Secretaría de Energía
HIDROCARBUROS
Resolución 324/2006
Establécese que las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual la información sobre las Reservas Comprobadas, No Comprobadas y Recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que deberá estar certificada por auditores externos a dichas empresas. Créase el Registro de Profesionales, Empresas y Entidades Certificadoras de Reservas y Recursos de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos, que funcionará en el ámbito de la Subsecretaría de Combustibles.
Bs. As., 16/3/2006
VISTO el Expediente Nº S01:0048614/2006, del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, y
CONSIDERANDO:
Que mediante la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, se reglamentó la presentación por parte de los permisionarios de exploración y concesionarios de explotación de hidrocarburos de las reservas de petróleo crudo y gas existentes en los yacimientos que operan por sí o por terceros.
Que la correcta y oportuna información de los datos relativos a las reservas y recursos de los hidrocarburos existentes en el país, constituyen un elemento básico y primordial para el cumplimiento de las funciones de contralor y fiscalización a cargo de la SECRETARIA DE ENERGIA, facilitando las evaluaciones y estudios necesarios a fin de verificar la explotación eficaz y racional de los yacimientos.
Que la referida información resulta también de fundamental importancia para las provincias en cuyos territorios se encuentran tales reservas y recursos, en función de lo establecido en el Artículo 124 de la CONSTITUCION NACIONAL.
Que la experiencia recogida desde el dictado de la citada resolución, aconseja incorporar en las respectivas declaraciones, a las Reservas Posibles y a los Recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, a efectos de contar con la información integral de todos los datos disponibles en la materia, con miras a que dicha riqueza potencial pueda ser clasificada en un futuro tanto por el actual permisionario o concesionario, como por quienes eventualmente lo sucedan en el futuro.
Que asimismo, corresponde revisar las definiciones y términos contenidos en el Anexo I de la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, con la finalidad de incorporar los nuevos conceptos existentes en materia de reservas hidrocarburíferas aceptados internacionalmente.
Que en atención a las diferencias observadas entre las reservas declaradas directamente por las compañías del sector y las certificadas por auditores externos, se estima procedente incorporar a esta última modalidad de información con carácter permanente, reduciendo su periodicidad de DOS (2) años a UN (1) año.
Que a tales efectos, se hace necesario crear un registro de profesionales, entidades y empresas auditoras externas, de las reservas y recursos de los hidrocarburos existentes en las distintas áreas del país.
Que las facultades de inspección y fiscalización que detenta la SECRETARIA DE ENERGIA en su carácter de Autoridad de Aplicación de la Ley Nº 17.319, la habilitan a efectuar por sí o a través de entidades idóneas, la certificación de las reservas y recursos correspondientes.
Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE ECONOMIA Y PRODUCCION ha tomado la intervención que le compete, de conformidad con lo establecido en el Artículo 9º del Decreto Nº 1142 del 26 de noviembre de 2003.
Que el presente acto se dicta en uso de las facultades emergentes de lo dispuesto en los Artículos 70, 75, 78 y 97 de la Ley Nº 17.319.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º — Las empresas permisionarias de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, la información correspondiente a las RESERVAS COMPROBADAS, NO COMPROBADAS y RECURSOS de hidrocarburos líquidos y gaseosos correspondientes a las áreas de las cuales sean titulares, la que deberá estar certificada por auditores externos a dichas empresas.
Las presentaciones se efectuarán, conforme con lo establecido en la Resolución Nº 319 del 18 de octubre de 1993 de la SECRETARIA DE ENERGIA dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS, en las planillas 8 y 9 con las modificaciones obrantes en el Anexo II de la presente resolución, acompañando a esa presentación el Informe suscripto por el profesional, empresa o entidad certificadora, el que incluirá las metodologías de cálculo empleadas.
Art. 2º — Apruébase la clasificación, definiciones, metodologías de cálculo y demás requisitos que deberán observarse con motivo de la presentación de las reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos a que se refiere el artículo anterior, que se adjuntan como Anexo I-A de la presente resolución.
