MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA
Resolución 419-E/2017
Ciudad de Buenos Aires, 01/11/2017
VISTO el Expediente N° EX-2017-03016580-APN-DDYME#MEM y la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, y
CONSIDERANDO:
Que la Ley N° 17.319 establece en su artículo 2° que las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos se desarrollarán conforme a las disposiciones de dicha ley y las reglamentaciones que dicte el PODER EJECUTIVO NACIONAL quien tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a tales actividades, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad conforme lo establecido en su artículo 3°.
Que mediante la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA se creó el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en adelante el “Programa”), con miras a acelerar el paso de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes.
Que allí se estableció que podrán adherir al Programa las empresas titulares de concesiones de explotación ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en el mismo, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial y que cuente con la conformidad del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, a través de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.
Que a los efectos del cálculo de las compensaciones previstas en el Programa, la Resolución N° 46/2017 estableció un precio mínimo para remunerar la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, al que se le restará el precio efectivo, calculado en función del precio de venta correspondiente a la producción de gas.
Que la misma resolución estableció que para el cálculo del precio efectivo, el precio de venta a considerar será el precio medio de todas las ventas de gas natural de cada empresa al mercado interno, incluyendo gas de origen convencional y no convencional, con el fin de evitar distorsiones en la asignación de contratos de compraventa entre distintas cuencas productivas y/o áreas de concesión y/o mercados.
Que si bien dicho Programa tiene principalmente en miras incentivar el pasaje de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes, resulta también de interés del Gobierno Nacional el incremento de la producción de aquellas concesiones de explotación de hidrocarburos proveniente de reservorios no convencionales que ya se encuentran en la etapa de desarrollo.
Que dichas concesiones en etapa de desarrollo, para incrementar la producción respecto de la actual, requieren inversiones comparables con las correspondientes a los proyectos que comienzan su etapa de desarrollo, siendo dicho incremento de la producción coincidente con los propósitos perseguidos mediante la creación del Programa.
Que en ese marco resulta conveniente efectuar las modificaciones pertinentes al Programa a los efectos de hacer aplicables los incentivos allí previstos a las concesiones que se encuentren en etapa de desarrollo, en lo que se refiere a su producción incremental; así como determinar los lineamientos a utilizar para identificar aquellas concesiones que permanecen en etapa piloto, y que por lo tanto no serán consideradas a los efectos de la adhesión a este Programa.
Que en tal sentido, resulta pertinente establecer un límite inferior de producción anual media de gas natural que será utilizado a los efectos de evaluar los planes de inversión propuestos para la adhesión al Programa, sin perjuicio de las demás apreciaciones que pudieran corresponder tanto a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS como a la Autoridad de Aplicación Provincial para la aprobación de dichos planes.
Que dicho límite inferior será utilizado, adicionalmente, para distinguir las concesiones que se hallan en etapa piloto al momento de su adhesión al Programa y pasan a etapa de desarrollo, de aquellas que están en etapa de desarrollo al momento de su adhesión al Programa.
Que, por último, con la finalidad de reducir las distorsiones de precios en el mercado que pudieran resultar de determinar la compensación sobre la base de los precios de venta de la empresa beneficiaria de la compensación, particularmente para el caso de las empresas cuya producción esté mayoritariamente compuesta por la comprendida en el Programa, resulta conveniente modificar las previsiones relativas al cálculo del Precio Efectivo y, en consecuencia, determinar su cálculo en base a los precios promedio de todo el mercado, los que serán publicados por la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.
Que la DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 23 nonies de la Ley de Ministerios (Texto Ordenado por el Decreto Nº 438 de fecha 12 de marzo de 1992) y modificaciones y el artículo 3° del Decreto N° 272 de fecha 29 de diciembre de 2015.
Por ello,
EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINERÍA
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Sustitúyase el Anexo (IF-2017-03032241-APN-SSEP#MEM) de la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA por el Anexo (IF-2017-26339702-APN-SECRH#MEM) que forma parte integrante de la presente medida.
ARTÍCULO 2°.- Comuníquese, publíquese, dése a la DIRECCIÓN NACIONAL DE REGISTRO OFICIAL y archívese. — Juan José Aranguren.
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar- y también podrán ser consultados en la Sede Central de esta Dirección Nacional (Suipacha 767 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires).
(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)
ANEXO
BASES Y CONDICIONES DEL PROGRAMA DE ESTÍMULO A LAS INVERSIONES EN DESARROLLOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES (el Programa)
I. Definiciones.
A los fines del presente Programa, se adoptan las siguientes definiciones:
1. Gas No Convencional: es el gas proveniente de reservorios de gas natural caracterizados por la presencia de areniscas o arcillas muy compactadas de baja permeabilidad y porosidad, que impiden que el fluido migre naturalmente y por lo cual la producción comercial resulta posible únicamente mediante utilización de tecnologías de avanzada ('Tight Gas' o 'Shale Gas').
2. Concesión/es Incluida/a: son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en el presente Programa, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial, con la conformidad de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS para ser incluidas en el Programa. El cumplimiento del referido plan será verificado en forma semestral por la Autoridad de Aplicación Provincial, quien efectuará el control y certificación de inversiones previstas, informando a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS aquéllas Concesiones Incluidas que hubieran incumplido dichas inversiones a los fines de su baja del Programa.
3. Producción Inicial: es, para la totalidad de la producción Gas No Convencional proveniente de una Concesión Incluida, la producción de Gas No Convencional media mensual calculada para el periodo entre el mes de julio de 2016 y el mes de junio de 2017 siguiendo los mismos lineamientos que los previstos para el cálculo de la Producción Incluida.
4. Producción Incluida: será calculada de la siguiente manera: (i) para aquellas Concesiones Incluidas cuya Producción Inicial sea menor a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día, la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional proveniente de dicha Concesión Incluida a la que tenga derecho la empresa solicitante, y (ii) para aquellas Concesiones Incluidas cuya Producción Inicial sea mayor o igual a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día, la producción calculada según el punto (i) precedente descontando la proporción de la Producción Inicial a la que tenga derecho la empresa solicitante. En ambos casos se computará el gas natural acondicionado en condición comercial, excluyendo los consumos internos en yacimiento, y en ambos casos se utilizará para la Producción Inicial y la Producción Incluida el mismo porcentaje de participación de la empresa solicitante en la producción total.
5. Precio Mínimo: (i) 7,50 USD/MMBTU para el año calendario 2018, (ii) 7,00 USD/MMBTU para el año calendario 2019, (iii) 6,50 USD/MMBTU para el año calendario 2020, (iv) 6,00 USD/MMBTU para el año calendario 2021.
6. Precio Efectivo: es el precio promedio mensual ponderado por volumen del total de ventas de gas natural en la República Argentina que será publicado por la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos. La SRH mantendrá la publicación referida durante todo el periodo de vigencia del presente Programa y podrá definir los criterios y metodologías para el cálculo del Precio Efectivo, considerando los lineamientos previstos en el Punto IV del presente Anexo.
7. Compensación Unitaria: es la que resulte de restar el Precio Efectivo del Precio Mínimo, cuando dicha diferencia sea mayor a cero; o en su defecto será cero.
8. Compensación/es: es el producto entre la Producción Incluida y la Compensación Unitaria.
9. SRH: la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
10. Pago Provisorio Inicial: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR CIENTO (85%) de la Compensación calculada en base a las proyecciones informadas por la empresa, para los meses comprendidos entre el mes posterior al de la presentación de la solicitud de adhesión al Programa y el mes de inclusión de la empresa al Programa, y entre el mes posterior de la solicitud de incorporación al Programa de una nueva concesión y la incorporación de dicha Concesión Incluida; ello sin perjuicio de lo previsto en el último párrafo del Punto II del presente Anexo. A los efectos del cálculo de este Pago Provisorio Inicial, la SRH realizará una estimación del Precio Efectivo.
11. Pago Provisorio: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR CIENTO (85%) de la Compensación calculada en base a las proyecciones presentadas por la empresa, para el mes inmediato anterior a aquél en que se emita una orden de pago. A los efectos del cálculo de este Pago Provisorio, la SRH realizará una estimación del Precio Efectivo.
12. Ajuste de Pago: es la diferencia entre la Compensación calculada en función de la información contenida en la Declaración Jurada presentada por la empresa a la SRH y la Compensación incluida en el Pago Provisorio Inicial o en el Pago Provisorio de los meses o del mes correspondiente.
II. Adhesión al Programa.
Podrán adherir al presente Programa las empresas que tengan derecho a producción de Gas No Convencional proveniente de concesiones ubicadas en la Cuenca Neuquina, las que deberán estar inscriptas en el Registro Nacional de Empresas Petroleras previsto en la Resolución N° 407/2007 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y sus normas complementarias.
Las empresas interesadas en adherir al presente Programa deberán solicitar su inclusión a la SRH, presentando una nota de adhesión con la siguiente información: (i) listado de concesiones a incluir con el soporte documental necesario para acreditación del derecho a la producción de las mismas, (ii) para cada concesión a incluir, una nota de la Autoridad de Aplicación Provincial correspondiente por la que se haya aprobado el plan de inversiones específico para su participación en el presente Programa y su inclusión en el mismo, (iii) proyección mensual de Producción Incluida discriminada por cada concesión participante durante la vigencia del Programa y (iv) Producción Inicial.
A los efectos de la conformidad de la SRH prevista en el presente Programa, no se considerarán aquellas concesiones que en su plan de inversión no alcancen una producción media anual, en cualquier período consecutivo de DOCE (12) meses antes del 31 de diciembre de 2019, igual o superior a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día. A los efectos de determinar el nivel de producción se utilizará la producción total de gas no convencional de la concesión medida de forma análoga a la de la Producción Incluida solicitada por el adherente.
En caso de que una Concesión Incluida no alcanzare el nivel de producción previsto en el párrafo precedente, la empresa deberá reintegrar los montos de compensación recibidos durante la vigencia del presente Programa, actualizados con una tasa de interés equivalente a la 'Tasa Activa Promedio del Banco Nación para Operaciones de Descuentos Comerciales'.
La SRH evaluará, antes del 31 de Diciembre cada año, comenzando en el año 2018, lanecesidad de solicitar un seguro de caución a los efectos de garantizar el reintegro mencionado precedentemente en función del grado de cumplimiento de la producción esperada presentado por la empresa en el proyecto respectivo. La empresa que habiéndosele solicitado el mencionado seguro de caución no lo presentara, no podrá recibir compensaciones bajo el presente Programa mientras dure dicho incumplimiento. Para mayor claridad, una vez subsanado el incumplimiento, la empresa podrá recibir las compensaciones de los meses sobre los cuales no la hubiere recibido, sin que ello le dé derecho a compensación adicional alguna por la demora debida a su incumplimiento.
Para cada concesión a incluir se deberá presentar ante la SRH el esquema de medición y producción independiente con el que se manejará la Producción Incluida, el cual deberá ser de entera satisfacción de la SRH.
La SRH evaluará las presentaciones, solicitando las aclaraciones y/o modificaciones que considere necesarias, y notificará a las empresas su inclusión, de corresponder.
De adicionarse nuevas concesiones a aquellas informadas en la nota de adhesión al Programa, las empresas deberán presentar la información mencionada precedentemente para cada concesión a incluir.
De darse de baja las Concesiones Incluidas, las empresas que hayan adherido al Programa, deberán notificar a la SRH la baja del Programa de Concesiones Incluidas mencionando la fecha en que debe considerarse dicha baja.
La SRH podrá disponer la baja de la empresa en el Programa cuando se verifique omisión, inexactitud o falseamiento de la información provista por la empresa en su solicitud de adhesión al Programa, inclusión de una nueva concesión, o durante su ejecución. Asimismo, la SRH podrá determinar la baja de Concesiones Incluidas en los casos en que la Autoridad de Aplicación Provincial informe el incumplimiento del plan de inversiones comprometido.
La inclusión y/o la baja de la empresa al Programa y/o de las Concesiones Incluidas serán informadas por la SRH a la Autoridad de Aplicación Provincial.
Con la excepción de lo previsto en el Punto III del presente Anexo (COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II), el pago de la primera Compensación por Producción Incluida bajo el presente Programa será el correspondiente al mes posterior al que la empresa haya presentado la solicitud de inclusión al Programa, o el mes de enero de 2018, el que fuese posterior.
III. COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II.
Las empresas participantes del 'Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida' (PLAN GAS II) creado por la Resolución N° 60/2013 de la ex Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas de la ex SECRETARIA DE POLÍTICA ECONÓMICA Y PLANIFICACIÓN DEL DESARROLLO del ex
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS que adhieran al presente Programa podrán recibir Compensaciones, de corresponder, a partir del mes siguiente al mes en que se presente la solicitud de inclusión de la empresa al Programa o de la incorporación al Programa de Concesiones Incluidas con posterioridad.
A los efectos de las Compensaciones correspondientes al año 2017, se utilizará como Precio Mínimo el establecido en el presente Programa para el año 2018.
Asimismo para el cálculo del Precio Efectivo durante el año 2017 para dichas empresas se considerará el precio de la inyección excedente previsto en el Plan Gas II que corresponda, según lo previsto en dicho programa.
IV. CÁLCULO DEL PRECIO EFECTIVO.
A los efectos del cálculo del Precio Efectivo, se definen los siguientes lineamientos que deberán ser tenidos en cuenta por la SRH en la metodología que adopte para su cálculo:
1. El objetivo del cálculo del Precio Efectivo debe ser determinar un indicador fehaciente de los precios reales de venta en el mercado, excluyendo subsidios.
2. Deberán tomarse en consideración los precios de gas de origen convencional y no convencional. No se incluirán las ventas realizadas por ENARSA.
3. Para las ventas al mercado denominadas en dólares estadounidenses se tomará el valor nominal en dólares estadounidenses.
4. Para las ventas al mercado denominadas en pesos se tomará la equivalencia en dólares estadounidenses utilizando el tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (divisas) del día anterior a la fecha de vencimiento de la factura.
5. No se considerarán tasas de interés, o intereses por mora en los pagos, ni cualquier componente vinculado al tiempo de pago de los precios de venta al mercado.
6. Mientras se encuentre vigente el PLAN GAS III, la Producción Incluida para las empresas beneficiarías del Programa establecido por Res. MINEM 74/16 deberá calcularse excluyendo los volúmenes provenientes de los Nuevos Proyectos de Gas Natural considerados en el mismo.
7. A los efectos del cálculo de las estimaciones de Precio Efectivo previstas en los puntos I.10 y I.11, la SRH utilizara el último dato real disponible a la fecha de realización del cálculo y afectará el mismo por la estacionalidad mensual de los últimos DOCE (12) meses reales disponibles para arribar a la estimación de cada mes requerido.
V. PAGOS.
Las Compensaciones derivadas del presente Programa se abonarán, para cada Concesión Incluida, en un OCHENTA Y OCHO POR CIENTO (88%) a las empresas incluidas en el presente Programa y en un DOCE POR CIENTO (12%) a la Provincia correspondiente a cada Concesión Incluida en el Programa.
El monto a abonar en cada caso a cada empresa y a cada Provincia comprenderá, en el mismo pago, las Compensaciones referidas a la totalidad de las Concesiones Incluidas que correspondan a dicha empresa o Provincia, según el caso.
