VISTO el Expediente N° EX-2021-33134922-APN-SE#MEC, las Leyes Nros.
17.319 y 24.076, el Decreto Nº 892 de fecha 13 de noviembre de 2020, y
Que mediante el Decreto Nº 892 de fecha 13 de noviembre de 2020 se
declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la
REPÚBLICA ARGENTINA la promoción de la producción del gas natural
argentino y se aprobó el “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS
NATURAL ARGENTINO –ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” (el Plan
Gas.Ar) que, como Anexo (IF-2020-78251723-APN-SE#MEC) se incorporó como
parte integrante de dicha norma.
Que a fin de propiciar el cumplimiento de los objetivos de política
energética fijados por el Decreto Nº 892/20 y las leyes aplicables en
la materia es necesario tomar en consideración las características del
mercado local, cuya demanda de gas natural se encuentra fuertemente
marcada por la estacionalidad debido a la determinante influencia del
consumo residencial, así como también las características del mercado
regional y global, al cual resulta crucial integrarse y desarrollar, a
fin de paliar la mencionada estacionalidad e incentivar la producción
constante y razonablemente estable de hidrocarburos.
Que la estacionalidad de la demanda de gas natural en el país, con
excedentes durante los meses de verano, conlleva un desafío para la
viabilidad económica de los proyectos de explotación, circunstancia que
lleva a desarrollar alternativas que permitan colocar los excedentes de
gas natural durante el periodo estival.
Que la seguridad del abastecimiento interno a los menores costos
posibles se logra con la inserción del país en el corto plazo, en
modelos de integración energética regional dinámica y activa con países
vecinos y, en el largo plazo en modelos de inserción global, que
permitan suavizar las variaciones estacionales de la demanda local y la
consecuente variabilidad de los niveles de producción local, a través
de la importación y la exportación de excedentes de gas natural.
Que, en atención a la consideración precedentemente mencionada, el
Inciso c) del Artículo 4º del Decreto Nº 892/20 dispone que “…podrán
ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones
preferenciales de exportación en condición firme por hasta un volumen
total de ONCE MILLONES DE METROS CÚBICOS (11.000.000 m³) por día, a ser
comprometidos exclusivamente durante el período no invernal”.
Que, adicionalmente, el mencionado Inciso c) dispone que “estas
condiciones podrán ser utilizadas tanto para la exportación de gas
natural por ductos como para su licuefacción en el país y posterior
exportación como GNL”.
Que, en sintonía con las disposiciones citadas, el Punto 73
(“Fundamentos”) del citado Anexo del Decreto Nº 892/20 establece que
los Productores o las Productoras Firmantes del Plan Gas.Ar dispondrán
de un derecho preferencial de exportación en condición firme.
Que las disposiciones citadas tienen incidencia directa e implican
modificaciones al régimen vigente en materia de exportaciones de gas
natural actualmente implementado mediante la Resolución Nº 417 de fecha
24 de julio de 2019 de la ex SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA del ex
MINISTERIO DE HACIENDA, y sus modificatorias.
Que en virtud de ello es imperativo implementar las normas del Plan
Gas.Ar relativas a exportaciones de gas en condición firme durante el
período invernal en forma coordinada con las que actualmente rigen en
materia de exportaciones interrumpibles para el resto del año
calendario.
Que, por lo tanto, y en cumplimiento de los dispuesto por el Decreto Nº
892/20 corresponde proceder a reglamentar las disposiciones del
mencionado Anexo.
Que, asimismo, corresponde proceder –por intermedio de la presente
norma– a complementar y, en lo pertinente, reemplazar el marco
regulatorio de exportaciones de gas natural dispuesto por la Resolución
Nº 417/19 de la ex SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA y sus
modificatorias.
Que la Dirección de Asuntos Legales de Energía del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención de su competencia.
Que la presente medida se dicta en uso de las atribuciones conferidas
por el Artículo 97 de la Ley N° 17.319, el Inciso 1 del Artículo 3° del
anexo del Decreto N° 1.738 de fecha 18 de septiembre de 1992 y por el
Apartado IX del Anexo II del Decreto N° 50 de fecha 19 de diciembre de
2019 y sus modificatorios.
ARTÍCULO 1°.- Establécese que las exportaciones de gas natural a las
que se refiere el Artículo 3° de la Ley Nº 24.076 estarán sujetas a los
términos y condiciones establecidos en el Procedimiento de Autorización
de Exportaciones de Gas Natural que como Anexo integra la presente medida.
ARTÍCULO 2°.- Derógase la Resolución N° 417 de fecha 24 julio de 2019
de la ex SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE
HACIENDA. Los permisos de exportación otorgados en el marco de la
normativa que se deroga deberán someterse al presente Procedimiento.
ARTÍCULO 3º.- Derógase la Disposición Nº 284 de fecha 29 de octubre de
2019 de la ex SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES de la ex
SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE HACIENDA.
ARTÍCULO 4º.- Derógase del Artículo 3º de la Resolución Nº 241 de fecha
29 de septiembre de 2017 de la ex SECRETARÍA DE RECURSOS
HIDROCARBURÍFEROS del ex MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA la referencia
a la posición arancelaria 2711.11.00- Gas Natural Licuado como producto
sujeto a registro bajo la norma que parcialmente se deroga por el
presente acto.
ARTÍCULO 5°.- Delégase en la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS de esta
Secretaría, a través de las áreas correspondientes, las tareas que
específicamente se encomiendan en el Procedimiento de Autorización de
Exportaciones de Gas Natural.
ARTÍCULO 6°.- La presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.
ARTÍCULO 7°.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Resolución se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 27/04/2021 N° 26822/21 v. 27/04/2021
1. DISPOSICIONES GENERALES
1.1. Las exportaciones de gas natural por ductos se ajustarán a los
principios de transparencia, no discriminación e interés público.
Asimismo, las disposiciones sobre exportación de gas natural encuentran
su fundamento en lo siguiente:
a) la estacionalidad de la demanda de gas natural en el país, con
excedentes durante los meses de verano, y el consecuente desafío para
la viabilidad económica de los proyectos de explotación, circunstancia
que lleva a desarrollar alternativas que permitan colocar los
excedentes de gas natural durante el periodo estival;
b) la imposibilidad del sistema de transporte de evacuar la totalidad
de los volúmenes inyectados hacia el mercado nacional, lo que
viabiliza, bajo esas condiciones, la exportación de volúmenes en el
período invernal.
c) la posibilidad de contar, en una cuenca determinada, con volúmenes
excedentes de oferta, lo que viabiliza, a solicitud del productor, el
otorgamiento de permisos en condición firme con destino de exportación,
siempre que dicho productor cuente con volúmenes excedentes a todos los
volúmenes comprometidos dentro del PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN
DEL GAS NATURAL ARGENTINO ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020¬2024
aprobado por el Decreto N° 892/2020 y el PLAN DE REASEGURO Y
POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL
AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE
IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS
CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028, también llamado Plan
Gas.Ar, aprobado como Anexo mediante el Artículo 1° del Decreto N°
730/22 (en adelante, el "Plan”).
1.2. Los interesados en realizar operaciones de exportación de gas
natural deberán suministrar información suficiente a la Autoridad de
Aplicación, teniendo aquélla carácter público a los efectos estipulados
en este Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural,
de tal forma que los posibles demandantes de gas natural en el mercado
interno, los interesados en realizar inversiones en transporte y
distribución, y las autoridades competentes, puedan conocer de manera
adecuada y veraz todos los aspectos relevantes de tales operaciones.
1.3. Se tendrá por recibida la solicitud para computar los plazos
establecidos en el presente Anexo, desde el momento en que el
interesado en obtener la autorización haya presentado la totalidad de
la información técnica, económica y legal establecida en este
procedimiento y, de corresponder, aquella que la Autoridad de
Aplicación requiera para el análisis de la solicitud.
A los efectos del presente procedimiento, se entiende por "Período
Estival” al período comprendido entre el 1° de octubre y el 30 de abril
(ambos inclusive) del siguiente año. Y se define como "Período
Invernal” al período comprendido entre el 1° de mayo y 30 de septiembre
(ambos inclusive).
Para las autorizaciones de exportación de volúmenes de gas natural en
condición firme, para los años calendarios 2023 a 2028 inclusive (el
"Período de Aplicación”) conforme al Plan, los cómputos de los plazos
se determinan conforme a lo dispuesto en el Punto 6 del presente Anexo.
Las exportaciones en firme descriptas en el párrafo precedente se
denominan, en adelante, las "Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar”.
1.4. Las autorizaciones de exportación serán otorgadas en la medida en
que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno de
acuerdo con lo establecido en el Artículo 6° de la Ley N° 17.319 y
modificatorias, y en el Artículo 3° de la Ley N° 24.076. A tal efecto,
la Autoridad de Aplicación realizará, en forma previa al otorgamiento
del permiso correspondiente, un análisis integral y sistémico de las
condiciones de funcionamiento del mercado interno, a efectos de
corroborar que la demanda interna sea suministrada de manera eficiente
y velar por la seguridad de su abastecimiento en cada caso. Realizado
dicho análisis, en el que se determinará el cumplimiento de los
requisitos precitados en relación con las exportaciones firmes y/o
interrumpibles, no podrán volver a revisarse, una vez otorgada su
autorización, para el caso de las autorizaciones en firme. Sin
perjuicio de ello, la Autoridad de Aplicación podrá atender
puntualmente cuestiones excepcionales (caso fortuito o fuerza mayor)
que signifiquen un impacto en el abastecimiento.
Al efecto del análisis descripto precedentemente, la Autoridad de
Aplicación podrá requerir la asistencia de otras dependencias bajo la
órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, así como
de CAMMESA, ENARSA, ENARGAS y de las Licenciatarias de Transporte de
gas natural.
2. TIPOS DE EXPORTACIONES
Las exportaciones se encuadrarán en las siguientes categorías:
2.1. Exportaciones en Firme Plan Gas.Ar: son aquellas que se otorgan
bajo condición firme, cuando las ofertas/acuerdos de compraventa de gas
natural contengan obligaciones de entrega y recepción que no sean
meramente discrecionales para las partes y que sólo pueden estar
exentas de cumplimiento en caso de fuerza mayor. Estas exportaciones se
regirán conforme lo estipulado en el Punto 6 del presente Procedimiento.
2.2. Exportaciones Interrumpibles: son aquellas que se otorgan, bajo
condición interrumpible, y se sustentan en ofertas/acuerdos de
compraventa de gas natural que no contienen obligaciones de entrega y
recepción o, de contenerlas, éstas son discrecionales para las partes.