Art. 3º — Créase el REGISTRO DE PROFESIONALES, EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICADORAS DE RESERVAS Y RECURSOS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS, el que funcionará en el ámbito de la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo I-B de la presente resolución.
Art. 4º — Facúltase a la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES de la SECRETARIA DE ENERGIA, a dictar las normas complementarias y aclaratorias que resultaran necesarias para el efectivo cumplimiento de la presente resolución, como asimismo para incorporar los cambios que se registren en las tecnologías, definiciones y demás criterios propios correspondientes a la evaluación de las reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Art. 5º — Derógase la Resolución Nº 482 del 2 de octubre de 1998 de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMIA Y OBRAS Y SERVICIOS PUBLICOS.
Art. 6º — La presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 7º — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Daniel Cameron.
ANEXO I-A
(Anexo sustituido por art. 2° de la Resolución N° 69/2016 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos B.O. 9/11/2016. Vigencia: a partir de su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina).
I) GLOSARIO.
Regirán en lo pertinente las siguientes definiciones:
CONDICIONES DE SUPERFICIE O NORMALES PARA LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y
GASEOSOS: Presión igual a UNA (1) atmósfera y temperatura igual a
QUINCE GRADOS CELSIUS (15 °C).
PETRÓLEO: Hidrocarburos líquidos tanto en condiciones de yacimiento como en condiciones de superficie.
CONDENSADO: Es la mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural
extraído de los yacimientos, que se encuentra en el estado líquido o
vaporizado, y que son separados a través de operaciones primarias.
En condiciones normales de presión y temperatura se presentan en estado
líquido. Tienen una densidad relativa de más de SETECIENTAS DIEZ
MILÉSIMAS (0,710) y menor de OCHOCIENTAS MILÉSIMAS (0,800), equivalente
a SESENTA Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI) y CUARENTA Y CINCO GRADOS API (45
ºAPI) respectivamente; una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE
GRADOS CELSIUS CON OCHO DÉCIMAS (37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES
KILOPASCALES CON CUARENTA Y DOS CENTÉSIMAS (103,42 kPa), o QUINCE
LIBRAS POR PULGADA CUADRADA RELATIVA (15 psig), y un punto final de
destilación mayor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200 ºC) y menor de
CUATROCIENTOS GRADOS CELSIUS (400 ºC).
GASOLINA: Mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural extraído
de los yacimientos, separados al estado líquido por medio de
operaciones de enfriamiento mecánico o por procesos industriales
propios de las plantas de acondicionamiento del gas natural y/o
extracción de gas licuado. Se encuentra en estado líquido en
condiciones normales de presión y temperatura, el que estabilizado debe
tener una presión de Vapor Reid, a TREINTA Y SIETE GRADOS CELSIUS CON
OCHO DÉCIMAS (37,8 ºC), no mayor de CIENTO TRES KILOPASCALES CON
CUARENTA Y DOS CENTÉSIMAS (103,42 kPa), o QUINCE LIBRAS POR PULGADA
CUADRADA RELATIVA (15 psig).
Tienen una densidad relativa mayor de SEISCIENTAS MILÉSIMAS (0,600) y
menor de SETECIENTOS DIEZ MILÉSIMAS (0,710) equivalentes a CIENTO
CUATRO GRADOS API (104 ºAPI) y SESENTA Y OCHO GRADOS API (68 ºAPI),
respectivamente, y un punto final de destilación mayor de CIEN GRADOS
CELSIUS (100 ºC) y menor de DOSCIENTOS GRADOS CELSIUS (200 ºC).
GAS: Hidrocarburos livianos que en condiciones de yacimiento pueden ser
líquidos o gaseosos y en condiciones de superficie siempre son
gaseosos. Se pueden diferenciar en: gas en solución, gas asociado y gas
no asociado.
GAS EN SOLUCIÓN: Gas disuelto en el petróleo en condiciones de
yacimiento y que se separa en condiciones de superficie pasando al
estado gaseoso.
GAS ASOCIADO: En yacimiento y en superficie se mantiene como gas pero
en yacimiento ocupa las partes altas de las estructuras de las trampas
coexistiendo con el petróleo.
