Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas
GAS NATURAL -
REGLAMENTO GENERAL DEL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS
NATURAL PARA EMPRESAS...
Resolución (CPyCEPNIH) 83/13. Del
5/12/2013. B.O.: 9/12/2013. Apruébase el “Reglamento General del
Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con
Inyección Reducida”. Formularios.
Bs. As., 5/12/2013
VISTO el Expediente EXP-S01:0233491/2013
del Registro del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS, las
Leyes Nros. 17.319, 24.076 y 26.741, el Decreto Nº 1.277 de fecha 25
de julio de 2012, las Resoluciones Nros. 1/2012 y 60/2013 de la
Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, y
CONSIDERANDO:
Que el artículo 3° de la Ley Nº 17.319 y
el artículo 2° de la Ley Nº 26.741 establecen que el PODER EJECUTIVO
NACIONAL tiene a su cargo fijar la política nacional con respecto a
la explotación, industrialización, transporte y comercialización de
los hidrocarburos, teniendo como objetivo principal satisfacer las
necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus
yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.
Que entre los principios de la política
hidrocarburífera de la República Argentina, el artículo 3° de la Ley
Nº 26.741 contempla la maximización de las inversiones y de los
recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de
hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
Que, en el mismo sentido, el Decreto Nº
1.277/2012, que creó la Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas,
estableció entre sus objetivos: (i) asegurar y promover las
inversiones necesarias para el mantenimiento, el aumento y la
recuperación de reservas que garanticen la sustentabilidad de
corto, mediano y largo plazo de la actividad hidrocarburífera; (ii)
asegurar y promover las inversiones necesarias para garantizar el
autoabastecimiento en materia de hidrocarburos; (iii) asegurar y
promover inversiones dirigidas a la exploración y explotación de
recursos convencionales y no convencionales; (iv) asegurar el
abastecimiento de combustibles a precios razonables, compatibles con
el sostenimiento de la competitividad de la economía local, la
rentabilidad de todas las ramas de la producción y los derechos de
usuarios y consumidores; (v) asegurar y promover una leal
competencia en el sector; y (vi) promover un desarrollo sustentable
del sector.
Que, en ese marco, mediante el dictado de
la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión fue creado el “Programa de
Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección
Reducida”, que tiene como objetivo principal aumentar la inyección
de gas natural por parte de las empresas productoras que, por
razones vinculadas, entre otras cuestiones, a sus escalas
productivas y/o a las características geológicas de los yacimientos
sobre los que operan, presenten una inyección reducida del
hidrocarburo; de modo de continuar por un lado aumentando, en el
corto plazo, la inyección de gas natural reduciendo de esta forma
las importaciones y, por otro lado, estimulando la inversión en
exploración y explotación para contar con nuevos yacimientos que
permitan recuperar el horizonte de reservas; a los efectos de lograr
el autoabastecimiento energético necesario para coadyuvar a sostener
el crecimiento económico y desarrollo social con inclusión de la
Argentina en el mediano y largo plazo.
Que, a fin de alcanzar los mencionados
objetivos, se promoverá la inscripción en el “Programa de Estímulo a
la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”,
hasta el 31 de marzo de 2014, de todos aquellos sujetos que,
reuniendo las condiciones necesarias para ello, se encontraren
inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas
previsto en el Decreto Nº 1.277/2012.
Que en tal sentido, corresponde crear el
“Reglamento General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas
Natural para Empresas con Inyección Reducida”, y establecer su
respectiva operatoria y la de las correspondientes inscripciones que
se aprueben bajo dicho programa.
Que, asimismo, para simplificar la
presentación y posterior evaluación de las respectivas solicitudes
de inscripción, corresponde aprobar un formulario modelo a los
efectos de que los interesados encuadren sus propuestas.
Que la Dirección General de Asuntos
Jurídicos del MINISTERIO DE ECONOMIA Y FINANZAS PUBLICAS ha tomado
la intervención que le compete.
Que la presente medida se dicta en uso de
las facultades conferidas por el Anexo I del Decreto Nº 1.277 de
fecha 25 de julio de 2012.
