ANEXO
PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024
I. Fundamentos
a)
Sinergia público-privado: la
iniciativa potencia los resultados óptimos que pueden lograrse a partir
del accionar conjunto y mancomunado del sector público y del sector
privado. Por un lado, el Estado ejerce su capacidad de planificación en
cuanto al sistema de gas, estima los niveles de oferta y de demanda, y
realiza una agregación de esta última en vistas a consolidar un bloque
de volumen uniforme a largo plazo (inicialmente 70 MMm3/d en los
TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365) días del año por CUATRO (4) años y un
volumen adicional en cada Período Estacional de Invierno de esos CUATRO
(4) años más CUATRO (4) bloques de volumen adicionales para el período
invernal, sujetos a restricciones del sistema de transporte. Por el
otro, el mercado compite libremente para abastecer a dicha demanda, lo
que favorece la reducción de precios relativos para un insumo vital de
la economía.
b)
Esquema competitivo: se
convoca desde la Secretarla de Energia del MINISTERIO DE ECONOMÍA a la
firma de contratos directos entre Productores o Productoras, por un
lado, y la demanda prioritaria (las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras) y la demanda de usinas térmicas (con CAMMESA), por
el otro.
c)
Objetivos: viabilizar
inmediatamente inversiones para aumentar la producción de gas natural
en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de
hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos.
d)
Precio: el precio del gas en
el PIST surgirá de la concurrencia en el mercado; en un marco de libre
competencia, sujeto a las condiciones que fija el Estado para asegurar
los objetivos de la iniciativa, tales como la obligación de invertir
para evitar el declino de la producción. Se fija un precio tope a los
efectos de fomentar un nuevo nivel para el gas en el PIST que incorpore
la curva de eficiencia del último lustro.
e)
Plazo: es de mediano plazo,
esto es, a CUATRO (4) años, a los efectos de viabilizar inversiones de
manera sostenida. El plazo es ampliable por CUATRO (4) años adicionales
para proyectos Off Shore, a los fines de incorporar aquellos
desarrollos que requieran un horizonte mayor. Asimismo, el presente
Esquema podría ser continuado mediante subastas anuales que vayan
adicionando un período anual al final de cada período de CUATRO (4)
años, a los efectos de mantener y aumentar los volúmenes de producción
existentes a dicho momento.
f)
Compromiso: los Productores
o las Productoras deberán comprometerse a lograr una curva de
producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los
niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica
un volumen de inversión significativo que -a la vez- tracciona los
niveles de empleo.
g)
Prioridad: se le reconoce
prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta a
quienes resulten con precios más competitivos en la Subasta, con lo
cual se favorece la eficiencia en las asignaciones.
h)
Exportación: se otorga
prioridad para exportar en condición firme parte del volumen total de
exportación, y fuera del período estacional de invierno, a aquellos
Productores o aquellas Productoras Firmantes que presenten precios más
competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la
licitación. Esta medida pretende seguir con el desarrollo del mercado
de exportación a los países vecinos e incentivar la concurrencia en la
Subasta.
i)
Tarifas y subsidios: la
Secretaría de Energía del MINISTERIO DE ECONOMÍA definirá, con la
asistencia del ENARGAS, en caso de que se la requiera, y a partir del
precio resultante en la Subasta para el gas en el PIST, cuáles son los
niveles de subsidio en el precio del gas y el traslado (pass through)
del costo a la demanda prioritaria vía contratos de las Licenciatarias
de Distribución y/o Subdistribuidoras. De esta manera, la Autoridad de
Aplicación establece el contenido de la política pública de subsidios
con el fin de proteger a los segmentos vulnerables de la población. De
allí que esta iniciativa tenga en cuenta tanto los precios requeridos
para el desarrollo sostenible de la producción de gas en todas las
cuencas de nuestro país, como los niveles tarifarios (y de subsidio)
asociados que están relacionados con la demanda prioritaria.
j)
Inicio: diciembre de 2020, en función de los plazos necesarios para lograr mayor inyección en mayo de 2021.
k)
Incumplimientos: habrá
reducciones proporcionales del Precio Ofertado y hasta se podrá perder
la participación en el Esquema. Si se incumple el compromiso de
inversión, el incremento del valor agregado nacional y/o el compromiso
de inyección en el Período Estacional de Invierno se debe abonar una
penalidad.
l)
Relación con planes de estímulo vigentes:
se promueve complementar el presente Esquema con el Programa de
estímulo dispuesto en las Resoluciones Nros. 46 /17 y sus
modificatorias, 419/17 y 447/17, todas del entonces MINISTERIO DE
ENERGÍA Y MINERÍA, con los siguientes objetivos:
(i)
que los volúmenes adicionales a los allí involucrados queden
incorporados en la presente iniciativa de acuerdo con las condiciones
del presente esquema,
(ii)
que la inversión del Estado Nacional durante la vigencia de dicho
Programa redunde ahora en precios competitivos y se dé forma a un solo
mercado de gas con precios uniformes,
(iii)
se contemplen los derechos de quienes en la actualidad son
beneficiarios o beneficiarias de ese Programa de estímulo. En este
sentido, se han previsto una serie de opciones de ingreso con el fin de
igualar las condiciones de partida de todos los Productores o todas las
Productoras, a la vez que se establecen medidas que comenzarán a tener
vigencia al momento de finalización del citado Programa, esto es, en
enero de 2022.
m)
Singularidad del sistema Off Shore:
resulta oportuno diseñar condiciones particulares para los desarrollos
Costa Afuera dadas las siguientes características diferenciales:
(i) conllevan costos de inversión y logística más importantes;
(ii)
se encuentran ubicados en áreas remotas y con condiciones
meteorológicas y oceánicas extremas (temperaturas -15°C, vientos 90 a
160 km/h, olas de hasta 10 metros y fuertes corrientes), con una alta
variabilidad e impredecibilidad;
(iii) las ventanas climáticas favorables para la instalación son reducidas y de duración aleatoria;
(iv) las tormentas son un riesgo cierto;
(v)
los pozos a perforar son dirigidos y de largo alcance (hasta 3
kilómetros), con equipos de alta tecnología y gran tamaño (del tipo
Jack Up), movilizados desde lugares remotos del mundo;
(vi) lo mismo aplica para los medios de instalación como flotas de barcazas, buques y helicópteros;
(vii) desde el punto de vista geológico existe un alto riesgo para reservorios con espesores reducidos;
(viii)
la operación y el mantenimiento requiere medios marinos y aéreos de
soporte, trabajos de buceo de alto riesgo y personal altamente
capacitado;
(ix) los puertos que se utilizan se encuentran a grandes distancias.
II. Objeto General
1. El presente Esquema tiene por objeto:
1.1. Viabilizar inversiones en producción de gas natural con el
objetivo de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el
producido de sus propios yacimientos.
1.2. Proteger los derechos de los usuarios actuales y futuros y las usuarias actuales y futuras del servicio de gas natural.
1.3. Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de toda la industria gasífera.
1.4. Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas natural.
1.5. Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo
de combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.
1.6. Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.
1.7. Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y distribución de hidrocarburos.
1.8. Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda
prioritaria y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.
1.9. Establecer un sistema transparente, abierto y competitivo para la
formación del precio del gas natural compatible con los objetivos de
política energética establecidos por el PODER EJECUTIVO NACIONAL.
2. Los Productores y las Productoras Firmantes adhieren al presente
Esquema habiendo tenido en cuenta sureservas, concesiones y contratos
vigentes que les otorgan derecho a la explotación de hidrocarburos.
3. Las Licenciatarias del Servicio de Distribución de Gas Natural
adhieren al presente Esquema en el marco de las obligaciones emergentes
del régimen jurídico del gas natural, de la continuidad del proceso de
normalización del mercado de gas natural, de la protección de los
usuarios y las usuarias y del adecuado abastecimiento de gas natural a
la demanda prioritaria.
Particular
4. Asegurar el suministro, mediante un instrumento que permita disociar
el precio del gas natural, que refleja los reales costos de producción
y desarrollo, del valor que se traslada a los usuarios y las usuarias
de las distribuidoras por medio de la tarifa.
5. Lograr que los costos del sistema eléctrico no aumenten por
necesidad de reemplazar gas natural de origen nacional por sustitutos
importados de mayor costo.
III. Definiciones
6. Las siguientes Definiciones deben aplicarse a los fines
interpretativos del Esquema y sus Anexos, los cuales forman parte
integrante de aquel:
6.1.
Autoridad de Aplicación: es la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA de la REPÚBLICA ARGENTINA
6.2.
CAMMESA: es la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA.
6.3.
CMD: es la Cantidad Máxima Diaria de gas natural comprometida.
6.4.
Contratos: son los
acuerdos a ser firmados entre Productores o Productoras, por un lado, y
Licenciatarias deDistribución y/o Subdistribuidoras y/o CAMMESA, por el
otro, resultantes del proceso de Subasta establecido en el presente
Esquema.
6.5.
Consumo fuera del sistema (Off System): es el gas natural consumido que no ingresa al sistema de transporte.
6.6.
Consumo propio: es el gas
producido y captado dentro del área de concesión y destinado para uso
interno, que incluye, pero no se limita, al combustible para equipos,
inyección en gas-lift, generación de energía eléctrica y toda actividad
e instalaciones necesarias para la operación del área.
6.7.
Cuenca Off Shore:
es la cuenca sedimentaria que se encuentra localizada, total o
parcialmente costa afuera ( Off Shore), medida desde la línea de base
hacia el límite exterior de la plataforma continental.
6.8.
Deliver or Pay (DOP): es el compromiso del vendedor o de la vendedora de entregar el volumen de gas natural contratado o pagar el valor de aquel.
6.9.