Las órdenes de pago se realizarán en pesos, convirtiendo el monto de Compensación calculado en dólares estadounidenses al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (divisas) del último día hábil del mes, al que corresponden los volúmenes de Producción Incluida sujetas a tal Compensación.
V.1. PAGO PROVISORIO INICIAL.
La SRH emitirá una orden de pago correspondiente al Pago Provisorio Inicial, antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa en el Programa o de la incorporación al Programa de una nueva Concesión Incluida o el mes de febrero de 2018, de corresponder.
Dentro de los VEINTE (20) días del mes posterior al que se emita la orden de Pago Provisorio Inicial, la empresa presentará ante la SRH una Declaración Jurada, certificada por auditores independientes de la Producción Incluida para los meses incluidos en la orden de Pago Provisorio Inicial junto con una actualización, de corresponder, de la proyección mensual de Producción Incluida. La información consignada en la Declaración Jurada podrá ser auditada por la SRH, por sí o a través de terceros.
El mes posterior al que la empresa presente la Declaración Jurada referida en el párrafo anterior, junto con la emisión de la orden de Pago Provisorio correspondiente a dicho mes, se realizará un Ajuste de Pago sujeto a dicha Declaración Jurada, que podrá ser positivo o negativo.
V.2. PAGO PROVISORIO.
Antes del último día hábil de cada uno de los meses posteriores a aquél en que se emita la orden de Pago Provisorio Inicial, la SRH emitirá una orden de Pago Provisorio correspondiente a la Compensación del mes inmediato anterior. Dicha Compensación será calculada en base a las proyecciones enviadas por la empresa.
Dentro de los VEINTE (20) días del mes posterior al que se emita cada orden de Pago Provisorio, la empresa presentará ante la SRH una Declaración Jurada certificada por auditores independientes de la Producción Incluida para el mes inmediato anterior a cada orden de Pago Provisorio, junto con una actualización, de corresponder, de la proyección mensual de Producción Incluida. La información consignada en la Declaración Jurada podrá ser auditada por la SRH, por sí o a través de terceros.
Cada mes posterior al que la empresa presente la Declaración Jurada referida en el párrafo anterior, junto con la emisión de la orden de Pago Provisorio correspondiente a dicho mes, se realizará un Ajuste de Pago sujeto a dicha Declaración Jurada, que podrá ser positivo o negativo.
V.3. CONDICIONES PARA ACCEDER A LAS COMPENSACIONES PROVISORIAS.
Para acceder al mecanismo de compensación provisorio previsto en V.1. y V.2. sujeto al ajuste posterior en los términos previstos en el Programa, las empresas deberán constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN, extendidas a favor del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, cuyas cláusulas se ajusten a las condiciones que indique la SRH, quien podrá establecer los montos de la caución, requisitos de solvencia que deberán reunir las compañías aseguradoras con el fin de preservar el eventual cobro del seguro de caución y, en su caso, solicitar la sustitución de la compañía de seguros cuando durante la vigencia del PROGRAMA la aseguradora originaria deje de cumplir los requisitos que se hubieran requerido.
En caso de no constituirse la caución descripta en el párrafo precedente, las Compensaciones serán pagadas a partir de las Declaraciones Juradas.
V.4. DISPOSICIONES COMUNES A LAS COMPENSACIONES.
Sin perjuicio de la información contenida en las Declaraciones Juradas, la empresa deberá notificar a la SRH cualquier circunstancia que modifique en forma sustancial los valores proyectados, o cualquier otra información presentada que afecte los pagos a ser realizados en forma inmediata.
Los pagos serán efectuados dentro de los VEINTE (20) días hábiles de emitida la respectiva orden de pago.
VI. CONTROL DE VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN.
Sin perjuicio de las auditorías sobre los valores de Producción Incluida y Precio Efectivo que las autoridades competentes pudieran realizar, la SRH procederá a corroborar la veracidad de las Declaraciones Juradas de Producción Incluida de la siguiente manera:
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) la SRH enviará al ENARGAS los volúmenes de Producción Incluida presentados por las empresas dentro de los CINCO (5) días hábiles de recibida la información y el ENARGAS, en un plazo de VEINTE (20) días hábiles emitirá un informe, dirigido a la SRH, mediante el cual verificará los volúmenes de inyección.
2. Respecto a los puntos previos al PIST, la SRH verificará los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas (PMG) instalado por cada empresa, conforme a la Resolución N° 318/2010 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA dentro de los VEINTICINCO (25) días hábiles de recibida la información. Dichos volúmenes únicamente se computarán en la medida en que cada empresa haya colocado los medidores mencionados en un todo de acuerdo a lo establecido en la Resolución N° 318/2010 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Una vez completados los informes de verificación, la SRH ajustará las Compensaciones, según corresponda.
Resolución 419-E/2017
Ciudad de Buenos Aires, 01/11/2017
VISTO el Expediente N° EX-2017-03016580-APN-DDYME#MEM y la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, y
CONSIDERANDO:
Que la Ley N° 17.319 establece en su artículo 2° que las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos se desarrollarán conforme a las disposiciones de dicha ley y las reglamentaciones que dicte el PODER EJECUTIVO NACIONAL quien tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a tales actividades, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad conforme lo establecido en su artículo 3°.
Que mediante la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA se creó el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en adelante el “Programa”), con miras a acelerar el paso de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes.
Que allí se estableció que podrán adherir al Programa las empresas titulares de concesiones de explotación ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en el mismo, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial y que cuente con la conformidad del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, a través de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.
Que a los efectos del cálculo de las compensaciones previstas en el Programa, la Resolución N° 46/2017 estableció un precio mínimo para remunerar la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, al que se le restará el precio efectivo, calculado en función del precio de venta correspondiente a la producción de gas.
Que la misma resolución estableció que para el cálculo del precio efectivo, el precio de venta a considerar será el precio medio de todas las ventas de gas natural de cada empresa al mercado interno, incluyendo gas de origen convencional y no convencional, con el fin de evitar distorsiones en la asignación de contratos de compraventa entre distintas cuencas productivas y/o áreas de concesión y/o mercados.
Que si bien dicho Programa tiene principalmente en miras incentivar el pasaje de la etapa piloto a la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes, resulta también de interés del Gobierno Nacional el incremento de la producción de aquellas concesiones de explotación de hidrocarburos proveniente de reservorios no convencionales que ya se encuentran en la etapa de desarrollo.
Que dichas concesiones en etapa de desarrollo, para incrementar la producción respecto de la actual, requieren inversiones comparables con las correspondientes a los proyectos que comienzan su etapa de desarrollo, siendo dicho incremento de la producción coincidente con los propósitos perseguidos mediante la creación del Programa.
Que en ese marco resulta conveniente efectuar las modificaciones pertinentes al Programa a los efectos de hacer aplicables los incentivos allí previstos a las concesiones que se encuentren en etapa de desarrollo, en lo que se refiere a su producción incremental; así como determinar los lineamientos a utilizar para identificar aquellas concesiones que permanecen en etapa piloto, y que por lo tanto no serán consideradas a los efectos de la adhesión a este Programa.
Que en tal sentido, resulta pertinente establecer un límite inferior de producción anual media de gas natural que será utilizado a los efectos de evaluar los planes de inversión propuestos para la adhesión al Programa, sin perjuicio de las demás apreciaciones que pudieran corresponder tanto a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS como a la Autoridad de Aplicación Provincial para la aprobación de dichos planes.
Que dicho límite inferior será utilizado, adicionalmente, para distinguir las concesiones que se hallan en etapa piloto al momento de su adhesión al Programa y pasan a etapa de desarrollo, de aquellas que están en etapa de desarrollo al momento de su adhesión al Programa.
Que, por último, con la finalidad de reducir las distorsiones de precios en el mercado que pudieran resultar de determinar la compensación sobre la base de los precios de venta de la empresa beneficiaria de la compensación, particularmente para el caso de las empresas cuya producción esté mayoritariamente compuesta por la comprendida en el Programa, resulta conveniente modificar las previsiones relativas al cálculo del Precio Efectivo y, en consecuencia, determinar su cálculo en base a los precios promedio de todo el mercado, los que serán publicados por la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.
Que la DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en ejercicio de las facultades conferidas por el artículo 23 nonies de la Ley de Ministerios (Texto Ordenado por el Decreto Nº 438 de fecha 12 de marzo de 1992) y modificaciones y el artículo 3° del Decreto N° 272 de fecha 29 de diciembre de 2015.
Por ello,
EL MINISTRO DE ENERGÍA Y MINERÍA
RESUELVE:
ARTÍCULO 1°.- Sustitúyase el Anexo (IF-2017-03032241-APN-SSEP#MEM) de la Resolución N° 46 de fecha 2 de marzo de 2017 del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA por el Anexo (IF-2017-26339702-APN-SECRH#MEM) que forma parte integrante de la presente medida.
ARTÍCULO 2°.- Comuníquese, publíquese, dése a la DIRECCIÓN NACIONAL DE REGISTRO OFICIAL y archívese. — Juan José Aranguren.
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar- y también podrán ser consultados en la Sede Central de esta Dirección Nacional (Suipacha 767 - Ciudad Autónoma de Buenos Aires).
e. 02/11/2017 N° 84611/17 v. 02/11/2017
(Nota Infoleg: Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la edición web de Boletín Oficial)
ANEXO
BASES Y CONDICIONES DEL PROGRAMA DE ESTÍMULO A LAS INVERSIONES EN DESARROLLOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL PROVENIENTE DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES (el Programa)
I. Definiciones.
A los fines del presente Programa, se adoptan las siguientes definiciones:
1. Gas No Convencional: es el gas proveniente de reservorios de gas natural caracterizados por la presencia de areniscas o arcillas muy compactadas de baja permeabilidad y porosidad, que impiden que el fluido migre naturalmente y por lo cual la producción comercial resulta posible únicamente mediante utilización de tecnologías de avanzada ('Tight Gas' o 'Shale Gas').
2. Concesión/es Incluida/a: son aquellas concesiones que producen Gas No Convencional, ubicadas en la Cuenca Neuquina, que cuenten con un plan de inversión específico para su participación en el presente Programa, aprobado por la Autoridad de Aplicación Provincial, con la conformidad de la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS para ser incluidas en el Programa. El cumplimiento del referido plan será verificado en forma semestral por la Autoridad de Aplicación Provincial, quien efectuará el control y certificación de inversiones previstas, informando a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS aquéllas Concesiones Incluidas que hubieran incumplido dichas inversiones a los fines de su baja del Programa.
3. Producción Inicial: es, para la totalidad de la producción Gas No Convencional proveniente de una Concesión Incluida, la producción de Gas No Convencional media mensual calculada para el periodo entre el mes de julio de 2016 y el mes de junio de 2017 siguiendo los mismos lineamientos que los previstos para el cálculo de la Producción Incluida.
4. Producción Incluida: será calculada de la siguiente manera: (i) para aquellas Concesiones Incluidas cuya Producción Inicial sea menor a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día, la totalidad de la producción mensual de Gas No Convencional proveniente de dicha Concesión Incluida a la que tenga derecho la empresa solicitante, y (ii) para aquellas Concesiones Incluidas cuya Producción Inicial sea mayor o igual a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día, la producción calculada según el punto (i) precedente descontando la proporción de la Producción Inicial a la que tenga derecho la empresa solicitante. En ambos casos se computará el gas natural acondicionado en condición comercial, excluyendo los consumos internos en yacimiento, y en ambos casos se utilizará para la Producción Inicial y la Producción Incluida el mismo porcentaje de participación de la empresa solicitante en la producción total.
5. Precio Mínimo: (i) 7,50 USD/MMBTU para el año calendario 2018, (ii) 7,00 USD/MMBTU para el año calendario 2019, (iii) 6,50 USD/MMBTU para el año calendario 2020, (iv) 6,00 USD/MMBTU para el año calendario 2021.
6. Precio Efectivo: es el precio promedio mensual ponderado por volumen del total de ventas de gas natural en la República Argentina que será publicado por la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos. La SRH mantendrá la publicación referida durante todo el periodo de vigencia del presente Programa y podrá definir los criterios y metodologías para el cálculo del Precio Efectivo, considerando los lineamientos previstos en el Punto IV del presente Anexo.
7. Compensación Unitaria: es la que resulte de restar el Precio Efectivo del Precio Mínimo, cuando dicha diferencia sea mayor a cero; o en su defecto será cero.
8. Compensación/es: es el producto entre la Producción Incluida y la Compensación Unitaria.
9. SRH: la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
10. Pago Provisorio Inicial: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR CIENTO (85%) de la Compensación calculada en base a las proyecciones informadas por la empresa, para los meses comprendidos entre el mes posterior al de la presentación de la solicitud de adhesión al Programa y el mes de inclusión de la empresa al Programa, y entre el mes posterior de la solicitud de incorporación al Programa de una nueva concesión y la incorporación de dicha Concesión Incluida; ello sin perjuicio de lo previsto en el último párrafo del Punto II del presente Anexo. A los efectos del cálculo de este Pago Provisorio Inicial, la SRH realizará una estimación del Precio Efectivo.
11. Pago Provisorio: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR CIENTO (85%) de la Compensación calculada en base a las proyecciones presentadas por la empresa, para el mes inmediato anterior a aquél en que se emita una orden de pago. A los efectos del cálculo de este Pago Provisorio, la SRH realizará una estimación del Precio Efectivo.
12. Ajuste de Pago: es la diferencia entre la Compensación calculada en función de la información contenida en la Declaración Jurada presentada por la empresa a la SRH y la Compensación incluida en el Pago Provisorio Inicial o en el Pago Provisorio de los meses o del mes correspondiente.
II. Adhesión al Programa.
Podrán adherir al presente Programa las empresas que tengan derecho a producción de Gas No Convencional proveniente de concesiones ubicadas en la Cuenca Neuquina, las que deberán estar inscriptas en el Registro Nacional de Empresas Petroleras previsto en la Resolución N° 407/2007 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA y sus normas complementarias.
Las empresas interesadas en adherir al presente Programa deberán solicitar su inclusión a la SRH, presentando una nota de adhesión con la siguiente información: (i) listado de concesiones a incluir con el soporte documental necesario para acreditación del derecho a la producción de las mismas, (ii) para cada concesión a incluir, una nota de la Autoridad de Aplicación Provincial correspondiente por la que se haya aprobado el plan de inversiones específico para su participación en el presente Programa y su inclusión en el mismo, (iii) proyección mensual de Producción Incluida discriminada por cada concesión participante durante la vigencia del Programa y (iv) Producción Inicial.
A los efectos de la conformidad de la SRH prevista en el presente Programa, no se considerarán aquellas concesiones que en su plan de inversión no alcancen una producción media anual, en cualquier período consecutivo de DOCE (12) meses antes del 31 de diciembre de 2019, igual o superior a QUINIENTOS MIL (500.000) metros cúbicos por día. A los efectos de determinar el nivel de producción se utilizará la producción total de gas no convencional de la concesión medida de forma análoga a la de la Producción Incluida solicitada por el adherente.
En caso de que una Concesión Incluida no alcanzare el nivel de producción previsto en el párrafo precedente, la empresa deberá reintegrar los montos de compensación recibidos durante la vigencia del presente Programa, actualizados con una tasa de interés equivalente a la 'Tasa Activa Promedio del Banco Nación para Operaciones de Descuentos Comerciales'.
La SRH evaluará, antes del 31 de Diciembre cada año, comenzando en el año 2018, lanecesidad de solicitar un seguro de caución a los efectos de garantizar el reintegro mencionado precedentemente en función del grado de cumplimiento de la producción esperada presentado por la empresa en el proyecto respectivo. La empresa que habiéndosele solicitado el mencionado seguro de caución no lo presentara, no podrá recibir compensaciones bajo el presente Programa mientras dure dicho incumplimiento. Para mayor claridad, una vez subsanado el incumplimiento, la empresa podrá recibir las compensaciones de los meses sobre los cuales no la hubiere recibido, sin que ello le dé derecho a compensación adicional alguna por la demora debida a su incumplimiento.
Para cada concesión a incluir se deberá presentar ante la SRH el esquema de medición y producción independiente con el que se manejará la Producción Incluida, el cual deberá ser de entera satisfacción de la SRH.
La SRH evaluará las presentaciones, solicitando las aclaraciones y/o modificaciones que considere necesarias, y notificará a las empresas su inclusión, de corresponder.
De adicionarse nuevas concesiones a aquellas informadas en la nota de adhesión al Programa, las empresas deberán presentar la información mencionada precedentemente para cada concesión a incluir.
De darse de baja las Concesiones Incluidas, las empresas que hayan adherido al Programa, deberán notificar a la SRH la baja del Programa de Concesiones Incluidas mencionando la fecha en que debe considerarse dicha baja.
La SRH podrá disponer la baja de la empresa en el Programa cuando se verifique omisión, inexactitud o falseamiento de la información provista por la empresa en su solicitud de adhesión al Programa, inclusión de una nueva concesión, o durante su ejecución. Asimismo, la SRH podrá determinar la baja de Concesiones Incluidas en los casos en que la Autoridad de Aplicación Provincial informe el incumplimiento del plan de inversiones comprometido.
La inclusión y/o la baja de la empresa al Programa y/o de las Concesiones Incluidas serán informadas por la SRH a la Autoridad de Aplicación Provincial.
Con la excepción de lo previsto en el Punto III del presente Anexo (COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II), el pago de la primera Compensación por Producción Incluida bajo el presente Programa será el correspondiente al mes posterior al que la empresa haya presentado la solicitud de inclusión al Programa, o el mes de enero de 2018, el que fuese posterior.
III. COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II.
Las empresas participantes del 'Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida' (PLAN GAS II) creado por la Resolución N° 60/2013 de la ex Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas de la ex SECRETARIA DE POLÍTICA ECONÓMICA Y PLANIFICACIÓN DEL DESARROLLO del ex
MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS que adhieran al presente Programa podrán recibir Compensaciones, de corresponder, a partir del mes siguiente al mes en que se presente la solicitud de inclusión de la empresa al Programa o de la incorporación al Programa de Concesiones Incluidas con posterioridad.
A los efectos de las Compensaciones correspondientes al año 2017, se utilizará como Precio Mínimo el establecido en el presente Programa para el año 2018.
Asimismo para el cálculo del Precio Efectivo durante el año 2017 para dichas empresas se considerará el precio de la inyección excedente previsto en el Plan Gas II que corresponda, según lo previsto en dicho programa.
IV. CÁLCULO DEL PRECIO EFECTIVO.
A los efectos del cálculo del Precio Efectivo, se definen los siguientes lineamientos que deberán ser tenidos en cuenta por la SRH en la metodología que adopte para su cálculo:
1. El objetivo del cálculo del Precio Efectivo debe ser determinar un indicador fehaciente de los precios reales de venta en el mercado, excluyendo subsidios.
2. Deberán tomarse en consideración los precios de gas de origen convencional y no convencional. No se incluirán las ventas realizadas por ENARSA.
3. Para las ventas al mercado denominadas en dólares estadounidenses se tomará el valor nominal en dólares estadounidenses.
4. Para las ventas al mercado denominadas en pesos se tomará la equivalencia en dólares estadounidenses utilizando el tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (divisas) del día anterior a la fecha de vencimiento de la factura.
5. No se considerarán tasas de interés, o intereses por mora en los pagos, ni cualquier componente vinculado al tiempo de pago de los precios de venta al mercado.
6. Mientras se encuentre vigente el PLAN GAS III, la Producción Incluida para las empresas beneficiarías del Programa establecido por Res. MINEM 74/16 deberá calcularse excluyendo los volúmenes provenientes de los Nuevos Proyectos de Gas Natural considerados en el mismo.
7. A los efectos del cálculo de las estimaciones de Precio Efectivo previstas en los puntos I.10 y I.11, la SRH utilizara el último dato real disponible a la fecha de realización del cálculo y afectará el mismo por la estacionalidad mensual de los últimos DOCE (12) meses reales disponibles para arribar a la estimación de cada mes requerido.
V. PAGOS.
Las Compensaciones derivadas del presente Programa se abonarán, para cada Concesión Incluida, en un OCHENTA Y OCHO POR CIENTO (88%) a las empresas incluidas en el presente Programa y en un DOCE POR CIENTO (12%) a la Provincia correspondiente a cada Concesión Incluida en el Programa.
El monto a abonar en cada caso a cada empresa y a cada Provincia comprenderá, en el mismo pago, las Compensaciones referidas a la totalidad de las Concesiones Incluidas que correspondan a dicha empresa o Provincia, según el caso.
Las órdenes de pago se realizarán en pesos, convirtiendo el monto de Compensación calculado en dólares estadounidenses al tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina (divisas) del último día hábil del mes, al que corresponden los volúmenes de Producción Incluida sujetas a tal Compensación.
V.1. PAGO PROVISORIO INICIAL.
La SRH emitirá una orden de pago correspondiente al Pago Provisorio Inicial, antes del último día hábil del mes siguiente al de la inclusión de la empresa en el Programa o de la incorporación al Programa de una nueva Concesión Incluida o el mes de febrero de 2018, de corresponder.
Dentro de los VEINTE (20) días del mes posterior al que se emita la orden de Pago Provisorio Inicial, la empresa presentará ante la SRH una Declaración Jurada, certificada por auditores independientes de la Producción Incluida para los meses incluidos en la orden de Pago Provisorio Inicial junto con una actualización, de corresponder, de la proyección mensual de Producción Incluida. La información consignada en la Declaración Jurada podrá ser auditada por la SRH, por sí o a través de terceros.
El mes posterior al que la empresa presente la Declaración Jurada referida en el párrafo anterior, junto con la emisión de la orden de Pago Provisorio correspondiente a dicho mes, se realizará un Ajuste de Pago sujeto a dicha Declaración Jurada, que podrá ser positivo o negativo.
V.2. PAGO PROVISORIO.
Antes del último día hábil de cada uno de los meses posteriores a aquél en que se emita la orden de Pago Provisorio Inicial, la SRH emitirá una orden de Pago Provisorio correspondiente a la Compensación del mes inmediato anterior. Dicha Compensación será calculada en base a las proyecciones enviadas por la empresa.
Dentro de los VEINTE (20) días del mes posterior al que se emita cada orden de Pago Provisorio, la empresa presentará ante la SRH una Declaración Jurada certificada por auditores independientes de la Producción Incluida para el mes inmediato anterior a cada orden de Pago Provisorio, junto con una actualización, de corresponder, de la proyección mensual de Producción Incluida. La información consignada en la Declaración Jurada podrá ser auditada por la SRH, por sí o a través de terceros.
Cada mes posterior al que la empresa presente la Declaración Jurada referida en el párrafo anterior, junto con la emisión de la orden de Pago Provisorio correspondiente a dicho mes, se realizará un Ajuste de Pago sujeto a dicha Declaración Jurada, que podrá ser positivo o negativo.
V.3. CONDICIONES PARA ACCEDER A LAS COMPENSACIONES PROVISORIAS.
Para acceder al mecanismo de compensación provisorio previsto en V.1. y V.2. sujeto al ajuste posterior en los términos previstos en el Programa, las empresas deberán constituir un seguro de caución, mediante pólizas aprobadas por la SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN, extendidas a favor del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, cuyas cláusulas se ajusten a las condiciones que indique la SRH, quien podrá establecer los montos de la caución, requisitos de solvencia que deberán reunir las compañías aseguradoras con el fin de preservar el eventual cobro del seguro de caución y, en su caso, solicitar la sustitución de la compañía de seguros cuando durante la vigencia del PROGRAMA la aseguradora originaria deje de cumplir los requisitos que se hubieran requerido.
En caso de no constituirse la caución descripta en el párrafo precedente, las Compensaciones serán pagadas a partir de las Declaraciones Juradas.
V.4. DISPOSICIONES COMUNES A LAS COMPENSACIONES.
Sin perjuicio de la información contenida en las Declaraciones Juradas, la empresa deberá notificar a la SRH cualquier circunstancia que modifique en forma sustancial los valores proyectados, o cualquier otra información presentada que afecte los pagos a ser realizados en forma inmediata.
Los pagos serán efectuados dentro de los VEINTE (20) días hábiles de emitida la respectiva orden de pago.
VI. CONTROL DE VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN.
Sin perjuicio de las auditorías sobre los valores de Producción Incluida y Precio Efectivo que las autoridades competentes pudieran realizar, la SRH procederá a corroborar la veracidad de las Declaraciones Juradas de Producción Incluida de la siguiente manera:
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) la SRH enviará al ENARGAS los volúmenes de Producción Incluida presentados por las empresas dentro de los CINCO (5) días hábiles de recibida la información y el ENARGAS, en un plazo de VEINTE (20) días hábiles emitirá un informe, dirigido a la SRH, mediante el cual verificará los volúmenes de inyección.
2. Respecto a los puntos previos al PIST, la SRH verificará los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a cada Punto de Medición de Gas (PMG) instalado por cada empresa, conforme a la Resolución N° 318/2010 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA dentro de los VEINTICINCO (25) días hábiles de recibida la información. Dichos volúmenes únicamente se computarán en la medida en que cada empresa haya colocado los medidores mencionados en un todo de acuerdo a lo establecido en la Resolución N° 318/2010 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Una vez completados los informes de verificación, la SRH ajustará las Compensaciones, según corresponda.