Por todo ello,
LA COMISION DE PLANIFICACION Y
COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES
HIDROCARBURIFERAS
RESUELVE:
Artículo 1° — Apruébase el “Reglamento
General del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para
Empresas con Inyección Reducida”, el cual como Anexo I forma parte
integrante de la presente Resolución.
Art. 2° — Apruébanse los formularios
modelos que los interesados deberán utilizar, según sea el caso, a
los efectos de encuadrar sus respectivas peticiones de inscripción
en el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para
Empresas con Inyección Reducida”, que como Anexos II y III forman
parte integrante de la presente.
Art. 3° — Invítese a los Organismos de la
Administración Pública Nacional que, en función de sus competencias
técnicas y específicas, se relacionen con la política energética, a
colaborar en la implementación del presente Programa.
Art. 4° — El gasto que demande la
financiación del “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural
para Empresas con Inyección Reducida” será solventado con fondos del
Tesoro Nacional, de conformidad a lo establecido en el Artículo 6°
de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas.
Art. 5° — La presente medida entrará en
vigencia el día de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 6° — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del
Registro Oficial y archívese.
ANEXO I
REGLAMENTO GENERAL DEL PROGRAMA DE
ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION
REDUCIDA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION
DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
3. NORMATIVA VINCULADA
4. METODOLOGIA
5. OPERACIONES DE COMPRA-VENTA DE GAS
6. CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
7. AUDITORIA
1. OBJETIVO DEL REGLAMENTO
El objetivo del presente Reglamento General es establecer los
lineamientos y procedimientos para la ejecución del “Programa de
Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección
Reducida”, estableciendo su operatoria.
2. PARTES INTERVINIENTES EN EL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION
DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS CON INYECCION REDUCIDA
2.1. Comisión: es la Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas,
creada por Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
2.2. Empresa Beneficiaria: son cada una de las empresas definidas en
el Anexo I, puntos 1 y 2, de la Resolución Nº 60/2013 de la
Comisión.
2.3. Secretaría Administrativa: es la Secretaría Administrativa de
la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
2.4. Unidad de Gestión Técnico Operativa: es el Ente Nacional
Regulador del Gas (ENARGAS), organismo descentralizado actuante en
el ámbito de la SECRETARIA DE ENERGIA del MINISTERIO DE
PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
2.5. Unidad de Seguimiento y Control: podrá ser, alternativamente,
un órgano de la Administración Pública o una Universidad Nacional,
definidos, en su caso, por la Comisión o por alguno de sus miembros
con acuerdo de los restantes, y la relación se instrumentará
mediante Convenio de Asistencia Técnica, pudiendo utilizarse para
ello uno en vigencia o generarse uno nuevo específico para el tema.
3. NORMATIVA VINCULADA
- Ley Nº 26.741.
- Decreto Nº 1.277 de fecha 25 de julio de 2012.
- Resolución Nº 1/2012 de la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas, de fecha 8 de agosto de 2012.
- Resolución Nº 60/2013 de la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas, de fecha 8 de noviembre de 2013.
- Resolución Nº 716 de fecha 10 de septiembre de 1998 del Ente
Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
- Resolución Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de 2010 del Ente
Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
4. METODOLOGIA - (Punto 4 sustituido por art. 1° de la Resolución
N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O.
8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
a) Durante la vigencia de la inscripción en el Programa, cada
Empresa Beneficiaria presentará mensualmente a la Comisión, dentro
de los CUARENTA Y CINCO (45) días posteriores al último día hábil
del período bajo análisis, una declaración jurada de sus ventas
detallando: (i) “Inyección Total” entregada a cada segmento de la
demanda, entendiendo por tal a la definida por la Resolución Nº
60/2013 de la Comisión, (ii) precio promedio ponderado de venta, (iii)
contratos y/o facturas comerciales correspondientes al volumen de
Gas Natural comercializado, y (iv) demás documentación que acredite
la veracidad y exactitud de información suministrada. A los efectos
de dicha presentación, la Secretaría Administrativa comunicará a
cada Empresa Beneficiaria el formato bajo el cual deberá presentarse
la información en cuestión.
a.1) Las Empresas Beneficiarias presentarán la documentación e
información asociada a la misma en la mesa de entradas de la
Secretaría Administrativa.
