MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA
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.
(Nota Infoleg: por art. 1° de la Resolución
N° 447/2017
del Ministerio de Energía y Minería B.O. 17/11/2017 se extiende la
aplicación del "Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos
de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No
Convencionales", a la producción de gas natural proveniente de
reservorios no convencionales ubicados en la Cuenca Austral)
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
(Anexo sustituido por art. 1° de la Resolución N° 419/2017 del Ministerio de Energía y Minería B.O. 02/11/2017)
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/s: 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 aquellas Concesiones Incluidas
que hubieran incumplido dichas inversiones, a los fines de su baja del
Programa. A solicitud de las empresas participantes en las respectivas
concesiones, la SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS podrá
considerar como una única Concesión Incluida a aquellas concesiones
que, durante la vigencia del Programa, cumplan con todas y cada una de
las siguientes condiciones conjuntas: (A) que sean adyacentes; (B) que
cuenten con un plan de inversión aplicable en común a dichas
concesiones; (C) que sean operadas en forma conjunta utilizando,
sustancialmente, las mismas instalaciones de superficie; y (D) que: (i)
las empresas integrantes del consorcio titular de dichas concesiones
tengan, en todas las concesiones involucradas los mismos porcentajes de
participación; y (ii) durante la vigencia del Programa, toda cesión de
un porcentaje de participación en el consorcio titular de alguna de las
concesiones integrantes de la Concesión Incluida se efectúe de manera
conjunta y simultánea con la cesión de idéntico porcentaje de
participación en todas las concesiones integrantes de dicha Concesión
Incluida.
(Definición sustituida por art. 1° de la Resolución N° 12/2018 del Ministerio de Energía y Minería B.O. 23/1/2018)
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: (i) (a) enero 2018, para las solicitudes de adhesión al Programa
presentadas hasta el 31 de enero de 2018; o (i) (b) la correspondiente
al mes en el que la empresa haya presentado la solicitud de inclusión
al Programa, para las solicitudes de adhesión al Programa presentadas
con posterioridad al 31 de enero de 2018; y (ii) el mes de inclusión de
la empresa al Programa. En el caso de inclusión de nuevas concesiones
el período a considerar será el que va desde el mes de presentación de
la solicitud de incorporación al Programa de una nueva concesión y el
de la incorporación de dicha nueva concesión como Concesión Incluida.
Todo 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.
(Apartado sustituido por art. 3° de la Resolución N° 12/2018 del Ministerio de Energía y Minería B.O. 23/1/2018)
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 excepción de lo previsto en el Punto III del presente Anexo
(COMIENZO ANTICIPADO EMPRESAS PLAN GAS II), la primera Compensación por
Producción Incluida bajo el presente Programa será: (i) para las
solicitudes de adhesión al Programa presentadas hasta el 31 de enero de
2018 la correspondiente al mes de enero de 2018; y (ii) para las
solicitudes de adhesión al Programa presentadas con posterioridad al 31
de enero de 2018, la correspondiente al mes en que la empresa haya
presentado la solicitud de inclusión al Programa.
(Último párrafo sustituido por art. 2° de la Resolución N° 12/2018 del Ministerio de Energía y Minería B.O. 23/1/2018)
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 SECRETARÍA DE RECURSOS HIDROCARBURÍFEROS emitirá una orden de pago
correspondiente al Pago Provisorio Inicial antes del último día hábil
del mes siguiente a (i) (a) la inclusión de la empresa en el Programa;
o (i) (b) febrero 2018, lo que fuera más tarde; o (ii) la incorporación
al Programa de una nueva Concesión Incluida.
(Primer párrafo sustituido por art. 4° de la Resolución N° 12/2018 del Ministerio de Energía y Minería B.O. 23/1/2018)
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.
IF-2017-03032241-APN-SSEP#MEM
e. 06/03/2017 N° 12480/17 v. 06/03/2017