|
Poder Ejecutivo Nacional
HIDROCARBUROS - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO
Decreto (PEN) 892/20. Del 13/11/2020. B.O.: 16/11/2020.
Hidrocarburos. Declara de interés público nacional y como objetivo
prioritario la promoción de la producción del gas natural argentino.
Aprueba el “Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de
Hidrocarburos, el Abastecimiento Interno, las Exportaciones, la
Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte
para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028”.
Ciudad de Buenos Aires, 13/11/2020
VISTO el Expediente N° EX-2020-70389358- -APN-SE#MEC, las Leyes Nº
17.319, 24.076, 26.741 y 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación
Productiva en el Marco de la Emergencia Pública, y sus respectivas
modificatorias y los Decretos Nº 1738 de fecha 18 de septiembre de 1992
y 2255 de fecha 2 de diciembre de 1992, y
CONSIDERANDO:
Que por el artículo 3° de la Ley N° 17.319 se establece 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, estando dichas actividades 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 resulta de interés general asegurar el abastecimiento del mercado
interno de gas natural, de acuerdo con lo establecido en el artículo 6º
de la citada Ley N° 17.319 y en el artículo 3º de la Ley N° 24.076.
Que la incorporación de nuevas reservas y la recuperación de la
producción es fundamental para lograr los objetivos dispuestos en el
artículo 3º de la Ley N° 17.319 y en el artículo 1º de la Ley N° 26.741
de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con producción
propia y de propender al crecimiento sostenido de las reservas que
aseguren dicho objetivo.
Que en materia de exportación de hidrocarburos, mediante el artículo 6°
de la Ley Nº 17.319 se faculta al PODER EJECUTIVO NACIONAL a autorizar
la exportación de hidrocarburos o derivados que no fueren requeridos
para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, y siempre que
esas exportaciones se realicen a precios comerciales razonables,
pudiendo fijar en tal situación los criterios que regirán a las
operaciones en el mercado interno, con el fin de posibilitar una
racional y equitativa participación en él a todos los productores y
todas las productoras del país.
Que en el artículo 3° de la Ley N° 26.741 se establecen 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 y
sustentable de los recursos, para el aprovechamiento de las generaciones
futuras.
Que los principios detallados en el considerando precedente se centran
en la necesidad de garantizar el abastecimiento de la demanda base de
gas natural al tiempo que se establecen incentivos para viabilizar
inversiones inmediatas tendientes al mantenimiento y/o crecimiento de la
producción en las cuencas productivas de gas natural del país,
protegiendo la cadena de valor de la industria y manteniendo los niveles
de empleo.
Que por el artículo 1º de la Ley Nº 27.541 de Solidaridad Social y
Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública se declaró
la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal,
administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social,
y se delegaron en el PODER EJECUTIVO NACIONAL las facultades
comprendidas en dicho cuerpo normativo en los términos del artículo 76
de la CONSTITUCIÓN NACIONAL, con arreglo a las bases de delegación
establecidas en el artículo 2° de la citada ley, hasta el 31 de
diciembre de 2020.
Que, en materia de tarifas de los servicios de distribución de gas
natural a ser abonadas por los usuarios y las usuarias, por el artículo
5° de la citada Ley N° 27.541 se faculta al PODER EJECUTIVO NACIONAL a
iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral
vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario en los
términos de la Ley N° 24.076, propendiendo a una reducción de la carga
tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año
2020.
Que teniendo en cuenta las pautas y principios descriptos en los
considerandos anteriores, el PODER EJECUTIVO NACIONAL considera oportuno
declarar de interés público nacional y como objetivo prioritario de la
REPÚBLICA ARGENTINA la promoción de la producción del gas natural
argentino.
Que, asimismo, se considera prioritario establecer objetivos generales a
ser alcanzados mediante la implementación de ciertos mecanismos de
oferta y demanda del gas natural en el mercado interno, para asegurar su
abastecimiento en el mediano plazo, la generación de saldos exportables
de gas natural y coadyuvar al logro de dichos objetivos mediante la
implementación de programas de incentivo a la producción e inversión.
Que, del mismo modo, constituyen objetivos centrales del PODER EJECUTIVO
NACIONAL en la materia, proteger los derechos de los usuarios actuales y
futuros y de las usuarias actuales y futuras del servicio de gas
natural, y cuidar los ingresos de dichos usuarios y de dichas usuarias a
través de la determinación de tarifas que cumplan con los criterios
definidos por la CORTE SUPREMA DE JUSTICIA DE LA NACIÓN en el fallo
dictado en la causa “Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad
y la Solidaridad y otros c/Ministerio de Energía y Minería s/amparo
colectivo”, Fallos: 339:1077, asegurando la certeza, previsibilidad,
gradualidad y razonabilidad de dichas tarifas (conf. considerando 32 de
dicho fallo).
Que con la finalidad de que el esquema a crear sea capaz de prever
precios justos y razonables compatibles con la seguridad de
abastecimiento, corresponde que el mecanismo de comercialización
garantice la agilidad, transparencia y eficiencia en la formación de los
precios del gas natural, manteniendo inalterados los principios básicos
que inspiran a las leyes de fondo en la materia.
Que a efectos de propender a los objetivos señalados, el esquema a
diseñar deberá establecer los fundamentos, requisitos y condiciones para
la convocatoria a las empresas productoras de gas natural a un concurso
de precios o procedimiento similar, tanto a los efectos de la
adjudicación de volúmenes uniformes de gas natural provenientes de todas
las cuencas productivas, como a la celebración de contratos directos
entre las empresas productoras y distribuidoras, por un lado, y entre
las primeras y la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA
ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA), por el otro.
Que corresponde facultar a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA a promover y suscribir esquemas de comercialización con las
empresas productoras de gas natural, en los que se establecerá el precio
del gas natural en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST) a
ser adquirido por las prestadoras del servicio de distribución de gas
por redes, por las subdistribuidoras autorizadas y por CAMMESA, a los
efectos de generar señales claras que privilegien una asignación
eficiente de los recursos en uno de los períodos de crisis más grave que
ha conocido la historia de la REPÚBLICA ARGENTINA.
Que en materia de plazo de vigencia de esquema, los períodos
involucrados deberán ser de alcance plurianual, a efectos de resultar
compatibles con los horizontes de inversión habituales en la actividad
hidrocarburífera y, en particular, en las actividades costa afuera (off
shore).
Que los contratos a suscribirse deberán ser capaces de producir niveles
de precios acordes con inversiones a largo plazo y, al mismo tiempo,
podrán contener mecanismos de incentivo o estímulo adicionales que
aseguren la más amplia aceptación por parte de la industria global del
gas natural.
Que los esquemas a acordar podrán ofrecer beneficios de comercialización
y despacho a los y las oferentes más eficientes y, en particular,
condiciones preferenciales de exportación de gas natural en condición
firme fuera de los períodos invernales comprendidos en el período
plurianual.
Que, a efectos de lograr la máxima coordinación con otros programas de
estímulo a la inversión en gas natural vigentes a la fecha de dictado
del presente acto, procede autorizar a la SECRETARÍA DE ENERGÍA a
incorporar en los esquemas de comercialización a celebrar, disposiciones
que permitan amalgamar los esfuerzos fiscales del Tesoro Nacional en pos
del desarrollo sostenible de la oferta energética.