a.2) La documentación e información asociada será presentada en su
solo acto y en su totalidad de la siguiente forma: (A) un (1)
ejemplar impreso y un (1) ejemplar digital conteniendo los ítems
(i), (ii), (iii), y (iv) enumerados en el primer párrafo del inciso
a) del punto 4 precedente; (B) un (1) ejemplar impreso y un (1)
ejemplar digital conteniendo el ítem (1) del primer párrafo del
inciso a) del punto 4, precedente; (C) dos (2) ejemplares impresos y
dos (2) ejemplares digitales conteniendo los ítems (ii), (iii), y (iv)
enumerados en el primer párrafo del inciso a) del punto 4
precedente.
a.3) En el supuesto en que la información fuese presentada fuera de
término, la Empresa Beneficiaria deberá justificar su demora y podrá
acompañarla nuevamente en el período siguiente sin derecho a exigir
el cumplimiento de los plazos para ese mes determinado.
a.4) La Secretaría Administrativa remitirá, en un plazo máximo de
TRES (3) días hábiles de recibida la documentación e información
asociada, por un lado, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa el
ejemplar del ítem (B) precedente y, por el otro, a la Unidad de
Seguimiento y Control y a la SECRETARIA DE ENERGIA, sendos
ejemplares de los mencionados en el ítem (C) precedente.
b) En caso que lo estimen pertinente, la Unidad de Gestión Técnico
Operativa, la Unidad de Seguimiento y Control, la SECRETARIA DE
ENERGIA y/o la Comisión, todas ellas a través de la Secretaría
Administrativa, podrán requerir a la Empresa Beneficiaria de que se
trate que presente las aclaraciones y/o correcciones que se
estimaren pertinentes.
c) Con relación a la información relativa a los volúmenes inyectados
y declarados por cada Empresa Beneficiaria respecto de cada período
mensual, la Unidad de Gestión Técnico Operativa procederá a
corroborar la veracidad de dichas declaraciones de la siguiente
manera:
c.1) Respecto a los volúmenes correspondientes a los puntos de
ingreso al Sistema de Transporte de Gas Natural (TGN-TGS -
Gasoductos operados por alguna Licenciataria del Servicio de
Distribución regulada por ENARGAS), según se define en el Punto 1.4)
del Anexo de la Resolución 60/2013 de la Comisión, el ENARGAS en un
plazo de DIEZ (10) días hábiles, contados a partir del día
VEINTICINCO (25) del mes siguiente a la inyección, verificará los
volúmenes de inyección de acuerdo a la información recibida en los
términos de la Resolución ENARGAS Nº 716 de fecha 10 de septiembre
de 1998, y en un todo de acuerdo con la metodología establecida
mediante Resolución ENARGAS Nº 1.410 de fecha 28 de septiembre de
2010.
c.2) Respecto a los puntos previos al “PIST”, según se define en el
Punto 1.4) del Anexo de la Resolución Nº 60/2013 de la Comisión, la
SECRETARIA DE ENERGIA remitirá en un plazo de DIEZ (10) días
hábiles, contados a partir del día VEINTICINCO (25) del mes
siguiente a la inyección, a la Unidad de Gestión Técnico Operativa,
los resultados de las mediciones de los volúmenes pertenecientes a
cada Punto de Medición de Gas (PMG) instalado por cada Empresa
Beneficiaria, conforme a la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA
Nº 318/2010.
A tales efectos cada Empresa Beneficiaria deberá colocar un Punto de
Medición de Gas (PMG) en cada punto de inyección que se declare.
Dichos volúmenes únicamente se computarán en la medida en que se
hayan colocado los medidores mencionados.
d) Dentro de los DIEZ (10) días hábiles de recibida la información
de la SECRETARIA DE ENERGIA, la Unidad de Gestión Técnico Operativa
deberá corroborar la veracidad del total de los volúmenes inyectados
sujetos a verificación, para así proceder a:
d.1) Expedirse si los volúmenes reales de inyección de cada Empresa
Beneficiaria se corresponden con los volúmenes informados en el
apartado 4.a) del presente Reglamento y sobre el cumplimiento o
incumplimiento de cada Empresa Beneficiaria respecto al compromiso
de inyección mínimo asumido. A los efectos de la última parte del
análisis, la Comisión a través de la Secretaría Administrativa
comunicará a la Unidad de Gestión Técnico Operativa los lineamientos
necesarios para corroborar las mediciones vinculadas al aumento de
producción de gas natural. La SECRETARIA DE ENERGIA intervendrá en
el procedimiento de elevación de todos los informes que elabore la
Unidad de Gestión Técnico Operativa, a efectos de indicar si tiene o
no objeciones que formular sobre lo informado.