2.3. Intercambios Operativos: son aquellas exportaciones que se otorgan
para atender necesidades operativas de respaldo, urgencias operativas u
otras similares que se presenten, y en la medida que la Autoridad de
Aplicación lo considere necesario en cada caso, bajo la condición de
que el solicitante asuma la obligación de reingresar al mercado interno
volúmenes de gas natural iguales, o cantidades equivalentes de energía
-conforme la equivalencia que establezca la Autoridad de Aplicación en
oportunidad del otorgamiento de la autorización- dentro de un plazo no
superior a DOCE (12) meses contados desde la fecha del primer envío al
exterior.
2.4. Acuerdos de Asistencia: son aquellas exportaciones que se otorgan
en el marco de tratados internacionales o en presencia de un interés
público nacional para atender situaciones críticas y/o de emergencias
en el suministro de gas natural, declaradas por la autoridad competente
de países vecinos o limítrofes, que requiera de acciones y medidas
extraordinarias e inmediatas para controlar, minimizar o mitigar la
emergencia, sin la condición de que el solicitante asuma la obligación
de reingresar al mercado interno volúmenes de gas natural iguales, o
cantidades equivalentes de energía. Estas exportaciones serán objeto de
un tratamiento particular, en cada caso, y estarán exentas del régimen
de este procedimiento.
3. PROCEDIMIENTO
3.1. Solicitud de exportación: la persona jurídica solicitante de una
autorización para exportación de gas natural, o intercambio operativo,
deberá hacerlo mediante la Plataforma Trámites a Distancia (TAD), o la
que en el futuro la reemplace, y constituir un domicilio electrónico en
el cual resultarán válidas todas las notificaciones que se le cursen.
Al momento de realizar la solicitud, el solicitante deberá tener
actualizado el informe anual de reservas (planilla 8 y 9) y de
producción (planilla 2) en la plataforma SESCO, o la que en un futuro
la reemplace.
En la solicitud el solicitante deberá especificar y/o adjuntar:
3.1.1. Resumen de la operación a realizar: 1) destino y origen del gas
natural; 2) cantidades máximas y programadas, diarias y totales; 3)
precio a percibir en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte
(PIST), y su fórmula de ajuste de corresponder y, a los efectos de su
publicación para terceros interesados, el precio mínimo, neto de costos
de transporte, gas retenido y derechos de exportación (en caso de
corresponder), a percibir por el Productor autorizado a exportar en el
referido PIST; 4) una estimación del precio del gas en el punto o
puntos de exportación de frontera; 5) plazo de la exportación, que
podrá ser anual o plurianual; 6) punto o puntos de exportación de
frontera del gas desde la República Argentina; y 7) uso del gas
natural, que podrá ser mediante: i) la identificación del uso que se le
dará al gas a exportar: Domiciliario, Industrial, Generación, o ii) la
declaración jurada del vendedor y comprador respecto del uso del gas a
exportar.
3.1.2. Información respecto a la capacidad de producción y
disponibilidad de gas del solicitante: 1) nombre y localización de cada
área desde la que se proveerá a la exportación de gas natural; y 2) en
el caso de que la suma del volumen a exportar y las ventas
comprometidas superara a las reservas existentes, se deberá presentar
un programa de producción que incluya la capacidad máxima de producción
de cada área mencionada en el punto anterior, considerando la capacidad
de las instalaciones de superficie existentes y previstas.
Los requisitos del párrafo precedente 3.1.2. no serán aplicables a las
Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar.
3.1.3. Información respecto de las ventas de gas comprometidas del
solicitante, la cual incluirá: 1) copia del contrato con toda la
documentación de venta de gas natural correspondiente a la exportación
propuesta, la que deberá contener en forma explícita las obligaciones
de entrega (Entregar o Pagar) y de recepción (Tomar o Pagar); y 2)
tabla de las ventas comprometidas por mes de gas natural, dentro de la
REPÚBLICA ARGENTINA y para exportación.
3.1.4. Información respecto del mercado externo que se propone
abastecer: en caso de que el país de destino del gas natural requiera
una autorización para la importación, se deberá declarar que la
operación bajo análisis se encuentra permitida en el país importador.
3.1.5. Representante: deberá nominarse UN (1) representante con poder
suficiente de la empresa solicitante, quien tendrá la obligación de
evacuar todas las consultas que le formulen los terceros interesados
sobre cuestiones vinculadas a detalles del contrato, el que deberá
fijar domicilio, número de teléfono y correo electrónico, a los fines
de dar cumplimiento a los requerimientos de información vinculados a la
exportación solicitada, y contar con poder suficiente al sólo efecto de
aceptar o formular ofertas de compraventa de gas natural. Estarán
exceptuados de designar representante, las exportaciones sujetas a
Intercambios Operativos.
3.2. Revisión de la solicitud. Publicación. La solicitud de
autorización será revisada en el ámbito de la SUBSECRETARÍA DE
HIDROCARBUROS de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, o
la autoridad que la reemplace en sus funciones, a fin de determinar si
aquélla se ajusta a los recaudos establecidos en este Procedimiento de
Autorización de Exportaciones de Gas Natural. De no hacerlo, se
notificará de ello al interesado y quedará suspendido su trámite, hasta
su regularización en el plazo impuesto al efecto.
A los fines de la evaluación de las solicitudes de autorización de
exportación, la Autoridad de Aplicación considerará toda la información
disponible, ya sea de carácter público, de elaboración oficial, o
provista por las partes interesadas, la que incluirá: a) oferta y
demanda local; b) capacidad de producción y transporte de las cuencas
afectadas por la solicitud de exportación en relación a los
requerimientos internos sobre esos mismos sistemas; y c) toda otra
información pertinente vinculada a contratos celebrados, con destino a
los mercados interno y externo.