Demanda Prioritaria: es la
demanda de gas natural de las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras destinada exclusivamente a aquellos grupos de
consumidores o consumidoras que, acorde a la normativa vigente, a la
fecha del presente Esquema deben ser abastecidos o abastecidas de gas
natural por dichas prestatarias. Estos clientes o estas clientas son:
(i) los usuarios o las usuarias Residenciales, (ii) los usuarios
categorizados o las usuarias categorizadas por el artículo 11 del
Decreto N° 181 del 13 de febrero de 2004 como correspondientes a los
segmentos denominados "P1" y "P2", ambos integrados por usuarios o
usuarias de la Categoría Tarifaria correspondiente al Servicio General
"P", acorde al Reglamento de Servicio de Distribución de gas por redes,
y (iii) los usuarios definidos o las usuarias definidas en la
Resolución de la SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 2020 del 22 de diciembre de
2005 como el Grupo III, de entre aquellos usuarios o aquellas usuarias
que por su nivel de consumo se ubican en el segmento "P3" de la
Categoría Tarifaria Servicio General "P", según las mismas
disposiciones del artículo 11 del Decreto N° 181/04 citado. A estos
efectos, no se considerará incluida como Demanda Prioritaria al consumo
los segmentos Gas Natural Comprimido (GNC) y al Servicio General "P3"
grupos I y II.
6.10.
Demanda Usinas: es la demanda de gas natural destinada a la producción de energia eléctrica.
6.11.
Distribución de los volúmenes contractualizados:
son las cantidades determinadas sobre la base del consumo promedio de
gas de los segmentos Demanda Prioritaria y Usinas del último trienio
(2017-2019).
6.12.
Distribuidoras y Subdistribuidoras:
son las empresas prestadoras de servicio de distribución de gas natural
por redes de la República Argentina que operan con licencias otorgadas
conforme a la Ley N° 24.076, y las Subdistribuidoras habilitadas,
conforme a la Ley N° 24.076, que reciben o puedan recibir gas en forma
directa de los Productores o las Productoras.
6.13.
Esquema: es el contenido
del "PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO -
ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024", denominado también "Esquema de
Oferta y Demanda de Gas Natural 2020-2024" o "Esquema Gas 20/24" o
"EG20/24" o "Plan GasAr".
6.14.
Gas Retenido: es la
cantidad de gas que retiene la Transportista entregada por el Cargador
para su transporte bajo las Condiciones Especiales del Reglamento del
Servicio respectivo, para su uso como combustible para las plantas
compresoras y para compensación de pérdidas en la línea.
6.15.
IEASA: es la sociedad anónima bajo injerencia estatal INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA.
6.16.
Inyección Base: es la
inyección promedio del trimestre mayo-junio-julio de 2020 de cada
Productor o Productora Firmante, por cuenca, e incluye los consumos off
system.
6.17.
Inicio del Esquema: tiene el significado que se le asigna en el Punto 16 del presente Esquema.
6.18.
MEG o MEGSA: es el mercado electrónico de gas administrado por la empresa MERCADO ELECTRÓNICO DE GAS SOCIEDAD ANÓNIMA (MEGSA).
6.19.
Oferta: es la propuesta
del Productor interesado o Productora interesada de participar y que se
detalla en los Puntos 7 y 8 del presente Esquema.
6.20.
Pago Provisorio: es el
pago equivalente al SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75 %) de la
compensación calculada sobre la base de la Declaración Jurada
presentada por cada Productor o Productora Firmante respecto a sus
entregas conforme establezca oportunamente la reglamentación de la
Autoridad de Aplicación, para el mes que corresponda.
6.21.
Pago Ajustado: es la
diferencia entre la compensación calculada en función de la información
contenida en la Declaración Jurada certificada por auditores
independientes, conforme el Punto 83, presentada por cada Productor o
Productora Firmante a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMIA, y el Pago Provisorio del mes que corresponda.
6.22.
Período Base: es el período de CUARENTA Y OCHO (48) meses desde el inicio del presente Esquema.
6.23.
Período Estacional de Invierno: es el período comprendido entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de cada año.
6.24.
Período Estacional de Verano: es el período comprendido entre el 1° de octubre y el 30 de abril de cada año.
6.25.
PIST: es el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural.
6.26.
Plan de Inversiones y Programa de incremento proporcional y progresivo del Valor Agregado Nacional (VAN):
es el plan de inversión previsto en el Punto 7.4 y que contiene, como
mínimo, el detalle establecido en el ANEXO B; y el programa de
incremento del VAN descripto en el Punto 98.
6.27.
Precio Base: es el precio
del gas en el PIST de referencia para CAMMESA establecido para cada
cuenca según Nota NO-2020-33627304-APN-SE#MDP y modificatorias. La
cuenca aplicable será determinada de acuerdo a la cuenca donde se
ubique el o los PIST del Productor o de la Productora Firmante y/o las
inyecciones Off System del Productor o de la Productora Firmante.
6.28.
Precio en Cuadros Tarifarios:
es el precio del gas en el PIST de conformidad con los cuadros
tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras.
6.29.
Precio Máximo: es el
precio del gas en el PIST máximo admisible para la presentación de
ofertas definido para cada cuenca de acuerdo con lo establecido en el
ANEXO A.
6.30.
Precio de Mercado: es el Precio Promedio Ponderado (PPP) del gas en el PIST de las ofertas adjudicadas en la Subasta.
6.31.
Precio Ofertado: es el precio del gas en el PIST de cada cuenca de cada una de las ofertas recibidas.
6.32.
Precio Período Estacional de Verano:
es el precio del gas en el PIST de aplicación para los SIETE (7) meses
comprendidos en los períodos enero-abril y octubre-diciembre de cada
año. Dicho precio surge de multiplicar el Precio Ofertado por cada
Productor o Productora por un factor de ajuste de CERO COMA OCHENTA Y
DOS (0,82).
6.33.
Precio Período Estacional de Invierno:
es el precio del gas en el PIST de aplicación para los CINCO (5) meses
comprendidos en el período mayo-septiembre de cada año. Dicho precio
surge de multiplicar el Precio Ofertado por cada Productor o Productora
por un factor de ajuste de UNO COMA VEINTICINCO (1,25).
6.34.
Precio Período Estacional de Invierno Adicional:
es el precio del gas en el PIST de aplicación para al Volumen del
Período Estacional de Invierno Adicional. Dicho precio surge de
multiplicar el Precio Ofertado por cada Productor o Productora para
este Período Adicional por un factor de ajuste de UNO COMA TREINTA
(1,30).
6.35.
Productor o Productora Firmante: es el Productor o la Productora de Gas Natural que hubiese suscripto el presente Esquema.
6.36.
Productor Excluido o Productora Excluida: es el Productor o la Productora Firmante a quien se le ha dado de baja del presente Esquema por incumplimientos.
6.37.
Productor o Productora Firmante con Precio Base o Precio en Cuadros Tarifarios:
es el Productor o la Productora Firmante que no tiene derecho a
percibir el Precio Ofertado de conformidad con el Punto 50.7 y demás
disposiciones concordantes del presente Esquema.
6.38.
Productor o Productora de Gas Natural:
es la empresa productora de gas natural titular de una concesión de
explotación otorgada por el ESTADO NACIONAL o por las respectivas
Provincias, en uso de sus respectivas facultades legales, o de
contratos en virtud de los cuales realizan actividades de explotación
de hidrocarburos.
6.39.
Secretaría de Energía: es la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMIA de la REPÚBLICA ARGENTINA.
6.40.
Subasta: es el
procedimiento competitivo mediante el cual la Autoridad de Aplicación
lleva adelante la competencia entre los o las Oferentes para definir
las posiciones relativas a precios y volúmenes que establecerá
oportunamente la normativa que dicte la Autoridad de Aplicación.
6.41.
Subsecretaría de Energía Eléctrica:
es la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA dependiente de la SECRETARÍA
DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMIA de la REPÚBLICA ARGENTINA.
6.42.
Subsecretaría de Hidrocarburos:
es la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS dependiente de la SECRETARÍA DE
ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA de la REPÚBLICA ARGENTINA.
6.43.
Take Or Pay (TOP): es el compromiso del comprador o de la compradora de tomar el volumen de gas natural contratado o pagar el valor de aquel.
6.44.
Vigencia: es el plazo de
CUARENTA Y OCHO (48) meses desde el día de inicio del Esquema según el
Punto 16. Para el caso de los proyectos Off Shore, dicho plazo será de
NOVENTA Y SEIS (96) meses a partir de dicha fecha de inicio.
6.45.
Volumen base total: es el
bloque de SETENTA (70) MMm3/d (o aquel mayor o menor que, sobre la base
de lo propuesto por la SECRETARÍA DE ENERGÍA, adopten las partes) en
los TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365) días del año, por una duración de
CUATRO (4) años. El volumen total se distribuirá de la siguiente manera
(y, en caso de modificaciones del Volumen base total por parte de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA, en los porcentajes que esta determine):
6.45.1.
Cuenca Austral (comprende la
producción on shore y off shore de las provincias del Chubut, de Santa
Cruz y de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur): 20 MMm3/d.
6.45.2.
Cuenca Neuquina: 47,2 MMm3/d.
6.45.3.
Cuenca Noroeste: 2,8 MMm3/d.
6.46.
Volúmenes contractualizados:
son las cantidades establecidas de conformidad con la reglamentación
que establezca oportunamente la Autoridad de Aplicación, destinadas a
abastecer los diferentes segmentos de demanda.
6.47.
Volúmenes comprometidos de las Resoluciones Nros. 46 /17, 419 /17 y 447/17, todas del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA:
son los volúmenes que continuarán comprendidos dentro del "Programa de
Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural
proveniente de Reservorios No Convencionales" creado por las
Resoluciones N° 46 /17, 419/17 y 447/17, todas del entonces MINISTERIO
DE ENERGÍA Y MINERÍA; y por sobre los cuales recae la renuncia referida
en el Punto 41.
6.48.
Volumen del Período Estacional de Invierno Adicional:
serán volúmenes adicionales en el Período Estacional de Invierno de
cada uno de los CUATRO (4) años. Solo se adjudicarán volúmenes al
Productor o a la Productora Firmante al o a la que se le hayan asignado
volúmenes en el Período Base. El volumen a adjudicar será distribuido
por cuenca según determine la SECRETARÍA DE ENERGÍA.