d.2) En caso que existieren diferencias entre los volúmenes
declarados por la Empresa Beneficiaria, la Unidad de Gestión Técnico
Operativa notificará dicha situación a la Secretaría Administrativa
a los efectos de que ésta solicite a la Empresa Beneficiaria de que
se trate las aclaraciones y/o rectificaciones correspondientes, las
que deberán ser remitidas dentro de los CINCO (5) días hábiles
posteriores a la fecha de recepción de la solicitud. Una vez
rectificada la información entregada, deberá retomarse el
procedimiento del trámite, desde el punto 4.a. del presente
Reglamento. De no ser recibida en tiempo y forma esa información, la
Comisión no autorizará el pago de la compensación hasta tanto se
subsane esa situación.
d.3) Al momento de expedirse conforme el punto precedente, la Unidad
de Gestión Técnico Operativa informará si la Empresa Beneficiaria no
hubiera alcanzado el compromiso mínimo de inyección correspondiente.
La SECRETARIA DE ENERGIA, siguiendo para ello los lineamientos que
al efecto le establezca la Comisión, completará la evaluación
informada con un análisis propio, en donde se tengan en cuenta otras
circunstancias adicionales al cálculo numérico, a fin de determinar
si el incumplimiento responde a causas imputables a la Empresa
Beneficiaria y elevará lo actuado a la Secretaría Administrativa. A
tal efecto, en estos casos la Empresa Beneficiaria estará obligada a
explicar en forma suficiente a la SECRETARIA DE ENERGIA las causas
de su incumplimiento.
Si el incumplimiento respondiese a causas imputables a la Empresa
Beneficiaria, la Secretaría Administrativa la intimará para que
deposite el pago en la cuenta única del Tesoro, en un término de
QUINCE (15) días de recibida la notificación correspondiente, el
equivalente al “Precio de Importación”, por el volumen de que se
trate, según el método de cálculo aprobado por el punto I, inciso
12) del ANEXO I de la Resolución Nº 60/2013. En tal supuesto, para
la conversión a moneda nacional se tomará el “Tipo de Cambio de
Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)” del Banco Central de
la República Argentina correspondiente al último día hábil del
período mensual en que se haya producido el incumplimiento. Durante
el transcurso de tiempo entre que la Empresa Beneficiaria se
encuentre obligada a abonar al Estado Nacional la suma de dinero
correspondiente y hasta que ello se efectivice, la Comisión, no
procederá al pago de compensación alguna.
e) Si conforme lo señalado por la Unidad de Gestión Técnico
Operativa en el informe previsto en el ítem 4.d.1) precedente y
conformado por la SECRETARIA DE ENERGIA, la Empresa Beneficiaria
hubiera cumplido con sus compromisos y los volúmenes de inyección
corroborados fueran correctos, se procederá a determinar el monto de
compensación aplicando el siguiente procedimiento:
e.1) la Secretaría Administrativa enviará una copia del informe de
la Unidad de Gestión Técnico Operativa, a la SECRETARIA DE ENERGIA y
a la Unidad de Seguimiento y Control, solicitando a ambos organismos
que procedan a calcular la compensación en los términos particulares
de cada inscripción y generales previsto por el punto V “Régimen de
Compensación para la Inyección Excedente de Gas Natural para
Empresas Beneficiarias” del Anexo I de la Resolución Nº 60/2013 de
la Comisión, y a remitir la evaluación realizada a la Secretaría
Administrativa en un plazo de QUINCE (15) días hábiles.
e.2) Si el resultado de la compensación a pagar, surgido de ambos
organismos, fuera el mismo, la Comisión ordenará el pago, mediante
la emisión de una resolución que será dictada en un plazo de hasta
CUARENTA Y CINCO (45) días.