Cumplidos los requisitos previstos en este Procedimiento de
Autorización de Exportaciones de Gas Natural, se procederá a publicar
por un plazo de TRES (3) días hábiles una síntesis de los aspectos
comerciales relevantes de la solicitud en la página web de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA.
3.3. Tercero interesado. Oferta irrevocable de compra de gas. Dentro de
los TRES (3) días hábiles siguientes de realizada la publicación de la
solicitud de exportación, todo potencial comprador (Tercero Interesado)
podrá efectuar al Representante una oferta irrevocable de compra de gas
natural escrita (en adelante, la "Oferta de Compra”), para lo cual
deberá informar a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS, mediante
representación debidamente acreditada, a través de la Plataforma TAD, o
la que en el futuro la reemplace.
Se entenderá por Tercero Interesado a: (i) ENARSA, en tanto
administrador de las importaciones de gas natural y GNL de la REPÚBLICA
ARGENTINA; y (ii) a los sujetos que representan a algún segmento de la
demanda final de gas (CAMMESA, Generadores, Distribuidoras,
Subdistribuidoras, Industrias y GNC).
La Oferta de Compra deberá contener el interés concreto en adquirir una
cantidad igual a la especificada en la solicitud de exportación,
respetar los demás términos y condiciones de la venta de gas natural
correspondiente a la exportación propuesta, y tener por destino el
consumo interno.
El Representante deberá responder las Ofertas de Compra, dentro de los
CINCO (5) días hábiles de recibidas, informando simultáneamente a la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS. La oposición del Representante a
brindar información sobre el proyecto, o la negativa a responder las
Ofertas de Compra dentro del plazo establecido, facultará a la
Autoridad de Aplicación a dar de baja el trámite de la solicitud de
exportación.
En caso de que se rechace la Oferta de Compra realizada, que deberá
hacerse dentro del plazo referido en el párrafo anterior, deberá
seguirse el siguiente esquema: a) el Representante de la empresa
exportadora deberá exponer los motivos de su rechazo ante la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS a través de la Plataforma TAD, o la que
en el futuro la reemplace; y b) el Tercero Interesado podrá plantear
dentro de un plazo de CINCO (5) días hábiles la controversia del
rechazo a la Autoridad de Aplicación a través de la Plataforma TAD, o
la que en el futuro la reemplace; de no hacerlo, se entenderá que
desiste de su Oferta de Compra. De existir controversia, la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS resolverá en el plazo de DIEZ (10) días
hábiles desde la fecha de presentación de la controversia del rechazo
del Tercero Interesado.
3.4. Certificado Permiso de Exportación. Evaluada la presentación y en
caso de corresponder, la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS emitirá un
Certificado de Permiso de Exportación de Gas Natural dentro de los
plazos establecidos en el Punto 6, el cual se notificará a través de la
Plataforma TAD, o la que en el futuro la reemplace, para su
presentación por el solicitante ante la Administración General de
Aduanas.
3.5. En base al análisis integral definido en el Punto 1.4 del presente
Procedimiento, la Autoridad de Aplicación establecerá, para los
volúmenes solicitados para la exportación en condición firme que sean
finalmente autorizados durante un Período Estival, la porción de dichos
volúmenes que será detraída de la Cantidad Máxima Diaria de los
contratos en el marco del Plan Gas.Ar entre CAMMESA y/o ENARSA y los
Productores autorizados a exportar (en el caso de ENARSA por el Volumen
Incremental que sea adjudicado en las futuras Rondas que se realicen en
el marco del Plan). La Autoridad de Aplicación deberá informar a los
Productores, con una anticipación no menor a treinta (30) días a la
fecha de presentación de solicitudes del Punto 6.11, qué proporción de
los volúmenes de exportaciones a autorizar en firme serán detraídos de
la Cantidad Máxima Diaria de los contratos en el marco del Plan Gas.Ar
entre CAMMESA y/o ENARSA. Dicha detracción operará de manera definitiva
durante todo el Plazo de Vigencia de la autorización de exportación.
No obstante lo establecido en el párrafo anterior, CAMMESA y/o ENARSA
podrán acordar con los Productores autorizados a exportar, la entrega
de la totalidad o de una parte de los volúmenes detraídos a los Precios
Ofertados (afectados por los factores de ajuste que correspondan), en
caso de que su demanda así lo requiera. Este acuerdo no implicará la
asunción de ningún tipo de compromiso adicional en materia de
obligaciones de entrega y recepción.
Para cada Productor Adjudicado, los volúmenes solicitados para la
exportación en condición firme que sean autorizados como Exportaciones
Firmes Plan Gas.Ar estarán limitados, en cada período estacional, por
el mínimo de entre las siguientes alternativas:
a) el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de la totalidad del compromiso de
entrega y/o curvas de producción incremental (según corresponda) del
Productor Adjudicado para todas las Rondas del Plan en la cuenca de que
se trate, tal cual lo definido en el Punto 6.4.; o
b) el TREINTA POR CIENTO (30%) de la totalidad de las Exportaciones
Firmes Plan Gas.Ar autorizadas a todos los Productores Adjudicados en
la cuenca y/o Zona de Exportación de que se trate, tal cual lo definido
en el Punto 6.4.