IV. Adhesión al Esquema
7. Cada Productor interesado o Productora interesada en adherir al
presente Esquema, en oportunidad de la convocatoria que al efecto hará
la SECRETARÍA DE ENERGÍA, deberá:
(a)
remitir una nota de adhesión por el sistema TAD conteniendo, de
corresponder, las renuncias referidas en los Puntos 39 y 41 del
presente Esquema; y, separadamente,
(b) presentar
su Oferta en sobre cerrado o en el soporte tecnológico que establezca
la reglamentación que asegure su inviolabilidad (Sobre N° 1), la que
contendrá una propuesta sobre los siguientes aspectos:
7.1. El volumen correspondiente al Período Base y el volumen correspondiente al Período Estacional de Invierno Adicional;
7.2. El precio del volumen total ofertado para cada cuenca;
7.3. La curva de producción comprometida por cada una de las cuencas en
las que adhiera, distinguiendo provincias y/o áreas bajo jurisdicción
del ESTADO NACIONAL dentro del continente o Costa Afuera
(Off Shore); y
7.4. El Plan de Inversiones a desarrollar para alcanzar sus volúmenes
de inyección comprometidos, que deberá ser presentado en las
condiciones fijadas en la reglamentación que establezca oportunamente
la Autoridad de Aplicación, y el Programa de Incremento Proporcional y
Progresivo del VAN previsto en el Punto 98.
8. Asimismo, cada Productor interesado o Productora interesada podrá
presentar, en su Oferta, una propuesta complementaria (Sobre N° 2). En
esta se contemplará una curva de producción que requiera mayores
tiempos de desarrollo, a los fines de cumplir con lo indicado en el
Punto 25 del presente Esquema. En este supuesto, el Productor o la
Productora deberá comprometerse a compensar su falta de volumen
inicial. La normativa a dictar por la SECRETARÍA DE ENERGÍA regulará la
forma de compensación, la que deberá incluir las importaciones a cargo
del Productor o de la Productora de gas natural durante el Período
Estacional de Invierno 2021, adicional al que programe para importar la
compañía IEASA. El Productor o la Productora podrá compensar su déficit
de volumen del Período Estacional de Invierno 2021 concentrando la
disponibilidad de gas natural adicional importado o combustibles
alternativos equivalentes en los meses de junio y julio.
Este Sobre N° 2 será abierto solamente en caso de que no se logre
cubrir la totalidad del volumen a adjudicar luego de la apertura de los
Sobres N° 1. En dicho caso, se aplicará el mismo criterio de asignación
detallado en el ANEXO A, y estos volúmenes serán complementarios a los
que sean adjudicados como consecuencia de las ofertas recibidas en el
Sobre N° 1. Los Sobres N° 1 y N° 2 constituirán la Oferta de cada
Productor o Productora Firmante a los efectos de la Subasta.
9. Cada Distribuidora y/o Subdistribuidora interesada en adherir al
presente Esquema deberá remitir una nota de adhesión por el sistema TAD
a las condiciones aquí establecidas entendiéndose que las obligaciones
de las Distribuidoras y/o Subdistribuidoras adherentes se generarán a
partir de la firma de los Contratos.
V. Criterios generales
10.
Asignación de volúmenes por cuenca:
se realiza una asignación a las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras de conformidad con la reglamentación que establezca
oportunamente la Autoridad de Aplicación, respondiendo al ordenamiento
de los Productores o las Productoras Firmantes, en función del orden
creciente de precios ofertados para cada cuenca. En caso de igualdad de
precios se asignará proporcionalmente en función del volumen propuesto
por cada Productor o Productora.
11.
Autorización de exportaciones:
el Volumen Contractualizado será autorizado, en forma parcial, para su
destino de exportación en condición firme, fuera del Período Estacional
de Invierno, conforme lo establecido en la Ley N° 24.076 y normativa
complementaria, primando el abastecimiento interno.
12.
Cálculo de la participación comprometida:
cada Productor o Productora Firmante es responsable por los Volúmenes
Comprometidos, conforme surjan del mecanismo de asignación, según se
detalle en la reglamentación que establezca oportunamente la Autoridad
de Aplicación. La responsabilidad de cada Productor o Productora
Firmante por el compromiso asumido en el presente Esquema es
simplemente mancomunada, limitándose cada Productor o Productora
Firmante a suministrar los Volúmenes del Esquema comprometidos por él
mismo o ella misma por cuenca.
13.
Compromiso de entrega: se
asume por cuenca y por mes, para el abastecimiento de las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y de CAMMESA,
incluyendo consumos fuera del sistema, y por parte de cada uno de los
productores o cada una de las productoras que adhieran, conforme la
reglamentación que establezca oportunamente la Autoridad de Aplicación.
14.
Compromiso de inyección, de inversión y de incremento proporcional y progresivo del VAN:
se realiza por la vigencia del presente Esquema, de conformidad con la
curva que se determine en la reglamentación que oportunamente apruebe
la Autoridad de Aplicación y en el Punto 98, y con discriminación de
cuencas. Las curvas de producción comprometidas deberán contener, desde
mayo de 2021, una inyección igual o superior a la Inyección Base.
En caso de no cubrir el volumen de una cuenca determinada, se podrá
asignar dicho volumen a ofertas de otras cuencas siempre que haya
capacidad de transporte contratada y disponible por las demandas de las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras. La curva de
producción presentada por los Productores o las Productoras Firmantes
será ajustada proporcionalmente en función del volumen ofertado que
fuere efectivamente adjudicado. Dicha curva de producción ajustada no
podrá ser inferior a su Inyección Base.
El
Plan de Inversiones a
presentar, de conformidad con el ANEXO B, en ningún caso podrá ser
inferior al flujo de fondos, producto de la compensación del Punto 33 a
recibir del ESTADO NACIONAL. En caso de ser necesario, la SECRETARÍA DE
ENERGÍA podrá modificar el mencionado factor de ajuste por hasta un UNO
COMA VEINTICINCO (1,25). A tal efecto, el Productor o la Productora
Firmante deberá informar a la Autoridad de Aplicación, con periodicidad
trimestral y con apertura mensual, el debido cumplimiento del
mencionado plan, junto con la entrega de información auditada y en
carácter de declaración jurada.
15.
Incumplimiento: en caso de
no cumplir con las obligaciones asumidas en el presente Esquema, el
Productor o la Productora Firmante será pasible de las penalidades
establecidas en el Punto 50 y siguientes.
16.
Inicio del Esquema: es el
1° diciembre de 2020, fecha a partir de la cual los Productores o las
Productoras Firmantes estarán obligados a cumplir con sus obligaciones
emergentes, y el ESTADO NACIONAL a abonar a aquellos y aquellas la
diferencia de precio del gas que se genere entre: (a) el PIST
autorizado para traslado a tarifas vigente a la fecha del Inicio del
Esquema y (b) el precio adjudicado conforme a la Subasta.
17. Pl
azo adicional para Off Shore: los proyectos costa afuera
(Off Shoré)
tendrán un plazo adicional de CUATRO (4) años, cuyo cómputo iniciará al
concluir el Plazo Base, con lo que el plazo total será de OCHO (8) años
desde el inicio del Esquema.
18.
Plazo Base: es de CUATRO (4) años a partir del Inicio del Esquema.
19.
Plazo Base Adicional: la
Autoridad de Aplicación podrá ampliar el Plazo Base por plazos de UN
(1) año, el cual será agregado como año quinto (5°), y así
sucesivamente. Para ello, se deberán revisar, para cada año adicional,
los volúmenes de demanda, las posibilidades de inversión en
infraestructura, los niveles de precio y los correspondientes
compromisos de venta.
20.
Precio de traslado a la demanda:
el ESTADO NACIONAL podrá tomar a su cargo el pago mensual de una
porción del precio del gas natural en el PIST resultante de la Subasta
a efectos de reducir el costo del gas a pagar por el usuario o la
usuaria conforme al Punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias
de Distribución de gas por redes. Al efecto, la Autoridad de Aplicación
determinará, con la asistencia del ENARGAS, en caso de que esta sea
requerida, y mediante un proceso que, de corresponder, incluya
instancias de efectiva participación ciudadana, el monto que podrá ser
igual o inferior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones
de la Subasta. El diferencial entre el precio determinado por la
Autoridad de Aplicación de acuerdo al Punto 6.28 y el Precio resultante
de la Subasta estará a cargo del ESTADO NACIONAL.
21.
Precio ofertado: el precio
a reconocer al Productor o a la Productora Firmante que cumpla
debidamente con su compromiso de entrega del volumen propuesto y
asignado, de acuerdo con la metodología detallada en el ANEXO A,
consistente en el precio de traslado a la demanda y la compensación
asumida por el ESTADO NACIONAL conforme el Esquema.
22.
Prioridad de nominación:
las propuestas de menor precio de cada cuenca tendrán prioridad de
nominación en caso de que las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras y/o CAMMESA tengan que tomar volúmenes inferiores a
la CMD en períodos de baja demanda. En virtud de esta prioridad, se
bajará en la cuenca que corresponda la nominación hasta el TOP en
primera instancia al Productor o a la Productora Firmante que haya
ofertado el mayor precio y así sucesivamente; todo ello, de acuerdo con
la metodología detallada en el ANEXO A.
23.
Revisión de volúmenes: la
Autoridad de Aplicación podrá efectuar reasignaciones con periodicidad
semestral en función de variaciones en la demanda de las Licenciatarias
de Distribución y/o Subdistribuidoras y/o de CAMMESA, o ante cambios en
la participación de los Productores o las Productoras Firmantes. La
reasignación del volumen correspondiente a las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras tendrá en consideración el gas
combustible retenido y devuelto a la prestataria del servicio de
distribución por las Licenciatarias del Servicio de Transporte de Gas
Natural. En todos los casos, dicho gas combustible deberá ser utilizado
para satisfacer la demanda prioritaria y no podrá ser cedido a ningún
tercero.
24.
Volumen asignado a las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras: no incluye el consumo del segmento Gas Natural Comprimido (GNC).
VI. Detalles de implementación
Productores o Productoras
25. Cada Productor o Productora Firmante se compromete a inyectar, por
el plazo de vigencia del presente Esquema, la curva que se determine en
la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación,
la cual incluirá una discriminación por cuenca. No podrá realizarse
ninguna compensación entre cuencas. El Productor o la productora
Firmante podrá adherir en una cuenca sin tener la obligación de adherir
en las restantes cuencas. Los Compromisos de Inyección permanecerán
vigentes por el plazo del Esquema con independencia de los volúmenes
adjudicados a cada Productor o Productora Firmante en la Subasta.
26. Las curvas de producción comprometidas deberán contener, desde mayo
de 2021, una inyección igual o superior a la Inyección Base. La
inyección comprometida deberá considerar los Puntos de Ingreso al
Sistema de Transporte (PIST), los puntos por fuera del sistema
(Off System) y, de corresponder, los consumos propios.
27. No se configurará incumplimiento a lo establecido en el presente
Esquema si la falta de entrega de los volúmenes comprometidos se debe a
falta de demanda total del sistema y/o a una situación de caso fortuito
o fuerza mayor debidamente acreditados y oportunamente reconocidos por
la Autoridad de Aplicación.
28. Cada Productor o Productora Firmante se compromete a entregar, por
cuenca y por el plazo de vigencia del presente Esquema, los volúmenes
contemplados en la reglamentación que oportunamente apruebe la
Autoridad de Aplicación para el abastecimiento de la demanda de las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y CAMMESA.
29. Los volúmenes comprometidos por cada Productor o Productora
Firmante para el abastecimiento de las demandas comprendidas en el
presente Esquema no podrán ser superiores al SETENTA POR CIENTO (70 %)
del promedio de la producción comprometida, una vez descontados los
consumos propios, para el promedio del trimestre mayo, junio y julio de
2021, a excepción del caso de los Proyectos Costa Afuera (Off Shore),
en cuyo caso la referencia será el promedio del trimestre mayo, junio y
julio de 2020. En caso de ser necesario, la SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá
modificar el porcentaje mencionado en hasta un QUINCE POR CIENTO (15 %)
por sobre dicho promedio.
30. El volumen base a acordar para el abastecimiento de la demanda de
las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y CAMMESA, más
las exportaciones a autorizar, será de SETENTA (70) MMm3/d constantes a
lo largo de la vigencia del Esquema. Complementariamente, se consideran
volúmenes adicionales, a definir por la SECRETARÍA DE ENERGÍA, en el
Período Estacional de Invierno de cada uno de los CUATRO (4) años del
Esquema y los que eventualmente se adicionen en ejercicio de la
facultad prevista en el Punto 19. En la asignación de volúmenes a cada
Productor o Productora Firmante se priorizará a quien oferte menor
precio. El mismo criterio de asignación será de aplicación para los
volúmenes adicionales correspondientes al Período Estacional de
Invierno de cada año del Esquema.
31. En función de la priorización mencionada en el punto precedente, se
define el volumen medio mensual comprometido por cada Productor o
Productora Firmante para su correspondiente entrega a las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y a CAMMESA,
distribuyendo proporcionalmente los volúmenes ofertados a distintos
precios. La asignación de los volúmenes totales entre las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y CAMMESA se hará
proporcionalmente de acuerdo a las entregas promedio del último trienio
(2017-2019). En el caso de Productores o Productoras Firmantes que
tengan consumos correspondientes a generación térmica del MEM, con
consumos fuera del sistema (Off System), estos últimos consumos serán
considerados exclusivamente para su asignación a CAMMESA.
32. A lo largo del Esquema, cada Productor o Productora Firmante deberá
cumplir con sus compromisos de inyección, con sus compromisos de
entrega por cuenca, y con sus compromisos de inversión (ANEXO B).
33. El ESTADO NACIONAL abonará a cada Productor o Productora Firmante,
en concepto de compensación, el diferencial entre el precio facturado a
las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y el Precio
Ofertado por el factor del Período Estacional según corresponda, el que
será determinado a partir del Tipo de Cambio vendedor del BANCO DE LA
NACIÓN ARGENTINA del último día hábil del mes de inyección de que se
trate.
34. A los fines del pago del Precio Ofertado, el cumplimiento de las
entregas e inyecciones comprometidas seráanalizado a mes vencido.
35. A los fines de la evaluación del cumplimiento de la inyección comprometida serán considerados períodos trimestrales móviles.
36. El cumplimiento de inyección de los volúmenes comprometidos por cada Productor o Productora Firmante se verifica por:
(i) la inyección del volumen comprometido o, en caso de ser insuficiente,
(ii)
la puesta a disposición a la Demanda a condiciones de mercado, tanto en
el MEG como a CAMMESA, del volumen remanente no inyectado.
37. El Productor o la Productora Firmante cuyo Precio Ofertado sea
menor, de acuerdo con la metodología detallada en el ANEXO A, tendrá
prioridad de nominación por parte de las Licenciatarias de Distribución
y/o Subdistribuidoras y por CAMMESA en períodos con faltante de demanda
en los cuales sea necesario reducir volúmenes de inyección a niveles de
TOP.
38. El Productor o la Productora Firmante que tenga comprometido
volúmenes en el marco del Programa de las Resoluciones N° 46/17, 419/17
y 447/17, todas del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA no podrá
percibir, por la porción de tales volúmenes que fuera asignada a las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras, el Precio
Ofertado en el marco del presente Esquema. En dicho caso, percibirá el
Precio en Cuadros Tarifarios conforme la definición del Punto 6.28. A
partir de enero de 2022, dicho Productor o dicha Productora Firmante
percibirá el Precio Ofertado. La porción de los referidos volúmenes
asignada a CAMMESA y/o a IEASA percibirá el Precio Ofertado a partir de
la vigencia del presente Esquema.
39. En caso de no renunciar a los beneficios mencionados en el punto
precedente, a los efectos de la comparación y asignación de ofertas, el
Precio Ofertado se ajustará en función del Valor Presente Neto (VPN) de
los ingresos correspondientes a los volúmenes propuestos para el
Período Base, para lo cual se tendrán en consideración, hasta el 31 de
diciembre de 2021, los precios mínimos establecidos en la citada
Resolución, descontados a una tasa del DIEZ POR CIENTO (10 %), de
conformidad con la metodología establecida en el ANEXO A. Lo aquí
previsto no será de aplicación en los casos en los que el Productor o
la Productora Firmante opte por la alternativa prevista en el Punto 1.4
del ANEXO A, en cuyo caso se aplicará la metodología descripta en dicho
punto a los efectos de la comparación de ofertas y asignación de
volúmenes.
40. El ESTADO NACIONAL creará un sistema de garantía para respaldar el
pago del diferencial entre el Precio Ofertado y el Precio en Cuadros
Tarifarios, el que contará con un procedimiento de liquidación basado
en los principios de celeridad y eficiencia administrativas, sin
perjuicio de otros mecanismos de garantía del pago de las
compensaciones a los Productores o las Productoras Firmantes bajo el
Esquema basados en el reconocimiento decréditos fiscales, según se
determine en la legislación respectiva y conforme sea reglamentado por
la Autoridad de Aplicación y por la AFIP, según corresponda.
41. A los fines de acceder a participar en el presente Esquema, el
Productor o la Productora Firmante que tenga comprometido volúmenes en
el marco del Programa de las Resoluciones N° 46 /17, 419/17 y 447/17,
todas del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA, deberá presentar en
el Sobre N° 1, la renuncia establecida en la reglamentación que
oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación.
42. La participación del Productor o de la Productora Firmante estará
sujeta a las condiciones establecidas en los Puntos 13 y 14.
43. En caso de que durante el Período Estacional de Invierno en una
cuenca determinada se produzcan volúmenes excedentes de oferta, la
SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá, a solicitud del Productor o de la
Productora Firmante, otorgar permisos en condición firme con destino de
exportación para el Productor o la Productora Firmante que cuente con
volúmenes excedentes a todos los volúmenes comprometidos dentro del
Esquema.
Proyectos Costa Afuera (Off Shore)
44. A efectos de tener en consideración la incertidumbre y los riesgos
geológicos vinculados a la realización de nuevos desarrollos costa
afuera en la región austral del país, el Productor o la Productora
Firmante deberá presentar en el Sobre N° 1 un Plan de Inversiones
conforme lo establecido en la reglamentación que oportunamente apruebe
la Autoridad de Aplicación hasta tanto el proyecto ingrese en etapa de
operación comercial, el cual será controlado por la Autoridad de
Aplicación.
45. Asimismo, deberá compensar, durante los meses de junio, julio y
agosto de cada año del Plazo Base, su falta de volumen respecto a su
Inyección Base; para ello, podrá optar por alguna de las siguientes
alternativas:
45.1. con compensaciones entre cuencas con producción propia, siempre
que el Productor o la Productora Firmante disponga de volúmenes por
encima de los volúmenes de inyección comprometidos en la cuenca en la
que compensa, y en tanto exista capacidad de transporte disponible para
el abastecimiento de la demanda;
45.2. con la adquisición de su volumen faltante a otro Productor o a
otra Productora Firmante, siempre que este último o esta última
disponga de volúmenes por encima de los volúmenes de inyección
comprometidos, y entanto exista capacidad de transporte disponible para
el abastecimiento de la demanda;
45.3. con importaciones a su cargo de gas natural durante los meses de
junio, julio y agosto, con volúmenes adicionales a los que programe
importar IEASA;
45.4. con un pago equivalente a DOS (2) veces el volumen a compensar
valorizado al precio ofertado por UNO COMA VEINTICINCO (1,25).
46. En caso de elegir la opción 45.3, el Productor o la Productora
Firmante podrá concentrar la disponibilidad de gas natural adicional en
los meses de junio y/o julio.
47. Estos proyectos tendrán un plazo adicional de CUATRO (4) años, con
lo que el plazo total será de OCHO (8) años desde el inicio del Esquema.
48. Una vez iniciado el plazo adicional conforme el Punto 17:
(i)
los Volúmenes contractualizados por cada Productor o Productora
Firmante en el presente Esquema deberán ascender al SETENTA POR CIENTO
(70 %) de la producción total Costa Afuera
(Off Shore)
que dicho Productor o dicha Productora Firmante tenga a partir de la
finalización del plazo base, o a partir de que ingrese en fase
comercial el proyecto en cuestión;
(ii) el Productor o la Productora Firmante no deberá compensar los volúmenes a que se refiere el Punto 45.
49. A partir de este último mes, el Productor o la Productora Firmante
deberá cumplir con los Contratos firmados con las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras y con CAMMESA.
Los Productores o las Productoras Firmantes que incluyan en su Plan de
Inversión en Cuenca Austral un proyecto Off Shore, no serán pasibles de
las penalidades previstas en los Puntos 50.2, 50.3 y 50.4 en dicha
cuenca, en tanto y en cuanto hayan dado debido y acreditable
cumplimiento al Plan de Inversión acumulado a ese momento, y deberán
compensar solamente su falta de volumen respecto a su Inyección Base
conforme el Punto 45.
Penalidades y garantías
50. El régimen de penalidades y garantías estará sujeto a los siguientes extremos:
50.1. En caso de incumplimiento de un Contrato con las Licenciatarias
de Distribución y/o Subdistribuidoras y/o con CAMMESA, el Productor o
la Productora Firmante afrontará las penalidades establecidas en el
respectivo Contrato en lo que respecta a los volúmenes de DOP.
50.2. El incumplimiento del compromiso de inyección tendrá el siguiente tratamiento:
50.2.1. Si el incumplimiento de la inyección promedio trimestral móvil
del Productor o de la Productora Firmante para una determinada cuenca
es igual o menor al CINCO POR CIENTO (5 %) de su producción
comprometida, se tendrá por cumplido el compromiso de inyección bajo el
presente Esquema, siempre y cuando este defecto de inyección no se
extienda por más de TRES (3) meses consecutivos. En este último caso,
en adelante se ajustará proporcionalmente el diferencial entre: (i) si
el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato con
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras, entre el Precio
Ofertado y el precio a reconocer por las Licenciatarias de Distribución
y/o Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes; o bien
(ii) si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un
contrato con CAMMESA, entre el Precio Ofertado y el Precio de
Referencia a reconocer por esta; en ambos casos, los ajustes se
realizarán de acuerdo con el nivel de incumplimiento y mientras se
verifique en la práctica dicha falta de cumplimiento.
50.2.2. Si el incumplimiento de la inyección promedio trimestral móvil
del Productor o de la Productora Firmante para una determinada cuenca
es superior al CINCO POR CIENTO (5 %) y menor o igual al QUINCE POR
CIENTO (15 %) de su producción comprometida, se ajustará
proporcionalmente el diferencial:
(i) si el Productor o la
Productora Firmante hubiese celebrado un contrato con Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras, entre el Precio Ofertado y el
precio a reconocer por las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes; o bien
(ii)
si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato
con CAMMESA, entre el Precio Ofertado y el Precio de Referencia a
reconocer por esta; en ambos casos, los ajustes se realizarán de
acuerdo con el nivel de incumplimiento y mientras se verifique en la
práctica dicha falta de cumplimiento.
50.2.3. Si el incumplimiento de la inyección promedio trimestral móvil
del Productor o de la Productora Firmante para una determinada cuenca
es mayor al QUINCE POR CIENTO (15 %) de su producción comprometida,
aquel no tendrá derecho a la percepción del diferencial:
(i)
si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato
con Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras, entre el
Precio Ofertado y el precio a reconocer por las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios
vigentes; o bien
(ii) si el
Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato con
CAMMESA, entre el Precio Ofertado y el Precio de Referencia a reconocer
por esta; en ambos casos, los ajustes se realizarán de acuerdo con el
nivel de incumplimiento y mientras se verifique en la práctica dicha
falta de cumplimiento.
50.3. Independientemente de la penalidad por el incumplimiento del
compromiso de inyección prevista en el Punto 50.2, si la inyección
durante los meses de junio y/o julio y/o agosto de cada año es inferior
a la comprometida, el Productor o la Productora Firmante deberá
compensar su falta de volumen con alguna de las siguientes
alternativas, a su elección:
50.3.1.1. con compensaciones entre cuencas con producción propia,
siempre que el Productor o la Productora Firmante disponga de volúmenes
por encima de los volúmenes de inyección comprometidos en la cuenca en
la que compensa, y en tanto exista capacidad de transporte disponible
para el abastecimiento de la demanda;
50.3.1.2. con la adquisición de su volumen faltante a otro Productor o
a otra Productora Firmante, siempre que este último o esta última
disponga de volúmenes por encima de los volúmenes de inyección
comprometidos, y en tanto exista capacidad de transporte disponible
para el abastecimiento de la demanda.
50.3.1.3. con importaciones a su cargo de gas natural durante los meses
de junio, julio y agosto, con volúmenes adicionales a los que programe
importar IEASA.
50.3.1.4. con un pago equivalente a DOS (2) veces el volumen a
compensar valorizado al precio ofertado por un factor de ajuste de UNO
COMA VEINTICINCO (1,25).
50.4. Si la inyección promedio trimestral móvil del Productor o de la
Productora Firmante para una determinada cuenca es inferior a los
siguientes porcentajes por el plazo de SEIS (6) meses consecutivos
(independientemente de la eventual compensación de acuerdo a los
mecanismos descriptos en el Punto anterior):
50.4.1. el NOVENTA Y CINCO POR CIENTO (95 %) entre mayo de 2021 y mayo de 2022 inclusive;
50.4.2. el NOVENTA Y OCHO POR CIENTO (98 %) entre junio de 2022 y mayo de 2023 inclusive;
50.4.3. el CIEN POR CIENTO (100 %) desde junio de 2023 en adelante;
importará la baja de dicho Productor o dicha Productora Firmante del
presente Esquema y se lo considerará Productor Excluido o Productora
Excluidaconforme el Punto 6.36.
50.5. En caso de verificarse la baja conforme al Punto 50.4, el
Productor Excluido o la Productora excluida deberá reintegrar los
montos percibidos durante el año calendario en que se verifique el
incumplimiento, entendiendo por tales montos el diferencial entre el
Precio Ofertado y:
(i) el precio a reconocer por las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes o
(ii)
el Precio de Referencia a reconocer por CAMMESA. Estos montos a
reintegrar serán calculados en dólares estadounidenses al Tipo de
Cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina en el día hábil
anterior a su pago, con más un DIEZ POR CIENTO (10 %). Dichos montos
serán devueltos en el porcentaje que corresponda a CAMMESA y/o de
manera directa al ESTADO NACIONAL en función del costo que este último
haya afrontado para la compensación a los Productores o las Productoras
Firmantes.
50.6. A los efectos de asegurar el reintegro de los montos percibidos
según lo prevé el Punto 50.5, la Autoridad de Aplicación solicitará,
antes del 31 de diciembre de cada año, un seguro de caución al
Productor o a la Productora Firmante. A estos mismos fines, la
Autoridad de Aplicación podrá solicitar el reemplazo del seguro de
caución antes referido por una contragarantía. En dicho caso, la falta
de presentación impedirá continuar con la percepción del diferencial
entre el precio ofertado y:
(i) el precio a reconocer por las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes o
(ii)
el precio de referencia a reconocer por CAMMESA hasta tanto aquella no
sea debidamente entregada. Una vez subsanado el incumplimiento, el
Productor o la Productora Firmante tendrá derecho a percibir el
mencionado diferencial correspondiente a los meses sobre los cuales no
lo hubiere recibido, sin que esta situación le otorgue derecho alguno a
compensaciones adicionales.
50.7. Para los Productores o las Productoras Firmantes cuya producción
sea inferior a los DOS (2) millones de metros cúbicos por día, en el
caso de que se registraran incumplimientos en los Volúmenes de
Inyección comprometidos por SEIS (6) meses consecutivos, aquellos no
serán pasibles de las penalidades previstas en los Puntos 50.3, 50.4 y
50.5, en tanto y en cuanto hayan dado debido y acreditable cumplimiento
al Plan de Inversiones acumulado a ese momento.
En adelante, este Productor o esta Productora Firmante recibirá por los
Volúmenes Contractualizados el Precio Base y/o el Precio en Cuadros
Tarifarios, en cuyo caso se mantendrán vigentes las penalidades
establecidas en el Punto 50.3. Esta situación se mantendrá hasta el mes
en el que el Productor o la Productora Firmante vuelva a dar efectivo
cumplimiento a los Volúmenes de Inyección comprometidos.
50.8. El atraso por un período mayor a SEIS (6) meses en el
cumplimiento del Plan de Inversiones presentado en el Sobre N° 1 dará
lugar a la exclusión del Productor o de la Productora Firmante del
presente Esquema. En dicho caso, el Productor o la Productora Firmante
deberá reintegrar los montos percibidos, entendiendo por tales montos
el diferencial:
(i) si el
Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato con
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras, entre el Precio
Ofertado y el precio a reconocer por lasLicenciatarias de Distribución
y/o Subdistribuidoras según los cuadros tarifarios vigentes; o bien
(ii)
si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un contrato
con CAMMESA, entre el Precio Ofertado y el Precio de Referencia a
reconocer por esta; en ambos casos, los ajustes se realizarán de
acuerdo con el nivel de incumplimiento y mientras se verifique en la
práctica dicha falta de cumplimiento. Estos montos a reintegrar serán
calculados en dólares estadounidenses al Tipo de Cambio vendedor del
Banco de la Nación Argentina en el día hábil anterior a su pago, con
más un DIEZ POR CIENTO (10 %).
El atraso por un período mayor a SEIS (6) meses en el cumplimiento del
Plan de Incremento Proporcional y Progresivo del Valor Agregado
Nacional presentado en el Sobre N° 1, y corroborado y verificado por el
sistema de control mixto del presente Esquema, dará lugar a las
siguientes penalidades:
(i) llamados de atención,
(ii) advertencia,
(iii) advertencia con plazos de corrección,
(iv) reducción proporcional y progresiva de la compensación, según establezca la Autoridad de Aplicación.
Demanda prioritaria
51. La SECRETARÍA DE ENERGÍA determinará, con la asistencia del ENARGAS
y mediante un proceso que, de corresponder, incluya instancias de
efectiva participación ciudadana -y teniendo en consideración la
política de subsidios adoptada por el ESTADO NACIONAL-, el precio del
gas natural en el PIST resultante de la Subasta por el cual las
prestadoras del servicio de gas natural, podrán solicitar que
oportunamente se efectúe el ajuste tarifario por variación en el precio
del gas natural comprado en el marco del presente Esquema, el que será
sometido a revisión tarifaria conforme al Punto 16. Dicho precio podrá
ser igual o inferior al Precio de Mercado. El diferencial entre el
precio determinado por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al Punto
6.28 y el Precio Ofertado estará a cargo del ESTADO NACIONAL en
concepto de compensación.
52. Se definen volúmenes por cuenca, con desagregación mensual, para
cada una de las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras,
en proporción a su demanda y en función de su capacidad de transporte
contratada, para lo cual se respetará la proporcionalidad entre los
distintos volúmenes adjudicados. En caso de no completar los volúmenes
asignados a una cuenca, se podrán asignar volúmenes de otras cuencas
que cuenten con capacidad de transporte contratada por cada
Distribuidora y/o Subdistribuidora. Esta facultad no implica la
posibilidad de compensación entre cuencas por parte de un mismo
Productor o una misma Productora Firmante.
53. Se asignan los volúmenes definidos para cada Distribuidora y/o
Subdistribuidora en forma proporcional a cada uno de los Productores o
cada una de las Productoras Firmantes de las cuencas respectivas.
54. Los volúmenes comprometidos en el presente Esquema serán
formalizados a través de Contratos entre cada Productor o Productora
Firmante y cada Distribuidora y/o Subdistribuidora, con cláusulas de
TOP del SETENTAY CINCO POR CIENTO (75 %) trimestral y DOP del CIEN POR
CIENTO (100 %) diario. El precio de los respectivos Contratos será
definido en función de los respectivos cuadros tarifarios o del Precio
Ofertado, el que sea menor.
55. La Distribuidora y/o Subdistribuidora tendrá derecho a recuperar
las cantidades de gas natural que haya abonado, pero no tomado,
cualquiera haya sido la causa por la que aquella no haya podido tomar
tales cantidades. El recupero solo podrá realizarse dentro del período
estacional en que se hubiera producido el desbalance y durante la
vigencia del respectivo Contrato. Será computado como gas de
recuperación de dichas cantidades diferidas el volumen de gas natural
que pudiera ser tomado por la Distribuidora y/o Subdistribuidora en
exceso de la cantidad de TOP. En caso de que exista una cantidad
diferida al término de la vigencia del Contrato, la Distribuidora y/o
Subdistribuidora solo podrá recuperar dicha cantidad durante un período
de extensión de DOCE (12) meses subsiguientes al período del Contrato.
Tanto los volúmenes recuperados como aquellos correspondientes al gas
retenido y devuelto al cargador respectivo, solamente podrán ser
utilizados para cubrir las necesidades de la Demanda Prioritaria.
56. En caso de que los volúmenes comprometidos en el presente Esquema,
tanto los anuales como los del Período Estacional de Invierno, no
representen el total de las necesidades de las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras a los efectos de garantizar el
abastecimiento de la demanda, será responsabilidad de estas, conforme
sus respectivas licencias y/o habilitaciones, adquirir volúmenes
adicionales a los efectos de abastecer dicha demanda.
57. En cuanto a las regiones abarcadas por el beneficio establecido por
el artículo 75 de la Ley N° 25.565, los Productores o las Productoras
Firmantes que por el presente Esquema tengan asignada demanda con dicho
subsidio deberán celebrar contratos con IEASA por los respectivos
volúmenes. Por dichas entregas los Productores o las Productoras
Firmantes percibirán el Precio Ofertado para cada cuenca involucrada.
58. IEASA, en función de su disponibilidad de gas natural, suministrará
los volúmenes que sean necesarios a efectos de cubrir los volúmenes
asignados a una cuenca en caso de que estos no puedan ser sustituidos
por volúmenes de otra cuenca.
59. En los Contratos emanados del presente Esquema no se incluirá el consumo de los segmentos excluidos conforme al Punto 6.9.
60. Las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y CAMMESA
podrán acordar la contratación de la capacidad de transporte que no sea
utilizada por las primeras para el abastecimiento de su Demanda total.
61. En ningún caso las devoluciones de gas retenido a las prestadoras
en tal concepto podrán tener un destino distinto a la demanda
prioritaria en el marco del presente Esquema.
62. Las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras deberán
nominar en primera instancia el CIEN POR CIENTO (100 %) de la CMD de
cada uno de los Contratos en forma previa a realizar cualquier otra
nominación. En caso de que su demanda sea menor a la suma de cada CMD
de los Contratos firmados, las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras deberán en primera instancia nominar el volumen
correspondiente al TOP del último Productor Firmante que se le haya
asignado, y así sucesivamente de acuerdo con el orden definido en el
ANEXO A. El mencionado criterio deberá respetar el orden general de
asignación de Productores o Productoras Firmantes que incluye a todas
las cuencas.
63. El resto de la demanda de Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras deberá ser abastecida con los volúmenes que disponga
IEASA y con volúmenes adicionales disponibles en el mercado.
64. Las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras deberán
informar mensualmente a la SECRETARÍA DE ENERGÍA y al ENARGAS el
detalle del cumplimiento de cada uno de los Contratos celebrados en el
marco del presente Esquema.
Demanda CAMMESA
65. Se definen volúmenes por cuenca, con desagregación mensual en
función de la capacidad de transporte disponible, lo que incluye el uso
de la capacidad de transporte contratada por las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras que no sea utilizada para el
abastecimiento. Los volúmenes serán mayores en el Período Estacional de
Verano y menores en el Período Estacional de Invierno, a efectos de
complementar la demanda de las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras. En caso de no completar los volúmenes asignados a
una cuenca, podrá asignarse volúmenes a otra cuenca que cuente con
capacidad de transporte remanente. Esta facultad no implica la
posibilidad de compensación de un mismo Productor o una misma
Productora Firmante.
66. Se asignan los volúmenes definidos proporcionalmente a cada uno de
los Productores o cada una de las Productoras Firmantes de las cuencas
respectivas en función de los precios ofertados, de acuerdo con la
metodología detallada en el ANEXO A. Los volúmenes establecidos en el
presente Esquema serán formalizados a través de Contratos entre cada
Productor o Productora Firmante y CAMMESA, con cláusulas de TOP del
SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75 %) mensual y DOP del CIEN POR CIENTO
(100 %) diario. El plazo de vigencia del Esquema será de CUATRO (4)
años, salvo lo establecido para los proyectos costa afuera
(Off Shore), en cuyo caso el plazo será de OCHO (8) años.
67. CAMMESA tendrá el derecho de recuperar las cantidades de gas
natural que haya abonado, pero no tomado, cualquiera haya sido la causa
por la que aquella no haya podido tomar esas cantidades. Dicho recupero
solo podrá realizarse dentro del período estacional en que hubiere
ocurrido el desbalance y durante la vigencia del respectivo Contrato.
Será computado como gas de recuperación de las Cantidades Diferidas el
volumen de gas natural que pudiera ser tomado por CAMMESA en exceso de
la cantidad de TOP. En caso de que exista una Cantidad Diferida al
término de la vigencia del Contrato, CAMMESA solo podrá recuperar tales
cantidades durante un período de extensión de DOCE (12) meses
subsiguientes al período del Contrato.
68. El Precio Base será el Precio de Referencia o el Precio Ofertado en
caso de que este último sea inferior. Los Contratos contendrán la
previsión del pago del Precio Ofertado de manera directa, previa
verificación del cumplimiento de cada Productor o Productora Firmante.
69. En caso de que algún Productor o alguna Productora Firmante tenga
compromisos previos en forma directa con un Generador de Energía
Eléctrica, dicho volumen será descontado de los volúmenes a contratar
por CAMMESA hasta el momento del vencimiento de dicho Contrato.
70. CAMMESA deberá informar mensualmente a la Autoridad de Aplicación
el detalle del cumplimiento de cada uno de los Contratos celebrados en
el marco del presente Esquema.
71. La SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA ELÉCTRICA emitirá las instrucciones
correspondientes para que el despacho de CAMMESA priorice el uso de la
totalidad de los volúmenes firmes contratados en el marco del presente
Esquema; ello, luego de haber tomado el volumen necesario para que
IEASA cumpla con el TOP del contrato vigente con el Estado
Plurinacional de Bolivia.
72. En caso de que la demanda de CAMMESA sea menor a la suma de cada
CMD de los Contratos firmados, CAMMESA deberá en primera instancia
nominar el volumen correspondiente al TOP del último Productor o de la
última Productora Firmante que se le haya asignado, y así sucesivamente
de acuerdo con el orden definido en el ANEXO A.
El mencionado criterio deberá respetar el orden general de asignación
de Productores o Productoras Firmantes, lo que incluye todas las
cuencas.
Exportaciones en condición firme
73. En caso de cubrirse el Volumen Base Total, los Productores o las
Productoras Firmantes dispondrán de un derecho preferencial de
exportación en condición firme. Este derecho podrá ser utilizado tanto
para la exportación de gas natural por ductos como para su licuefacción
en el país y posterior exportación como Gas Natural Licuado (GNL), y
operará conforme a la siguiente distribución (la que podrá ser
modificada por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a
efectos del mejor cumplimiento de los objetivos del Esquema):
73.1. Cuenca Neuquina: SIETE (7) MMm3/d, de los cuales:
73.1.1. los primeros CUATRO (4) MMm3/d serán asignados a los bloques
adjudicados de acuerdo a la prioridad de despacho que le corresponde a
los Productores o a las Productoras Firmantes de Cuenca Neuquina según
se determine en la reglamentación que oportunamente apruebe la
Autoridad de Aplicación; y
73.1.2. los TRES (3) MMm3/d remanentes y/o el volumen que no se hubiese
asignado en el punto anterior se sumarán y serán asignados por fuera
del mecanismo antes indicado.
73.2. Cuenca Austral: CUATRO (4) MMm3/d, de los cuales:
73.2.1. los DOS (2) MMm3/d primeros serán asignados a los primeros
bloques adjudicados de Productores o Productoras Firmantes de Cuenca
Austral, en las condiciones que determine en la reglamentación que
oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación;
73.2.2. los DOS (2) MMm3/d siguientes, por fuera del mecanismo antes indicado.
74. En caso de que en alguna de las cuencas no se utilicen los derechos
preferenciales de exportación en condición firme por todo o parte de
los volúmenes detallados en el Punto precedente, podrán asignarse los
volúmenes remanentes para exportación en condición firme desde otra
cuenca.
75. Para los primeros bloques adjudicados de cada cuenca según los
Puntos 73.1 y 73.2, si un Productor o una Productora Firmante con
derecho preferencial a exportar en condición firme no hace uso de esa
opción
(i) antes del 30 de septiembre de cada año o
(ii)
antes de los TREINTA (30) días posteriores al inicio del presente
Esquema para el año 2020, podrá otorgarse dicha preferencia a otros
Productores u otras Productoras Firmantes de conformidad con lo que se
determine en la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad
de Aplicación.
76. El período de exportación en condición firme no comprenderá el
Período Estacional de Invierno. La Autoridad de Aplicación podrá
extenderlo en caso de evidenciarse excedentes de oferta comprobables.
77. El volumen de exportación firme previsto en el presente Esquema que
efectivamente se exporte bajo estas condiciones será detraído de los
Contratos vigentes con CAMMESA durante el Período Estacional de Verano.
78. La reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de
Aplicación deberá detallar los volúmenes asignados por Productor o
Productora Firmante y por cuenca, los cuales podrán ser modificados por
la Autoridad de Aplicación en caso de detectarse incumplimientos.
Las disposiciones de los Puntos 73 a 78 precedentes son operativas, sin
perjuicio de los derechos establecidos en el artículo 6° y concordantes
de la Ley N° 17.319.
Cálculo de las compensaciones
79. Cada Productor o Productora Firmante del presente Esquema
presentará mensualmente a la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS, dentro de
los TREINTA (30) días calendario del último día hábil del mes siguiente
al del período de inyección, las Declaraciones Juradas relativas a:
79.1. Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección;
79.2. Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la demanda y
79.3. El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su
propio análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
80. En un período no mayor a VEINTE (20) días corridos posteriores a la
presentación de las Declaraciones Juradas mencionadas en el Punto 79,
se emitirá una orden de Pago Provisorio equivalente al SETENTA Y CINCO
POR CIENTO (75 %) de la compensación calculada por el Productor o la
Productora Firmante y presentada según el Punto 79. Asimismo, se
notificará al Productor o a la Productora Firmante con UNA (1) copiade
la correspondiente Orden de Pago Provisorio.
81. Para acceder al Pago Provisorio del Punto 80 cada Productor o
Productora Firmante deberá constituir un seguro de caución, mediante
pólizas aprobadas por la SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN,
extendidas a favor de la SECRETARÍA DE ENERGÍA. Esta última establecerá
las condiciones que deben estar contenidas en las cláusulas de tales
pólizas, para lo cual podrá establecer:
(i) los montos de la caución,
(ii) los requisitos de solvencia que deberán reunir las compañías aseguradoras,
(iii)
las condiciones de sustitución de la compañía de seguros para el caso
de que la aseguradora originaria deje de cumplir los requisitos que se
hubieren requerido.
82. En caso de no constituirse la caución descripta en el Punto 81, las
compensaciones serán pagadas a partir de las Declaraciones Juradas,
dentro del mecanismo de validación correspondiente.
83. Dentro del plazo previsto en el Punto 80, cada Productor o
Productora Firmante presentará ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA una
Declaración Jurada certificada por auditor o auditora independiente, la
que contendrá:
83.1. Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección;
83.2. Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la demanda; y
83.3. El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su
propio análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
84. La SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS controlará la información
relativa a los volúmenes inyectados y declarados por cada Productor o
Productora Firmante y dará intervención a quienes tuvieren competencia,
simultáneamente, en un plazo no mayor a CINCO (5) días corridos.
85. En relación con los Puntos de Inyección previos al PIST, la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS tomará la intervención de su competencia
conforme Resolución de la SECRETARÍA DE ENERGÍA N° 318/10 y procederá a
expedirse en un plazo que no superará los QUINCE (15) días corridos.
86. Respecto a los volúmenes correspondientes a los PIST
(TGN-TGS-gasoductos operados por alguna Licenciataria del Servicio de
Distribución regulada por ENARGAS), la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS
podrá dar intervención al ENARGAS con el fin de que, en un plazo máximo
de QUINCE (15) días corridos, remita:
(i) los volúmenes de inyección,
(ii) las entregas a las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras, y
(iii) las entregas a CAMMESA.
87. En función de lo resultante de los Puntos 83 a 86, la SUBSECRETARÍA
DE HIDROCARBUROS emitirá, en un plazo máximo de DIEZ (10) días
corridos, un informe de validación de los volúmenes efectivamente
inyectados y de las entregas en PIST efectivamente realizadas a las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y a CAMMESA.
88. Con dicho informe, la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS determinará
-en caso de corresponder-las causas de los eventuales incumplimientos
de cada Productor o Productora Firmante e informará mensualmente a
CAMMESA y al ENARGAS el estado de cumplimiento de cada Productor o
Productora Firmante del presente Esquema.
89. La SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS elaborará, en un plazo máximo de
DIEZ (10) días corridos, un informe de compensación para cada Productor
o Productora Firmante.
Asimismo, la SECRETARÍA DE ENERGÍA, dentro de los siguientes DIEZ (10)
días corridos, procederá a emitir la correspondiente orden de Pago
Ajustado, la que podrá ser positiva o negativa.
90. En consecuencia, y tomando en cuenta los plazos indicados
precedentemente, dentro de un plazo que nunca podrá ser mayor a los
CINCUENTA (50) días corridos después de presentadas en tiempo y forma
las Declaraciones Juradas referidas en el Punto 83, se procederá a
emitir la correspondiente Orden de Pago Ajustado por la diferencia
entre la compensación provisoria, contenida en la Orden de Pago
Provisorio, y la compensación calculada en el correspondiente informe.
Asimismo, se notificará al Productor o a la Productora Firmante con UNA
(1) copia del informe de validación de volúmenes, y una copia del
informe de compensación y la correspondiente Orden de pago.
91. En caso de que la compensación provisoria sea mayor que la calculada por la Autoridad de Aplicación, entonces:
91.1. el monto abonado en exceso será deducido del siguiente período de pago y
91.2. se penalizará al Productor o a la Productora Firmante en su
compensación para el período inmediatamente posterior, afectando el
monto en un OCHENTA POR CIENTO (80 %) del que le correspondiere.
92. Tanto la Orden de Pago Provisorio como la Orden de Pago
Complementaria serán abonadas en su totalidad en un plazo no mayor a
los DIEZ (10) días corridos posteriores de su emisión de acuerdo con
los Puntos 80 y 89, respectivamente.
93. En el caso de la demanda de Licenciatarias de Distribución y/o
permisionarias de Subdistribuidoras, el diferencial entre el precio
determinado por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al Punto 6.28 y
el Precio Ofertado será abonado de la siguiente manera:
(i) en un OCHENTA Y OCHO POR CIENTO (88 %) a los Productores o las Productoras Firmantes y
(ii) en un DOCE POR CIENTO (12 %) a las Provincias y/o al ESTADO NACIONAL en cuyo territorio se producen los volúmenes inyectados.
Asimismo, para aquellos casos de concesiones cuya producción tenga
establecida en el respectivo título un porcentaje, entre regalías y/o
canon equivalente, superior al DOCE POR CIENTO (12 %), el pago
diferencial por tal producción respetará dicho porcentaje.
VII. Misceláneas
94. La SECRETARÍA DE ENERGÍA reconoce expresamente que la suscripción y
posterior cumplimiento por parte de los Productores o las Productoras
Firmantes del presente Esquema contribuye positivamente al beneficio
del interés económico general y reviste carácter de interés público.
95. Los precios del gas natural que sean efectivamente facturados como
consecuencia de las ventas realizadas por los Productores o las
Productoras Firmantes a sus clientes o clientas en el marco del
presente Esquema serán los utilizados a los efectos de calcular las
regalías previstas en el artículo 59 de la Ley N° 17.319 y/o canon o
adicional acordado en su caso con la respectiva Provincia,
correspondientes a los volúmenes de gas natural vendidos por los
Productores o las Productoras Firmantes bajo el presente Esquema.
96. Con el fin de evitar toda conducta que implique la cooperación o
revelación de las posturas o estrategias de participación de los
Productores o las Productoras Firmantes que pueda vulnerar los
objetivos de competencia ytransparencia del presente Esquema para
determinar el Precio de Mercado, los Productores o las Productoras
Firmantes deberán presentar junto con su oferta: (i) una declaración de
oferta independiente y (ii) un compromiso de denuncia frente a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA, en caso de tomar conocimiento de que otro u otra
participante haya incurrido en este tipo de prácticas.
97. En el caso de que durante la vigencia del presente Esquema un
Productor o una Productora Firmante transfiriese por cualquier título o
modalidad la titularidad de todo o parte de sus derechos de explotación
respecto de una determinada área, el Productor o la Productora Firmante
deberá notificar por escrito dicha situación a la SECRETARÍA DE ENERGÍA
y tendrá el derecho:
(i) a
mantener su participación en los volúmenes del Esquema y asumir desde
otras áreas de explotación de su titularidad el porcentaje que la
producción de gas natural proveniente del área cedida represente en su
producción total de gas natural, o bien
(ii)
a reducir su participación en los volúmenes del Esquema
proporcionalmente en el porcentaje que la producción de gas natural
proveniente de dicha área cedida represente en su producción total de
gas natural; en este último caso, el Productor o la Productora Firmante
deberá comprometerse a que el nuevo o la nueva titular asuma
automáticamente el compromiso de suministrar el volumen de gas natural
equivalente al Porcentaje de Participación Transferido.
98. Con el objetivo de agregar valor a la cadena de abastecimiento a
través de la transferencia de tecnología y conocimiento por parte de
los Productores o las Productoras Firmantes, así como de promover una
mayor participación directa de los proveedores o las proveedoras
locales sobre la base de una mejora de la productividad,
competitividad, eficiencia y calidad de la industria local, el
Productor o la Productora Firmante deberá presentar:
(i)
un plan de abastecimiento anual de compras de bienes y servicios que
cuente con un detalle del sostenimiento de los niveles de empleo,
(ii) un programa de desarrollo de proveedores directos o proveedoras locales, regionales y nacionales de bienes y servicios,
(iii)
un mecanismo de contratación transparente y abierto a los o las
oferentes de bienes y servicios y (iv) la concreción de instrumentos
destinados a extender a sus empresas proveedoras los beneficios
financieros asociados a la baja del riesgo por la constitución de la
garantía de pago.
El diseño, instrumentación y ejecución de estos programas por parte de
los Productores o las Productoras Firmantes cumplirá con el principio
de utilización, plena y sucesiva, local, regional y nacional, de las
facilidades en materia de empleo, provisión directa de bienes y
servicios por parte de Pymes y empresas regionales y bienes, procesos y
servicios de industria, tecnología y trabajo nacional. La Autoridad de
Aplicación dictará un sistema de sanciones para el caso de
incumplimiento, por parte de los Productores o las Productoras
Firmantes, de las obligaciones asumidas.
99. Para el caso de que el ESTADO NACIONAL incumpliere sus obligaciones
de pago, por el plazo de SEIS (6) meses consecutivos o alternados, y/o
por las sumas equivalentes a TRES (3) veces la compensación mensual
promedio que el Productor o la Productora Firmante tuviere derecho a
percibir, el Productor o la Productora Firmante podrá optar por alguna
de las siguientes alternativas:99.1. Continuar bajo las condiciones
recíprocas del presente Esquema que se devenguen por los períodos y/o
montos impagos.
99.2. Continuar con el presente Esquema, pero sin la obligación de
cumplir el Compromiso de Inyección total; en cuyo caso, el Productor o
la Productora Firmante tendrá derecho a la reducción proporcional de la
CMD de los Contratos según su respectiva tasa de declino.
99.3. Continuar en el presente Esquema, pero sin la obligación de
cumplir con el Compromiso de Inyección total; en cuyo caso, el
Productor o la Productora Firmante tendrá derecho a percibir por los
Volúmenes Contractualizados el Precio Base y/o el Precio en Cuadros
Tarifarios en cuestión.
99.4. Darse de baja del presente Esquema, cuyos efectos serán la
resolución de los Contratos por incumplimiento del ESTADO NACIONAL del
presente Esquema y la liberación de las cauciones respectivas.
99.5. Continuar en el presente Esquema, pero sin la obligación de
cumplir con los Volúmenes de Inyección comprometidos; en cuyo caso, el
Productor o la Productora Firmante tendrá derecho a percibir por los
Volúmenes Contractualizados el Precio Base y/o el Precio en Cuadros
Tarifarios en cuestión.
99.6. Asimismo, el Productor o la Productora Firmante tendrá el derecho
de ajustar y/o reducir el Compromiso de Inyección Total por terminación
de los Contratos por incumplimiento de las Licenciatarias de
Distribución y Subdistribuidoras y/o de CAMMESA, en proporción a la CMD
prevista en los Contratos terminados.
100. Los ANEXOS A y B tendrán el siguiente contenido:
ANEXO A
Metodología de Asignación de Volúmenes
1. Tratamiento de los Productores beneficiarios o de las Productoras
beneficiarías del "Programa de Estímulo a las Inversiones en
Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No
Convencionales" en el marco de las Resoluciones Nros. 46/17, 419/17 y
447/17, todas del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA.
1.1. Cada Productor
o Productora Firmante que no haya renunciado a los beneficios del
referido Programa, conforme los Puntos 38 y 41, deberá presentar
adicionalmente, en sobre cerrado (Sobre N° 1), conforme el Punto 7 del
Esquema, una Declaración Jurada del volumen mensual sujeto a
compensación hasta la finalización de dicho programa en diciembre de
2021.
1.2. Con esta Declaración Jurada, junto con el Compromiso de Entrega en
el marco del presente Esquema, será calculado el Precio Promedio
Ponderado (PPP) a percibir mensualmente en virtud de las entregas al
citado Programa de Estímulo y al presente Esquema. A tal fin, será
considerado el Precio Ofertado y el precio mínimo del referido
Programa, para cada período.
1.3. A partir de la serie de precios calculados de conformidad con el
punto anterior, la Autoridad de Aplicación calculará el Valor Presente
Neto (VPN) de los ingresos correspondientes a los volúmenes propuestos
para el Período Base, descontado a una tasa del DIEZ POR CIENTO (10 %).
Este valor será ajustado en función del porcentaje de gas retenido
determinado en los cuadros tarifarios del sistema de transporte que son
publicados por el ENARGAS. A tal fin, será considerado el punto de
recepción que corresponda y el punto de despacho o entrega en el Gran
Buenos Aires.
1.4. Dadas las condiciones establecidas en los puntos precedentes y en
función de la evaluación a realizar, cada Productor o Productora
Firmante podrá optar por presentar su Oferta (Sobre N° 1), dividida en
DOS (2) propuestas, en las mismas condiciones que las referidas en los
Puntos 2 y 3 del presente ANEXO A, y con un único Precio Ofertado; pero
no le será de aplicación lo dispuesto en los Puntos 1.2 y 1.3.
precedentes:
(i) Propuesta A, por un
volumen de ese Programa de Estímulo que no podrá ser superior al
CINCUENTA POR CIENTO (50 %) de la Inyección Base, y que percibirá los
precios establecidos en el punto 38 del Esquema y la compensación
prevista en el citado Programa de Estímulo;
(ii) Propuesta B, por un
volumen superior al contenido en la Propuesta A, pero que solamente
serán asignados en caso de que existan cantidades remanentes a las
definidas en el Punto 6.45 para cada cuenca en cuestión, y luego de
haber sido asignadas todas las demás Ofertas correspondientes al Sobre
N° 1.
En caso de ser asignados volúmenes de la Propuesta B, el precio a
reconocer será, hasta el 31 de diciembre de 2021, el Precio Ofertado, a
menos que este sea mayor al Precio Promedio Ponderado de las Ofertas
del Sobre N° 1 que no oferten en las condiciones regidas para la
Propuesta B, al interior de cada cuenca. Desde el 1° de enero de 2022
se reconocerá el Precio Ofertado en el Sobre N° 1, a todos los efectos.
Sin perjuicio de lo anterior, en caso de que parte de estos volúmenes
asignados correspondan a volúmenes de ese Programa de Estímulo,
paradichos volúmenes el Productor o la Productora Firmante percibirá,
hasta el 31 de diciembre de 2021, los precios establecidos en el Punto
38 (con los eventuales ajustes que pudieren corresponder por
comparación por Precio Promedio Ponderado, conforme lo establecido
precedentemente), y la compensación prevista en el citado Programa de
Estímulo.
En caso de que no se asignen la totalidad de los volúmenes ofertados en
la Propuesta B, la Inyección Base, el Compromiso de Inyección y el Plan
de Inversiones (Anexo B), se ajustarán proporcionalmente a los
volúmenes asignados.
1.5. En caso de que un Productor o una Productora Firmante oferte de
conformidad con el Punto 1.4. precedente, no dispondrá, hasta el 31 de
diciembre de 2021, del derecho preferencial de exportación en condición
firme previsto en el Punto 73.
Adicionalmente, el volumen ofertado en la Propuesta B tendrá el último
lugar en el orden de asignación y de prioridad de nominación, hasta el
31 de diciembre de 2021.
1.6. En forma posterior a esta última fecha, se procederá a asignar a
todos los Productores o todas las Productoras Firmantes un nuevo orden
en función del Precio Ofertado por cada uno de ellos o cada una de
ellas. Esta nueva asignación no alterará los volúmenes adjudicados a
cada Productor o Productora Firmante en la Subasta.
1.7. El Productor o la Productora Firmante que haya adherido al
referido Programa de Estímulo podrá solicitar, al momento de ingresar
al presente Esquema, la reducción del nivel de Inyección Base
comprometida bajo este Esquema por hasta un volumen equivalente al
promedio diario simple de la reducción efectuada bajo el citado
Programa de Estímulo. Esa solicitud estará sujeta a la evaluación y
aprobación de la Autoridad de Aplicación, la cual tendrá en
consideración que la reducción solicitada implique efectivamente un
ahorro fiscal para el ESTADO NACIONAL.
2. Tratamiento de los Productores no beneficiarios o las Productoras no
beneficiarías del Programa de Estímulo descrito en el Punto 1
precedente.
2.1. Teniendo en consideración el Compromiso de Entrega en el marco del
presente Esquema, el Precio Ofertado será ajustado considerando el
Valor Presente Neto (VPN) de los ingresos correspondientes a los
volúmenes propuestos para el Período Base requeridos para completar el
Volumen Base Total, descontado a una tasa del DIEZ POR CIENTO (10 %).
Este valor será ajustado en función del porcentaje de gas retenido
determinado en los cuadros tarifarios del sistema de transporte que son
publicados por el ENARGAS. A tal fin, será consideradoel punto de
recepción que corresponda y el punto de despacho o entrega en el Gran
Buenos Aires.
Asignación de volúmenes
3. En función del orden de precios que surja por la aplicación de los
Puntos 1 y 2 anteriores, serán asignados los volúmenes por cuenca y
será establecida la prioridad de nominación por parte de las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y de CAMMESA en
períodos con faltante de demanda en caso de ser necesario reducir
volúmenes de inyección a niveles de TOP. Asimismo, del mismo modo se
distribuirá el nivel de exportaciones firmes entre Productores o
Productoras Firmantes.
4. Para los Puntos 1 y 2 precedentes, en ningún caso el precio que
surja como resultado de aplicar el Valor Presente Neto (VPN) de los
ingresos correspondientes a los volúmenes propuestos para el Período
Base, ajustado en función del porcentaje de gas retenido que
corresponda, podrá superar el Precio Máximo de 3,21 USD/MMBTu.