e.3) Si hubiera diferencias entre ambos informes o si alguno de los
órganos no lo remitiere a la Secretaría Administrativa en el plazo
previsto por el inciso e.1), la Comisión, previo informe técnico
efectuado por la Secretaría Administrativa, podrá ordenar el pago
por el único o, en su caso, menor de los montos, mediante el dictado
de una Resolución, que será emitida en un plazo de hasta CUARENTA Y
CINCO (45) días, que quedará sujeto a los ajustes que por derecho
correspondan.
e.4) Para el supuesto en que se hubiere autorizado el pago sobre la
base de uno solo de los informes, la Secretaría Administrativa
requerirá al órgano que corresponda la urgente remisión del informe
faltante.
e.5) En caso en que hubiere diferencias entre ambos informes, la
Secretaría Administrativa, aun habiéndose ordenado el pago por el
menor de los montos, remitirá nuevamente a la SECRETARIA DE ENERGIA
y a la Unidad de Seguimiento y Control, un pedido de revisión de los
cálculos efectuados por cada organismo. En tal situación, se
remitirá junto al pedido de revisión a cada organismo, el cálculo
efectuado por el otro organismo, debiendo cada cual expedirse en un
plazo máximo de QUINCE (15) días hábiles. Asimismo, si las
diferencias subsistieran, la Secretaría Administrativa podrá abrir
un procedimiento de recálculo propio utilizando para ello recursos
humanos de la SECRETARIA DE ENERGIA y de la Unidad de Seguimiento y
Control.
e.6) Subsanada la situación reglamentada en los ítems precedentes, y
obteniendo como resultado de ello que el monto correspondiente de la
compensación que debió pagarse era el mayor, se procederá por la
diferencia conforme lo estipulado en el ítem e.2). Ante el supuesto
de que el monto correspondiente de la compensación que debió pagarse
era uno menor, la Secretaría Administrativa intimará a la Empresa
Beneficiaria para su devolución, quien podrá optar por integrar la
suma reclamada en el plazo y en la forma exigida o aceptar que
aquélla sea descontada de los pagos futuros en concepto de
compensaciones posteriores cuando aquello fuera posible.
e.7) El monto se abonará trimestralmente en moneda nacional, dentro
de los VEINTE (20) días hábiles de emitida la correspondiente
Resolución, por la cantidad de pesos que resulte del cálculo de la
compensación y al “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’
3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina
correspondiente al último día hábil del período mensual en que se
haya efectuado la “Inyección Excedente” de gas natural.
f) la Comisión podrá solicitar a los Organismos actuantes en el
marco del presente reglamento, los informes técnicos que estime
necesarios en el ámbito de sus respectivas competencias.
g) En cualquier caso, los precios percibidos según el segmento de
consumidores para el año 2013, establecidos en cada una de las
inscripciones y utilizados para el cálculo y pago de las respectivas
compensaciones, serán tomados como provisorios hasta tanto se
realice la auditoría pertinente. Conforme el resultado de dicha
auditoría tales precios y las compensaciones pagadas en virtud de
los mismos, podrán ser ajustados. Las diferencias resultantes se
adicionarán o detraerán del primer pago siguiente a ser autorizado a
la Empresa Beneficiaria en cuestión.
(Apartado h) derogado por art. 2° de la Resolución
N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O.
8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
(Punto 4 sustituido por art. 1° de la Resolución
N° 140/2014 de la Comisión de Planificación y Coordinación
Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas B.O.
8/8/2014. Vigencia: el día de su publicación en el Boletín Oficial)
5. OPERACIONES DE COMPRA VENTA DE GAS
Quedan prohibidas las operaciones de compra y venta de gas natural
entre empresas productoras de gas, que tengan por motivo alcanzar
los compromisos asumidos por cada Empresa Beneficiaria en las
inscripciones. A tales efectos, cada Empresa Beneficiaria deberá
declarar en la Secretaría Administrativa sus contratos y/o acuerdos
comerciales de compra y venta y/o cualquier otro mecanismo de
traspaso de gas natural entre las empresas. En ningún caso podrán
contabilizarse esos acuerdos en donde el gas natural es producido
por un tercero como propio de la Empresa Beneficiaria.