4. MODIFICACIONES CONTRACTUALES
4.1. Las modificaciones en las condiciones contractuales originales que
sustenten las respectivas exportaciones referidas a: (i) incremento de
cantidades comprometidas, (ii) cambio del plazo de vigencia y/o (iii)
reducción del precio de los contratos, deberán ser informadas previo a
su puesta en práctica, y conllevarán a una evaluación de aquéllas por
parte de la Autoridad de Aplicación, la que solicitará la información
que considere necesaria a ese fin y realizará su publicación a los
efectos de lo previsto en el Punto 3 de este procedimiento.
4.2. Sin perjuicio de lo manifestado precedentemente, el exportador
deberá informar mensualmente a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS, a
través de la Plataforma TAD, o la que en el futuro la reemplace, y
dentro del mes subsiguiente, en carácter de declaración jurada, los
volúmenes y precios del gas exportado. Toda reticencia a brindar esta
información, que no sea debidamente justificada, facultará a la
Autoridad de Aplicación a dar de baja el permiso extendido.
5. SUSPENSIÓN O CADUCIDAD DE LA
AUTORIZACIÓN
La Autoridad de Aplicación podrá suspender o declarar la caducidad,
según el caso, de las autorizaciones de exportación, en cualquiera de
los siguientes casos:
5.1. Para el caso de las exportaciones en calidad de interrumpibles,
por incumplimiento de una instrucción de Corte Útil impuesta por la
Autoridad de Aplicación en los términos del Punto 8.3 de este
Reglamento.
5.2. Por verificarse, en cualquier momento, el falseamiento de la
información incorporada a la solicitud de exportación, o cualquier otra
información presentada a instancia de la Autoridad de Aplicación o la
dependencia administrativa correspondiente.
5.3. Por no darse cumplimiento a los términos y condiciones de la
autorización de exportación, incluyendo, dentro de estos:
5.3.1. Al mantenimiento de reservas adecuadas a los compromisos
contractuales asumidos, excepto para las autorizaciones bajo el Punto
6.4 de este Procedimiento.
5.3.2. Al deber de informar, en los términos y condiciones del Punto 4
de este Procedimiento.
5.3.3. Al deber de facilitar las inspecciones dispuestas por la
Autoridad de Aplicación.
5.3.4. A toda otra condición especificada en la autorización de
exportación.
5.4. Por incumplir, durante el plazo de vigencia del Certificado de
Exportación Firme y/o durante el Período Invernal inmediato anterior,
con: (i) los compromisos de inyección o actividad incremental, en el
marco del Plan Gas.Ar, que den lugar a que el Productor sea excluido
del citado Plan, y (ii) los compromisos contractuales con las
Distribuidoras, CAMMESA y/o ENARSA asumidos en el marco del Plan Gas.Ar
en más de un QUINCE POR CIENTO (15%) durante SEIS (6) meses
consecutivos.
5.5. Previo a la declaración de caducidad o suspensión por cualquiera
de las razones mencionadas en los incisos anteriores, la Autoridad de
Aplicación deberá:
5.5.1. Intimar mediante la Plataforma TAD, o la que lo reemplace, al
titular de la autorización para que subsane la/s transgresión/es e
informe las acciones correctivas implementadas en el plazo de DIEZ (10)
días hábiles.
5.5.2. En base al informe que realice el titular de la autorización, la
Autoridad de Aplicación considerará la índole del incumplimiento y
deberá resolver la caducidad o suspensión de la autorización previo
informe técnico del área con incumbencia primaria, en el plazo de DIEZ
(10) días hábiles.
6. PROCEDIMIENTO DE AUTORIZACIÓN DE
EXPORTACIONES FIRMES PLAN GAS.AR
6.1. Objeto. Las Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar dentro del Período de
Aplicación, conforme al Plan, descriptas en el Punto 2.1 del presente
Procedimiento, quedarán regidas por el presente Punto 6.
6.2. Régimen prioritario. Durante el Período de Aplicación, la
Autoridad de Aplicación dará curso a trámites de exportaciones firmes
de gas natural que califiquen como Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar, de
manera prioritaria a toda otra nueva solicitud en condición firme y/o
interrumpible. Para otorgar estas últimas, la Autoridad de Aplicación
deberá previamente otorgar los permisos de Exportaciones Firmes Plan
Gas.Ar por el volumen definido en los Puntos 6.4 y 6.7 del presente
Procedimiento, según corresponda, en base a los parámetros dispuestos
en el Punto 3.5, todo ello sujeto a la evaluación que la Autoridad de
Aplicación realice en el marco del análisis integral previsto en el
Punto 1.4 del presente Procedimiento.
6.3. Beneficiarios. Serán beneficiarios los productores adjudicados
conforme la Resolución N° 391 de fecha 15 de diciembre de 2020,
Resolución N° 169 de fecha 8 de marzo de 2021, Resolución N° 1.091 de
fecha 10 de noviembre de 2021, todas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del
MINISTERIO DE ECONOMÍA, y aquellos productores que resulten
adjudicatarios en el marco de las nuevas convocatorias que la Autoridad
de Aplicación dicte a partir de la entrada en vigencia del Plan (los
"Productores Adjudicados”).
6.4. Cupos por Zona de Exportación. La Autoridad de Aplicación
definirá, en base a cada período estacional y conforme la situación
particular del sistema de transporte y del mercado de gas, los
volúmenes máximos o cupos para la exportación, por cada Zona de
Exportación, en base al análisis integral previsto en el Punto 1.4 del
presente Procedimiento.
Las Zonas de Exportación previstas para las Exportaciones Firmes Plan
Gas.Ar durante el Período de Aplicación serán las siguientes:
6.4.1. Cuenca Neuquina.
6.4.2. Cuenca Austral.
6.4.3. Cuenca Noroeste.
6.4.4. Otras Zonas: incluye puntos de exportación donde no hay una
cuenca productiva asociada (por ejemplo, Uruguayana, Cruz del Sur,
etcétera).
Para el Período Estival octubre de 2023 - abril de 2024, se determina
un cupo de NUEVE MILLONES DE METROS CÚBICOS DÍA (9 MMm3/día) en la
Cuenca Neuquina y de DOS MILLONES DE METROS CÚBICOS DÍA (2 MMm3/día) en
la Cuenca Austral, los cuales serán asignados de acuerdo con la
metodología desarrollada en este Punto 6, sujeto a las previsiones que
surjan del análisis integral previsto en el Punto 1.4 y, asimismo, a
las eventuales limitaciones que corresponda aplicar en virtud de lo
dispuesto en el Punto 3.5 del presente Procedimiento.
Estos cupos, junto con los que oportunamente se determinen para la
Cuenca Noroeste y las Otras Zonas, podrán modificarse en función de la
situación del sistema de transporte y del mercado de gas, siempre y
cuando el abastecimiento del mercado doméstico esté garantizado.
A los efectos del presente Procedimiento, se entiende por:
i. "Volumen Incremental”: la totalidad de los volúmenes que sean
adjudicados en las Rondas que se realicen en el marco del "PLAN DE
REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL
AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE
IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS
CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028 aprobado por el Decreto N°
730/22”.
ii. "Volumen Total”: es el Volumen Incremental más la totalidad de los
volúmenes adjudicados en las Rondas 1, 2 y 3, realizadas en el marco
del Decreto N° 892/20, y sus eventuales extensiones.
En caso de que en alguna de las cuencas los volúmenes de Productores
Adjudicados resulten insuficientes para completar el cupo definido, el
remanente se asignará según el criterio especificado en el Punto 6.5.4.
Para el caso de los volúmenes adjudicados en el marco de Planes de
Actividad Incremental, conforme el Punto 4.26 del Anexo del Decreto N°
730/2022, se tomará la proyección mensual de la Curva de Producción
Incremental para el año correspondiente. En caso de que el año previo
el volumen efectivamente entregado se encuentre por debajo de la Curva
de Producción Incremental, se aplicará un porcentaje de desvío sobre
dicha curva para la determinación del cupo. En el resto de los casos,
se considerarán los volúmenes correspondientes a los Compromisos de
Entrega.
Para la determinación de las definiciones de los ítems i. y ii. se
considerarán los volúmenes con compromiso de entrega y actividad Plan
Gas.Ar del año calendario de la primera fecha en que se entregan
volúmenes con destino de exportación.
6.5 Distribución de cupos. La distribución de los cupos en cada una de
las cuencas definidas en los Puntos 6.4.1, 6.4.2 y 6.4.3 se realizará
considerando las siguientes pautas:
6.5.1. Un CUARENTA Y CINCO POR CIENTO (45%) del cupo se asignará en
función de la participación del volumen del Productor Adjudicado en el
Volumen Total de la cuenca.
6.5.2. Un CINCUENTA Y CINCO POR CIENTO (55%) del cupo se asignará entre
quienes generen el mayor descuento en precio ponderado por volumen en
el Volumen Incremental en la cuenca, según corresponda. Se considera en
este caso la multiplicación de la diferencia, para cada Productor
Adjudicado, entre el precio tope de la Ronda correspondiente y el
precio ofertado, por los volúmenes correspondientes en las Rondas
sucesivas de Volumen Incremental. Para todas las Rondas se considera el
volumen en el Período Estacional de Invierno. En caso de que los
volúmenes adjudicados provengan de Rondas sin precio tope, el descuento
ponderado por volumen se calcula tomando como referencia el precio del
gasoil "NY Harbor ULSD” y el precio ofertado. Para el gasoil "NY Harbor
ULSD” se considerarán un promedio móvil de los últimos 12 meses al
momento de realizar la convocatoria.
6.5.3. Cuando en virtud del análisis de oferta y demanda de gas natural
para abastecimiento interno se determinase que una o más de las cuencas
se encuentra inhabilitada para realizar Exportaciones Firmes Plan
Gas.Ar, el DIEZ POR CIENTO (10%) del volumen total disponible para
exportar de la/s cuenca/s habilitada/s será asignado para exportaciones
a los adjudicatarios de aquella/s cuenca/s inhabilitada/s para
exportar, siempre y cuando las autoridades de aplicación tanto de la
provincia inhabilitada a exportar como de la provincia donde se
produzca el gas a exportar, presten conformidad con la correspondiente
operación de intercambio de cuenca.
Estas exportaciones se asignarán tomando en consideración el
abastecimiento interno, los mejores precios de venta al mercado externo
en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos
de exportación y lo dispuesto en el Punto 6.6.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá elevar el porcentaje referido, en hasta
un QUINCE POR CIENTO (15%) en función del volumen por el que se
solicitan exportaciones desde la/s cuenca/s inhabilitada/s y los
precios de los respectivos contratos de exportación.
Las participaciones definidas en los Puntos 6.5.1 y 6.5.2 disminuirán
proporcionalmente en el porcentaje que se asigne para exportar de la/s
cuenca/s habilitada/s para exportaciones a los adjudicatarios de
aquella/s cuenca/s inhabilitada/s para exportar.
6.5.4. Los cupos en Otras Zonas se asignarán teniendo en cuenta lo
siguiente:
a) en primer lugar, la Autoridad de Aplicación calculará la
participación de cada cuenca en el Volumen Total de todas las cuencas
en el Período Invernal del año corriente, a los efectos de repartir el
cupo entre cuencas;
b) a continuación, se asignará el cupo correspondiente a cada cuenca
entre los Productores Adjudicados en esa cuenca según los criterios
establecidos en los Puntos 6.5.1 y 6.5.2.
6.6. Sin perjuicio de lo dispuesto en los Puntos 6.4 y 6.5, en el caso
de las Exportaciones en condición Firme Plan Gas.Ar correspondientes a
los siguientes Períodos Estivales:
i. 1° de octubre de 2023 - 30 de abril de 2024 y
ii. 1 ° de octubre de 2024 - 31 de diciembre de 2024;
se asignarán los primeros CUATRO (4) MMm3/día en Cuenca Neuquina y los
primeros DOS (2) MMm3/día en Cuenca Austral a los Productores
Adjudicados que corresponda, de acuerdo con la prioridad de despacho
que surge a partir de la asignación efectuada por medio de la
Resolución N° 447 de fecha 29 de diciembre de 2020 de la SECRETARÍA DE
ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, en cada una de las cuencas que
corresponda.
6.7. Exportaciones firmes de invierno. La Secretaría de Energía
definirá, en base estacional y conforme la situación particular del
sistema de transporte y del mercado de gas, los cupos o volúmenes
máximos a exportar en el Período Invernal, dentro del Período de
Aplicación, para cada una de las zonas de exportación definidas en el
Punto 6.4. Estos cupos se viabilizan ante la ocurrencia de la
imposibilidad del sistema de transporte de evacuar la totalidad de los
volúmenes inyectados hacia el mercado nacional y/o la satisfacción de
la demanda de gas natural en el mercado interno.
Los cupos se otorgarán siempre que el Productor Adjudicado cuente con
volúmenes excedentes a todos los comprometidos dentro del Plan. En
ningún caso se permite la detracción de volúmenes de los compromisos de
inyección en el marco del Plan.
La distribución de los cupos seguirá el criterio de asignación definido
en los Puntos
6.5.1 y 6.5.2, excluyendo de este tipo de exportación la modalidad del
Intercambio de Cuenca.
6.7.1. Período Invernal 2023. Sin perjuicio de lo explicitado en el
Punto 6.7, y en ocasión de garantizar las condiciones para la
evacuación del gas natural que será inyectado en la nueva capacidad de
transporte en ejecución en el marco del Programa Transport.Ar aprobado
por la Resolución N° 67 de fecha 7 de febrero de 2022, se define un
cupo extraordinario y prioritario de TRES MILLONES DE METROS CÚBICOS
DÍA (3 MMm3/día) para la exportación en firme por cuenca Neuquina para
los meses de mayo y junio de 2023, a prorratear entre los productores
que resulten adjudicatarios en la licitación que sea convocada por la
Autoridad de Aplicación por Volumen Incremental con fecha de primera
entrega en el año 2023. La Autoridad de Aplicación podrá otorgar, a
partir del 1° de julio de 2023, permisos extraordinarios y prioritarios
de exportación interrumpible, también por un volumen de hasta TRES
MILLONES DE METROS CUBICOS DIA (3 MMm3/d) por cuenca Neuquina, en
función de la capacidad del sistema de transporte a dicha fecha.
6.8. Los adjudicatarios podrán realizar intercambios de sus cupos de
exportación, dentro de cada período estacional, sujeto a la aprobación
de la Autoridad de Aplicación. En el caso de que el intercambio se
realice entre diferentes Zonas de Exportación, la exportación podrá
realizarse con producción propia y/o de terceros, y la autorización
también se encontrará sujeta a la conformidad de las provincias en que
se produce el gas que se exporta.
6.9. Prioridad. Las solicitudes de Exportación Firme Plan Gas.Ar
tendrán, durante el Período de Aplicación, prioridad de autorización
sobre otras solicitudes de exportación interrumpióles.
6.10. Solicitudes. Los Productores Adjudicados interesados en obtener
una autorización para Exportación Firme Plan Gas.Ar deberán presentar
su solicitud de acuerdo con alguno de los siguientes tipos:
6.10.1. Nueva solicitud: en caso de no disponer de una autorización de
exportación de carácter interrumpióle previamente otorgada, los
Productores Adjudicados podrán solicitar una autorización de
Exportación Firme Plan Gas.Ar, que podrá ser anual o plurianual,
conforme con los requisitos de información y documentación establecidos
en los Puntos 1 a 5 del presente Procedimiento, con las
particularidades establecidas en el presente Punto 6; o
6.10.2. Conversión de solicitud: en caso de disponer de una
autorización de carácter interrumpible previamente otorgada,
comprendida en el Período de Aplicación, los Productores Adjudicados
podrán solicitar su conversión en carácter de Exportación Firme Plan
Gas.Ar. Esta solicitud deberá respetar las condiciones de la
autorización ya otorgada, con DOS (2) excepciones: (i) el volumen podrá
ser menor al remanente del original; y (ii) el precio deberá atenerse
al Punto 7.1. del presente Procedimiento.
Asimismo, deberá completarse -en carácter de Declaración Jurada- el
formulario que, como Subanexo, integra el presente Anexo.
En caso de conversiones basadas en ofertas/acuerdos de compraventa de
gas natural con obligaciones de entrega y recepción en firme vigentes
asumidos durante la vigencia de las Resoluciones Nros. 299 de fecha 14
de julio de 1998 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex MINISTERIO DE
ECONOMÍA Y OBRAS Y SERVICIOS PÚBLICOS y 131 de fecha 9 de febrero de
2001 de la ex SECRETARÍA DE ENERGÍA Y MINERÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA, se respetarán las condiciones de tales ofertas o contratos,
con independencia del Punto 7.1. del presente Procedimiento.
6.11. Plazo de presentación de solicitudes y otorgamiento. Las
solicitudes tendientes a obtener autorizaciones para Exportaciones
Firmes Plan Gas.Ar deberán presentarse ante la SUBSECRETARÍA DE
HIDROCARBUROS:
i. hasta el día 30 de abril del año calendario para las exportaciones
estivales.
ii. hasta el día 31 de diciembre del año calendario anterior para las
exportaciones invernales.
La Autoridad de Aplicación podrá convocar a nuevas instancias de
presentación de solicitudes, para lo cual considerará tanto las nuevas
solicitudes como aquellas realizadas en instancias anteriores que no
hubieran sido adjudicadas.
En caso de aplicar la limitación prevista en el Punto 3.5 respecto de
cualquier Productor Adjudicado, los porcentajes de cupos de exportación
remanentes serán asignados en forma proporcional a los restantes
Productores Adjudicados en la cuenca de que se trate.
7. Plazo de otorgamiento. Dentro de los CUARENTA Y CINCO (45) días
corridos del vencimiento del plazo establecido en el Punto 6.11, la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS realizará las asignaciones para las
solicitudes de exportación presentadas.
7.1 Precio Mínimo. No se procesarán solicitudes de autorización de
Exportaciones Firmes Plan Gas.Ar cuyo precio mínimo a percibir en el
PIST sea inferior al máximo entre los siguientes:
7.1.1 Precio de Referencia de la Exportación: un porcentaje de la
cotización del crudo marcador “Brent”. Para ello, se considerarán los
precios promedios correspondientes al mes anterior a la fecha de la
firma de los contratos de exportación. El porcentaje antes mencionado
será determinado por la Autoridad de Aplicación con anticipación de al
menos 30 días a las fechas establecidas en el punto 6.11 precedente. En
caso de contratos de exportación plurianuales, el precio mínimo
aplicable a la fecha de presentación del contrato será válido para toda
la vigencia del contrato.
7.1.2 Para la cuenca que corresponda, el precio promedio adjudicado en
todas las Rondas del Plan, será ajustado por el porcentaje establecido
en la definición de Precio Período Estacional de Verano,
correspondiente a un factor de ajuste de CERO COMA OCHENTA Y DOS (0,82)
para las exportaciones estivales. Para las exportaciones de invierno
será el precio promedio en todas las Rondas del Plan ajustado por el
porcentaje establecido en la definición de Precio Período Estacional de
Invierno para los volúmenes base y/o planos UNO COMA VEINTICINCO (1,25)
y la definición de Precio Período Estacional de Invierno Adicional para
los volúmenes pico y/o adicionales de invierno UNO COMA TREINTA (1,30).
Estos precios mínimos constituirán los precios comerciales razonables
conforme a lo dispuesto en el Artículo 6° de la Ley N° 17.319 y
modificatorias.
7.2. Cesión de la autorización. Reasignaciones. No está permitida la
cesión bajo modalidad alguna de la autorización a exportar en condición
firme.
8. INTERRUPCIÓN DE EXPORTACIONES
La SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS de la SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá
restringir temporariamente la vigencia de las autorizaciones de
exportación de carácter Interrumpible que estuvieran vigentes y/o que
fueren otorgadas conforme al presente Procedimiento, en la medida en
que se cumpla con el procedimiento que se describe a continuación.
8.1. Autoridad de Aplicación. La SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS será la
autoridad responsable de la implementación del presente Procedimiento y
estará facultada a implementar los Cortes Útiles sobre las
autorizaciones de exportación interrumpióles.
8.2. Corte Útil. La Autoridad de Aplicación determinará la necesidad y
alcance de la restricción a las exportaciones de carácter interrumpióle
de gas natural que sean operativamente útiles ante una falta de
abastecimiento en el mercado interno declarada por un agente de la
demanda o advertida por la propia Autoridad de Aplicación o por
cualquiera de las instituciones bajo su órbita.
8.3. Procedimiento. La orden de interrupción de exportaciones será
emitida por la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS mediante correo
electrónico dirigido a los Productores autorizados a exportar y
responderá al criterio de reducción a prorrata por zona de exportación.
En dicha indicación se consignará lo siguiente: i) una breve
descripción de los hechos que amenazan o ponen en riesgo el
abastecimiento interno; ii) el plazo por el cual se ordena la
interrupción; iii) el volumen de exportación a afectar; iv) la cuenca
afectada; y v) el nivel total o parcial de interrupción y, en el último
caso, en qué proporción.
8.4. Caducidad. El no cumplimiento de dicho requerimiento podrá derivar
en la caducidad de la Autorización de Exportación de Gas Natural de
carácter interrumpible.
SUBANEXO
SOLICITUD DE AUTORIZACIÓN PARA LA
EXPORTACIÓN DE VOLÚMENES DE GAS EN CONDICIÓN FIRME
Datos del solicitante
Razón social
CUIT
Domicilio
VOLÚMENES A SOLICITAR EN CUENCA NEUQUINA
VOLÚMENES A SOLICITAR EN CUENCA AUSTRAL
VOLÚMENES A SOLICITAR EN CUENCA NOROESTE
IF-2022-122761309-APN-SSH#MEC