Resolución
46-E/2017
Ciudad de Buenos Aires,
02/03/2017
VISTO el Expediente N°
EX-2017-03016580-APN-DDYME#MEM, y
CONSIDERANDO:
Que la Ley N° 17.319
establece 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 (Artículo 2°), 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 (Artículo 3°).
Que el Artículo 97 de la
Ley N° 17.319 prevé que la aplicación de dicha Ley compete a la ex SECRETARÍA
DE ESTADO DE ENERGÍA Y MINERÍA o a los organismos que dentro de su ámbito se
determinen, con las excepciones determinadas por el Artículo 98 de la citada
Ley.
Que a su vez, la Ley Nº
26.741 determina que el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su calidad de autoridad a
cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas
conducentes al logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la
exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de
hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social,
la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos
sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias
y regiones.
Que el Decreto N° 13 de
fecha 10 de diciembre de 2015 modificó la Ley de Ministerios (Texto Ordenado
por el Decreto N° 438 de fecha 12 de marzo de 1992) y sus modificaciones, y se
creó el MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, que absorbió las funciones de la ex
SECRETARÍA DE ENERGÍA, dependiente del ex MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL,
INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS.
Que el Artículo 23 nonies
de la Ley de Ministerios (Texto Ordenado por el Decreto N° 438 de fecha 12 de
marzo de 1992) y sus modificaciones, asignó la competencia en materia de
energía y las atribuciones que la Ley N° 27.007 asigna a los órganos del ESTADO
NACIONAL al MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
Que mediante el Decreto N°
272 de fecha 29 de diciembre de 2015 fueron atribuidas al MINISTERIO DE ENERGÍA
Y MINERÍA las competencias asignadas por el Decreto N° 1277 de fecha 25 de
julio de 2012, reglamentario de la Ley N° 26.741, a la entonces COMISIÓN DE
PLANIFICACIÓN Y COORDINACIÓN ESTRATÉGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES
HIDROCARBURÍFERAS.
Que el Artículo 3° de la
Ley Nº 26.741 contempla, entre los principios de la política hidrocarburífera
de la REPÚBLICA ARGENTINA, 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 teniendo en cuenta las
pautas y principios referidos en los considerandos anteriores, el Gobierno
Nacional impulsó el diálogo entre los Sindicatos de la Industria, las Empresas
del Sector y los respectivos Gobiernos Provinciales para acelerar el desarrollo
y la producción del gas natural proveniente de reservorios no convencionales en
la Cuenca Neuquina.
Que como consecuencia de
dicho diálogo se acordaron sendas adendas a los convenios colectivos de trabajo
de petroleros y jerárquicos con el fin de atender las particulares
características de la explotación de gas natural proveniente de reservorios no
convencionales.
Que por otra parte el
Gobierno de la Provincia del NEUQUÉN ha manifestado su voluntad de no aumentar
la carga tributaria a la actividad y mejorar, con la colaboración del ESTADO
NACIONAL, la infraestructura logística de la Provincia.
Que por su lado diversas
empresas productoras de hidrocarburos han expresado su compromiso en orden a
incrementar las inversiones en el desarrollo de los recursos provenientes de
reservorios no convencionales en la cuenca.
Que los reservorios no
convencionales están 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.
Que el Gobierno Nacional
ha puesto de manifiesto su voluntad de establecer un programa de incentivo a
las inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de
reservorios no convencionales, con miras a acelerar el paso de la etapa piloto a
la etapa de desarrollo de las concesiones de explotación correspondientes.
Que en dicho marco resulta
necesario crear un “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de
Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en
adelante el “Programa”) que permita precisar un horizonte de precios
previsibles a los efectos de promover el incremento de las inversiones y la
producción de hidrocarburos proveniente de reservorios no convencionales.
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 en forma semestral, la
Autoridad de Aplicación Provincial efectuará el control y certificación de
inversiones previstas en el plan de inversión mencionado en el considerando
anterior, informando a la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS, aquéllas
concesiones incluidas que deban ser dadas de baja del Programa.
Que a los efectos del
cálculo de las compensaciones previstas en el Programa, se establece un valor
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 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 a los efectos de hacer
más eficiente el cobro de los incentivos previstos en el Programa, se
establecerá un mecanismo de compensación provisorio sujeto a ajuste posterior
mediante los mecanismos implementados al efecto.
Que las empresas deberán
informar los volúmenes de gas natural provenientes de reservorios no
convencionales y los precios de todas las ventas de gas natural de las empresas
que adhieran al Programa, en forma de declaración jurada y certificados por
auditores independientes, ante la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS,
podrán ser auditados por cuenta propia o a través de terceros.
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° — Créase el
“Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas
Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” (en adelante el
“Programa”), que como Anexo (IF-2017-03032241-APN-SSEP#MEM) forma parte
integrante de la presente resolución, destinado a incentivar las inversiones
para la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales
en la Cuenca Neuquina.
ARTÍCULO 2° — Facúltase a
la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA
a administrar, ejecutar e implementar bajo su órbita el Programa creado por el
Artículo 1° de la presente resolución.
ARTÍCULO 3° — Los sujetos
interesados en participar del Programa que cumplan con los requisitos
establecidos en el Anexo de la presente resolución, podrán requerir su adhesión
ante la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS.
ARTÍCULO 4° — El Programa
tendrá vigencia desde la publicación de la presente resolución en el Boletín
Oficial y hasta el 31 de diciembre de 2021.
ARTÍCULO 5° — Los gastos
que demande el cumplimiento de la presente resolución serán atendidos con
cargos a las partidas específicas del presupuesto de la Jurisdicción 58 -
MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
ARTÍCULO 6° — Comuníquese,
publíquese, dése a la Dirección Nacional de Registro Oficial y archívese. —
Juan José Aranguren.
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 Incluida: es
la producción de Gas No Convencional a ser comercializada proveniente de una
Concesión Incluida; esto es, el gas natural acondicionado en condición
comercial, excluyendo los consumos internos en yacimiento.
4. 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.
5. Precio Efectivo: es el
precio promedio ponderado por volumen del total de ventas de gas natural de
cada empresa al mercado interno, incluyendo gas de origen convencional y no
convencional, según lo previsto en el Punto IV del presente Anexo.
6. 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.
7. Compensación/es: es el producto
entre la Producción Incluida y la Compensación Unitaria.
8. SRH: la SECRETARÍA DE
RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS del MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
9. 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.
10. 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.
11. 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) proyección mensual de Precio Efectivo durante la
vigencia del Programa.
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,
así como en caso que los valores de los contratos de suministro utilizados para
acreditar los precios del gas natural comercializados fueran, a criterio de la
SRH, irrazonables o injustificados en las condiciones de mercado vigentes.
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 Nº 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:
1. Para las ventas al
mercado denominadas en dólares estadounidenses se tomará el valor nominal en
dólares estadounidenses.
2. Para las ventas al
mercado denominadas en pesos se tomara 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.
3. 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.
4. Mientras se encuentre
vigente el PLAN GAS III, la Producción Incluida y el Precio Efectivo para las
empresas beneficiarias de dicho Programa deberá calcularse excluyendo los
volúmenes provenientes de los Nuevos Proyectos de Gas Natural considerados en el
mismo.
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, incluyendo la Producción Incluida y el Precio
Efectivo para los meses incluidos en la orden de Pago Provisorio Inicial junto
con una actualización, de corresponder, de las proyecciones mensuales de
Producción Incluida y Precio Efectivo. 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, incluyendo la Producción Incluida y el Precio Efectivo para el
mes inmediato anterior a cada orden de Pago Provisorio, junto con una
actualización, de corresponder, de las proyecciones mensuales de Producción
Incluida y Precio Efectivo. 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.
IF-2017-03032241-APN-SSEP#MEM
e. 06/03/2017 N° 12480/17
v. 06/03/2017