Que, para asegurar el cumplimiento del mandato establecido en el inciso
(2) del artículo 2° del Anexo I del Decreto N° 1738/92, reglamentario de
la Ley Nº 24.076, el esquema a diseñar deberá facultar a la SECRETARÍA
DE ENERGÍA, dependiente del MINISTERIO DE ECONOMÍA, a asegurar que los
precios del gas natural resultantes de los contratos compatibilicen la
seguridad de abastecimiento con el mínimo costo para los usuarios y las
usuarias.
Que, en este sentido, el esquema deberá contemplar que el ESTADO
NACIONAL tome a su cargo el pago mensual de una porción del precio de la
inyección comprometida por parte de las empresas productoras
participantes, con el fin de administrar el impacto del costo del gas
natural incorporado a las tarifas al usuario o a la usuaria conforme al
Punto 9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de
gas por redes, aprobadas por el artículo 5° del Decreto N° 2255/92.
Que, con el fin de promover la plena adherencia de los actores o las
actoras de la industria del gas natural, corresponde la creación de un
mecanismo que garantice a las empresas productoras el pago de aquella
porción del precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de
Transporte (PIST) que el ESTADO NACIONAL ha decidido tomar a su cargo.
Que el precio del gas natural que resulte de las ventas realizadas por
las empresas productoras de gas natural, como consecuencia de los
acuerdos o esquemas comerciales que se alcancen en el marco del presente
decreto, será el precio que se tomará como referencia a los efectos de
calcular y liquidar las regalías previstas en el artículo 59 de la Ley
Nº 17.319, correspondientes en forma exclusiva a los volúmenes de gas
natural vendidos por las mencionadas empresas en el marco de dichos
acuerdos.
Que acorde a lo dispuesto en la Ley Nº 27.541 en lo concerniente a la
mejora en el nivel de empleo y de distribución de ingresos, es preciso
orientar la política energética y tarifaria con sentido social, de
manera de proteger fundamentalmente a los sectores con menores ingresos
y, en particular, privilegiar a los segmentos de demanda con menor
capacidad de gestión de energía.
Que, por su parte, la Resolución N° 80 de fecha 4 de abril de 2017 del
entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA posibilitó que las estaciones
de Gas Natural Comprimido (GNC) puedan optar libremente por la
adquisición de gas natural al distribuidor o a la distribuidora o, en
forma directa, al productor o a la productora o comercializador o
comercializadora.
Que mediante la Resolución N° 175 de fecha 4 de abril de 2019 de la
ex-SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA dependiente del entonces MINISTERIO
DE HACIENDA se derogaron los artículos 5° y 6° de la Resolución N° 752
del 12 de mayo de 2005 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA dependiente del
entonces MINISTERIO DE PLANIFICACIÓN FEDERAL, INVERSIÓN PÚBLICA Y
SERVICIOS, relacionados con los contratos para la compra de gas natural.
Que la Resolución N° 750 de fecha 21 de noviembre de 2019 del ENTE
NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), rectificada posteriormente por la
Resolución de dicho Ente N° 838 del 16 de diciembre de 2019, estableció
que los usuarios y las usuarias del “Servicio General P” Grupo III
puedan optar libremente por la adquisición de gas natural directamente
al productor o a la productora o comercializador o comercializadora o al
distribuidor o a la distribuidora.
Que en el marco de la declaración de emergencia pública vigente
corresponde priorizar el acceso al gas natural de los usuarios
residenciales-domésticos y las usuarias residenciales-domésticas y de
aquellos usuarios no domésticos o aquellas usuarias no domésticas sin
cantidades contractuales mínimas, o sin contratos, denominados, estos
últimos, “Servicio General P1, P2 y P3 Grupo III”, por sobre otras
categorías de demanda.
Que, por tanto, el esquema de abastecimiento a diseñar debe,
necesariamente, excluir otros segmentos de la demanda que, aunque
también centrales para el normal funcionamiento de la economía, estarán
en condiciones de acceder al gas natural por medios alternativos sin
sustraer volúmenes a la garantía de abastecimiento minorista y de
usuarios prioritarios o usuarias prioritarias sobre los que se
fundamenta el presente acto.
Que, en este contexto, corresponde excluir de la demanda garantizada por
el esquema a las categorías del “Servicio General P3 Grupos I y II”, así
como también a los usuarios y las usuarias que adquieran gas natural con
destino a expendio de GNC.
Que, asimismo, es preciso prever, a través de la participación de la
sociedad anónima bajo injerencia estatal INTEGRACIÓN ENERGÉTICA
ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (IEASA), los volúmenes de gas natural
necesarios para el normal abastecimiento de la demanda prioritaria, que
no estén incluidos en el esquema previsto en el presente decreto.
Que desde el punto de vista técnico, económico, financiero, legal y
logístico, se torna imperioso el urgente lanzamiento del esquema
contenido en el Anexo del presente decreto, en tanto la puesta en marcha
de nuevos proyectos de inversión en materia de producción e
infraestructura gasíferas requieren necesariamente de un desarrollo
temporal mínimo a los efectos de lograr el aumento de las inyecciones de
gas natural con el horizonte previsto para el inicio del próximo período
estacional de invierno.
Que tal objetivo se aúna con la siempre acuciante necesidad de velar por
los intereses de los usuarios y las usuarias del servicio público de gas
natural.
Que, en consecuencia, deviene imposible seguir los trámites ordinarios
para la sanción de las leyes.
Que la Ley N° 26.122 regula el trámite y los alcances de la intervención
del HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN respecto de los Decretos de
Necesidad y Urgencia dictados por el PODER EJECUTIVO NACIONAL, en virtud
de lo dispuesto por el artículo 99, inciso 3 de la CONSTITUCIÓN
NACIONAL.
Que la citada ley determina que la COMISIÓN BICAMERAL PERMANENTE tiene
competencia para pronunciarse respecto de la validez o invalidez de los
Decretos de Necesidad y Urgencia, así como para elevar el dictamen al
plenario de cada Cámara para su expreso tratamiento, en el plazo de DIEZ
(10) días hábiles.
Que el artículo 22 de la Ley N° 26.122 dispone que las Cámaras se
pronuncien mediante sendas resoluciones, y que el rechazo o aprobación
de los decretos deberá ser expreso conforme lo establecido en el
artículo 82 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.
Que el servicio jurídico pertinente ha tomado la intervención de su
competencia.
Que la presente medida se dicta en uso de las atribuciones conferidas
por el artículo 99, incisos 1 y 3 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.
Por ello,
EL PRESIDENTE DE LA NACIÓN ARGENTINA EN ACUERDO GENERAL DE MINISTROS
DECRETA:
ARTÍCULO 1º.- Declárase de interés público nacional y como objetivo
prioritario de la REPÚBLICA ARGENTINA la promoción de la producción del
gas natural argentino.
ARTÍCULO 2º.- (art. sustituido por decreto 730/22 PEN) Apruébase
el “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE
HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA
SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE
PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” que como
Anexo (IF-2022-117816376-APN-SE#MEC) forma parte del presente decreto, e
instrúyese a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a
instrumentar dicho Plan.
Asimismo, facúltase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA a realizar las adecuaciones y cambios necesarios para la
instrumentación de dicho Plan en los aspectos no medulares de los
objetivos indicados en este artículo y de las pautas, criterios y
condiciones elementales contenidos en el artículo 4° del presente
decreto.
El referido Plan se asienta en la participación voluntaria por parte de
las empresas productoras, prestadoras del servicio público de
distribución y subdistribución que hagan adquisiciones en forma directa
de las empresas productoras y de la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO
MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA).
El Plan contempla los siguientes objetivos:
a. 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.
b. Proteger los derechos de los usuarios actuales y futuros y las
usuarias actuales y futuras del servicio de gas natural.
c. Promover el desarrollo de agregado nacional en la cadena de valor de
toda la industria gasífera.
d. Mantener los puestos de trabajo en la cadena de producción de gas
natural.
e. Sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de
combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.
f. Coadyuvar con una balanza energética superavitaria y con el
desarrollo de los objetivos fiscales del Gobierno.
g. Generar certidumbre de largo plazo en los sectores de producción y
distribución de hidrocarburos.
h. Otorgar previsibilidad en el abastecimiento a la demanda prioritaria
y al segmento de generación eléctrica de fuente térmica.
i. 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.
ARTÍCULO 3º.- Establécese como autoridad de aplicación del presente
decreto a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, la que
podrá dictar las normas complementarias y aclaratorias que resulten
necesarias para la ejecución e implementación del mismo.
ARTÍCULO 4°.- (art. sustituido por decreto 730/22 PEN) Facúltase a la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a instrumentar el
esquema de abastecimiento de volúmenes, plazos y precios máximos de
referencia de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de
Transporte (PIST), aplicable a los contratos o acuerdos de
abastecimiento que entre oferentes y demandantes se celebren en el marco
del Plan, y que garanticen la libre formación y transparencia de los
precios conforme a lo establecido en la Ley Nº 24.076.
El esquema a instrumentar incorpora las siguientes pautas, criterios y
condiciones elementales:
a. Volumen: será establecido por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO
DE ECONOMÍA a efectos de garantizar el óptimo abastecimiento de la
demanda y conforme la capacidad de transporte. Podrá ser ampliado para
los sucesivos períodos y/o para los volúmenes a incluir en los plazos
que eventualmente se extienda el plan.
b. Plazo: se extenderá hasta el año 2028 inclusive. Este plazo podrá ser
ampliado por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA en
función de la evaluación de la situación en el mercado de gas.
c. Exportaciones: podrán ofrecerse a las empresas productoras
participantes condiciones preferenciales de exportación en condición
firme durante el período estacional de verano y/o de invierno, sobre la
base de las estimaciones de oferta y demanda que efectúe la SECRETARÍA
DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
Los cupos de exportación en condición firme del Plan Gas.Ar se
asignarán, en cada cuenca, a los productores adjudicatarios o las
productoras adjudicatarias conforme las siguientes pautas y de acuerdo
con lo que disponga la reglamentación que establezca oportunamente la
Autoridad de Aplicación:
i. Un porcentaje del cupo se asignará en función de la participación del
volumen total del adjudicatario o de la adjudicataria (para el año
calendario que corresponda) en todas las rondas del Plan en la cuenca de
que se trate.
ii. Un porcentaje del cupo se distribuirá entre quienes generen el mayor
descuento en precio, ponderado por volumen, en las rondas de volúmenes
incrementales base y estacional de invierno, en ambos casos respecto de
sus precios tope o, en su defecto, de la referencia de precio de
sustitución que determine la reglamentación que establezca oportunamente
la Autoridad de Aplicación.
Cuando en virtud del análisis de oferta y demanda de gas natural para
abastecimiento interno se determinase que una o más de las cuencas se
encuentra inhabilitada para realizar exportaciones, el DIEZ POR CIENTO
(10 %) del volumen total disponible para exportar de la cuenca
habilitada o las cuencas habilitadas será asignado para exportaciones a
los adjudicatarios o las adjudicatarias de aquella cuenca inhabilitada o
aquellas cuencas inhabilitadas para exportar, conforme lo establezca la
reglamentación que establezca oportunamente la Autoridad de Aplicación,
y siempre y cuando las autoridades de aplicación tanto de la provincia
inhabilitada o las provincias inhabilitadas a exportar como de la
provincia o las provincias donde se produzca el gas exportado, presten
conformidad con la correspondiente operación de intercambio de cuenca.
Estas exportaciones se asignarán tomando en consideración el
abastecimiento interno y los mejores precios de venta al mercado externo
en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos
de exportación.
La SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA podrá elevar el
porcentaje referido en hasta un QUINCE POR CIENTO (15 %) en función del
volumen por el que se soliciten exportaciones desde la cuenca
inhabilitada o las cuencas inhabilitadas y los precios establecidos en
los respectivos contratos de exportación.
Ningún adjudicatario o ninguna adjudicataria podrá exportar en cada
período más del TREINTA POR CIENTO (30 %) del volumen total autorizado a
exportar o más del CINCUENTA POR CIENTO (50 %) de su compromiso de
entrega en el marco del Plan, lo que resulte menor, conforme lo que
determine la reglamentación que establezca oportunamente la Autoridad de
Aplicación.
En el caso de las Exportaciones en condición Firme Plan Gas.Ar que
correspondan al período estival 2023-2024, se asignarán los Volúmenes
Prioritarios Neuquina y los Volúmenes Prioritarios Austral, CUATRO (4)
MMm3/d y DOS (2) MMm3/d, respectivamente, en función de la prioridad de
despacho establecida en la Resolución Nº 447 del 29 de diciembre de 2020
de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA para los
Productores Adjudicados en cada una de las Cuencas que corresponda.
d. Precio mínimo de exportación: la Autoridad de Aplicación establecerá
en cada oportunidad un precio mínimo que deberán respetar las
autorizaciones de exportación. Dicho precio constituirá el precio
comercial razonable conforme a lo dispuesto en el artículo 6º de la Ley
Nº 17.319.
Sin perjuicio de lo anterior, en el caso de solicitudes de exportación
realizadas en el marco de ofertas/acuerdos de compraventa de gas natural
con obligaciones de entrega y recepción en firme vigentes, asumidas
durante la vigencia de las Resoluciones Nros. 299 del 14 de julio de
1998 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del ex-MINISTERIO DE ECONOMÍA Y OBRAS Y
SERVICIOS PÚBLICOS y 131 del 9 de febrero de 2001 de la ex-SECRETARÍA DE
ENERGÍA Y MINERÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, se respetarán las
condiciones de tales ofertas o acuerdos.
e. Procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares
resultantes del esquema serán negociados mediante un mecanismo de
concurso público, licitación y/o procedimiento similar, a ser diseñado
por la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, que garantice
los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y
transparencia.
f. Valor agregado nacional y planes de inversión: el diseño,
instrumentación y ejecución de estos programas por parte de las empresas
productoras 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, así como de bienes, procesos y servicios de industria,
tecnología y trabajo nacional.
g. Misceláneas: se preverán otros aspectos que, a criterio de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA resulten conducentes a
los efectos de garantizar la seguridad de abastecimiento de gas natural
desde el punto de vista de la previsibilidad de la oferta y la garantía
de tarifas justas, razonables y asequibles para la demanda.
ARTÍCULO 5º.- Facúltase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA para fijar los precios de gas natural en el PIST, aplicables
exclusivamente a los contratos o acuerdos de provisión (incluidas las
operaciones spot) que INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA
(IEASA) celebre con las empresas prestadoras del servicio de
distribución y de subdistribución de gas por redes.
Estos contratos o acuerdos serán por los volúmenes adicionales a los
contractualizados en el mencionado Plan.
ARTÍCULO 6º.- Establécese que el ESTADO NACIONAL podrá tomar a su cargo
el pago mensual de una porción del precio del gas natural en el PIST, a
efectos de administrar el impacto del costo del gas natural a ser
trasladado a los usuarios y las usuarias, de conformidad con el Punto
9.4.2. de las Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por
redes (conf. artículo 5° del Decreto N° 2.255/92).
En virtud de ello, instrúyese a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO
DE ECONOMÍA a dictar una reglamentación relativa a la discusión y debate
de las tarifas de gas natural, así como de su debida ponderación, la que
podrá incluir, de corresponder, mecanismos de participación ciudadana, a
los efectos de determinar el monto que el ESTADO NACIONAL podrá tomar a
su cargo de conformidad con el párrafo precedente y sin alterar las
facultades regulatorias en materia de tarifas de transporte y
distribución de gas natural.
ARTÍCULO 7º.- El ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), organismo
autárquico en el ámbito de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA, deberá dictar todos los actos administrativos que fueren
necesarios a efectos de cumplir con lo establecido en el presente
decreto.
Asimismo, junto con INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA (IEASA)
y con COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (CAMMESA),
deberá prestar toda la asistencia técnica que fuere requerida por la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA en la implementación
del esquema que se adopte conforme el presente decreto.
ARTÍCULO 8°.- Deróganse las Resoluciones Nros. 80 de fecha 4 de abril de
2017 del entonces MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINERÍA y 175 de fecha 4 de
abril de 2019 de la entonces SECRETARÍA DE GOBIERNO DE ENERGÍA,
dependiente del ex-MINISTERIO DE HACIENDA.
Facúltase a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA para
dictar todos los actos administrativos que fueren necesarios a efectos
de establecer un mecanismo de transición para los usuarios comprendidos
y las usuarias comprendidas en las normas referidas en el párrafo
anterior.
ARTÍCULO 9°.- Establécese que el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA
ARGENTINA, en caso de que existan normas que limiten el acceso al
mercado libre de cambios (MLC), para la repatriación de las inversiones
directas y sus rentas y/o la atención de servicios de renta o principal
de endeudamientos financieros del exterior, deberá establecer mecanismos
idóneos con el fin de facilitar el acceso a dicho mercado a tales fines,
cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y sean operaciones
genuinas a partir de la entrada en vigencia del presente decreto y
destinados a la financiación de proyectos enmarcados en el esquema
referido en el artículo 2° del presente.
ARTÍCULO 10.- Invítase a las provincias productoras de gas natural a
adherir al presente decreto.
ARTÍCULO 11.- Facúltase al Jefe de Gabinete de Ministros a realizar las
modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines del
cumplimiento del presente decreto.
ARTÍCULO 12.- Dese cuenta a la COMISIÓN BICAMERAL PERMANENTE del
HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN.
ARTÍCULO 13.- La presente medida entrará en vigencia a partir del día
siguiente al de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL.
ARTÍCULO 14.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL
REGISTRO OFICIAL y archívese.
ANEXO (anexo sustituido por decreto 730/22 PEN)
Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de
Hidrocarburos, el Abastecimiento Interno, las Exportaciones, la
Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte
para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028
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 una parte, 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:
i. consolidar el bloque de volumen plano de poco más de SETENTA MILLONES
(70 MM m3/d) en los TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365) días del año
adjudicado mediante las Rondas 1 y 3 del Plan Gas.Ar;
ii. conformar demanda para volúmenes incrementales que puedan evacuarse
en uso de la nueva capacidad de transporte a instalarse en el sistema,
en particular para las obras a realizarse en el marco del Programa
Transport.Ar (Resolución SE N° 67/2022), así como también;
iii. procurar la máxima utilización de la capacidad de transporte
disponible desde las cuencas Noroeste y Austral (que a los efectos de
este Plan 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) con producción nacional, con el objetivo prioritario de
sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y el consumo de
combustibles líquidos por parte del sistema eléctrico nacional.
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 SECRETARÍA DE ENERGÍA 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) como la demanda de
usinas térmicas (con CAMMESA), por el otro.
c) Objetivos: viabilizar inmediatamente inversiones para aumentar la
producción de gas natural y, de manera indirecta, sus líquidos asociados
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 PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE
TRANSPORTE (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 reducir 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 de los últimos años.
e) Plazo: es de mediano plazo, extendiéndose el plazo dispuesto en el
"CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS
NATURAL ARGENTINO-ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024" hasta el 31 de
diciembre de 2028, excepto para aquellos Productores adjudicatarios en
el mencionado "CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO- ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024", convocado mediante la Resolución N° 317 de fecha 20 de
noviembre de 2020 y adjudicado mediante la Resolución N° 391 de fecha 15
de diciembre de 2020 ambas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE
ECONOMÍA, que oportunamente incluyeron en su Plan de Inversión en Cuenca
Austral un proyecto Costa Afuera (Off Shore) y, en consecuencia, su
plazo de vigencia quedó establecido hasta el 31 de diciembre de 2028, a
efectos de mantener y aumentar los volúmenes de producción existentes.
Asimismo, el presente Esquema podrá ser continuado mediante concursos
que puedan extender adjudicaciones previas al vencimiento, o bien
adjudicar nuevos volúmenes por períodos equivalentes, en las condiciones
que establezca la Autoridad de Aplicación, a los efectos de mantener y
aumentar los volúmenes de producción existentes a dicho momento.
f) Compromiso: dependiendo de la instancia, 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 y/o reducir los declinos, o bien comprometerse a realizar un
determinado proyecto de inversión y a comercializar la producción
asociada al mismo, en los términos que prevea la Autoridad de Aplicación
en la reglamentación del presente Esquema. En cualquiera de los casos,
en una actividad con declino geológico, ello implica un volumen de
inversión significativo que -a la vez- tracciona los niveles de empleo.
g) Prioridad: a los efectos de reconocer prioridad para la inyección en
períodos con excedentes de oferta, se efectuará, en primera instancia,
un ordenamiento de las rondas por orden cronológico (partiendo de la más
antigua a la más reciente), y dentro de cada ronda tendrán prioridad
quienes oferten los precios más competitivos. De esta manera, se
favorece la eficiencia en las asignaciones y se respeta el ordenamiento
temporal de los compromisos.
h) Exportación: se otorga prioridad para exportar en condición firme
parte del volumen total de exportación, a aquellos Productores o
aquellas Productoras Firmantes que presenten precios más competitivos
y/o que aporten mayor volumen en las Rondas, de manera tal que ello
redunde en un ahorro fiscal para el Estado Nacional. Esta medida
pretende seguir con el desarrollo del mercado de exportación a los
países vecinos e incentivar la concurrencia en las futuras Rondas.
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 las Rondas 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) Incumplimientos: habrá reducciones proporcionales sobre el Precio
Ofertado y hasta se podrá perder la participación en el Esquema. Si se
incumplen los compromisos de inversión o actividad, el incremento del
valor agregado nacional y/o el compromiso de inyección en el Período
Estacional de Invierno se debe abonar una penalidad.
k) 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 TRES (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) 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.
1.10. Contribuir al desarrollo y la consolidación de mercados de
exportación para el gas natural argentino.
2. Los Productores y las Productoras Firmantes adhieren al presente
Esquema habiendo tenido en cuenta sus reservas, 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.
III. Definiciones
4. Las siguientes Definiciones deben aplicarse a los fines
interpretativos del Esquema y sus Anexos, los cuales forman parte
integrante de aquel:
4.1. Autoridad de Aplicación: es la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO
DE ECONOMÍA.
4.2. CAMMESA: es la COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA
ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA.
4.3. CMD: es la Cantidad Máxima Diaria de gas natural comprometida.
4.4. Contratos: son los acuerdos a ser firmados entre Productores o
Productoras, por una parte; y las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras y/o ENARSA y/o CAMMESA, por el otro, resultantes del
proceso de Subasta que establezca la Autoridad de Aplicación.
4.5. Contratos de Gas Incremental: son los acuerdos a ser celebrados
entre Productores o Productoras, por un lado, y CAMMESA y/o ENARSA, por
otro, que establecen un compromiso de entrega y toma para el Gas
Incremental, en los términos del presente Esquema.
4.6. Consumo fuera del sistema (Off System): es el gas natural consumido
que no ingresa al sistema de transporte.
4.7. 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.
4.8. 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.
4.9. 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.
4.10. 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° 181/2004 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, (iii) los usuarios definidos
o las usuarias definidas en la Resolución S.E. N° 2.020/2005 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, y (iv) los usuarios que al 1° de mayo de 2021
se encontraban categorizados como Servicio General "P3" grupos I y II. A
estos efectos, no se considerará incluida como Demanda Prioritaria al
consumo de aquellos usuarios que, hallándose categorizados como Servicio
General "G" o Grandes Usuarios, hayan sido recategorizados como Servicio
General "P3" grupos I, II y III con posterioridad al 1° de mayo de 2021
y al consumo de los usuarios Gas Natural Comprimido (GNC).
4.11. Demanda Usinas: es la demanda de gas natural destinada a la
producción de energía eléctrica.
4.12. 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.
4.13. Esquema: es el PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS
EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL
SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS
2023-2028, denominado también Plan Gas.AR.
4.14. 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.
4.15. Gas Incremental: es el volumen de gas natural producido en exceso
de la línea base de producción, en el marco de un Plan de Actividad
Incremental.
4.16. ENARSA: es la sociedad anónima bajo injerencia estatal ENERGÍA
ARGENTINA SOCIEDAD ANÓNIMA.
4.17. 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.
4.18. MEG o MEGSA: es el mercado electrónico de gas administrado por la
empresa MERCADO ELECTRÓNICO DE GAS SOCIEDAD ANÓNIMA (MEGSA).
4.19. Oferta: es la propuesta del Productor interesado o Productora
interesada de participar y que se detalla en los Puntos 5 y 6 del
presente Esquema.
4.20. Pago Provisorio: es el pago equivalente al OCHENTA Y CINCO POR
CIENTO (85%) 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.
4.21. 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 65 presentada por cada
Productor o Productora Firmante a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del
MINISTERIO DE ECONOMIA, y el Pago Provisorio percibido del mes que
corresponda.
4.22. Período Estacional de Invierno: es el período comprendido entre el
1° de mayo y el 30 de septiembre de cada año.
4.23. Período Estacional de Verano: es el período comprendido entre el
1° de octubre y el 30 de abril de cada año.
4.24. PIST: es el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte de Gas
Natural.
4.25. Plan de Inversiones y Programa de incremento proporcional y
progresivo del Valor Agregado Nacional (VAN): es el plan de inversión
previsto en el Punto 5.4 y que contiene, como mínimo, el detalle
establecido en el ANEXO A; y el programa de incremento del VAN descripto
en el Punto 82.
4.26. Plan de Actividad Incremental: es la propuesta de actividad que
deberán presentar los oferentes que adhieran al esquema en los términos
de las definiciones que establezca la Autoridad de Aplicación, conforme
lo estipulado en el Punto 5.5 del presente Anexo.
4.27. Precio Base: es el precio del gas en el PIST de referencia para
CAMMESA establecido en el artículo 9° de la Resolución de Secretaría de
Energía N° 354/2020. 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.
4.28. 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.
4.29. 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 la reglamentación que oportunamente dicte la
Autoridad de Aplicación.
4.30. Precio de Mercado: es el Precio Promedio Ponderado (PPP) del gas
en el PIST de las ofertas adjudicadas en los procedimientos que
oportunamente lleve adelante la Autoridad de Aplicación.
4.31. 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).
4.32. 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).
4.33. Precio Período Estacional de Invierno Adicional: es el precio de
gas en PIST de aplicación para el Volumen de 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).
4.34. Productor o Productora Firmante: es el Productor o la Productora
de Gas Natural que hubiese suscripto el presente Esquema.
4.35. 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.
4.36. 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
34.8 y demás disposiciones concordantes del presente Esquema.
4.37. 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.
4.38. Ronda: es cada una de las instancias en las que la Autoridad de
Aplicación realice la convocatoria para la adjudicación de volúmenes en
el marco del presente Esquema.
4.39. Secretaría de Energía: es la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO
DE ECONOMIA.
4.40. Subasta: es el procedimiento competitivo mediante el cual, la
Autoridad de Aplicación promueve 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.
4.41. Subsecretaría de Energía Eléctrica: es la SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
4.42. Subsecretaría de Hidrocarburos: es la SUBSECRETARÍA DE
HIDROCARBUROS de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
4.43. 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.
4.44. Vigencia: El presente Esquema extiende el plazo de vigencia
dispuesto en el "CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO-ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024", hasta el 31 de diciembre de 2028, excepto para aquellos
Productores adjudicatarios en el "CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE
PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO-ESQUEMA DE OFERTA Y
DEMANDA 2020-2024", convocado mediante la Resolución N° 317 de fecha 20
de noviembre de 2020 y adjudicado mediante la Resolución N° 391 de fecha
15 de diciembre de 2020 ambas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO
DE ECONOMÍA, que oportunamente incluyeron en su Plan de Inversión en
Cuenca Austral un proyecto Costa Afuera (Off Shore) y, en consecuencia,
su plazo de vigencia quedó establecido hasta el 31 de diciembre de 2028,
a efectos de mantener y aumentar los volúmenes de producción existentes.
4.45. Volumen base total: es el bloque de SETENTA COMA CUATRO MILLONES
(70,4 MMm3/d) en los TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365) días del año de
volumen adjudicado en el marco de:
i. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional
"RONDA #1 - CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO-ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024", convocado mediante la Resolución S.E. N° 317/2020 y
adjudicado mediante la Resolución S.E. N° 391/2020, y
ii. los procedimientos realizados para el Concurso Público Nacional
"RONDA #3 - CONCURSO PÚBLICO NACIONAL - PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO - ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024", convocado mediante la Resolución S.E. N° 984/2021 y
adjudicado mediante la Resolución N° 1091 de dicho organismo.
Dicho volumen podrá incrementarse en el marco de nuevos procedimientos
que la Autoridad de Aplicación dicte a partir de la entrada en vigencia
del presente Esquema.
4.46. 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.
4.47. Volumen del Período Estacional de Invierno Adicional: serán
volúmenes
adicionales que podrán adjudicarse en el Período Estacional de Invierno
de cada uno de los años de vigencia del presente esquema. El volumen a
adjudicar será distribuido según los términos y condiciones que
determine la Autoridad de Aplicación.
IV. Adhesión al Esquema
5. 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 y, separadamente, (b) presentar su oferta en sobre
cerrado o en el soporte tecnológico que establezca la reglamentación que
asegure su inviolabilidad, la que contendrá una propuesta sobre los
siguientes aspectos:
5.1. En caso de corresponder, los volúmenes de cada uno de los productos
a licitar en el concurso, o el Plan de Actividad Incremental pertinente;
5.2. El precio del volumen de cada producto ofertado para cada cuenca;
5.3. En caso de corresponder, la curva de producción
comprometida/estimada 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);
5.4. 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 82;
5.5. Información detallada, tanto técnica como comercial, del Plan de
Actividad Incremental propuesto en el marco de los concursos, la que
deberá incluir mínimamente una proyección mensual, en metros cúbicos
diarios, de la curva de producción incremental, la curva de producción
incremental máxima y la línea base de producción.
6. 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 celebrados con las respectivas
productoras, en el marco del presente esquema.
V. Criterios generales
7. Asignación de volúmenes por cuenca: se realiza una asignación a las
Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y/o ENARSA y/o
CAMMESA, 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.
8. Autorización de exportaciones: el Volumen Contractualizado será
autorizado, en forma parcial, para su destino de exportación en
condición firme, conforme lo establecido en la Ley N° 24.076 y normativa
complementaria, primando el abastecimiento interno.
9. 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 cada cuenca.
10. Compromiso de entrega: se asume por cuenca y por mes, para el
abastecimiento de las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras y/o de ENARSA y/o 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.
11. Compromiso de inyección, de actividad, de inversión y de incremento
proporcional y progresivo del VAN: se realizan por la vigencia del
presente Esquema, de conformidad con la reglamentación que oportunamente
apruebe la Autoridad de Aplicación y en el Punto 82, y con
discriminación de cuencas.
Para cada Productor o Productora Firmante, en cada cuenca y en cada
período, el Compromiso de Inyección será la suma de: (i) la curva de
producción comprometida asociada a los volúmenes del Período Base
adjudicados en el marco de la Resolución de la Secretaría de Energía N°
391/2020, y la eventual extensión de los Compromisos de Entrega asumidos
en el marco de dicha adjudicación, en caso de corresponder, divididos
por CERO COMA SIETE (0,7); (ii) los volúmenes del Período Base
adjudicados en el marco de la Resolución de la Secretaría de Energía N°
1091/2021 y la eventual extensión de esos Compromisos de Entrega, en
caso de corresponder; y (iii) los volúmenes del Período Base a
adjudicarse en nuevas Rondas del Esquema. Los volúmenes del Período
Estacional de Invierno Adicional a adjudicarse en nuevas Rondas del
Esquema no formarán parte del Compromiso de Inyección, sin embargo, sus
volúmenes efectivamente entregados no serán computados para el
cumplimiento del Compromiso de Inyección del adjudicatario. Para el gas
inyectado del Período Estacional de Invierno Adicional proveniente de
contratos celebrados en el marco de los Concursos Públicos Nacionales
convocados por Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 317/2020 y
129/2021, se mantendrán los criterios ya establecidos en dichas normas.
En caso de no poderse cubrir total o parcialmente el volumen de un
producto a licitar en una cuenca determinada, la Autoridad de Aplicación
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. En aquellos casos
donde se requiera un compromiso de producción, la curva 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 A, en
ningún caso podrá ser inferior al flujo de fondos, producto de la
compensación del Punto 23 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.
12. 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 33 y siguientes.
13. (punto sustituido por decreto 26/26 PEN) Precio de traslado a
la demanda: el ESTADO NACIONAL podrá tomar a su cargo el pago mensual de
una porción del Precio Anual Uniforme que defina la Autoridad de
Aplicación en el marco del Plan Gas Ar, a efectos de reducir el costo
del gas a pagar por el usuario, 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 ENTE NACIONAL
REGULADOR DEL GAS, en caso de que dicha asistencia le fuere requerida, y
mediante un proceso que, de corresponder, incluya instancias de efectiva
participación ciudadana, el monto que podrá ser igual, inferior o
superior al Precio de Mercado que surja de las adjudicaciones de la
Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional. El diferencial
que surja entre el Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de
Aplicación en el marco del Plan Gas Ar y el Precio de Mercado resultante
de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, cualquiera
sea su signo, positivo o negativo, estará a cargo del ESTADO NACIONAL, o
se deducirá del monto a su cargo, según corresponda.
14. Precio ofertado: es el precio a reconocer al Productor o a la
Productora Firmante que cumpla debidamente con los compromisos de
entrega del volumen propuesto y asignado, consistente en el precio de
traslado a la demanda y la compensación asumida por el ESTADO NACIONAL
conforme el Esquema.
15. Prioridad de nominación: a los efectos de determinar la prioridad en
las nominaciones en cada cuenca, se establece el siguiente ordenamiento
de los Contratos:
i. se ordenan cronológicamente las Rondas (esto es, de la más antigua a
la más reciente, considerando la fecha de adjudicación y la fecha de
primera entrega de los contratos),
ii. se ordenan por precio ascendente, esto es de menor a mayor, los
volúmenes adjudicados en cada Ronda.
En virtud de este ordenamiento, en caso de que las Licenciatarias de
Distribución y/o Subdistribuidoras y/o ENARSA y/o CAMMESA tengan que
tomar volúmenes inferiores a la CMD en períodos de baja demanda, se
reducirá en la cuenca que corresponda, en primera instancia, la
nominación hasta el TOP al Productor o a la Productora Firmante que haya
ofertado el mayor precio en la Ronda más reciente y así sucesivamente,
siguiendo hasta agotar la totalidad de los Contratos de la referida
Ronda y, de corresponder, continuando con los contratos de mayor precio
en la Ronda inmediata anterior.
Para aquellos Contratos que surjan en el marco de extensiones de los
compromisos asumidos en Rondas preexistentes, se considerará como fecha
de adjudicación y primera entrega del gas a las fechas de la Ronda de
origen.
16. Revisión de volúmenes: la Autoridad de Aplicación podrá efectuar
reasignaciones con periodicidad semestral, en función de las variaciones
en la demanda de las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras y/o de ENARSA 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.
17. 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
18. Los Productores o Productoras Firmantes se comprometen a:
18.1. inyectar, por el plazo de vigencia del presente Esquema, los
volúmenes que surjan de 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; o bien a
18.2. llevar adelante un Plan de Actividad Incremental, por el plazo de
vigencia del presente Esquema, el 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.
19. Las curvas de producción comprometidas deberán contener una
inyección igual o superior a la Inyección Base. La inyección
comprometida deberá considerar los PIST, los puntos por fuera del
sistema (Off System) y, de corresponder, los consumos propios.
20. No se configurará incumplimiento a lo establecido en el presente
Esquema si la falta de entrega de los volúmenes comprometidos o la falta
de actividad 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.
21. 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.
22. A lo largo del Esquema, cada Productor o Productora Firmante deberá
cumplir con sus compromisos de inyección y entrega por cuenca, sus
compromisos de actividad y sus compromisos de inversión (ANEXO A).
23. 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.
24. A los fines del pago de la compensación del Precio Ofertado, el
cumplimiento de las entregas e inyecciones comprometidas será analizado
a mes vencido.
25. A los fines de la evaluación del cumplimiento de la inyección
comprometida serán considerados períodos trimestrales móviles.
26. 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.
27. 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 de créditos fiscales, según se determine en la
legislación respectiva y conforme sea reglamentado por la Autoridad de
Aplicación y por la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP),
según corresponda.
28. La participación del Productor o de la Productora Firmante estará
sujeta a las condiciones establecidas en los Puntos 18 a 22.
Proyectos Costa Afuera (Off Shore)
29. A efectos de tener en consideración la incertidumbre y los riesgos
geológicos vinculados a la realización de nuevos desarrollos costa
afuera, el Productor o la Productora Firmante deberá presentar en la
convocatoria 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.
30. Asimismo, los adjudicatarios de proyectos offshore en el marco de la
convocatoria realizada por medio de la Resolución de la Secretaría de
Energía N° 317/2020, y que cuentan con un plazo adicional de CUATRO (4)
años de vigencia del Esquema para la producción total Off Shore de modo
que su plazo de vigencia se extiende hasta el 31 de diciembre de 2028,
deberán compensar, durante los meses de junio, julio y agosto de los
años 2021 a 2024 inclusive, su falta de volumen respecto a su Inyección
Base; para ello, podrán optar por alguna de las siguientes alternativas:
i. 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;
ii. con la adquisición del 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;
iii. con importaciones a su cargo de gas natural durante los meses de
junio, julio y agosto, con volúmenes adicionales a los que programe
importar ENARSA;
iv. con un pago equivalente a DOS (2) veces el volumen a compensar
valorizado al precio ofertado por UNO COMA VEINTICINCO (1,25).
Una vez iniciado el referido plazo adicional, 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 cuarto año del
Esquema, o a partir de que ingrese en fase comercial el proyecto en
cuestión.
31. En caso de elegir la opción 30.iii, el Productor o la Productora
Firmante podrá concentrar la disponibilidad de gas natural adicional en
los meses de junio y/o julio.
32. Los Productores o las Productoras Firmantes que incluyan en su Plan
de Inversión un proyecto Off Shore no serán pasibles de las penalidades
previstas en los Puntos 34.2, 34.3 y 34.4 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 30.
Penalidades y garantías
33. En caso de incumplimiento de un contrato celebrado en el marco del
presente esquema, con las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras y/o con ENARSA y/o con CAMMESA, el Productor o la
Productora Firmante afrontará las penalidades establecidas en el
respectivo instrumento contractual en lo que respecta a los volúmenes de
DOP.
34. El incumplimiento del compromiso de inyección tendrá el siguiente
tratamiento:
34.1. 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 en Cuadros Tarifarios; o bien
ii. si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un
contrato con ENARSA o 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.
34.2. 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 en Cuadros Tarifarios; o bien
ii. si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un
contrato con ENARSA o 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.
34.3. 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 en Cuadros Tarifarios; o bien
ii. si el Productor o la Productora Firmante hubiese celebrado un
contrato con ENARSA o CAMMESA, entre el Precio Ofertado y el precio de
referencia a reconocer por esta;
En ambos casos, esta penalidad se aplicará mientras se verifique la
falta mencionada.
34.4. 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:
34.4.1. 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;
34.4.2. 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;
34.4.3. con importaciones a su cargo de gas natural durante los meses de
junio, julio y agosto, con volúmenes adicionales a los que programe
importar ENARSA;
34.4.4. 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).
34.5. Si la inyección promedio trimestral móvil del Productor o de la
Productora Firmante para una determinada cuenca es inferior al CIEN POR
CIENTO (100%) por el plazo de SEIS (6) meses consecutivos, importará la
baja de dicho Productor o dicha Productora Firmante del presente Esquema
y se lo considerará Productor Excluido o Productora Excluida conforme el
Punto 4.35.
34.6. En caso de verificarse la baja conforme al Punto 34.5, 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 las compensaciones abonadas
por el ESTADO NACIONAL, de conformidad con lo dispuesto en el Punto 23.
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 ENARSA y/o 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.
34.7. A efectos de asegurar el reintegro de los montos percibidos según
lo prevé el Punto 34.6, 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 de las compensaciones que correspondan. 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 les otorgue derecho alguno a compensaciones adicionales.
34.8. Para los Productores o las Productoras Firmantes cuya producción
sea inferior a los DOS MILLONES DE METROS CÚBICOS POR DÍA (2.000.000
M3/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
34.2, 34.3, 34.4 Y 34.5, 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 34.4. 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.
34.9. El atraso por un período mayor a SEIS (6) meses en el cumplimiento
del Plan de Inversiones presentado en la respectiva propuesta económica,
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
las compensaciones abonadas por el ESTADO NACIONAL, conforme lo
dispuesto en el Punto 23. 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 la propuesta, y corroborado y verificado por el sistema de
control mixto del presente Esquema, dará lugar a las siguientes
penalidades: (i) advertencia con plazos de corrección bajo
apercibimiento de aplicar la reducción, (ii) reducción proporcional y
progresiva de la compensación, según establezca la Autoridad de
Aplicación.
34.10. El cumplimiento del Plan de Actividad Incremental será verificado
por la SECRETARÍA DE ENERGÍA semestralmente y de manera acumulada, con
asistencia de las Provincias; en el caso de verificarse desvíos en el
mismo, que no estuvieran motivados en las causales referenciadas en el
Punto 34.11, podrá dar lugar a que las obligaciones de tomar o pagar y
el compromiso de entregar o pagar derivadas del contrato se adecúen en
sentido positivo o negativo, según corresponda, en proporción al desvío
verificado en cada revisión.
34.11. Las causales referenciadas en el Articulo 34.10 incluirán:
(i) imposibilidad de importar bienes o servicios críticos para el Plan
de Actividad Incremental dentro de los plazos que el oferente hubiese
informado.
(ii) eventos de huelgas y/o cualquier tipo de conflicto sindical que
redunde en la afectación, sea parcial o total, de las operaciones y/o la
producción del productor, como así también en las actividades asociadas
al Plan de Actividad Incremental.
(iii) un evento de caso fortuito o fuerza mayor, en los términos del
contrato correspondiente. (iv) cambios en las normas aplicables que
impidan o restrinjan el acceso a las fuentes de financiamiento del Plan
de Actividad Incremental que el oferente hubiese informado en la oferta.
34.12. En el caso de verificarse las causales del Punto 34.11, el
oferente podrá presentar un nuevo cronograma para la ejecución del Plan
de Actividad Incremental que considere los retrasos que estén motivados
en dichas causales.
Demanda prioritaria
35. Teniendo en consideración la política de subsidios adoptada por el
ESTADO NACIONAL, la SECRETARÍA DE ENERGÍA habilitará un proceso que
incluya instancias de efectiva participación ciudadana para la
determinación del precio del gas natural en el PIST, el cual las
prestadoras del servicio de distribución de gas natural deberán incluir
al momento de celebrar los respectivos contratos de abastecimiento con
los productores, a los efectos de dar curso a lo dispuesto por la Ley N°
24.076, las Reglas Básicas del Servicio de Distribución de gas y normas
reglamentarias en lo referido al proceso de traslado del precio del gas
en tarifa. 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 4.28 y el Precio Ofertado estará a cargo
del ESTADO NACIONAL en concepto de compensación.
36. 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, la Autoridad de aplicación podrá asignar
volúmenes de otras cuencas que cuenten con capacidad de transporte
contratada por cada Distribuidora y/o Subdistribuidora. Esta facultad de
la Autoridad de Aplicación no implica la posibilidad de compensación
entre cuencas por parte de un mismo Productor o una misma Productora
Firmante.
37. 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.
38. 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
no inferiores al SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75%) trimestral y DOP del
CIEN POR CIENTO (100%) diario. El precio de los respectivos Contratos
será definido en función del Precio en Cuadros Tarifarios o del Precio
Ofertado, el que sea menor.
39. 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.
40. 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, con la finalidad de garantizar el
abastecimiento de la demanda, será responsabilidad de éstas -conforme
sus respectivas licencias y/o habilitaciones- adquirir volúmenes
adicionales a los efectos de abastecer dicha demanda.
41. 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 ENARSA por los respectivos
volúmenes. Por dichas entregas los Productores o las Productoras
Firmantes percibirán el Precio Ofertado para cada cuenca involucrada.
42. ENARSA, 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.
43. Las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y/o ENARSA
y/o CAMMESA podrán acordar la contratación de la capacidad de transporte
que no sea utilizada por las primeras para el abastecimiento de su
demanda total.
44. 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.
45. 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 nominar el volumen correspondiente al TOP del
último Productor Firmante que se le haya asignado, y así sucesivamente,
de acuerdo con el orden definido de acuerdo con el criterio explicitado
en el Punto 15. El mencionado criterio deberá respetar el orden general
de asignación de Productores o Productoras Firmantes que incluye a todas
las cuencas.
46. El resto de la demanda de las Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras deberá ser abastecida con los volúmenes que disponga
ENARSA y con volúmenes adicionales disponibles en el mercado.
47. 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
48. 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.
49. 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 Punto 15. 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 no
inferiores al SETENTA Y CINCO POR CIENTO (75%) mensual y DOP del CIEN
POR CIENTO (100%) diario.
50. 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.
51. El Precio Base será el definido en el punto 4.27 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.
52. 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.
53. 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.
54. 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
ENARSA cumpla con el TOP del contrato de compraventa de gas natural
vigente con el Estado Plurinacional de Bolivia.
55. 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, teniendo en cuenta lo
dispuesto en el Punto 15. El mencionado criterio deberá respetar el
orden general de asignación de Productores o Productoras Firmantes, lo
que incluye todas las cuencas.
Demanda ENARSA
56. Por instrucción de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, se definen volúmenes
por cuenca a contratar por ENARSA, 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. Estos volúmenes serán comercializados por ENARSA para el
abastecimiento de la demanda prioritaria o de las usinas eléctricas. En
caso de no completar los volúmenes asignados a una cuenca, la Autoridad
de Aplicación 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.
Exportaciones en condición firme
57. En caso de cubrirse el Volumen Base Total definido en el Punto 4.45,
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 GNL. La
SECRETARÍA DE ENERGÍA definirá, en base estacional y conforme la
situación particular del sistema de transporte y del mercado de gas, los
cupos o volúmenes máximos a exportar por cada zona de exportación.
58. Las zonas de exportación previstas para las exportaciones firmes
durante el período de aplicación serán las siguientes:
58.1 Cuenca Neuquina
58.2 Cuenca Austral
58.3 Cuenca Noroeste
58.4 Otras zonas
59. En caso de que en alguna de las zonas no se utilicen los derechos
preferenciales de exportación en condición firme, por todo o parte de
los volúmenes correspondientes, podrán reasignarse los volúmenes
remanentes para exportación en condición firme desde otra zona, en los
términos y condiciones que defina la Autoridad de Aplicación.
60. El volumen de exportación firme previsto en el presente Esquema que
efectivamente se exporte bajo estas condiciones podrán ser detraídos de
la CMD de los contratos vigentes con CAMMESA y/o ENARSA durante el
Período Estacional de Verano, en los términos que lo defina la
reglamentación.
61. La reglamentación que oportunamente apruebe la SECRETARÍA DE ENERGÍA
deberá detallar el mecanismo de asignación y los volúmenes 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 57 a 61 precedentes son operativas, sin
perjuicio de los facultades y principios establecidos en el artículo 6°
y concordantes de la Ley N° 17.319.
Cálculo de las compensaciones
62. 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:
62.1 Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección;
62.2 Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la
demanda y
62.3 El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su propio
análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
63. En un período no mayor a VEINTE (20) días corridos posteriores a la
presentación de las Declaraciones Juradas mencionadas en el Punto 62, se
emitirá una orden de Pago Provisorio equivalente al OCHENTA Y CINCO POR
CIENTO (85%) de la compensación calculada por el Productor o la
Productora Firmante y presentada según el Punto 62. Asimismo, se
notificará al Productor o a la Productora Firmante con UNA (1) copia de
la correspondiente Orden de Pago Provisorio.
64. Para acceder al Pago Provisorio mencionado precedentemente, 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.
65. En caso de no constituirse la caución descripta en el Punto 64, las
compensaciones serán abonadas a partir de las Declaraciones Juradas,
dentro del mecanismo de ajuste de pago correspondiente, conforme los
Puntos 66 y concordantes.
66. Dentro del plazo previsto en el Punto 62, cada Productor o
Productora Firmante presentará ante la SECRETARÍA DE ENERGÍA una
Declaración Jurada certificada por auditor o auditora independiente, la
que contendrá:
66.1 Su inyección total conforme su Compromiso de Inyección;
66.2 Sus ventas bajo el Compromiso de Entrega a cada segmento de la
demanda; y
66.3 El cálculo de la compensación resultante sobre la base de su propio
análisis de precios, cantidades inyectadas y entregadas.
67. 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.
68. En relación con los Puntos de Inyección previos al PIST, la
SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS tomará la intervención de su competencia
conforme Resolución S.E. N° 557/2022, procederá a expedirse en un plazo
que no superará los QUINCE (15) días corridos.
69. Respecto a los volúmenes correspondientes a los PIST (TGN-TGS-gasoductos
operados por alguna Licenciataria del Servicio de Distribución regulada
por ENARGAS o concesionaria de transporte en el marco de lo dispuesto
por el Decreto N° 76/2022), 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.
70. En función de lo resultante de los Puntos 66 a 69, 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.
71. 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.
72. La SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS elaborará, en un plazo máximo de
DIEZ (10) días corridos, un informe de compensación para cada Productor
o Productora Firmante.
73. 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.
74. 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 66, 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.
75. En caso de que la compensación provisoria sea mayor que la calculada
por la Autoridad de Aplicación, entonces:
75.1 el monto abonado en exceso será deducido del siguiente período de
pago y
75.2 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.
76. Tanto la orden de pago provisorio como la orden de pago de ajuste
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 63 y 73, respectivamente.
77. En el caso de la demanda de Licenciatarias de Distribución y/o
Subdistribuidoras, el diferencial entre el precio determinado por la
Autoridad de Aplicación de acuerdo al Punto 4.29 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 de regalías superior
al DOCE POR CIENTO (12%), el pago diferencial por tal producción
respetará dicho porcentaje.
VII. Misceláneas
78. 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.
79. 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 el 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.
80. 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 y transparencia 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.
81. En el caso de que durante la vigencia del presente Esquema un
Productor o una Productora Firmante cediese o 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 o transferida 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.
82. 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 verificará el cumplimiento de los compromisos asumidos por
los Productores o Productoras y adecuará los lineamientos de los
programas acompañando el crecimiento del sector.
83. 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:
a. Continuar bajo las condiciones recíprocas del presente Esquema que se
devenguen por los períodos y/o montos impagos.
b. 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.
c. 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.
d. Renunciar al presente Esquema, liberándose las cauciones respectivas.
e. 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.
f. 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 ENARSA y/o de CAMMESA, en proporción a la CMD
prevista en los Contratos terminados.
84. Para el caso de que CAMMESA o ENARSA incumpliere sus obligaciones de
pago de la producción de Gas Incremental, el Productor o la Productora
Firmante tendrá derecho a solicitar la baja del presente Esquema, cuyos
efectos serán la resolución del contrato de por incumplimiento de
CAMMESA o ENARSA ; en cuyo caso, el Productor o la Productora Firmante
no estará obligado a cumplir con el Plan de Actividad Incremental ni con
el Compromiso de Entrega por incumplimiento de CAMMESA o ENARSA bajo los
referidos contratos.
85. El ANEXO A tendrá el siguiente contenido:
ANEXO A
Plan de Inversiones
TABLA (formato PDF)
(Nota Ecofield: ver adecuaciones establecidas en la
resolución 606/25 SE) |