Para el caso que una Empresa Beneficiaria presentara como gas
natural propio el gas natural producido por otra empresa productora,
se suspenderá el pago de las compensaciones hasta tanto deje de
incumplir.
Para aquellos casos en que la posibilidad de adquirir gas natural de
otras empresas productoras, con el objeto de contabilizarlo para el
cumplimiento de los compromisos de inyección de una Empresa
Beneficiaria, se encontrare expresamente previsto en las
inscripciones, la Comisión evaluará caso por caso que se le presente
en tal sentido y lo aprobará en tanto y en cuanto la necesidad de
adquirir dicho gas natural no derive de la imprudencia o la
impericia de la Empresa Beneficiaria.
6.- CONTROL DE INVERSIONES Y DE EVOLUCION DE LAS RESERVAS
6.1. La Comisión reglamentará la información, modo de presentación
de la misma y mecanismo sancionatorio que deberá regir para cada
Empresa Beneficiaria a fin de controlar el cumplimiento de las
pautas de inversión previstas en las inscripciones respectivas.
6.2. La Comisión establecerá los parámetros a cumplir, por parte de
las Empresas Beneficiarias, en materia de evolución de las reservas,
procurando una producción sustentable en el mediano plazo.
7. AUDITORIA
La Comisión establecerá un mecanismo de auditoría, determinando el
alcance de la misma, a los fines del seguimiento y control de las
pautas fijadas en el presente Reglamento. Dicha auditoría será
realizada por la Unidad de Seguimiento y Control. La periodicidad de
dicha auditoría será anual, sin perjuicio de lo cual la ejecución y
realización de la misma podrá realizarse durante todo el año
calendario.
ANEXO II
FORMULARIO DE SOLICITUD DE INSCRIPCION
AL PROGRAMA DE ESTIMULO A LA INYECCION DE GAS NATURAL PARA EMPRESAS
CON INYECCION REDUCIDA - EMPRESAS BENEFICIARIAS CON INYECCION
PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación
y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del
“Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas
con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la
Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud
de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la
citada resolución.
I. INFORMACION OBLIGATORIA.
1. INYECCION BASE Y PRECIO BASE:
Tabla 1. Volúmenes de inyección y precios
percibidos según segmentos de consumidores
(Período semestral)
De esta manera, se considera como Inyección Base de (___) a un
volumen de Gas Natural equivalente a (___) MMm3/día, y como Precio
de la Base (___) U$S/MMBTU.
La tabla anterior se acompaña de la documentación respaldatoria
correspondiente que acredita la veracidad de la información
suministrada.
2. PERIODO DE VIGENCIA: (___) - Diciembre de 2017.
3. INYECCION BASE AJUSTADA:
Tabla 2. Volúmenes de Inyección Base Ajustada en millones de metros
cúbicos diarios
|
Año |
Inyección
Base Ajustada MMm3/día |
|
2013 - 2014 |
|
|
2015 |
|
|
2016 |
|
|
2017 |
|
4. CURVAS TEORICAS DE AJUSTE DEL 5% Y 10%:
Tabla 3. Curvas teóricas de Ajuste - en
millones de metros cúbicos diarios
Nota metodológica: Las tablas muestran un ejemplo hipotético, con
una Inyección Base equivalente a 100, y de esa manera se determinan
las curvas teóricas.
El cálculo de la curvas teóricas, por ejemplo, el de la Curva
Teórica de Ajuste al 5%, se obtiene ajustando cada mes y
acumulativamente la Inyección Base a una tasa anual equivalente al
cinco por ciento (5%), es decir, ajustando cada mes a una tasa X,
siendo:
X = 1 - (1 - 0,05)1/12
5. VALORES ESPERADOS DE INYECCION.
Tabla 4 - Inyección Esperada - en
millones de metros cúbicos diarios.
6. COMPROMISOS DE INVERSION.
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente
Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios
durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se
estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en
forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar
el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así
también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del
presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y
generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes
de inversión oportunamente presentados a las autoridades de
aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Tabla 5 - Compromisos de recursos
destinados por provincia para garantizar la inyección de Gas Natural
por sobre la Inyección Base Ajustada. Año 2014.
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los
compromisos para el siguiente año.
ANEXO III
PROYECTOS DE INVERSION PARA LA
INYECCION DE GAS NATURAL DE EMPRESAS BENEFICIARIAS SIN INYECCION
PREVIA.
(___) (en adelante “(___)”) se dirige a la Comisión de Planificación
y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas (en adelante la “Comisión”) en el marco del
“Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas
con Inyección Reducida”, creado por la Resolución Nº 60/2013 de la
Comisión, a efectos de presentar el presente formulario de solicitud
de Inscripción, de acuerdo a lo previsto en el artículo 2 de la
citada resolución.
I. INFORMACION CONSOLIDADA
1. PERIODO DE VIGENCIA DEL PROYECTO: (___) - diciembre de 2017.
2. INYECCION ESPERADA DE GAS NATURAL: valores consolidados en
millones de metros cúbicos diarios.
Tabla 1 - Inyección esperada de gas
natural consolidada
3. COMPROMISOS DE INVERSION:
I. A los efectos de dar cumplimiento a los objetivos del presente
Programa, (___) prevé realizar las inversiones y trabajos necesarios
durante el período de vigencia del mismo, las cuales a la fecha se
estiman en U$S (___) (DOLARES (___) MILLONES). En este sentido, y en
forma previa al inicio de cada ejercicio anual (___) deberá informar
el nivel de inversión a ejecutar en el ejercicio entrante, como así
también las inversiones ejecutadas hasta esa fecha en el marco del
presente.
II. Asimismo, deberá aumentar el número de equipos de perforación y
generar mayor nivel de actividad y empleo, de acuerdo a los planes
de inversión oportunamente presentados a las autoridades de
aplicación correspondientes y detallados en la siguiente Tabla:
Tabla 2 - Compromiso de recursos
destinados para garantizar la inyección de gas natural.
Año 2014
Nota: en el mes de diciembre de cada año deberán definirse los
compromisos para el siguiente año.
II. INFORMACION DETALLADA
Por cada una de las áreas de exploración y/o explotación desde las
cuales se generarán las inyecciones del proyecto, la presentación de
la inscripción como mínimo deberá contener la siguiente información:
1. DESCRIPCION DE LA FIGURA JURIDICA RESPECTO AL NUEVO PROYECTO:
a) Titulares y Operador:
b) Porcentaje de participación de la Empresa Beneficiaria sin
inyección previa:
c) Duración de la Concesión: fecha de inicio y fecha de finalización
2. INTRODUCCION:
d) Nombre de los yacimientos involucrados en el Proyecto:
e) Formación objetivo o formaciones productivas:
a) Reservas (P1, P2, P3) y Recursos por yacimiento:
b) Tipo de gas: Gas Seco, Gas Rico, Shale Gas, Tight Gas, etc.
3. PROYECCION DE LA PRODUCCION
a) Detalle pozo tipo:
b) Plan de Exploración/Cronograma de perforación:
c) Plan de Desarrollo del área de perforación/explotación:
d) Fecha estimada de puesta en producción:
e) Inyección esperada de gas natural en millones de metros cúbicos
por día:
Tabla 3 - Inyección esperada de gas
natural
4. COSTOS OPERATIVOS E INVERSIONES (EN DOLARES):
a) Cantidad de equipos a utilizar para perforación y terminación de
pozos:
b) Costo por pozo discriminando: alquiler de equipos, costo de
perforación y terminación:
c) Inversión en exploración: sísmica, gravimetría, etc.
d) Instalaciones de superficie: gasoductos necesarios, plantas de
tratamiento, compresores, etc.
e) Flujo de fondos mensual: detallando costos operativos,
inversiones y tasas de impuestos a pagar (cánones, tasas y regalías)
5. DATOS GEOLOGICOS
a) Columna estratigráfica:
b) Sistema Petrolero: roca madre, reservorios, formaciones, sellos,
tipo de trampa.
c) Mapas del área:
6. OBSERVACIONES
En esta sección la Empresa Beneficiaria sin inyección previa, puede
informar todas las observaciones que considere necesarias. Por
ejemplo:
a) Cromatografía:
b) Perfiles:
c) Consideraciones estructurales: