gestión Técnico Operativa procederá a corroborar la veracidad de dichas declaraciones de la siguiente manera:
c.1) Respecto a los volúmenes correspondientes a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural (TGN-TGS - Gasoductos operados por alguna Licenciataria del Servicio de Distribución regulada por ENARGAS), según se define en el Punto 1.4) del Anexo de la Resolución 60/2013 de la Comisión, el ENARGAS en un plazo de DIEZ (10) días hábiles, contados a partir del día VEINTICINCO (25) del mes siguiente a la inyección, verificará los volúmenes de inyección de acuerdo a la información recibida en los términos de la Resolución ENARGAS Nº 716 de fecha 10 de septiembre de 1998, y en un todo de acuerdo con la metodología establecida mediante Resolución ENARGAS Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de 2010.
c.2) Respecto a los puntos previos al “PIST”, según se define en el Punto 1.4) del Anexo de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, la SECRETARIA DE ENERGIA remitirá en un plazo de DIEZ (10) días hábiles, contados a partir del día VEINTICINCO (25) del mes siguiente a la inyección, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa, los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas (PMG) instalado por cada Empresa Beneficiaria, conforme a la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA Nº 318/2010.
A tales efectos cada Empresa Beneficiaria deberá colocar un Punto de Medición de Gas (PMG) en cada punto de inyección que se declare. Dichos volúmenes únicamente se computarán en la medida en que se hayan colocado los medidores mencionados.
d) Dentro de los DIEZ (10) días hábiles de recibida la información de la SECRETARIA DE ENERGIA, la Unidad de Gestión Técnico Operativa deberá corroborar la veracidad del total de los volúmenes inyectados sujetos a verificación, para así proceder a:
d.1) Expedirse si los volúmenes reales de inyección de cada Empresa Beneficiaria se corresponden con los volúmenes informados en el apartado 4.a) del presente Reglamento y sobre el cumplimiento o incumplimiento de cada Empresa Beneficiaria respecto al compromiso de inyección mínimo asumido. A los efectos de la última parte del análisis, la Comisión a través de la Secretaría Administrativa comunicará a la Unidad de Gestión Técnico Operativa los lineamientos necesarios para corroborar las mediciones vinculadas al aumento de producción de gas natural. La SECRETARIA DE ENERGIA intervendrá en el procedimiento de elevación de todos los informes que elabore la Unidad de Gestión Técnico Operativa, a efectos de indicar si tiene o no objeciones que formular sobre lo informado.
d.2) En caso que existieren diferencias entre los volúmenes declarados por la Empresa Beneficiaria, la Unidad de Gestión Técnico Operativa notificará dicha situación a la Secretaría Administrativa a los efectos de que ésta solicite a la Empresa Beneficiaria de que se trate las aclaraciones y/o rectificaciones correspondientes, las que deberán ser remitidas dentro de los CINCO (5) días hábiles posteriores a la fecha de recepción de la solicitud. Una vez rectificada la información entregada, deberá retomarse el procedimiento del trámite, desde el punto 4.a. del presente Reglamento. De no ser recibida en tiempo y forma esa información, la Comisión no autorizará el pago de la compensación hasta tanto se subsane esa situación.
d.3) Al momento de expedirse conforme el punto precedente, la Unidad de Gestión Técnico Operativa informará si la Empresa Beneficiaria no hubiera alcanzado el compromiso mínimo de inyección correspondiente. La SECRETARIA DE ENERGIA, siguiendo para ello los lineamientos que al efecto le establezca la Comisión, completará la evaluación informada con un análisis propio, en donde se tengan en cuenta otras circunstancias adicionales al cálculo numérico, a fin de determinar si el incumplimiento responde a causas imputables a la Empresa Beneficiaria y elevará lo actuado a la Secretaría Administrativa. A tal efecto, en estos casos la Empresa Beneficiaria estará obligada a explicar en forma suficiente a la SECRETARIA DE ENERGIA las causas de su incumplimiento.
Si el incumplimiento respondiese a causas imputables a la Empresa Beneficiaria, la Secretaría Administrativa la intimará para que deposite el pago en la cuenta única del Tesoro, en un término de QUINCE (15) días de recibida la notificación correspondiente, el equivalente al “Precio de Importación”, por el volumen de que se trate, según el método de cálculo aprobado por el punto I, inciso 12) del ANEXO I de la Resolución Nº 60/2013. En tal supuesto, para la conversión a moneda nacional se tomará el “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina correspondiente al último día hábil del período mensual en que se haya producido el incumplimiento. Durante el transcurso de tiempo entre que la Empresa Beneficiaria se encuentre obligada a abonar al Estado Nacional la suma de dinero correspondiente y hasta que ello se efectivice, la Comisión, no procederá al pago de compensación alguna.
e) Si conforme lo señalado por la Unidad de Gestión Técnico Operativa en el informe previsto en el ítem 4.d.1) precedente y conformado por la SECRETARIA DE ENERGIA, la Empresa Beneficiaria hubiera cumplido con sus compromisos y los volúmenes de inyección corroborados fueran correctos, se procederá a determinar el monto de compensación aplicando el siguiente procedimiento:
e.1) la Secretaría Administrativa enviará una copia del informe de la Unidad de Gestión Técnico Operativa, a la SECRETARIA DE ENERGIA y a la Unidad de Seguimiento y Control, solicitando a ambos organismos que procedan a calcular la compensación en los términos particulares de cada inscripción y generales previsto por el punto V “Régimen de Compensación para la Inyección Excedente de Gas Natural para Empresas Beneficiarias” del Anexo I de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, y a remitir la evaluación realizada a la Secretaría Administrativa en un plazo de QUINCE (15) días hábiles.
e.2) Si el resultado de la compensación a pagar, surgido de ambos organismos, fuera el mismo, la Comisión ordenará el pago, mediante la emisión de una resolución que será dictada en un plazo de hasta CUARENTA Y CINCO (45) días.
e.3) Si hubiera diferencias entre ambos informes o si alguno de los órganos no lo remitiere a la Secretaría Administrativa en el plazo previsto por el inciso e.1), la Comisión, previo informe técnico efectuado por la Secretaría Administrativa, podrá ordenar el pago por el único o, en su caso, menor de los montos, mediante el dictado de una Resolución, que será emitida en un plazo de hasta CUARENTA Y CINCO (45) días, que quedará sujeto a los ajustes que por derecho correspondan.
e.4) Para el supuesto en que se hubiere autorizado el pago sobre la base de uno solo de los informes, la Secretaría Administrativa requerirá al órgano que corresponda la urgente remisión del informe faltante.
e.5) En caso en que hubiere diferencias entre ambos informes, la Secretaría Administrativa, aun habiéndose ordenado el pago por el menor de los montos, remitirá nuevamente a la SECRETARIA DE ENERGIA y a la Unidad de Seguimiento y Control, un pedido de revisión de los cálculos efectuados por cada organismo. En tal situación, se remitirá junto al pedido de revisión a cada organismo, el cálculo efectuado por el otro organismo, debiendo cada cual expedirse en un plazo máximo de QUINCE (15) días hábiles. Asimismo, si las diferencias subsistieran, la Secretaría Administrativa podrá abrir un procedimiento de recálculo propio utilizando para ello recursos humanos de la SECRETARIA DE ENERGIA y de la Unidad de Seguimiento y Control.
e.6) Subsanada la situación reglamentada en los ítems precedentes, y obteniendo como resultado de ello que el monto correspondiente de la compensación que debió pagarse era el mayor, se procederá por la diferencia conforme lo estipulado en el ítem e.2). Ante el supuesto de que el monto correspondiente de la compensación que debió pagarse era uno menor, la Secretaría Administrativa intimará a la Empresa Beneficiaria para su devolución, quien podrá optar por integrar la suma reclamada en el plazo y en la forma exigida o aceptar que aquélla sea descontada de los pagos futuros en concepto de compensaciones posteriores cuando aquello fuera posible.
e.7) El monto se abonará trimestralmente en moneda nacional, dentro de los VEINTE (20) días hábiles de emitida la correspondiente Resolución, por la cantidad de pesos que resulte del cálculo de la compensación y al “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina correspondiente al último día hábil del período mensual en que se haya efectuado la “Inyección Excedente” de gas natural.
f) la Comisión podrá solicitar a los Organismos actuantes en el marco del presente reglamento, los informes técnicos que estime necesarios en el ámbito de sus respectivas competencias.
g) En cualquier caso, los precios percibidos según el segmento de consumidores para el año 2013, establecidos en cada una de las inscripciones y utilizados para el cálculo y pago de las respectivas compensaciones, serán tomados como provisorios hasta tanto se realice la auditoría pertinente. Conforme el resultado de dicha auditoría tales precios y las compensaciones pagadas en virtud de los mismos, podrán ser ajustados. Las diferencias resultantes se adicionarán o detraerán del primer pago siguiente a ser autorizado a la Empresa Beneficiaria en cuestión.
(Apartado h) derogado por art. 2° de la Resolución N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O. 8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
(Punto 4 sustituido por art. 1° de la Resolución N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O. 8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
5. OPERACIONES DE COMPRA VENTA DE GAS
Quedan prohibidas las operaciones de compra y venta de gas natural entre empresas productoras de gas, que tengan por motivo alcanzar los compromisos asumidos por cada Empresa Beneficiaria en las inscripciones. A tales efectos, cada Empresa Beneficiaria deberá declarar en la Secretaría Administrativa sus contratos y/o acuerdos comerciales de compra y venta y/o cualquier otro mecanismo de traspaso de gas natural entre las empresas. En ningún caso podrán contabilizarse esos acuerdos en donde el gas natural es producido por un tercero como propio de la Empresa Beneficiaria.
Para el caso que una Empresa Beneficiaria presentara como gas natural propio el gas natural producido por otra empresa productora, se suspenderá el pago de las compensaciones hasta tanto deje de incumplir.
Para aquellos casos en que la posibilidad de adquirir gas natural de otras empresas productoras, con el objeto de contabilizarlo para el cumplimiento de los compromisos de inyección de una Empresa Beneficiaria, se encontrare expresamente previsto en las inscripciones, la Comisión evaluará caso por caso que se le presente en tal sentido y lo aprobará en tanto y en cuanto la necesidad de adquirir dicho gas natural no derive de la imprudencia o la impericia de la Empresa Beneficiaria.
6.- CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
6.1. La Comisión reglamentará la información, modo de presentación de la misma y mecanismo sancionatorio que deberá regir para cada Empresa Beneficiaria a fin de controlar el cumplimiento de las pautas de inversión previstas en las inscripciones respectivas.
6.2. La Comisión establecerá los parámetros a cumplir, por parte de las Empresas Beneficiarias, en materia de evolución de las reservas, procurando una producción sustentable en el mediano plazo.
7. AUDITORIA
La Comisión establecerá un mecanismo de auditoría, determinando el alcance de la misma, a los fines del seguimiento y control de las pautas fijadas en el presente Reglamento. Dicha auditoría será realizada por la Unidad de Seguimiento y Control. La periodicidad de dicha auditoría será anual, sin perjuicio de lo cual la ejecución y realización de la misma podrá realizarse durante todo el año calendario.
FORMULARIO DE SOLICITUD DE INSCRIPCION AL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA - EMPRESAS BENEFICIARIAS CON INYECCION PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la citada resolución.
I. INFORMACION OBLIGATORIA.
1. INYECCION BASE Y PRECIO BASE:
De esta manera, se considera como Inyección Base de (___) a un volumen de Gas Natural equivalente a (___) MMm3/día, y como Precio de la Base (___) U$S/MMBTU.
La tabla anterior se acompaña de la documentación respaldatoria correspondiente que acredita la veracidad de la información suministrada.
2. PERIODO DE VIGENCIA: (___) - Diciembre de 2017.
3. INYECCION BASE AJUSTADA:
Tabla 2. Volúmenes de Inyección Base Ajustada en millones de metros cúbicos diarios
4. CURVAS TEORICAS DE AJUSTE DEL 5% Y 10%:
Nota metodológica: Las tablas muestran un ejemplo hipotético, con una Inyección Base equivalente a 100, y de esa manera se determinan las curvas teóricas.
El cálculo de la curvas teóricas, por ejemplo, el de la Curva Teórica de Ajuste al 5%, se obtiene ajustando cada mes y acumulativamente la Inyección Base a una tasa anual equivalente al cinco por ciento (5%), es decir, ajustando cada mes a una tasa X, siendo:
X = 1 - (1 - 0,05)1/12
5. VALORES ESPERADOS DE INYECCION.
6. COMPROMISOS DE INVERSION.
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes de inversión oportunamente presentados a las autoridades de aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los compromisos para el siguiente año.
PROYECTOS DE INVERSION PARA LA INYECCION DE GAS NATURAL DE EMPRESAS BENEFICIARIAS SIN INYECCION PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la citada resolución.
I. INFORMACION CONSOLIDADA
1. PERIODO DE VIGENCIA DEL PROYECTO: (___) - diciembre de 2017.
2. INYECCION ESPERADA DE GAS NATURAL: valores consolidados en millones de metros cúbicos diarios.
3. COMPROMISOS DE INVERSION:
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes de inversión oportunamente presentados a las autoridades de aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los compromisos para el siguiente año.
II. INFORMACION DETALLADA
Por cada una de las áreas de exploración y/o explotación desde las cuales se generarán las inyecciones del proyecto, la presentación de la inscripción como mínimo deberá contener la siguiente información:
1. DESCRIPCION DE LA FIGURA JURIDICA RESPECTO AL NUEVO PROYECTO:
a) Titulares y Operador:
b) Porcentaje de participación de la Empresa Beneficiaria sin inyección previa:
c) Duración de la Concesión: fecha de inicio y fecha de finalización
2. INTRODUCCION:
d) Nombre de los yacimientos involucrados en el Proyecto:
e) Formación objetivo o formaciones productivas:
a) Reservas (P1, P2, P3) y Recursos por yacimiento:
b) Tipo de gas: Gas Seco, Gas Rico, Shale Gas, Tight Gas, etc.
3. PROYECCION DE LA PRODUCCION
a) Detalle pozo tipo:
b) Plan de Exploración/Cronograma de perforación:
c) Plan de Desarrollo del área de perforación/explotación:
d) Fecha estimada de puesta en producción:
e) Inyección esperada de gas natural en millones de metros cúbicos por día:
4. COSTOS OPERATIVOS E INVERSIONES (EN DOLARES):
a) Cantidad de equipos a utilizar para perforación y terminación de pozos:
b) Costo por pozo discriminando: alquiler de equipos, costo de perforación y terminación:
c) Inversión en exploración: sísmica, gravimetría, etc.
d) Instalaciones de superficie: gasoductos necesarios, plantas de tratamiento, compresores, etc.
e) Flujo de fondos mensual: detallando costos operativos, inversiones y tasas de impuestos a pagar (cánones, tasas y regalías)
5. DATOS GEOLOGICOS
a) Columna estratigráfica:
b) Sistema Petrolero: roca madre, reservorios, formaciones, sellos, tipo de trampa.
c) Mapas del área:
6. OBSERVACIONES
En esta sección la Empresa Beneficiaria sin inyección previa, puede informar todas las observaciones que considere necesarias. Por ejemplo:
a) Cromatografía:
b) Perfiles:
c) Consideraciones estructurales:
GAS NATURAL
Resolución 83/2013
Apruébase el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Formularios.
Bs. As., 5/12/2013
VISTO el Expediente EXP-S01:0233491/2013 del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS, las Leyes Nros. 17.319, 24.076 y 26.741, el Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012, las Resoluciones Nros. 1/2012 y 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, y
CONSIDERANDO:
Que el artículo 3° de la Ley Nº 17.319 y el artículo 2° de la Ley Nº 26.741 establecen que el PODER EJECUTIVO NACIONAL tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a la 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.
Que entre los principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina, el artículo 3° de la Ley Nº 26.741 contempla la maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
Que, en el mismo sentido, el Decreto Nº 1.277/2012, que creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, estableció entre sus objetivos: (i) asegurar y promover las inversiones necesarias para el mantenimiento, el aumento y la recuperación de reservas que garanticen la sustentabilidad de corto, mediano y largo plazo de la actividad hidrocarburífera; (ii) asegurar y promover las inversiones necesarias para garantizar el autoabastecimiento en materia de hidrocarburos; (iii) asegurar y promover inversiones dirigidas a la exploración y explotación de recursos convencionales y no convencionales; (iv) asegurar el abastecimiento de combustibles a precios razonables, compatibles con el sostenimiento de la competitividad de la economía local, la rentabilidad de todas las ramas de la producción y los derechos de usuarios y consumidores; (v) asegurar y promover una leal competencia en el sector; y (vi) promover un desarrollo sustentable del sector.
Que, en ese marco, mediante el dictado de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión fue creado el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, que tiene como objetivo principal aumentar la inyección de gas natural por parte de las empresas productoras que, por razones vinculadas, entre otras cuestiones, a sus escalas productivas y/o a las características geológicas de los yacimientos sobre los que operan, presenten una inyección reducida del hidrocarburo; de modo de continuar por un lado aumentando, en el corto plazo, la inyección de gas natural reduciendo de esta forma las importaciones y, por otro lado, estimulando la inversión en exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que permitan recuperar el horizonte de reservas; a los efectos de lograr el autoabastecimiento energético necesario para coadyuvar a sostener el crecimiento económico y desarrollo social con inclusión de la Argentina en el mediano y largo plazo.
Que, a fin de alcanzar los mencionados objetivos, se promoverá la inscripción en el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, hasta el 31 de marzo de 2014, de todos aquellos sujetos que, reuniendo las condiciones necesarias para ello, se encontraren inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto Nº 1.277/2012.
Que en tal sentido, corresponde crear el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, y establecer su respectiva operatoria y la de las correspondientes inscripciones que se aprueben bajo dicho programa.
Que, asimismo, para simplificar la presentación y posterior evaluación de las respectivas solicitudes de inscripción, corresponde aprobar un formulario modelo a los efectos de que los interesados encuadren sus propuestas.
Que la Dirección General de Asuntos Jurídicos del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en uso de las facultades conferidas por el Anexo I del Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
Por todo ello,
LA COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS
RESUELVE:
Artículo 1° — Apruébase el “Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, el cual como Anexo I forma parte integrante de la presente Resolución.
Art. 2° — Apruébanse los formularios modelos que los interesados deberán utilizar, según sea el caso, a los efectos de encuadrar sus respectivas peticiones de inscripción en el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, que como Anexos II y III forman parte integrante de la presente.
Art. 3° — Invítese a los Organismos de la Administración Pública Nacional que, en función de sus competencias técnicas y específicas, se relacionen con la política energética, a colaborar en la implementación del presente Programa.
Art. 4° — El gasto que demande la financiación del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” será solventado con fondos del Tesoro Nacional, de conformidad a lo establecido en el Artículo 6° de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
Art. 5° — La presente medida entrará en vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 6° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Augusto Costa. — Daniel O. Cameron. — Emmanuel A. Alvarez Agis.
ANEXO I
REGLAMENTO GENERAL DEL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
3. NORMATIVA VINCULADA
4. METODOLOGIA
5. OPERACIONES DE COMPRA-VENTA DE GAS
6. CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
7. AUDITORIA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
El objetivo del presente Reglamento General es establecer los lineamientos y procedimientos para la ejecución del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, estableciendo su operatoria.
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
2.1. Comisión: es la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, creada por Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
2.2. Empresa Beneficiaria: son cada una de las empresas definidas en el Anexo I, puntos 1 y 2, de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión.
2.3. Secretaría Administrativa: es la Secretaría Administrativa de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
2.4. Unidad de Gestión Técnico Operativa: es el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
2.5. Unidad de Seguimiento y Control: podrá ser, alternativamente, un órgano de la Administración Pública o una Universidad Nacional, definidos, en su caso, por la Comisión o por alguno de sus miembros con acuerdo de los restantes, y la relación se instrumentará mediante Convenio de Asistencia Técnica, pudiendo utilizarse para ello uno en vigencia o generarse uno nuevo específico para el tema.
3. NORMATIVA VINCULADA
- Ley Nº 26.741.
- Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
- Resolución Nº 1/2012 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, de fecha 8 de agosto de 2012.
- Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, de fecha 8 de noviembre de 2013.
- Resolución Nº 716 de fecha 10 de septiembre de 1998 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
- Resolución Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de 2010 del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
4. METODOLOGIA
a) Durante la vigencia de la inscripción en el Programa, cada Empresa Beneficiaria presentará mensualmente a la Comisión, dentro de los CUARENTA Y CINCO (45) días posteriores al último día hábil del período bajo análisis, una declaración jurada de sus ventas detallando: (i) “Inyección Total” entregada a cada segmento de la demanda, entendiendo por tal a la definida por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, (ii) precio promedio ponderado de venta, (iii) contratos y/o facturas comerciales correspondientes al volumen de Gas Natural comercializado, y (iv) demás documentación que acredite la veracidad y exactitud de información suministrada. A los efectos de dicha presentación, la Secretaría Administrativa comunicará a cada Empresa Beneficiaria el formato bajo el cual deberá presentarse la información en cuestión.
a.1) Las Empresas Beneficiarias presentarán la documentación e información asociada a la misma en la mesa de entradas de la Secretaría Administrativa.
a.2) La documentación e información asociada será presentada en su solo acto y en su totalidad de la siguiente forma: (A) un (1) ejemplar impreso y un (1) ejemplar digital conteniendo los ítems (i), (ii), (iii), y (iv) enumerados en el primer párrafo del inciso a) del punto 4 precedente; (B) un (1) ejemplar impreso y un (1) ejemplar digital conteniendo el ítem (1) del primer párrafo del inciso a) del punto 4, precedente; (C) dos (2) ejemplares impresos y dos (2) ejemplares digitales conteniendo los ítems (ii), (iii), y (iv) enumerados en el primer párrafo del inciso a) del punto 4 precedente.
a.3) En el supuesto en que la información fuese presentada fuera de término, la Empresa Beneficiaria deberá justificar su demora y podrá acompañarla nuevamente en el período siguiente sin derecho a exigir el cumplimiento de los plazos para ese mes determinado.
a.4) La Secretaría Administrativa remitirá, en un plazo máximo de TRES (3) días hábiles de recibida la documentación e información asociada, por un lado, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa el ejemplar del ítem (B) precedente y, por el otro, a la Unidad de Seguimiento y Control y a la SECRETARIA DE ENERGIA, sendos ejemplares de los mencionados en el ítem (C) precedente.
b) En caso que lo estimen pertinente, la Unidad de Gestión Técnico Operativa, la Unidad de Seguimiento y Control, la SECRETARIA DE ENERGIA y/o la Comisión, todas ellas a través de la Secretaría Administrativa, podrán requerir a la Empresa Beneficiaria de que se trate que presente las aclaraciones y/o correcciones que se estimaren pertinentes.
c) Con relación a la información relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Empresa Beneficiaria respecto de cada período mensual, la Unidad de Gestión Técnico Operativa procederá a corroborar la veracidad de dichas declaraciones de la siguiente manera:
c.1) Respecto a los volúmenes correspondientes a los puntos de ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural (TGN-TGS - Gasoductos operados por alguna Licenciataria del Servicio de Distribución regulada por ENARGAS), según se define en el Punto 1.4) del Anexo de la Resolución 60/2013 de la Comisión, el ENARGAS en un plazo de DIEZ (10) días hábiles, contados a partir del día VEINTICINCO (25) del mes siguiente a la inyección, verificará los volúmenes de inyección de acuerdo a la información recibida en los términos de la Resolución ENARGAS Nº 716 de fecha 10 de septiembre de 1998, y en un todo de acuerdo con la metodología establecida mediante Resolución ENARGAS Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de 2010.
c.2) Respecto a los puntos previos al “PIST”, según se define en el Punto 1.4) del Anexo de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, la SECRETARIA DE ENERGIA remitirá en un plazo de DIEZ (10) días hábiles, contados a partir del día VEINTICINCO (25) del mes siguiente a la inyección, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa, los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas (PMG) instalado por cada Empresa Beneficiaria, conforme a la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA Nº 318/2010.
A tales efectos cada Empresa Beneficiaria deberá colocar un Punto de Medición de Gas (PMG) en cada punto de inyección que se declare. Dichos volúmenes únicamente se computarán en la medida en que se hayan colocado los medidores mencionados.
d) Dentro de los DIEZ (10) días hábiles de recibida la información de la SECRETARIA DE ENERGIA, la Unidad de Gestión Técnico Operativa deberá corroborar la veracidad del total de los volúmenes inyectados sujetos a verificación, para así proceder a:
d.1) Expedirse si los volúmenes reales de inyección de cada Empresa Beneficiaria se corresponden con los volúmenes informados en el apartado 4.a) del presente Reglamento y sobre el cumplimiento o incumplimiento de cada Empresa Beneficiaria respecto al compromiso de inyección mínimo asumido. A los efectos de la última parte del análisis, la Comisión a través de la Secretaría Administrativa comunicará a la Unidad de Gestión Técnico Operativa los lineamientos necesarios para corroborar las mediciones vinculadas al aumento de producción de gas natural. La SECRETARIA DE ENERGIA intervendrá en el procedimiento de elevación de todos los informes que elabore la Unidad de Gestión Técnico Operativa, a efectos de indicar si tiene o no objeciones que formular sobre lo informado.
d.2) En caso que existieren diferencias entre los volúmenes declarados por la Empresa Beneficiaria, la Unidad de Gestión Técnico Operativa notificará dicha situación a la Secretaría Administrativa a los efectos de que ésta solicite a la Empresa Beneficiaria de que se trate las aclaraciones y/o rectificaciones correspondientes, las que deberán ser remitidas dentro de los CINCO (5) días hábiles posteriores a la fecha de recepción de la solicitud. Una vez rectificada la información entregada, deberá retomarse el procedimiento del trámite, desde el punto 4.a. del presente Reglamento. De no ser recibida en tiempo y forma esa información, la Comisión no autorizará el pago de la compensación hasta tanto se subsane esa situación.
d.3) Al momento de expedirse conforme el punto precedente, la Unidad de Gestión Técnico Operativa informará si la Empresa Beneficiaria no hubiera alcanzado el compromiso mínimo de inyección correspondiente. La SECRETARIA DE ENERGIA, siguiendo para ello los lineamientos que al efecto le establezca la Comisión, completará la evaluación informada con un análisis propio, en donde se tengan en cuenta otras circunstancias adicionales al cálculo numérico, a fin de determinar si el incumplimiento responde a causas imputables a la Empresa Beneficiaria y elevará lo actuado a la Secretaría Administrativa. A tal efecto, en estos casos la Empresa Beneficiaria estará obligada a explicar en forma suficiente a la SECRETARIA DE ENERGIA las causas de su incumplimiento.
Si el incumplimiento respondiese a causas imputables a la Empresa Beneficiaria, la Secretaría Administrativa la intimará para que deposite el pago en la cuenta única del Tesoro, en un término de QUINCE (15) días de recibida la notificación correspondiente, el equivalente al “Precio de Importación”, por el volumen de que se trate, según el método de cálculo aprobado por el punto I, inciso 12) del ANEXO I de la Resolución Nº 60/2013. En tal supuesto, para la conversión a moneda nacional se tomará el “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina correspondiente al último día hábil del período mensual en que se haya producido el incumplimiento. Durante el transcurso de tiempo entre que la Empresa Beneficiaria se encuentre obligada a abonar al Estado Nacional la suma de dinero correspondiente y hasta que ello se efectivice, la Comisión, no procederá al pago de compensación alguna.
e) Si conforme lo señalado por la Unidad de Gestión Técnico Operativa en el informe previsto en el ítem 4.d.1) precedente y conformado por la SECRETARIA DE ENERGIA, la Empresa Beneficiaria hubiera cumplido con sus compromisos y los volúmenes de inyección corroborados fueran correctos, se procederá a determinar el monto de compensación aplicando el siguiente procedimiento:
e.1) la Secretaría Administrativa enviará una copia del informe de la Unidad de Gestión Técnico Operativa, a la SECRETARIA DE ENERGIA y a la Unidad de Seguimiento y Control, solicitando a ambos organismos que procedan a calcular la compensación en los términos particulares de cada inscripción y generales previsto por el punto V “Régimen de Compensación para la Inyección Excedente de Gas Natural para Empresas Beneficiarias” del Anexo I de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, y a remitir la evaluación realizada a la Secretaría Administrativa en un plazo de QUINCE (15) días hábiles.
e.2) Si el resultado de la compensación a pagar, surgido de ambos organismos, fuera el mismo, la Comisión ordenará el pago, mediante la emisión de una resolución que será dictada en un plazo de hasta CUARENTA Y CINCO (45) días.
e.3) Si hubiera diferencias entre ambos informes o si alguno de los órganos no lo remitiere a la Secretaría Administrativa en el plazo previsto por el inciso e.1), la Comisión, previo informe técnico efectuado por la Secretaría Administrativa, podrá ordenar el pago por el único o, en su caso, menor de los montos, mediante el dictado de una Resolución, que será emitida en un plazo de hasta CUARENTA Y CINCO (45) días, que quedará sujeto a los ajustes que por derecho correspondan.
e.4) Para el supuesto en que se hubiere autorizado el pago sobre la base de uno solo de los informes, la Secretaría Administrativa requerirá al órgano que corresponda la urgente remisión del informe faltante.
e.5) En caso en que hubiere diferencias entre ambos informes, la Secretaría Administrativa, aun habiéndose ordenado el pago por el menor de los montos, remitirá nuevamente a la SECRETARIA DE ENERGIA y a la Unidad de Seguimiento y Control, un pedido de revisión de los cálculos efectuados por cada organismo. En tal situación, se remitirá junto al pedido de revisión a cada organismo, el cálculo efectuado por el otro organismo, debiendo cada cual expedirse en un plazo máximo de QUINCE (15) días hábiles. Asimismo, si las diferencias subsistieran, la Secretaría Administrativa podrá abrir un procedimiento de recálculo propio utilizando para ello recursos humanos de la SECRETARIA DE ENERGIA y de la Unidad de Seguimiento y Control.
e.6) Subsanada la situación reglamentada en los ítems precedentes, y obteniendo como resultado de ello que el monto correspondiente de la compensación que debió pagarse era el mayor, se procederá por la diferencia conforme lo estipulado en el ítem e.2). Ante el supuesto de que el monto correspondiente de la compensación que debió pagarse era uno menor, la Secretaría Administrativa intimará a la Empresa Beneficiaria para su devolución, quien podrá optar por integrar la suma reclamada en el plazo y en la forma exigida o aceptar que aquélla sea descontada de los pagos futuros en concepto de compensaciones posteriores cuando aquello fuera posible.
e.7) El monto se abonará trimestralmente en moneda nacional, dentro de los VEINTE (20) días hábiles de emitida la correspondiente Resolución, por la cantidad de pesos que resulte del cálculo de la compensación y al “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina correspondiente al último día hábil del período mensual en que se haya efectuado la “Inyección Excedente” de gas natural.
f) la Comisión podrá solicitar a los Organismos actuantes en el marco del presente reglamento, los informes técnicos que estime necesarios en el ámbito de sus respectivas competencias.
g) En cualquier caso, los precios percibidos según el segmento de consumidores para el año 2013, establecidos en cada una de las inscripciones y utilizados para el cálculo y pago de las respectivas compensaciones, serán tomados como provisorios hasta tanto se realice la auditoría pertinente. Conforme el resultado de dicha auditoría tales precios y las compensaciones pagadas en virtud de los mismos, podrán ser ajustados. Las diferencias resultantes se adicionarán o detraerán del primer pago siguiente a ser autorizado a la Empresa Beneficiaria en cuestión.
(Apartado h) derogado por art. 2° de la Resolución N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O. 8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
(Punto 4 sustituido por art. 1° de la Resolución N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O. 8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
5. OPERACIONES DE COMPRA VENTA DE GAS
Quedan prohibidas las operaciones de compra y venta de gas natural entre empresas productoras de gas, que tengan por motivo alcanzar los compromisos asumidos por cada Empresa Beneficiaria en las inscripciones. A tales efectos, cada Empresa Beneficiaria deberá declarar en la Secretaría Administrativa sus contratos y/o acuerdos comerciales de compra y venta y/o cualquier otro mecanismo de traspaso de gas natural entre las empresas. En ningún caso podrán contabilizarse esos acuerdos en donde el gas natural es producido por un tercero como propio de la Empresa Beneficiaria.
Para el caso que una Empresa Beneficiaria presentara como gas natural propio el gas natural producido por otra empresa productora, se suspenderá el pago de las compensaciones hasta tanto deje de incumplir.
Para aquellos casos en que la posibilidad de adquirir gas natural de otras empresas productoras, con el objeto de contabilizarlo para el cumplimiento de los compromisos de inyección de una Empresa Beneficiaria, se encontrare expresamente previsto en las inscripciones, la Comisión evaluará caso por caso que se le presente en tal sentido y lo aprobará en tanto y en cuanto la necesidad de adquirir dicho gas natural no derive de la imprudencia o la impericia de la Empresa Beneficiaria.
6.- CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
6.1. La Comisión reglamentará la información, modo de presentación de la misma y mecanismo sancionatorio que deberá regir para cada Empresa Beneficiaria a fin de controlar el cumplimiento de las pautas de inversión previstas en las inscripciones respectivas.
6.2. La Comisión establecerá los parámetros a cumplir, por parte de las Empresas Beneficiarias, en materia de evolución de las reservas, procurando una producción sustentable en el mediano plazo.
7. AUDITORIA
La Comisión establecerá un mecanismo de auditoría, determinando el alcance de la misma, a los fines del seguimiento y control de las pautas fijadas en el presente Reglamento. Dicha auditoría será realizada por la Unidad de Seguimiento y Control. La periodicidad de dicha auditoría será anual, sin perjuicio de lo cual la ejecución y realización de la misma podrá realizarse durante todo el año calendario.
ANEXO II
FORMULARIO DE SOLICITUD DE INSCRIPCION AL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA - EMPRESAS BENEFICIARIAS CON INYECCION PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la citada resolución.
I. INFORMACION OBLIGATORIA.
1. INYECCION BASE Y PRECIO BASE:
Tabla 1. Volúmenes de inyección y precios percibidos según segmentos de consumidores
(Período semestral)
De esta manera, se considera como Inyección Base de (___) a un volumen de Gas Natural equivalente a (___) MMm3/día, y como Precio de la Base (___) U$S/MMBTU.
La tabla anterior se acompaña de la documentación respaldatoria correspondiente que acredita la veracidad de la información suministrada.
2. PERIODO DE VIGENCIA: (___) - Diciembre de 2017.
3. INYECCION BASE AJUSTADA:
Tabla 2. Volúmenes de Inyección Base Ajustada en millones de metros cúbicos diarios
| Año | Inyección Base Ajustada MMm3/día |
| 2013 - 2014 | |
| 2015 | |
| 2016 | |
| 2017 |
4. CURVAS TEORICAS DE AJUSTE DEL 5% Y 10%:
Tabla 3. Curvas teóricas de Ajuste - en millones de metros cúbicos diarios
Nota metodológica: Las tablas muestran un ejemplo hipotético, con una Inyección Base equivalente a 100, y de esa manera se determinan las curvas teóricas.
El cálculo de la curvas teóricas, por ejemplo, el de la Curva Teórica de Ajuste al 5%, se obtiene ajustando cada mes y acumulativamente la Inyección Base a una tasa anual equivalente al cinco por ciento (5%), es decir, ajustando cada mes a una tasa X, siendo:
X = 1 - (1 - 0,05)1/12
5. VALORES ESPERADOS DE INYECCION.
Tabla 4 - Inyección Esperada - en millones de metros cúbicos diarios.
6. COMPROMISOS DE INVERSION.
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes de inversión oportunamente presentados a las autoridades de aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Tabla 5 - Compromisos de recursos destinados por provincia para garantizar la inyección de Gas Natural por sobre la Inyección Base Ajustada. Año 2014.
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los compromisos para el siguiente año.
ANEXO III
PROYECTOS DE INVERSION PARA LA INYECCION DE GAS NATURAL DE EMPRESAS BENEFICIARIAS SIN INYECCION PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la citada resolución.
I. INFORMACION CONSOLIDADA
1. PERIODO DE VIGENCIA DEL PROYECTO: (___) - diciembre de 2017.
2. INYECCION ESPERADA DE GAS NATURAL: valores consolidados en millones de metros cúbicos diarios.
Tabla 1 - Inyección esperada de gas natural consolidada
3. COMPROMISOS DE INVERSION:
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes de inversión oportunamente presentados a las autoridades de aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Tabla 2 - Compromiso de recursos destinados para garantizar la inyección de gas natural.
Año 2014
Año 2014
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los compromisos para el siguiente año.
II. INFORMACION DETALLADA
Por cada una de las áreas de exploración y/o explotación desde las cuales se generarán las inyecciones del proyecto, la presentación de la inscripción como mínimo deberá contener la siguiente información:
1. DESCRIPCION DE LA FIGURA JURIDICA RESPECTO AL NUEVO PROYECTO:
a) Titulares y Operador:
b) Porcentaje de participación de la Empresa Beneficiaria sin inyección previa:
c) Duración de la Concesión: fecha de inicio y fecha de finalización
2. INTRODUCCION:
d) Nombre de los yacimientos involucrados en el Proyecto:
e) Formación objetivo o formaciones productivas:
a) Reservas (P1, P2, P3) y Recursos por yacimiento:
b) Tipo de gas: Gas Seco, Gas Rico, Shale Gas, Tight Gas, etc.
3. PROYECCION DE LA PRODUCCION
a) Detalle pozo tipo:
b) Plan de Exploración/Cronograma de perforación:
c) Plan de Desarrollo del área de perforación/explotación:
d) Fecha estimada de puesta en producción:
e) Inyección esperada de gas natural en millones de metros cúbicos por día:
Tabla 3 - Inyección esperada de gas natural
4. COSTOS OPERATIVOS E INVERSIONES (EN DOLARES):
a) Cantidad de equipos a utilizar para perforación y terminación de pozos:
b) Costo por pozo discriminando: alquiler de equipos, costo de perforación y terminación:
c) Inversión en exploración: sísmica, gravimetría, etc.
d) Instalaciones de superficie: gasoductos necesarios, plantas de tratamiento, compresores, etc.
e) Flujo de fondos mensual: detallando costos operativos, inversiones y tasas de impuestos a pagar (cánones, tasas y regalías)
5. DATOS GEOLOGICOS
a) Columna estratigráfica:
b) Sistema Petrolero: roca madre, reservorios, formaciones, sellos, tipo de trampa.
c) Mapas del área:
6. OBSERVACIONES
En esta sección la Empresa Beneficiaria sin inyección previa, puede informar todas las observaciones que considere necesarias. Por ejemplo:
a) Cromatografía:
b) Perfiles:
c) Consideraciones estructurales: