Resolución 318-2010
Normas y procedimientos a los que
deberán ajustarse los permisionarios de exploración y los concesionarios de
explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Bs.
As., 22/4/2010
VISTO
el Expediente Nº S01:0328623/2007 del Registro del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, las leyes Nros.
17.319 y 26.197, la
Resolución Nº 435 de fecha 10 de mayo de 2004 de la SECRETARIA DE
ENERGIA de dicho Ministerio, y
CONSIDERANDO:
Que
el Artículo 3º de la Ley Nº
17.319 y el Artículo 2º de la
Ley Nº 26.197 establecen la competencia del PODER EJECUTIVO
NACIONAL para fijar la política nacional en materia de hidrocarburos.
Que
el Artículo 75 de la Ley Nº
17.319 faculta a la
SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, a adoptar los mecanismos de control y
fiscalización necesarios a fin de asegurar la observancia de las normas legales
y reglamentarias correspondientes.
Que
la Ley Nº
26.197, en su Artículo 1º, determina que los yacimientos de hidrocarburos
líquidos y gaseosos pertenecen al ESTADO NACIONAL o a las provincias, según el
ámbito territorial en que se encuentren.
Que
es una obligación de los concesionarios de explotación de hidrocarburos, la
utilización de las técnicas más modernas, racionales y eficientes, tendientes a
optimizar la explotación de los yacimientos de hidrocarburos que están a su
cargo, conforme con lo dispuesto por el Artículo 69 Inciso a) de la Ley Nº 17.319.
Que
la información relativa a la producción de hidrocarburos en todos los
yacimientos del país, debe realizarse en forma segura y eficiente, en el marco
de lo dispuesto por el Artículo 70 de la Ley Nº 17.319 y el Artículo 12 de la Resolución Nº 435 de
fecha 10 de mayo de 2004 de la
SECRETARIA DE ENERGIA.
Que
con base en las normas legales y reglamentarias mencionadas, se hace necesario
implementar todos aquellos mecanismos que garanticen el conocimiento preciso y
oportuno de los datos de dicha producción, por parte de la SECRETARIA DE
ENERGIA y de las provincias productoras.
Que
a tales efectos, las respectivas empresas concesionarias bajo las leyes Nros. 17.319 y 26.197 deben adoptar todos aquellos
mecanismos que permitan asegurar la calidad y precisión de la información
relativa a los hidrocarburos que producen.
Que
por todo ello, resulta procedente reglamentar los procedimientos de medición de
la producción de hidrocarburos y la transmisión de la información respectiva,
cuyas normas han sido consensuadas con la ORGANIZACION FEDERAL
DE ESTADOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS (OFEPHI) en representación de las
provincias productoras.
Que
la DIRECCION GENERAL
DE ASUNTOS JURIDICOS dependiente de la SUBSECRETARIA LEGAL
del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, ha
tomado la intervención que le compete.
Que
las facultades para el dictado del presente acto, surgen de lo dispuesto en los
artículos 2º y 75 de la Ley Nº
17.319 y en el Artículo 2º, último párrafo de la Ley Nº 26.197.
Por
ello,
EL
SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º —
OBJETO.
Apruébanse las normas y procedimientos a que deberán ajustarse los
permisionarios de exploración y los concesionarios de explotación de
hidrocarburos líquidos y gaseosos bajo las leyes Nros.
17.319 y 26.197, y demás compañías operadoras de áreas hidrocarburíferas,
en todo el país, aplicables a los sistemas de medición de la producción y la
transmisión de la información respectiva —en tiempo real— a la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS,
y a la respectiva Autoridad de Aplicación provincial.
Art. 2º —
ALCANCES.
Las
presentes normas y procedimientos tienen como finalidad la estandarización y
optimización de los sistemas de medición del petróleo y del gas producidos por
los permisionarios y concesionarios, que permitan a la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS
y a las Autoridades de Aplicación provinciales, la obtención de los datos de la
producción en cada Punto de Medición en forma segura y eficiente, y la
implementación de los mecanismos para el control de dicha producción.
Art. 3º —
DEFINICIONES.
A
los efectos de la presente resolución, regirán las definiciones que se indican
a continuación. Los términos definidos en singular incluyen el plural y
viceversa.
AGA
Reports: Son las técnicas recomendadas por la AMERICAN GAS
ASSOCIATION, última revisión, a la fecha de instalación del sistema de
medición.
API
- Manual of Petroleum Measurement Standards: Son los
estándares técnicos de mediciones de petróleo del AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE.
ASTM
- Standards: Son los estándares técnicos de la AMERICAN SOCIETY
FOR TESTING AND MATERIALS.
AUTORIDAD
DE APLICACION: Es la
SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, y los organismos análogos designados
por las provincias productoras, de acuerdo con lo prescripto en el Artículo 97
de la Ley Nº
17.319 y en los artículos 1º, 4º y 6º de la Ley Nº 26.197.
GAS
EN ESPECIFICACION COMERCIAL: Es el gas natural producido que, habiendo sido
sometido a un proceso de acondicionamiento y/o tratamiento, cumple a los
efectos de su transporte con las condiciones establecidas por la Resolución Nº 259 de
fecha 7 de mayo de 2008 del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS),
organismo descentralizado actuante en la órbita de la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
ISO:
International Standardization
Organization.
MEDICION:
Es el conjunto de operaciones realizadas en forma automática, que tienen por
objeto determinar las magnitudes cuantitativas y las calidades del petróleo y
el gas producidos en un yacimiento de hidrocarburos, a través de métodos que
incluyen el uso de instrumentos de medición o prorrateos.
METRO
CUBICO ESTANDAR DE GAS: Es la unidad de medida a utilizar para computar la
producción de gas, entendiéndose por tal al volumen de gas natural que ocupa UN
METRO CUBICO (1 m3)
en condiciones normales de presión y temperatura.
METRO
CUBICO ESTANDAR DE PETROLEO: Es la unidad de medida a utilizar para computar la
producción de petróleo, entendiéndose por tal al volumen que ocupa UN METRO
CUBICO (1 m3)
en condiciones normales de presión y temperatura.
PETROLEO
EN ESPECIFICACION COMERCIAL: Es el petróleo producido y sometido a un proceso
de acondicionamiento y/o tratamiento, cuya composición cumple con las
condiciones establecidas por los ASTM STANDARDS, a los efectos de su transporte
y comercialización, expresado en metros cúbicos.
PROTOCOLO
TCP/IP: Es el conjunto de reglas que especifican el intercambio de datos u
órdenes durante la comunicación entre las entidades que forman una red. Esta es
la base de Internet que permite la transmisión de datos entre redes de computadoras.
Entre estos protocolos, los DOS (2) más importantes son TCP (Protocolo de
Control de Transmisión), e IP, (Protocolo de Internet).
PUNTO
DE MEDICION: Es el lugar en el que se mide el Petróleo y/o el Gas producidos en
los yacimientos, ya sea que dichos hidrocarburos se encuentren en
Especificación Comercial o no, y cualquier otro lugar de medición que la SECRETARIA DE
ENERGIA indique.
SECRETARIA
DE ENERGIA: La
SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION
FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
SOPORTE
ELECTRONICO: Es todo aquel dispositivo como el disco compacto (CD y DVD),
magnético como el disquet, y/o electrónicos como la
memoria flash (pendrive, memorias SD, etc.), que
permite guardar información electrónica de texto, imágenes o archivos en
general, proveniente de UN (1) equipo electrónico como una computadora, un
escáner, una cámara fotográfica, etc. El formato de los archivos deberá ser
acordado por los permisionarios y concesionarios con la SECRETARIA DE
ENERGIA y la Autoridad
de Aplicación respectiva.
TELESUPERVISION
(Sistema SCADA): Es el sistema de adquisición, transmisión, procesamiento y
visualización de los datos de producción. Lo integran: redes de transmisión por
radio o cable, unidades remotas y servidores donde corren software dedicados.
TONELADA
METRICA: Es la unidad de masa igual a UN MIL KILOGRAMOS (1000 kg).
TRATAMIENTO
Y/O ACONDICIONAMIENTO: Es el proceso de deshidratación y remoción de impurezas
del petróleo y del gas, y demás pasos necesarios a seguir para obtener Petróleo
en Especificación Comercial o Gas en Especificación Comercial.
YACIMIENTOS:
Son los depósitos naturales subterráneos de hidrocarburos económicamente
explotables, conformados por UNO (1) o más reservorios de hidrocarburos.
Art. 4º —
MEDICIONES.
Cuando
el petróleo y el gas sean sometidos a procesos de Tratamiento y/o
Acondicionamiento, los concesionarios deberán:
a)
Medir la producción de hidrocarburos en los Puntos de Medición, como por
ejemplo al ingreso de los sistemas de transporte por conductos o cargaderos.
Dichos puntos deberán ser informados por los concesionarios a la SECRETARIA DE
ENERGIA y a la Autoridad
de Aplicación respectiva.
b)
Medir la producción de hidrocarburos de procedencia costa afuera, a la salida
de la plataforma, en la cañería de trasporte hacia la planta de tratamiento en
tierra, a fin de establecer las relaciones de aportes de los diferentes
yacimientos en el Punto de Medición.
c)
Medir las producciones de Petróleo y Gas, en Especificación Comercial, que debe
asignarse a cada provincia, cuando las áreas abarquen a más de UNA (1)
Provincia.
d)
Medir la producción de petróleo y gas, cuando la misma se evacue fuera del área
sujeta a la concesión de explotación o permiso de exploración.
Art. 5º —
PUNTOS DE MEDICION NUEVOS.
A
partir de la entrada en vigencia de la presente resolución, los permisionarios
y concesionarios realizarán a su costo, el diseño, la construcción, la
operación y el mantenimiento de los Puntos de Medición, de acuerdo con los
estándares y prácticas recomendadas, ASTM, API e ISO, según corresponda, para
el petróleo, y las AGA, API e ISO (según corresponda) para el gas.
Los
planos de diseño, las especificaciones técnicas, la localización y el historial
de operación y mantenimiento de los Puntos de Medición, deberán ser archivados
por los permisionarios y concesionarios en un banco de datos que estará a
disposición de la
SECRETARIA DE ENERGIA y de la Autoridad de Aplicación
respectiva.
Art. 6º —
PUNTOS DE MEDICION EXISTENTES.
Los
Puntos de Medición existentes deberán estar adecuados a los estándares
mencionados en el Artículo 5º en su versión correspondiente al año de
construcción del Puente de Medición. En caso contrario, los concesionarios
realizarán a su costo las adecuaciones de los Puntos de Medición, acorde a los
referidos estándares, dentro del plazo máximo de UN (1) año a contar desde la
entrada en vigencia de la presente resolución.
Art. 7º —
PUNTOS DE VENTEO.
Las
antorchas y las fosas de quema deberán contar con su sistema de Medición y Telesupervisión.
Art. 8º —
DENOMINACION E IDENTIFICACION DE LOS PUNTOS DE MEDICION.
Los
Puntos de Medición se denominarán: Puntos de Medición de Petróleo (PMP), y
Puntos de Medición de Gas (PMG), a los que se les asignará un código de
identificación, según lo acuerde la SECRETARIA DE ENERGIA con las Autoridades de
Aplicación respectivas. Esta identificación deberá ser incorporada en un
Registro que llevará cada concesionario, el que estará permanentemente
actualizado y a disposición de las mencionadas autoridades.
Art. 9º —
MANTENIMIENTO, CALIBRACIONES Y VERIFICACIONES DE LOS PUNTOS DE MEDICION.
Los
concesionarios deberán efectuar el mantenimiento, las calibraciones y
verificaciones de los Puntos de Medición, de acuerdo con el detalle y
periodicidad que se indica en el ANEXO I que forma parte integrante de la
presente resolución. Para la calibración de los elementos primarios y
secundarios de los Puntos de Medición PMP y PMG, se deberán utilizar patrones
de referencia homologados cada DOS (2) años, por el INSTITUTO NACIONAL DE
TECNOLOGIA INDUSTRIAL (INTI), organismo actuante en el ámbito de la SECRETARIA DE
INDUSTRIA, COMERCIO Y DE LA
PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA, dependiente del MINISTERIO DE
ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS, o por quien dicho Instituto designe mediante un
Registro de Laboratorios habilitados.
En
el caso de instalaciones nuevas, cuando el instrumental instalado posea
certificación de origen emanado por un Organismo de reconocimiento
internacional, no será necesaria otra homologación hasta que haya vencido el
período original.
Art. 10. —
TRANSMISION DE DATOS.
Los
permisionarios y concesionarios realizarán a su costo la implementación de los
sistemas de Telesupervisión (sistema SCADA) en todas
las áreas que titularicen. Dichos sistemas deberán tener la aptitud de poder
ser interrogadas sus bases de datos por parte de la SECRETARIA DE
ENERGIA y la Autoridad
de Aplicación respectiva, de modo tal que los datos de volúmenes medidos en los
Puntos de Medición puedan ser replicados en donde dichas autoridades lo
indiquen.
La
información correspondiente a la producción de petróleo y de gas deberá ser la
de sus puntos de origen, es decir los tomados a la salida de los computadores
de volumen o de flujo, respectivamente, antes de ser procesada por los
programas del sistema SCADA. Dicha información deberá responder a lo indicado
en el ANEXO III para la producción de petróleo y en el ANEXO IV para la
producción de gas, los que forman parte de la presente resolución.
Esa
información también podrá ser tomada de las bases de datos de los nodos de
interrogación que concentre aquellos valores, discriminados por Punto de
Medición y que respete sus condiciones originales.
Los
permisionarios y concesionarios deberán realizar las adecuaciones informáticas
e implementar los vínculos de comunicaciones, para que los datos
correspondientes a los Puntos de Medición, sean accesibles y transmisibles vía
Internet, mediante Protocolos TCP/IP, según lo determine la SECRETARIA DE
ENERGIA y la Autoridad
de Aplicación respectiva.
Los
permisionarios y concesionarios deberán tener actualizados los diagramas de
todas las redes de Telesupervisión, los que deberán
ser informados a la
SECRETARIA DE ENERGIA y a las Autoridades de Aplicación
respectivas, cada vez que haya alguna incorporación y/o modificación de los
nodos de interrogación, unidades remotas (RTU), repetidores de enlaces e
instalaciones conexas.
Los
permisionarios y concesionarios deberán dar cumplimiento a todos los
requerimientos antes indicados en un plazo no superior a UN (1) año a contar de
la entrada en vigencia de la presente resolución.
A
los fines de ajustar detalles técnicos para la implementación y operatividad
del sistema, los permisionarios y concesionarios deberán informar la identidad
de su respectivo personal especializado, a la DIRECCION NACIONAL
DE EXPLORACION, PRODUCCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS dependiente de la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS,
a la siguiente dirección de correo electrónico: telesupervision@minplan.gov.ar,
y a la Autoridad
de Aplicación respectiva, a la dirección que ésta indique.
Art. 11. —
MANTENIMIENTO y VERIFICACIONES DE LOS SISTEMAS DE TELESUPERVISION.
Los
permisionarios y concesionarios deberán realizar, periódicamente, el
mantenimiento y/o verificación de los sistemas de Telesupervisión,
el que deberá responder al diagrama del ANEXO II que forma parte integrante de
la presente resolución.
Los
instrumentos que se utilicen deberán estar homologados por el INSTITUTO
NACIONAL DE TECNOLOGIA INDUSTRIAL (INTI), organismo actuante en el ámbito de la SECRETARIA DE
INDUSTRIA, COMERCIO Y DE LA
PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA del MINISTERIO DE ECONOMIA Y
FINANZAS PUBLICAS, o por un laboratorio nacional especializado, que esté
acreditado por el Organismo Argentino de Acreditación (OAA), o por un
laboratorio internacional especializado que participe satisfactoriamente de las
intercomparaciones reconocidas por el Bureau International des Poids et Mesures (BIPM), o sea acreditado por un organismo
firmante de acuerdos de Reconocimiento Multilateral del International
Laboratory Accreditation Cooperation (ILAC).
Art. 12. —
AUDITORIAS.
Los
permisionarios y concesionarios auditarán a su costo, en forma anual, los
sistemas de Medición y Telesupervisión de la
producción de hidrocarburos, a fin de verificar el cumplimiento de las normas
Ve aplicación y el correcto funcionamiento de las respectivas instalaciones.
Dichas auditorías serán llevadas a cabo por las
Universidades Nacionales, en el marco de las Auditorías
Técnicas, Ambientales y de Seguridad que establece la Resolución Nº 266 de
fecha 11 de abril de 2008 del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION
PUBLICA Y SERVICIOS.
La
metodología a emplear será la siguiente:
La DIRECCION
NACIONAL DE EXPLORACION, PRODUCCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS dependiente
de la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS,
pondrá a disposición de los permisionarios y concesionarios el listado de las
Universidades Nacionales que se encuentren inscriptas y habilitadas para la
realización de las auditorías aquí referidas.
Dentro
del primer año a contar de la respectiva comunicación, los permisionarios y
concesionarios deberán auditar todos los sistemas de Medición y Telesupervisión existentes.
A
partir del segundo año se deberán auditar como mínimo, en forma anual, el
VEINTE POR CIENTO (20%) de la totalidad de dichos sistemas, mediante una
selección aleatoria que efectuará la SECRETARIA DE ENERGIA y las Autoridades de
Aplicación respectivas, en forma conjunta.
En
los PMP se auditarán los computadores de volumen, los medidores de volumen, las
unidades de rechazo, los muestreadores, los
probadores de transferencia, y toda otra instalación o instrumental asociado a
los mismos.
En
los PMG se auditarán los computadores de flujo, los medidores de flujo, los
cromatógrafos y toda otra instalación o instrumental asociado a los mismos.
En
los sistemas de Telesupervisión se auditarán los
servidores de interrogación y almacenamiento, las unidades remotas (RTU), los
enlaces de comunicaciones, los sistemas de energía y protecciones, y toda otra
instalación o instrumental asociado a los mismos.
Las
Universidades Nacionales habilitadas ejercitarán los controles materiales
indicados, y remitirán sus informes dentro de los CINCO (5) días de producidos,
a la DIRECCION
NACIONAL DE EXPLORACION, PRODUCCION Y TRANSPORTE DE
HIDROCARBUROS, a la
Autoridad de Aplicación provincial respectiva, y a la empresa
auditada.
Lo
dispuesto en el presente artículo, es sin perjuicio de las facultades de
inspección y fiscalización que competen a las respectivas Autoridades de
Aplicación provinciales, en virtud de lo dispuesto en el Título V de la Ley Nº 17.319 y en el
Artículo 6º de la Ley Nº
26.197.
Art. 13. —
REGISTRO.
Las
Universidades Nacionales que aspiren a ser auditoras de los sistemas de
Medición y Telesupervisión de la producción de
hidrocarburos, deberán inscribirse en el Registro que establece la Resolución Nº 266 de
fecha 11 de abril de 2008 del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION
PUBLICA Y SERVICIOS, el que funcionará, en la materia objeto de la presente
resolución, en el ámbito de la DIRECCION NACIONAL DE EXPLORACION, PRODUCCION Y
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS dependiente de la SECRETARIA DE
ENERGIA del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
Para
ser inscriptas como auditoras de los sistemas de Medición y Telesupervisión
de la producción de hidrocarburos, las Universidades Nacionales deberán cumplir
con los requisitos pertinentes fijados en el Anexo I de la Resolución Nº 266/08
del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
Las
respectivas solicitudes de inscripción se presentarán ante la DIRECCION NACIONAL
DE EXPLORACION, PRODUCCION Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS, la que estará a cargo
del estudio de dichas presentaciones y su posterior tramitación.
Art. 14. —
VIGENCIA.
La
presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el
BOLETIN OFICIAL DE LA
REPUBLICA ARGENTINA.
Art. 15. —
Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional
del Registro Oficial y archívese. — Daniel Cameron.
ANEXO
I
CALIBRACIONES
YVERIFICACIONES DE LOS SISTEMAS DE MEDICION DE PETROLEO
La
periodicidad máxima (medida en meses), de las verificaciones, calibraciones y
operaciones de mantenimiento de los puntos de medición, de petróleo (PMP)
deberán cumplir con lo expresado en la tabla siguiente:
(1)
Mediante toma de presión diferencial
(2)
Chimenea de quema
REFERENCIAS
MM
Medidor másico
MR
Medidor rotativo para líquidos y para consumos internos
MT
Medidor a turbina para líquidos
MD
Medidor a diafragma para consumos internos
TI
Turbinas de inserción para chimeneas
MDT
Medidores de dispersión térmica para chimeneas
Una
vez realizadas las calibraciones y verificaciones, si se comprobara algún
desvío en las mediciones, se adoptará el siguiente criterio para salvar las
diferencias:
a)
A la salida de las plantas de tratamiento o separación, cuando la diferencia de
valores entre los informados por el Productor u Operador, respecto de los de la Autoridad de Aplicación
difiere en un +/- UNO POR CIENTO (1%), se tomará el de la Autoridad de Aplicación,
hasta tanto se pueda identificar el valor verdadero y, una vez definido el
mismo, se ajustaran los débitos o créditos desde la fecha de dicho corrimiento.
b)
Si el elemento primario y el o/los elementos secundarios dejaren de funcionar,
a los fines del pago de regalías, se tomará el promedio de los TRES (3) meses
anteriores al de la fecha de producida la anomalía y será promediado con el
promedio de los TRES (3) meses posteriores al de subsanada la anomalía.
CALIBRACIONES
Y VERIFICACIONES SISTEMAS DE MEDICION DE GAS
La
periodicidad máxima (medida en meses), de las verificaciones, calibraciones y
operaciones de mantenimiento de las plantas de medición, deberán cumplir con lo
expresado en la tabla siguiente:
1)
Excepto Placa Orificio
2)
Mediante toma de presión diferencial
3)
Chimenea de quema
REFERENCIAS
COL
Cromatógrafo online
PO
Placa orificio
MU
Medidor ultrasónico
MM
Medidor másico
MR
Medidor rotativo para gases y para líquidos
MT
Medidor a turbina para gases y para líquidos
MD
Medidor a diafragma
TI
Turbinas de inserción para chimeneas
MDT
Medidores de dispersión térmica para chimeneas
Una
vez realizadas las calibraciones y verificaciones, si se comprobara algún
desvío en las mediciones, se adoptará el siguiente criterio para salvar las
diferencias.
a)
En el caso de mediciones de gas, cuando la diferencia de valores entre los
informados por el Productor u Operador, respecto de los de la Autoridad de Aplicación
difiere en un +/- UNO COMA CINCO POR CIENTO (1,5%), se tomará el de la Autoridad de Aplicación,
hasta tanto se pueda identificar el valor verdadero y, una vez definido el
mismo, se ajustaran los débitos o créditos desde la fecha de dicho corrimiento
y se ajustarán los valores de las regalías, mediante la correspondiente
Declaración Jurada Rectificativa, por el crédito o debito.
b)
Para el caso de mediciones de líquidos a la salida de tratamiento o separación,
cuando la diferencia de valores entre los informados por el Productor u
Operador, respecto de los de la
Autoridad de Aplicación difiere en un +/- UNO POR CIENTO
(1%), se tomará el de la
Autoridad de Aplicación, hasta tanto se pueda identificar el
valor verdadero y, una vez definido el mismo, se ajustarán los débitos o
créditos desde la fecha de dicho corrimiento y se ajustarán los valores de las
regalías, mediante la correspondiente Declaración Jurada Rectificativa, por el
crédito o debito.
Si
el elemento primario y el o/los elementos secundarios dejaren de funcionar, a
los fines del pago de regalías, se tomará el promedio de los (TRES) 3 meses
anteriores al de la fecha de producida la anomalía y será promediado con el
promedio de los tres meses posteriores al de subsanada la anomalía.
ANEXO
II
MANTENIMIENTO
Y AUDITORIAS SISTEMA DE TELESUPERVISION (SCADA)
Los
sistemas de Telesupervisión (SCADA) estarán sujetos a
mantenimiento y auditoría según el siguiente diagrama
como mínimo.
Las
caídas de servicio de cualquiera de los sistemas que intervengan en la
transmisión de datos, deberá ser informada en el término de VENTICUATRO HORAS
(24 hs.) mediante correo electrónico a telesupervision@minplan.gov.ar, describiendo el inconveniente
y el tiempo estimado de la solución al mismo.
ANEXO
III
ANEXO
IV