HIDROCARBUROS
Decreto 484/2022
DCTO-2022-484-APN-PTE - Decreto N° 277/2022. Reglamentación.
Ciudad de Buenos Aires, 12/08/2022
VISTO el Expediente N° EX-2022-70016680-APN-SE#MEC, las Leyes Nros.
17.319, 24.076 y 26.741, los Decretos Nros. 892 del 13 de noviembre de
2020, 76 del 11 de febrero de 2022, 277 del 27 de mayo de 2022 y sus
respectivas normas modificatorias y complementarias, y
CONSIDERANDO:
Que mediante los artículos 2° y 3° de la Ley N° 17.319 se estableció
que el PODER EJECUTIVO NACIONAL fijará la política nacional con
respecto a las actividades relativas a la explotación,
industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos,
las cuales estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o
mixtas, todo ello de conformidad con lo determinado en la mencionada
norma y en las reglamentaciones que al respecto dicte el PODER
EJECUTIVO NACIONAL, teniendo como objetivo principal satisfacer las
necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus
yacimientos y manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.
Que el desarrollo del sector hidrocarburífero argentino resulta de
crucial importancia para el desarrollo macroeconómico del país,
estableciendo las bases de un crecimiento sostenible e inclusivo, de
carácter federal, que garantice una expansión secular del empleo, la
producción y las exportaciones.
Que resulta de interés general asegurar el abastecimiento del mercado
interno de gas natural y de petróleo crudo, de acuerdo con lo
establecido en las Leyes Nros. 17.319 y sus modificaciones y 24.076 y
sus modificaciones.
Que la REPÚBLICA ARGENTINA presenta un déficit recurrente en la balanza
comercial energética, donde las importaciones de gas y de gasoil
explican mayormente la canasta importadora de nuestro sector
energético, por lo que es necesario ocuparse activamente de esta
problemática.
Que en el artículo 3° de la Ley N° 26.741 se establecieron como
principios de la política hidrocarburífera de la REPÚBLICA ARGENTINA:
(i) la promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como
factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos
sectores económicos y de las provincias y regiones; (ii) la conversión
de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su
explotación y la restitución de reservas; (iii) la integración del
capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas
estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos
convencionales y no convencionales; (iv) la maximización de las
inversiones y de los recursos empleados para el logro del
autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo;
(v) la incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que
contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y
explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico
en el país con ese objeto; (vi) la promoción de la industrialización y
la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado; (vii)
la protección de los intereses de los consumidores y las consumidoras
relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados
de hidrocarburos y (viii) la obtención de saldos de hidrocarburos
exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando
la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su
explotación, para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
Que el Decreto N° 277/22 se dictó para atender a la necesidad de
desarrollar activa y aceleradamente las capacidades productivas del
sector hidrocarburífero y minimizar el impacto del contexto
internacional sobre los precios de los hidrocarburos y, con ello, sobre
la balanza comercial y las finanzas públicas de la REPÚBLICA ARGENTINA.
Que mediante el citado decreto se crearon el “Régimen de Acceso a
Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) y el
“Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas
Natural” (RADPIGN), que establecen un marco normativo apropiado para
que las productoras de hidrocarburos cuenten con las reglas de acceso a
divisas necesarias para impulsar la inversión del sector, para
posibilitar luego la industrialización del gas natural, del petróleo
crudo y de sus derivados.
Que, asimismo, a través del mencionado Decreto N° 277/22 se establece
un “Régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de
Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera
(RPEPNIH)”, con la finalidad de promover e incrementar el valor
agregado regional y nacional en la cadena de valor de la actividad
hidrocarburífera.
Que resulta necesario reglamentar el marco normativo establecido por el citado decreto por la presente medida.
Que el servicio jurídico permanente del MINISTERIO DE ECONOMÍA ha tomado la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en uso de las atribuciones conferidas
por el artículo 99, incisos 1 y 2 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.
Por ello,
EL PRESIDENTE DE LA NACIÓN ARGENTINA
DECRETA:
ARTÍCULO 1°.- Establécese que serán considerados beneficiarios del
“Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de
Petróleo” (RADPIP) y del “Régimen de Acceso a Divisas para la
Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN) creados por los
Títulos I y II del Decreto N° 277/22, los sujetos inscriptos en el
Registro de Empresas Petroleras –Sección Productoras- regulado mediante
la Disposición N° 337 del 9 de diciembre de 2019 de la ex-SUBSECRETARÍA
DE HIDROCARBUROS Y COMBUSTIBLES de la entonces SECRETARÍA DE GOBIERNO
DE ENERGÍA del entonces MINISTERIO DE HACIENDA, que sean titulares de
concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el ESTADO
NACIONAL, las Provincias o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según
corresponda; previo cumplimiento de los requisitos exigidos en este
decreto y sus normas complementarias.
Las beneficiarias y los beneficiarios podrán, a los fines de propiciar
las inversiones necesarias para incrementar la producción de las áreas
hidrocarburíferas bajo su titularidad, presentarse conjuntamente con
otras personas jurídicas, las que serán consideradas como terceros
asociados siempre y cuando cumplan los recaudos exigidos en este
decreto y sus normas complementarias y acrediten fehacientemente un
vínculo contractual con la beneficiaria o el beneficiario de al menos
DOCE (12) meses, con una inversión mínima efectivizada de DÓLARES
ESTADOUNIDENSES CINCUENTA MILLONES (USD 50.000.000), en los términos
que establezca la Autoridad de Aplicación.
Los terceros asociados accederán al beneficio de los regímenes
referidos en el porcentaje de la producción incremental denunciado por
la beneficiaria o el beneficiario, y aprobado por la Autoridad de
Aplicación, en cada oportunidad en la que se solicite el reconocimiento
del beneficio.
ARTÍCULO 2°.- Las personas que resulten beneficiarias del Régimen de
Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (RADPIP) o
del Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas
Natural (RADPIGN) regulados en los Títulos I y II del Decreto N°
277/22, y sus terceros asociados, podrán solicitar el reconocimiento de
los beneficios correspondientes a partir del tercer trimestre de 2022,
previo cumplimiento de los requisitos y dentro de los plazos que
establezca la SECRETARÍA DE ENERGÍA, la cual validará, junto con las
demás áreas competentes, el cumplimiento de dichos requisitos conforme
el procedimiento que determine la Autoridad de Aplicación.
El reconocimiento del beneficio deberá ser solicitado dentro del plazo
perentorio de QUINCE (15) días hábiles posteriores a la finalización de
cada trimestre. La SECRETARÍA DE ENERGÍA y la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE
INGRESOS PÚBLICOS (AFIP) instrumentarán las medidas complementarias, en
el marco de sus respectivas competencias, para que el proceso de
reconocimiento del beneficio concluya en un plazo no mayor a NOVENTA
(90) días corridos a partir del cierre del trimestre por el cual se
solicita. Cumplidos los recaudos pertinentes, la SECRETARÍA DE ENERGÍA
expedirá un certificado que será notificado por nota a las
beneficiarias o los beneficiarios, a la AFIP y al BANCO CENTRAL DE LA
REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA). La SECRETARÍA DE ENERGÍA establecerá los
requisitos formales de admisión de las beneficiarias o los
beneficiarios y de los terceros asociados. Asimismo, podrá modificar
los criterios de inclusión de los terceros asociados referidos en el
artículo 1° del presente decreto, sin afectar el carácter de tercero
asociado de quienes lo hayan adquirido con anterioridad.
La información deberá ser presentada en formato de declaración jurada
y, en caso de omisión, falsedad o inconsistencia les será de aplicación
lo dispuesto en el artículo 29 del Decreto N° 277/22. Asimismo, la
SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá suspender el beneficio o descontar
automáticamente de futuros beneficios los certificados emitidos con
base en los datos falseados u omitidos, sin perjuicio de las sanciones
que pudieran corresponder en materia cambiaria.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA verificará el cumplimiento de las obligaciones
establecidas en el Régimen previsto en el Título III del Decreto N°
277/22, a cuyo efecto se la faculta para el dictado de las normas
complementarias correspondientes. La ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS
PÚBLICOS (AFIP) y el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA), en
el marco de sus respectivas competencias, informarán a la SECRETARÍA DE
ENERGÍA cualquier incumplimiento o inconsistencia respecto de los
regímenes estatuidos en el Decreto N° 277/22.
ARTÍCULO 3°.- Con el fin de definir la Línea Base correspondiente al
RADPIP, se considera como tal a la producción de petróleo crudo
correspondiente al período de enero a diciembre de 2021, ambos
inclusive, proveniente de las áreas de titularidad de la beneficiaria o
del beneficiario.
Se tomará la información de producción de petróleo crudo por área y
conformación de consorcio, incluyendo la Producción Primaria,
Secundaria, Asistida y Condensado, publicada oficialmente por la
SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Para el presente régimen, y solo a los efectos de la aplicación del
ajuste de la Línea Base por calidad de petróleo crudo, se considerará
como petróleo crudo menor a TREINTA GRADOS (30°) API al producido
proveniente de las áreas ubicadas en las cuencas Cuyana y del Golfo San
Jorge de las que la beneficiaria o el beneficiario sea titular.
En el resto de las cuencas se podrán considerar petróleos crudos con
más de TREINTA GRADOS (30°) API a aquellos cuya densidad, cargada en
forma de declaración jurada en las bases de datos oficiales publicadas
por la SECRETARÍA DE ENERGÍA durante 2021, supere los TREINTA GRADOS
(30°) API, con una tolerancia del CINCO POR CIENTO (5 %), en función de
la siguiente fórmula:
°API= (141,5/densidad) – 131,5
Al momento de solicitar el reconocimiento del beneficio, las
beneficiarias y los beneficiarios deberán informar las cesiones de
porcentaje de titularidad efectuadas y/o la adquisición de nuevos
porcentajes de participación, acompañando la documentación
correspondiente.
Encomiéndase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA la definición del procedimiento
aplicable para el cálculo y reconocimiento de los beneficios en caso de
cesión total o parcial de titularidad de áreas contemplando que, para
el caso del cesionario, la Línea Base sea incrementada a partir de la
fecha de notificación a la Autoridad de Aplicación de la efectiva
aprobación de la cesión por parte de la Autoridad Concedente, mientras
que para la o el cedente sea disminuida a los DOCE (12) meses de dicha
notificación, siempre que hubiese producción incremental en el área
cedida.
ARTÍCULO 4°.- Establécese, a los efectos del cálculo de la Producción
Incremental Trimestral del RADPIP, que se tomará en cada trimestre la
producción de petróleo crudo de la beneficiaria o del beneficiario
correspondiente a los últimos DOCE (12) meses (P12), incluyendo al
trimestre de que se trate, conforme al siguiente cálculo:
Producción Incremental Trimestral= (P12 – Línea Base)/4
En cada oportunidad en la que la beneficiaria o el beneficiario
solicite el reconocimiento del beneficio, cerrado el trimestre, deberá
presentar el cálculo estimado de su Producción Incremental Trimestral,
la que estará sujeta a la verificación por parte de la Autoridad de
Aplicación conforme al procedimiento que al efecto se establezca.
ARTÍCULO 5°.- A los fines dispuestos en el artículo 5° del Decreto N°
277/22, entiéndese como pertenecientes al mismo grupo económico la
vinculación de la beneficiaria o del beneficiario en contratos
asociativos contemplados en el Capítulo 16 del Título IV del Libro III
del Código Civil y Comercial de la Nación, como así también a la
participación de la beneficiaria o del beneficiario en empresas
controladas y/o la participación de empresas controlantes en la de la
beneficiaria o del beneficiario.
Las personas beneficiarias deberán presentar ante la Autoridad de
Aplicación una declaración jurada que contenga su composición
accionaria directa e indirecta acompañada, de corresponder y por única
vez, de los contratos de asignación de producción entre cotitulares de
una misma concesión de explotación, preexistentes a la entrada en
vigencia del Decreto N° 277/22.
ARTÍCULO 6°.- A los efectos del inciso a) del artículo 7º del Decreto
N° 277/22, entiéndese por Cobertura del Mercado Interno de Petróleo
Crudo (CMIPC) al resultado que surge de aplicar la siguiente fórmula a
cada beneficiaria o beneficiario en cada trimestre que solicite el
beneficio del RADPIP:
A los efectos del presente decreto se asume que la diferencia entre la
producción y la exportación de cada beneficiaria o beneficiario,
depreciando variaciones de stock, representa su producto destinado al
mercado local.
En cada trimestre esta fórmula se aplicará sobre una ventana móvil que
incluye los DOCE (12) meses precedentes al cierre de este. Para esta
fórmula se establecen las siguientes definiciones:
Producción beneficiario: es la producción de petróleo de cada
beneficiaria o beneficiario acumulada en los DOCE (12) meses
precedentes al cierre de cada trimestre, por área y conformación de
consorcio, publicada por la SECRETARÍA DE ENERGÍA y expresada en metros
cúbicos.
Exportaciones beneficiario: es el volumen de exportaciones de petróleo
acumuladas en los DOCE (12) meses precedentes al cierre de cada
trimestre, publicadas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA y expresadas en
metros cúbicos (m3). A los efectos del cálculo de exportaciones de cada
beneficiaria o beneficiario se tomarán en cuenta los volúmenes
comercializados directa e indirectamente, incluyendo aquellos
exportados por terceros que comercialicen crudo que haya producido la
beneficiaria o el beneficiario.
Capacidad máxima de refinación total del sistema: es la sumatoria de
los valores máximos mensuales procesados de petróleo por cada compañía
en el último quinquenio, multiplicada por DOCE (12) y expresada en
metros cúbicos, según la base de datos oficiales publicada por la
SECRETARÍA DE ENERGÍA. La Autoridad de Aplicación podrá actualizar esta
fórmula cada DOS (2) años, en caso de variación de la capacidad de
refinación del sistema.
En cada oportunidad en la que la beneficiaria o el beneficiario
solicite el reconocimiento del beneficio deberá presentar una
declaración jurada conteniendo su estimación de la Producción y de las
Exportaciones.
ARTÍCULO 7°.- A los efectos de lo establecido en el inciso b) del
artículo 7° y en el inciso b) del artículo 16 del Decreto N° 277/22,
entiéndese que la reversión del declino técnico ajustado es solo para
producción convencional de petróleo crudo y gas natural de cualquiera
de las cuencas productivas del país.
Los puntos porcentuales adicionales estarán definidos por el Beneficio
por Reversión del Declino Técnico Ajustado (BRDTA) y calculados de la
siguiente manera:
Siendo:
ARTÍCULO 8°.- Establécese que el incentivo mencionado en el inciso c)
del artículo 7° del Decreto N° 277/22 es aplicable solo a pozos con
producción convencional exclusiva de petróleo crudo.
Se entiende por pozo inactivo o cerrado a aquellos pozos productores de
petróleo en los que la producción haya cesado por razones técnicas o
económicas. Deben tener producción nula durante los últimos DOCE (12)
meses y haber sido informados a la Autoridad de Aplicación como “en
estudio” o “parados transitoriamente”.
Se entiende por Pozo de Baja Productividad a aquellos pozos de petróleo
cuya producción, ya sea por limitaciones técnicas o declinación natural
de los reservorios, haya sido menos de DOS METROS CÚBICOS POR DÍA (2
m3/día) en promedio, respecto del tiempo de producción efectiva,
durante el año 2021 o en los últimos DOCE (12) meses anteriores a
incluirlos en el proyecto con los terceros recuperadores.
Se entiende por terceros recuperadores a aquellas empresas regionales o
nacionales, según lo establecido en la presente reglamentación, a las
que la beneficiaria o el beneficiario le haya encomendado la actividad
de recuperación en proyectos de Pozos de Baja Productividad y/o
Inactivos, conforme se los define en el presente decreto.
Al momento de la adhesión al RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA LA
PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE PETRÓLEO (RADPIP), las beneficiarias o los
beneficiarios deberán presentar un listado con la totalidad de los
pozos que durante el año 2021 cumplan con la condición de baja
productividad o previamente inactivos o cerrados, en los términos
definidos en el presente decreto, ubicados en las áreas en las que sean
titulares, los que serán validados por la Autoridad de Aplicación.
El beneficio dispuesto en el inciso c) del artículo 7° del mencionado
decreto será aplicable cuando la producción incremental de petróleo
obtenida por la beneficiaria o el beneficiario en asociación con
terceros recuperadores, durante los últimos DOCE (12) meses en pozos
declarados como de baja productividad o previamente inactivos o
cerrados, supere el CINCO POR CIENTO (5 %) de la producción total de la
beneficiaria o del beneficiario en dicho tipo de pozos en el año 2021.
ARTÍCULO 9°.- A los efectos de lo establecido en el inciso d) del
artículo 7° del Decreto N° 277/22, entiéndese por servicio de fractura
de Empresas Nacionales o Regionales a la inyección de un “fluido de
fractura” que abra fisuras microscópicas en la roca, previo a la
extracción no convencional de hidrocarburos, la cual consiste en el
bombeo de los fluidos desde el pozo hacia la superficie para la
separación de los hidrocarburos y almacenamiento para su posterior uso.
Las beneficiarias o los beneficiarios deberán proveer a la Autoridad de
Aplicación la documentación respaldatoria que certifique que al menos
el DIEZ POR CIENTO (10 %) del total de las contrataciones en servicios
de fractura durante los últimos SEIS (6) meses previos a la fecha de
publicación del beneficio, en los términos definidos en el presente
artículo, son realizados por Empresas Regionales o Nacionales.
Se entiende por Empresas Regionales a aquellas empresas cuyo asiento
principal del negocio por grupo económico, en los términos del artículo
5° del presente decreto, se encuentre sobre la cuenca productiva donde
brinde el servicio; y por empresas nacionales a aquellas cuyo asiento
principal del negocio por grupo económico, en los términos del
mencionado artículo 5°, se encuentre por fuera de la cuenca productiva
destinataria del servicio, en el territorio nacional.
Se considerará cumplimentado el requisito de ¨contenido nacional¨,
establecido en el referido inciso d) del artículo 7º del Decreto Nº
277/22, cuando el monto de divisas, directas e indirectas, adquiridas
en el Mercado Libre de Cambios por la empresa nacional o regional
prestadora de servicios durante los últimos DOCE (12) meses, respecto
del valor bruto del servicio ofrecido por la empresa durante el mismo
período (Ratio de Dependencia de Divisas- RDD), no supere el porcentaje
establecido por la Autoridad de Aplicación, con posibilidad de ser
revisado cada CUATRO (4) años. Para el cálculo de este ratio, no se
tomará en cuenta la erogación de divisas asociadas a las compras de
partes y bienes de capital requeridos para importar o fabricar
inicialmente los sets de fractura que no cuenten con oferta nacional,
siempre que la sumatoria de las partes involucradas no superen el
OCHENTA POR CIENTO (80 %) del valor del bien final, en los términos que
defina la Autoridad de Aplicación.
Se entiende por divisas directas a aquellas adquiridas por el proveedor
regional o nacional de servicios especiales en el Mercado Libre de
Cambios por todo concepto en el período de referencia que corresponda,
y se entiende por divisas indirectas a aquellas adquiridas en el
Mercado Libre de Cambios por el primer anillo de proveedores del mismo,
destinadas a las operaciones con el proveedor regional o nacional.
Asimismo, deberán presentarse semestralmente por declaración jurada,
las ventas, el listado de primer anillo de proveedores y las
importaciones directas e indirectas de los proveedores de servicios de
fractura nacionales y regionales, en cumplimiento con la metodología
definida por la Autoridad de Aplicación y deberán ser entregadas a la
beneficiaria o al beneficiario para su posterior remisión a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA. El proveedor de servicios de fractura nacional o
regional manifestará en dicha declaración jurada su conformidad para
que la Autoridad de Aplicación solicite a los organismos de control que
considere necesarios la evaluación de la veracidad de la información
suministrada.
Para la obtención del beneficio establecido en el mencionado inciso d)
del artículo 7° del Decreto N° 277/22, las beneficiarias o los
beneficiarios del régimen creado por el Título I de dicha norma deberán
garantizar que sus proveedores de servicios de fractura regionales y
nacionales presenten semestralmente, en concepto de declaración jurada
y en los términos que defina la Autoridad de Aplicación, la información
necesaria para el cálculo del Ratio de Dependencia de Divisas.
La AFIP deberá remitir a la SECRETARÍA DE ENERGÍA el citado Ratio de Dependencia de Divisas sectorial para el año 2021.
ARTÍCULO 10.- A los efectos de lo establecido en el inciso e) del
artículo 7° del Decreto N° 277/22, la Autoridad de Aplicación definirá,
en colaboración con las provincias que correspondan según el área
evaluada, las áreas marginales o localizadas en regiones o cuencas con
producción convencional exclusiva en proceso de declinación productiva,
siempre que cumplan con al menos UNO (1) de los siguientes criterios:
a. Áreas que cuenten mayoritariamente con yacimientos cuya producción
promedio por pozo activo en los últimos DOCE (12) meses sea menor o
igual a DOS METROS CÚBICOS POR DÍA (2 m3/día);
b. Áreas que cuenten mayoritariamente con yacimientos en los que no se
hayan registrado nuevos pozos en estado de Extracción Efectiva durante
los últimos TRES (3) años;
c. Áreas que cuenten mayoritariamente con yacimientos en los que en la
última certificación de reservas presentada a la Autoridad de
Aplicación, conforme la Resolución N° 324 del 16 de marzo de 2006 de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del entonces MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL,
INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS no tenga reservas declaradas en ninguna
de las categorías;
d. Áreas que cuenten mayoritariamente con yacimientos con producción
primaria exclusiva en las cuales el corte de agua promedio del campo
supere el NOVENTA Y DOS POR CIENTO (92 %), calculado como la producción
total de agua dividido por la producción total de fluidos líquidos.
A los efectos de la definición de las áreas establecidas en el presente
artículo, la Autoridad de Aplicación deberá garantizar que la
producción conjunta de petróleo crudo en los últimos DOCE (12) meses de
las áreas marginales o localizadas en regiones o cuencas con Producción
Convencional exclusiva en proceso de declinación productiva no supere
el QUINCE POR CIENTO (15 %) de la producción total convencional de
petróleo crudo en el país, durante el mismo período.
Para obtener este beneficio, la empresa beneficiaria deberá haber
invertido efectivamente un monto no inferior a DÓLARES ESTADOUNIDENSES
CINCO MILLONES (USD 5.000.000) en proyectos de exploración y/o
explotación convencional en las áreas mencionadas, lo cual se
constatará con lo declarado por las beneficiarias o los beneficiarios
como inversión realizada, en virtud de la Resolución N° 2057 del 26 de
diciembre de 2005 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del entonces MINISTERIO
DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y SERVICIOS.
ARTÍCULO 11.- A los efectos de la valuación del Volumen de Producción
Incremental Beneficiado (VPIB) definido en el artículo 6° del Decreto
N° 277/22, se utilizará la cotización FOB promedio de los últimos DOCE
(12) meses precedentes del “ICE BRENT primera línea”, neto de derechos
de exportación.
Las primas o descuentos por calidad del crudo se calcularán, por única
vez, como el cociente entre el precio FOB “ICE BRENT primera línea” en
los últimos TREINTA Y SEIS (36) meses precedentes a la publicación del
presente decreto y el precio FOB promedio de exportación por tipo de
crudo durante el mismo período, con base en la información publicada en
la base de datos de regalías publicada por la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
ARTÍCULO 12.- Los beneficios definidos en los Regímenes establecidos en
los Títulos I y II del Decreto N° 277/22 podrán transferirse a
proveedores directos de la beneficiaria o del beneficiario, definidas o
definidos como aquellas personas jurídicas que brinden servicios
especiales destinados a la producción de hidrocarburos, incluyendo
servicios de fractura, perforación de pozos y equipos de torre; y/u
otros que la Autoridad de Aplicación defina como servicios especiales.
Para las operaciones en las cuales exista titularidad compartida en
áreas de concesión de explotación, las beneficiarias o los
beneficiarios que no revistan el carácter de operador en tales áreas
podrán ceder al operador, al momento de solicitar el reconocimiento de
los beneficios, una proporción de su Volumen de Producción Incremental
Beneficiado (VPIB) y/o de su su Volumen de Inyección Incremental
Beneficiado (VIIB), según corresponda al área, no superior al cociente,
para los DOCE (12) meses precedentes al cierre del trimestre por el
cual se solicita el beneficio, entre la producción que le corresponda
de esta área, según porcentaje de titularidad en la concesión, y su
producción total, de petróleo crudo y/o gas natural según corresponda.
Esta cesión podrá ser destinada a una ulterior transferencia de
beneficios desde el operador a los proveedores directos previamente
definidos, y/o al pago de pasivos por operaciones de financiamiento de
inversiones y/o gastos operativos que involucren la contratación de
proveedores directos, en los términos que establezca la Autoridad de
Aplicación.
Cuando se requiera transferir los beneficios a proveedores directos, la
beneficiaria o el beneficiario deberá solicitar la transferencia del
beneficio por un monto específico a favor de su proveedor directo o sus
proveedores directos, especificando servicios prestados, plazos de la
relación comercial y modo de contratación ante la SECRETARÍA DE
ENERGÍA, quien verificará el cumplimiento de las condiciones para su
otorgamiento e informará al BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
(BCRA).
La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá solicitar información a otros organismos
a los fines de verificar la condición de proveedor directo o de
cotitular de la concesión de explotación.
Las proveedoras directas o los proveedores directos que presten
servicios especiales en los términos establecidos en el presente
artículo, y pretendan obtener el beneficio establecido en el artículo
9° del Decreto N° 277/22, podrán presentar un Plan de Sustitución de
Importaciones ante la Autoridad de Aplicación.
Los esfuerzos de las empresas proveedoras directas de estos servicios,
contenidos en el referido Plan de Sustitución de Importaciones, previa
evaluación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, serán presentados por esta ante
la autoridad correspondiente, a los efectos de ser tenidos en cuenta al
momento de evaluar las solicitudes de importación que realicen estas
empresas.
ARTÍCULO 13.- A los fines de la definición de la Línea Base del RÉGIMEN
DE ACCESO A DIVISAS PARA LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE GAS NATURAL
(RADPIGN), se considerará como tal a los volúmenes definidos en el
primer párrafo del artículo 12 del Decreto N° 277/22 correspondientes
al período de enero a diciembre del año 2021, ambos inclusive.
La aprobación de la medición fiscal deberá ser efectuada por la
Autoridad de Aplicación correspondiente y por el ENTE NACIONAL
REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), en los términos que determine la
SECRETARÍA DE ENERGÍA.
A los efectos de la validación de los volúmenes inyectados, para las
cuencas en las que corresponda, cuando la beneficiaria o el
beneficiario sea un sujeto adjudicatario del “Plan de Promoción de la
Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda
2020-2024” (Plan Gas.Ar), los volúmenes a incorporar en el cálculo de
la Línea Base serán aquellos oportunamente validados por la Autoridad
de Aplicación para el cumplimiento de dicho Plan durante el período
enero a diciembre del año 2021, incluyendo las cantidades inyectadas y
entregadas en exceso a los compromisos de dicho plan.
Para aquellas beneficiarias o aquellos beneficiarios con producción de
gas natural costa afuera (“offshore”), se computará dicha inyección
para el cálculo de la Línea Base de forma paulatina, de la siguiente
manera:
2022 | 2023 | 2024 | 2025 |
50 % | 50 % | 70 % | 100 % |
Al momento de solicitar el reconocimiento del beneficio, las
beneficiarias o los beneficiarios deberán informar las cesiones de
porcentaje de titularidad efectuadas y/o la adquisición de nuevos
porcentajes de participación, acompañando la aprobación de la
correspondiente Autoridad de Aplicación.
Encomiéndase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA la definición del procedimiento
aplicable para el reconocimiento del beneficio, en caso de cesión total
o parcial de titularidad de áreas, contemplando que para el caso del
cesionario la Línea Base sea incrementada a partir de la fecha de
notificación a la Autoridad de Aplicación de la efectiva aprobación de
la cesión por parte de la Autoridad Concedente, mientras que para el
cedente sea disminuida a los DOCE (12) meses de dicha notificación,
siempre que hubiese producción incremental en el área cedida.
ARTÍCULO 14.- A los efectos del cálculo de la Inyección Incremental del
RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE GAS
NATURAL (RADPIGN), en cada trimestre la inyección diaria promedio de
gas natural de la beneficiaria o del beneficiario correspondiente a los
últimos DOCE (12) meses, incluyendo al trimestre de que se trate, se
calculará de conformidad a la siguiente expresión, en las mismas
condiciones que para el cálculo de la Línea Base de Inyección:
Inyección Incremental promedio diaria del trimestre = (Inyección
promedio diaria de los últimos doce meses – Línea Base de Inyección)
Para aquellas beneficiarias o aquellos con producción de gas natural
costa afuera (“offshore”) se computará dicha producción para el cálculo
de la Inyección Incremental de forma paulatina, en los mismos términos
que lo establecido en el artículo 13 del presente decreto para el
cálculo de la Línea Base.
En cada oportunidad en la que la beneficiaria o el beneficiario
solicite el reconocimiento del beneficio, deberá presentar, en concepto
de declaración jurada, el cálculo estimado de su Inyección Incremental,
el que será sujeto a la verificación de la Autoridad de Aplicación.
ARTÍCULO 15.- A los efectos del cálculo de la Línea Base y de la
Inyección Incremental del RADPIGN serán computados los volúmenes
inyectados al sistema y “off-system” por la propia beneficiaria o el
propio beneficiario, sin incluir aquellos volúmenes inyectados por
terceros a cuenta de la beneficiaria o del beneficiario, en los
términos que defina la Autoridad de Aplicación.
ARTÍCULO 16.- A los efectos dispuestos en el inciso a) del artículo 16
del Decreto N° 277/22 corresponde aplicar la siguiente expresión:
donde Cobertura del Mercado Interno de Gas Natural (CMIGN) corresponde
al coeficiente de Cobertura del Mercado Interno de Gas Natural. A los
efectos del presente decreto, se asume que la diferencia entre la
inyección y la exportación de cada beneficiaria o beneficiario
representa su producto destinado al mercado local.
En cada trimestre, la fórmula de la Cobertura del Mercado Interno de
Gas Natural (CMIGN) se aplicará sobre una ventana móvil que incluye los
DOCE (12) meses precedentes al cierre de este, definiéndose como:
Inyección beneficiario: a la inyección diaria promedio de los DOCE (12)
meses precedentes al cierre del trimestre por el cual la beneficiaria o
el beneficiario solicita el beneficio del RADPIGN, con base en datos
oficiales publicados por la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
Exportaciones beneficiario: al volumen promedio diario de gas natural,
expresado en metros cúbicos y calculado sobre los DOCE (12) meses
precedentes al cierre del trimestre por el cual la beneficiaria o el
beneficiario solicita el beneficio del RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA
LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE GAS NATURAL (RADPIGN), que haya sido
registrado como exportaciones en las bases de datos oficiales
publicadas por la SECRETARÍA DE ENERGÍA. A los efectos del cálculo de
exportaciones de cada beneficiaria o beneficiario se tomarán en cuenta
los volúmenes comercializados directa e indirectamente, incluyendo
aquellos exportados por terceros que comercialicen gas natural que haya
producido la beneficiaria o el beneficiario.
Total volumen inyectado para demanda interna: a la sumatoria de los
volúmenes inyectados por el conjunto de productores de gas natural que
haya sido destinado al mercado interno sobre la misma base de cálculo
utilizada para estimar el volumen destinado al mercado interno por cada
beneficiaria o beneficiario.
ARTÍCULO 17.- A los efectos de la valuación del Volumen de Inyección
Incremental Beneficiado (VIIB) definido en el artículo 15 del Decreto
N° 277/22 se utilizará la cotización promedio ponderada de los últimos
DOCE (12) meses precedentes disponibles, neta de derechos de
exportación, conforme surge de las bases de datos publicadas por la
SECRETARÍA DE ENERGÍA, pudiendo la Autoridad de Aplicación validar la
información suministrada con la Dirección General de Aduanas de la AFIP.
ARTÍCULO 18.- La evaluación conjunta de los Planes de Desarrollo de
Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN) a la que hace referencia el
Título III del Decreto N° 277/22 deberá realizarse en un plazo no
superior a los CUARENTA (40) días hábiles desde la presentación de la
información requerida para solicitar los beneficios de los Títulos I y
II del Decreto N° 277/22 y sus normas complementarias. Transcurrido
este período, y en el caso de que uno de los evaluadores no haya
presentado su dictamen, bastará con una evaluación positiva del
evaluador restante para dar por aprobados los Planes de Desarrollo de
Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN).
La SECRETARÍA DE ENERGÍA deberá realizar el seguimiento del
cumplimiento de los planes aprobados y aplicar –de corresponder- lo
establecido en el Título IV del Decreto N° 277/22.
ARTÍCULO 19.- Los contenidos mínimos de los Planes de Desarrollo de
Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN) establecidos en el artículo
23 del Decreto N° 277/22 deberán ser presentados conjuntamente con la
primera solicitud de los beneficios establecidos en los regímenes
creados por los Títulos I y II del citado Decreto N° 277/22.
Los sujetos beneficiarios del RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA LA
PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE PETRÓLEO (RADPIP) deberán incrementar sus
compras y contrataciones a Proveedores Nacionales y Regionales al mes
de diciembre del año 2024 en un TREINTA POR CIENTO (30 %) para los
rubros de perforación y terminación y en un CUARENTA POR CIENTO (40 %)
para los rubros de producción y mantenimiento y obras e instalaciones
de superficie sobre el porcentaje de composición del gasto del año 2021.
El método de seguimiento de cumplimiento de las obligaciones
establecidas en el Capítulo 3 del Régimen de Promoción del Empleo, del
Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la
Industria Hidrocarburífera será observar la trayectoria y grado de
avance del incremento de las compras y contrataciones hasta llegar a
los objetivos establecidos en el párrafo precedente.
Para un mejor cumplimiento, y considerando las particularidades de las
empresas beneficiarias, cada una de ellas deberá proponer ante la
Autoridad de Aplicación metas semestrales cuantitativas de cumplimiento
hasta alcanzar el objetivo incremental comprometido. Dichas metas
intermedias, que podrán ajustarse trimestralmente, tienen la finalidad
de marcar hitos que permitan un mejor seguimiento de las obligaciones,
así como atender a las decisiones de inversión y operativas de cada una
de las beneficiarias y los beneficiarios.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA deberá instrumentar un formato preestablecido
para la presentación y seguimiento del cumplimiento de las
obligaciones. A su vez, deberá arbitrar las medidas necesarias con el
fin de sistematizar la información presentada por las empresas
beneficiarias que sea derivada del PDPRN con el objetivo de poner tal
información a disposición y de forma accesible al conjunto de la cadena
de valor de los hidrocarburos a nivel federal.
Para la implementación del Capítulo 3 del Régimen de Promoción del
Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y
Nacionales de la Industria Hidrocarburífera se requerirá adicionalmente
a las beneficiarias y a los beneficiarios del RADPIGN, el cumplimiento
de lo establecido en el Decreto N° 892 del 13 de noviembre de 2020
“Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino - Esquema
de Oferta y Demanda 2020-2024” y sus resoluciones complementarias.
ARTÍCULO 20.- Facúltase a la Autoridad de Aplicación a definir el
procedimiento para la demarcación de los distintos tipos de proveedores
y verificar lo establecido en el artículo 24 del Decreto N° 277/22.
A los efectos de establecer criterios de identificación adicionales de
proveedores regionales y nacionales extrarregionales se entenderá que
el asiento principal de actividades de los proveedores será considerado
según la localización principal de actividades de su grupo económico,
en los términos del artículo 5° del presente decreto.
ARTÍCULO 21.- Otórgase a la Autoridad de Aplicación el plazo de SESENTA
(60) días corridos para conformar la Comisión de Evaluación y
Seguimiento de la Ejecución del RPEPNIH creada por el artículo 25 del
Decreto N° 277/22 y aprobar el procedimiento para su funcionamiento.
ARTÍCULO 22.- El cómputo a cuenta y descuento en el acceso a divisas
previsto en el primer párrafo del artículo 28 del Decreto N° 277/22
tendrá efecto cuando se concrete el efectivo acceso al Mercado Libre de
Cambios con relación a los regímenes creados por los Títulos I y II del
citado decreto.
Las beneficiarias y los beneficiarios, terceros asociados y/o
proveedores directos que hayan obtenido el derecho al acceso al Mercado
Libre de Cambios (MLC), a través de los regímenes creados en los
Títulos I y II del citado decreto, deberán informar al BANCO CENTRAL DE
LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA) y a la Autoridad de Aplicación, al
momento de ejercer el derecho, el destino que se le dará a las divisas,
bajo la modalidad que establezcan estos organismos. Los beneficios
obtenidos no tendrán vencimiento y podrán acumularse para ejercer el
acceso efectivo al Mercado Libre de Cambios (MLC).
El BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA), en el marco de su
competencia específica, instrumentará los mecanismos correspondientes
para operativizar los beneficios que se otorguen en virtud del citado
decreto, especificando de qué forma estos beneficios se compensarán con
los especificados en el artículo 28 del Decreto N° 277/22.
ARTÍCULO 23.- Facúltase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA al dictado de las
normas complementarias y aclaratorias que resulten necesarias a los
efectos de la aplicación del presente decreto y de las disposiciones
del Decreto N° 277/22 conforme las facultades que le han sido otorgadas
en cada caso como Autoridad de Aplicación.
ARTÍCULO 24.- La adhesión a los regímenes creados por los Títulos I y
II del Decreto N° 277/22, materializada con la solicitud de alguno de
los beneficios instituidos por dicha norma, implica la aceptación
voluntaria de todos los requisitos dispuestos, tanto en aquel como en
el presente decreto y de los mecanismos que la Autoridad de Aplicación
establezca para verificar la veracidad de la información suministrada,
incluyendo el consentimiento expreso de la empresa para que la
ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP) y el BANCO CENTRAL
DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA) transmitan a la Autoridad de
Aplicación toda la información necesaria para su implementación y
contralor. A dicho efecto, la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS
PÚBLICOS (AFIP), el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA) y la
Autoridad de Aplicación establecerán mecanismos de intercambio de
información que permitan el cumplimiento de las tareas asignadas. Esta
autorización mantendrá su vigencia mientras la empresa mantenga su
inscripción en los regímenes.
A los efectos de los regímenes y beneficios determinados en el Decreto
N° 277/22, los interesados y las interesadas deberán renunciar
expresamente, en cada oportunidad en la que soliciten los beneficios
instituidos por los Títulos I y II del mencionado decreto, a toda
promoción de acciones administrativas y/o judiciales contra el ESTADO
NACIONAL respecto de cualquier concepto vinculado con el Plan Gas.Ar,
con las rondas efectuadas para la adjudicación de volúmenes y con las
autorizaciones de exportación otorgadas en el marco del Decreto N°
892/20 y de la Resolución Nº 360 del 23 de abril de 2021 de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA, como así también desistir de cualquier reclamo
que, sobre dichos conceptos, hubiesen sido iniciados con anterioridad
al dictado del presente decreto, bajo la modalidad que determine la
Autoridad de Aplicación.
ARTÍCULO 25.- Instrúyese a la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS
PÚBLICOS (AFIP) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) a
arbitrar los medios necesarios para garantizar la información
pertinente que permita verificar la veracidad de las declaraciones
juradas, en el caso de que la Autoridad de Aplicación lo solicite, en
los siguientes términos:
La AFIP verificará, trimestralmente a pedido de la Autoridad de
Aplicación, la veracidad de las exportaciones declaradas por las
beneficiarias o los beneficiarios, y semestralmente, el cumplimiento
del requisito establecido en el artículo 9° del presente decreto,
pudiendo requerir información del BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA
ARGENTINA (BCRA). El ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) enviará
a la Autoridad de Aplicación la información que trimestralmente aquella
le solicite a los fines de validar los volúmenes de inyección
establecidos en los artículos 12 y 13 del Decreto N°277/22.
ARTÍCULO 26.- Requiérese al BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
(BCRA), en el marco de su competencia específica, que instrumente las
medidas que correspondan para facilitar el acceso al Mercado Libre de
Cambios (MLC) a los sujetos a quienes la Autoridad de Aplicación les
reconozca el beneficio de los regímenes creados por los Títulos I y II
del Decreto N° 277/22.
Asimismo, la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), a los
fines de realizar las verificaciones correspondientes al cumplimiento
del requisito establecido en el artículo 9° del presente decreto, podrá
solicitar al BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA (BCRA) la
información necesaria en materia de acceso a divisas.
ARTÍCULO 27.- Las disposiciones del presente decreto entrarán en vigencia el día de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL.
ARTÍCULO 28.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
FERNÁNDEZ - Juan Luis Manzur - Sergio Tomás Massa
e. 16/08/2022 N° 63027/22 v. 16/08/2022