GAS NO ASOCIADO: El estado es gaseoso en yacimientos y superficie, constituyendo acumulaciones exclusivamente gasíferas.
II) DEFINICIONES Y CLASIFICACIÓN DE RESERVAS Y RECURSOS.
Las definiciones que se detallan a continuación son el resultado de la
unificación de criterios aprobados por la SPE (Society of Petroleum
Engineers) y el WPC (World Petroleum Council), y a partir de febrero de
2000 se agrega la definición de Recursos, de acuerdo con la AAPG
(American Association of Petroleum Geologists) y las entidades
mencionadas anteriormente, y que han sido aceptadas internacionalmente.
1. RECURSOS.
RECURSOS son todas las cantidades de hidrocarburos, tanto
convencionales como no convencionales, recuperables y no recuperables,
descubiertos o no descubiertos.
RECURSOS CONVENCIONALES: Son acumulaciones discretas de hidrocarburos
relacionadas con trampas: estructurales, estratigráficas,
hidrodinámicas y/o combinaciones de las anteriores.
RECURSOS NO CONVENCIONALES: Son aquellos hidrocarburos que, por las
características de la roca que los contiene, para ser recuperados
requieren de tecnologías no convencionales. Se consideran en esta
categoría, a los hidrocarburos ubicados en rocas de esquisto o pizarra
(shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas,
tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en
general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.
2. RESERVAS.
Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos
(petróleo crudo, condensado o gasolina natural, gas natural, líquidos
provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa
podrán ser comercialmente recuperados por la aplicación de proyectos de
desarrollo en un tiempo definido, de reservorios conocidos, bajo las
condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción
imperantes a la fecha de esa estimación. Las reservas deben estar
descubiertas, ser recuperables, comerciales, y remanentes (para una
fecha determinada) sustentadas por el/los proyecto/s de desarrollo
aplicados.
Si bien el plazo para el inicio del desarrollo puede variar según las
circunstancias específicas y el alcance del proyecto, se considera
CINCO (5) años como un tiempo razonable para su comienzo. Se puede
considerar un plazo de tiempo más largo, siempre que la justificación
para su clasificación como Reservas se encuentre suficientemente
documentada.
En relación a las prácticas de producción, sólo serán considerados en
las definiciones y posterior clasificación, aquellos hidrocarburos
líquidos o gaseosos normalmente producidos a través de pozos y con
viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000) centipoises en las
condiciones de presión y temperatura originales del yacimiento.
Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de
incertidumbre, que depende principalmente de la cantidad de datos
confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de efectuar
la estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO COMPROBADAS.
Las reservas NO COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que
las RESERVAS COMPROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS
PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando progresivamente incrementos en
el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o
gaseosos mantenidos en inventarios, y si fuera necesario pueden
reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes
financieros.
Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o
por la aplicación de métodos de recuperación mejorada. Los métodos de
recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que suministran
energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales
en el reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de
tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo de gas, inyección
de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de
desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación
mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la
tecnología de la industria del petróleo evolucione.
3. RESERVAS COMPROBADAS.
Las RESERVAS COMPROBADAS o PROBADAS son aquellas reservas de
hidrocarburos que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de
ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de
ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de
una fecha dada.
La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
El método de estimación es llamado determinístico si se obtiene un solo
valor de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y
datos económicos.
Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado
de confiabilidad que tienen los volúmenes a ser recuperados si se usa
el método determinístico.
Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, donde el
conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son
usados para generar un rango de estimaciones de reservas y sus
probabilidades asociadas, debe haber por lo menos un NOVENTA POR CIENTO
(90%) de probabilidades de que las cantidades a ser recuperadas
igualarán o excederán la estimación.
En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la
productividad comercial del reservorio se apoya en ensayos de
producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término
"comprobadas" se refiere a las cantidades reales de reservas de
hidrocarburos y no sólo a la productividad del pozo o del reservorio.
En ciertos casos, el número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS
puede asignarse sobre la base de estudios de pozos y/o análisis que
indican que el reservorio es análogo a otros reservorios en la misma
área que están produciendo, o han probado la posibilidad de producir,
en las pruebas de formación.
Las reservas pueden ser clasificadas como comprobadas si los medios
para procesar y transportar las reservas para ser comercializadas están
en operación a la fecha de evaluación, o si existe una razonable
expectativa que dichos medios serán instalados en un futuro inmediato.
El establecimiento de condiciones económicas actuales debe incluir
precios históricos del petróleo y los costos asociados, y pueden
involucrar un promedio para determinado período que debe ser
consistente con el propósito del estimado de reservas, obligaciones
contractuales, procedimientos corporativos y regulaciones existentes a
la fecha de certificación de las reservas.
Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y NO DESARROLLADAS.
4. RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS.
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la fecha de su evaluación de:
a) Pozos perforados.
b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento.
c) Métodos de recuperación mejorada, siempre que el correspondiente
proyecto de recuperación mejorada esté instalado y en operación.
5. RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS.
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante:
a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas y que incrementen la recuperación.
b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados.
c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes costos o inversiones.
d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes.
e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado
de certeza, o que esté operando favorablemente en un área cercana con
similares propiedades petrofísicas y de fluidos, que proporcionen
soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto y es
razonablemente cierto que el mismo será ejecutado.
6. RESERVAS NO COMPROBADAS.
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y
de ingeniería disponibles, similares a los usados en la estimación de
las reservas comprobadas, pero las mayores incertidumbres técnicas,
contractuales, económicas o de regulación, hacen que estas reservas no
sean clasificadas como comprobadas.
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones
económicas futuras diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento
de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras en las
condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser
expresado asignando cantidades apropiadas de reservas a las categorías
"PROBABLES" y "POSIBLES".
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES.
En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO
COMPROBADAS no deberían ser sumadas directamente a las RESERVAS
COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es sólo
aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente
descontada para los diferentes niveles de incertidumbre.
7. RESERVAS PROBABLES.
Las RESERVAS PROBABLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre
la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, sugieren
que son menos ciertas que las RESERVAS COMPROBADAS, y que es más
probable que sean producidas a que no lo sean.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos
probabilísticos, el término "probable" implica que debe haber por lo
menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación
final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las
RESERVAS PROBABLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas
dentro del rango de probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al
NOVENTA POR CIENTO (90%). 8. RESERVAS POSIBLES.
Las RESERVAS POSIBLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del
análisis de los datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos
factibles de ser comercialmente recuperables que las RESERVAS PROBABLES.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos
probabilísticos, el término "posible" implica que debe haber por lo
menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad que la recuperación
final igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las
RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS POSIBLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas
dentro del rango de probabilidades del DIEZ POR CIENTO (10%) al
CINCUENTA POR CIENTO (50%).
9. RECURSOS CONTINGENTES.
RECURSOS CONTINGENTES: son todas las cantidades estimadas de
hidrocarburos descubiertos líquidos o gaseosos o de ambos, contenidos
naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y
utilizados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el momento
de la evaluación y para los que no exista, en ese momento, viabilidad
económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los
hidrocarburos considerados no recuperables por ser su producción
antieconómica o por falta de mercado, son RECURSOS CONTINGENTES.
En el futuro, este tipo de RECURSOS pueden volverse reservas si las
circunstancias económicas y/ o comerciales cambian, o son adquiridos
datos adicionales que permitan evaluar claramente su comercialidad.
10. OBSERVACIONES.
La intención de la SPE, el WPC y la AAPG en contar con una
clasificación suplementaria a la de RESERVAS COMPROBADAS, es la de
facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que
utilizan dichos términos.
Las definiciones y términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en
el futuro, de acuerdo con los nuevos conceptos y circunstancias
imperantes, y que sean reconocidos internacionalmente por las entidades
mencionadas en el párrafo anterior.
La Autoridad de Aplicación podrá considerar las presentaciones de
empresas que hayan certificado sus RESERVAS y RECURSOS CONTINGENTES por
un auditor externo en cumplimiento de exigencias de un organismo
internacional, siempre y cuando las mismas cumplan con las definiciones
y criterios establecidos en la presente resolución.
III) METODOLOGÍAS DE CÁLCULO.
1. La información sobre RESERVAS y RECURSOS CONTINGENTES debe ser
estimada a partir de métodos geológicos y de ingeniería que sean
técnica y científicamente aceptables. Al realizar esta tarea, el
auditor deberá determinar el o los métodos que correspondan, teniendo
en cuenta:
a) La suficiencia y confiabilidad de los datos.
b) La etapa de desarrollo del yacimiento.
c) La tendencia histórica de la producción, si existe.
d) La experiencia existente con respecto al área en cuestión u otras áreas vecinas o de características semejantes.
2. Las empresas deberán incluir además de los resultados obtenidos por
el auditor, las premisas que se tomaron en cuenta en su elaboración, la
metodología empleada en el cálculo de las reservas y recursos
contingentes de hidrocarburos como mejor estimación de los mismos y las
fuentes de dónde se adquirieron los datos utilizados. A tal fin, la
Autoridad de Aplicación acepta el empleo de una o varias metodologías
reconocidas internacionalmente y que se detallan a continuación:
a) Cálculo Volumétrico.
b) Balance de Materiales.
c) Análisis de las Curvas de Declinación.
d) Simulación Numérica de Reservorios.
e) Probabilístico.
Resulta importante dejar aclarado que no obstante lo expresado, los
certificadores podrán adoptar otras metodologías que pudieran adaptarse
mejor, técnica y económicamente, a las características de cada
yacimiento o reservorio de que se trate, para lo cual deberá contar con
el consentimiento escrito de la Autoridad de Aplicación.
En estimaciones de reservas a través del uso de simulación numérica,
las mismas deben estar perfectamente sustentadas, mediante el ajuste
histórico de producciones y de presiones.
3. El término "mejor estimación" se usa como una expresión genérica
para la evaluación que se considera más certera del volumen de
hidrocarburos que será recuperado del yacimiento entre la fecha de la
estimación y hasta el fin de la concesión y de la vida útil del
yacimiento.
4. Las reservas y los recursos contingentes de gas certificados
comprenderán al gas no asociado y al gas asociado, incluyendo el
disuelto en el petróleo y deberán ser disminuidos por los volúmenes de
condensados o gasolinas naturales a recuperar mediante instalaciones
convencionales de separación en el yacimiento, como también los
volúmenes de condensados, gases licuados del petróleo (GLP) y los gases
naturales licuados (GNL) extraídos mediante plantas de procesamiento.
5. Los volúmenes estimados de condensados o gasolinas naturales
recuperables, tanto en condiciones de yacimiento como en condiciones de
superficie mediante tratamientos realizados al gas, siempre que las
plantas separadoras se encuentren dentro del permiso o concesión
correspondiente, deberán ser sumados a las reservas comprobadas de
petróleo.
ANEXO I-B
REGISTRO DE PROFESIONALES, EMPRESAS Y ENTIDADES CERTIFICADORAS DE RESERVAS Y RECURSOS DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y GASEOSOS.
1. Los profesionales, empresas o entidades que aspiren a ser certificadores de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, deberán inscribirse en el Registro que habilitará al efecto la SUBSECRETARIA DE COMBUSTIBLES. Dicha inscripción será gratuita y podrá efectuarse en cualquier momento del año.
2. La Autoridad de Aplicación no aceptará como válidas ni representativas las cifras de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos que no se hallaren certificadas por auditores externos a las empresas permisionarias y concesionarias, debidamente inscriptos en el presente registro.
3. Para ser habilitados como certificadores externos, los interesados deberán dar cumplimiento a los siguientes requerimientos:
Para el auditor independiente:
a) Acreditar experiencia y trayectoria en estudios y/o trabajos de geología de explotación y/o ingeniería de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia, haciendo mención de los trabajos efectuados y/o publicados.
b) El interesado deberá adjuntar con su solicitud, currículum vitae, fotocopia certificada del o de los títulos habilitantes, de su documento de identidad y su número de CUIT/CUIL.
c) Constituir domicilio en la CIUDAD AUTONOMA DE BUENOS AIRES.
Para las empresas o entidades auditoras:
a) Acreditar solvencia técnica en trabajos de auditoría o certificación de reservas de hidrocarburos, haciendo mención de los trabajos efectuados, tanto de carácter nacional como internacional.
b) Acreditar experiencia y trayectoria de su personal profesional en tareas de geología de explotación y/o ingeniería de reservorios, con un mínimo de DIEZ (10) años en la materia, adjuntando los currículum vitae respectivos.
c) Acreditar amplios conocimientos de las características geológicas y de reservorios de las cuencas sedimentarias existentes en el país.
d) Junto con su presentación las empresas o entidades adjuntarán copia certificada del estatuto constitutivo de la entidad y de las inscripciones de ley, y de los instrumentos que acrediten la representación de quien suscribe la solicitud.
e) Las empresas o entidades auditoras podrán ser de origen nacional o extranjero.
4. La Autoridad de Aplicación comunicará mediante nota a los postulantes, si su pedido de inscripción ha sido aceptado o no, sobre la base del análisis de la documentación que los mismos hayan presentado a fin de acreditar su idoneidad y responsabilidad.
5. Sin perjuicio de lo establecido en el Anexo I-A, Apartado III, punto 6, para la certificación de las reservas y de los recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos existentes en los yacimientos de los cuales son titulares, los permisionarios y concesionarios deberán contratar a alguno de los auditores independientes, empresas o entidades que se encuentren inscriptas en el Registro a que se refiere el presente Anexo I-B.
6. Los Informes de reservas y recursos de hidrocarburos líquidos y gaseosos presentados por las empresas permisionarias y concesionarias de la Ley Nº 17.319, tienen carácter de declaración jurada tanto para dichas empresas como para los auditores externos que las certifiquen.
Si a criterio de la Autoridad de Aplicación se constataran anomalías, irregularidades o cualquier otro tipo de inconsistencias en las certificaciones de reservas y recursos efectuadas, dicha Autoridad podrá reclamar al auditor o al permisionario o concesionario en su caso, las explicaciones que estimara pertinentes.
Si dichas anormalidades no pudieran ser salvadas de modo fehaciente a criterio de la Autoridad de Aplicación, la misma podrá rechazar la certificación efectuada comunicando al permisionario o concesionario el procedimiento que habrá de seguirse, sin perjuicio de las sanciones que a estos últimos pudiera corresponder por responsabilidades propias, de acuerdo con lo estipulado en los Artículos 80, 87 y 88 de la Ley Nº 17.319. En este caso la SECRETARIA DE ENERGIA podrá decidir efectuar una nueva certificación por sí o a través de las Universidades Nacionales con carreras en Ingeniería de Petróleos o afines
7. Las irregularidades en que incurriera el auditor
externo con motivo
de la certificación de reservas y recursos contingentes que hubiere
efectuado, facultará a la Autoridad de Aplicación a aplicar las
siguientes sanciones:
a) Apercibimiento: Cuando se incurriera en una transgresión leve. Se
entienden tales las que obedecieren a negligencia o imprudencia, sea
por acción u omisión y no estuvieren comprendidas en los apartados b) y
c).
b) Suspensión del Registro: Cuando: 1) por tercera vez se reiteraran
transgresiones reprimibles con apercibimiento; 2) se incurriera en
incumplimientos graves.
La suspensión será por el plazo de UN (1) año y podrá extenderse hasta
DOS (2) años, debiendo la autoridad hacer mérito en la adecuación de la
pena y de los antecedentes del infractor.
c) Baja del Registro: A los que se hicieran pasibles de una suspensión
mayor de un año y registraran una anterior de igual condición.
(Punto 7 sustituido por art. 3° de la
Resolución
N° 69/2016 de la Secretaría de
Recursos Hidrocarburíferos B.O. 9/11/2016. Vigencia: a partir de su
publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina).
ANEXO I-C
(Anexo sustituido por art. 4° de la Resolución N° 69/2016 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos B.O. 9/11/2016. Vigencia: a partir de su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina).
NORMAS COMPLEMENTARIAS.
1. En su presentación anual, a efectuarse hasta el 31 de marzo del año
siguiente al que se certifica, los permisionarios y concesionarios
deberán incluir las RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES y los
RECURSOS de petróleo crudo y gas natural, según corresponda, tanto
hasta el final del período de cada concesión, como hasta el final de la
vida útil de cada yacimiento.
2. Las presentaciones deberán incluir las evaluaciones económicas que
respaldan a las cifras de las RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES Y
POSIBLES que se certifiquen, figurando en tablas las siguientes
estimaciones: producción de hidrocarburos; ingresos; inversiones y
costos asociados tales como los operativos, por transporte, regalías y
retenciones si los hubiera, antes de impuestos; los correspondientes
flujos de cajas anuales y acumulados. Deberá indicarse además, el
precio del hidrocarburo cuya reserva se estima, que ha sido considerado
en los cálculos respectivos.
3. Las certificaciones siempre estarán referidas al total del área a
evaluar, no importando los porcentajes de participación de las
distintas compañías que puedan ser titulares de un permiso o concesión,
en cuyo caso dichas certificaciones deberán estar firmadas por todos
los titulares del permiso o concesión correspondiente.
De tratarse de UNIONES TRANSITORIAS DE EMPRESAS (UTE), las
presentaciones podrán estar firmadas por el Representante Legal de
dicha UTE, acompañando el contrato respectivo, en caso de que no se lo
hubiera hecho con anterioridad.
4. En todos los casos, incluyendo el supuesto previsto en el punto 6
del presente, los permisionarios y concesionarios estarán a cargo de
los costos que demande la certificación por auditores externos, de las
reservas y recursos existentes en las áreas de las cuales sean
titulares. No podrán contratar al mismo auditor externo para realizar
la certificación de reservas y recursos durante DOS (2) años
consecutivos ni podrán contratar al mismo auditor externo en más de DOS
(2) ocasiones en un periodo de CINCO (5) años consecutivos.
5. La presentación deberá efectuarse en el formato de las planillas
números 8 y 9 de la Resolución Nº 319 del 21 de octubre de 1993 de la
SECRETARIA DE ENERGIA, con las modificaciones que constan en el Anexo
II de la presente resolución, debiéndose acompañar el Informe elaborado
por el auditor externo firmado en todas sus hojas, y en soporte
digital, donde conste la o las metodologías empleadas para los cálculos
y la evaluación económica de cada categoría de reservas y recursos
(exceptuando para estos últimos la evaluación económica).
6. La Autoridad de Aplicación podrá por sí o a través de terceros,
efectuar certificaciones de reservas y recursos de cualquier área bajo
permiso o concesión cuando lo considere de su interés, notificando
antes del 31 de octubre de cada año al titular del área respectiva.
Dicha declaración de interés por parte de la Autoridad de Aplicación
deberá encontrarse debidamente fundada.
7. Cuando la diferencia entre lo estimado de cualquier clasificación de
reservas y/o recursos contingentes exceda o disminuya el DIEZ POR
CIENTO (10 %) respecto a las evaluaciones del año anterior, el auditor
deberá justificar ante el órgano de control, fundadamente dichas
diferencias. Para ello, el permisionario o concesionario debe entregar
al auditor la certificación de reservas y recursos contingentes del año
anterior, y posibilitar la comparación de los valores; verificar las
existencias y cumplir con aquello a que se encuentra obligado.
ANEXO II
(Planillas Nros. 8, 8 bis, 9 y 9 bis sustituidas por art. 5° de la Resolución N° 69/2016 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos B.O. 9/11/2016. Vigencia: a partir de su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina).
Planillas 8, 8 bis, 9 y 9 bis,
referidas al total de cada área
incluyendo el total de las reservas y recursos contingentes
(convencionales y no convencionales).