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HIDROCARBUROS
Decreto 277/2022
DECNU-2022-277-APN-PTE - Disposiciones.
Ciudad de Buenos Aires, 27/05/2022
VISTO el Expediente N° EX-2022-52057149-APN-SE#MEC, las Leyes Nros.
17.319, 24.076, 26.122 y 26.741 y los Decretos Nros. 892 del 13 de
noviembre de 2020 y 76 del 11 de febrero de 2022 y sus respectivas
normas modificatorias y complementarias, y
CONSIDERANDO:
Que por los artículos 2° y 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 el desarrollo del sector hidrocarburífero argentino resulta de
crucial importancia para el desarrollo macroeconómico del país,
estableciendo las bases de un crecimiento sostenible e inclusivo, de
carácter federal, que garantice una expansión secular del empleo, la
producción y las exportaciones.
Que resulta de interés general asegurar el abastecimiento del mercado
interno de gas natural y de petróleo crudo, de acuerdo con lo
establecido en las Leyes Nros. 17.319 y 24.076.
Que la REPÚBLICA ARGENTINA presenta un déficit persistente en la
balanza comercial energética, donde las importaciones de gas y de
gasoil explican mayormente la canasta importadora de nuestro sector
energético, por lo que es necesario ocuparse activamente de esta
problemática en nuestra matriz energética.
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 de los recursos y la sustentabilidad de su
explotación, para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
Que en el actual contexto económico global, la necesidad de desarrollar
activa y aceleradamente las capacidades productivas del sector
hidrocarburífero se vuelve aún más relevante, a los efectos de
minimizar el impacto del contexto internacional sobre los precios de
los hidrocarburos y, con ello, sobre la balanza comercial y las
finanzas públicas de la REPÚBLICA ARGENTINA.
Que, en consecuencia, deviene fundamental la creación de diversos
instrumentos que posibiliten enfrentar la crisis energética global,
explotando las oportunidades de desarrollo que se derivan de contar con
la segunda mayor reserva de shale-gas y la cuarta de shale-oil del
mundo.
Que mediante el Decreto N° 892/20 se aprobó el “PLAN DE PROMOCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO – ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024”, por el cual se revirtió el declino preexistente en la
producción de gas natural.
Que, sin embargo, el abastecimiento de gas natural con recursos
provenientes de yacimientos nacionales requiere un incremento en la
capacidad de transporte del sistema de gasoductos troncales.
Que para hacer frente a estas restricciones de infraestructura y
posibilitar el aumento de la producción, mediante el Decreto N° 76/22
el Estado Nacional se encargó de liderar la puesta en marcha de la obra
de infraestructura más relevante en transporte de las últimas décadas,
con la concesión del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner.
Que a partir de la puesta en marcha de la construcción del Gasoducto
Presidente Néstor Kirchner es necesario generar mecanismos que
abastezcan al sector de las divisas necesarias para que desarrollen las
inversiones en el segmento de exploración y de explotación, de manera
de incrementar la producción y resolver así la necesidad de
autoabastecimiento local con la mayor celeridad posible.
Que en el marco de la incertidumbre en precios y en condiciones de
abastecimiento energéticos, generada por la crisis energética global, y
en virtud del plazo de tiempo requerido para la puesta en marcha de
proyectos de inversión productivos en el sector, resulta necesario el
dictado de nueva normativa que se ocupe de las restricciones que operan
sobre el mismo.
Que el desarrollo del sector hidrocarburífero en todas las cuencas
productivas del país y la cadena de valor involucrada deben
desarrollarse bajo las premisas de garantías en la explotación y la
utilización racional de los recursos, para lograr tanto el
autoabastecimiento del mercado interno como la progresiva sustitución
de importaciones de gas natural y combustibles, conjugándolo con la
generación de saldos exportables.
Que ante el incremento de la producción no convencional y el declino de
los yacimientos de tipo convencional, la densidad del tipo de crudo
local que recibe el parque refinador se encuentra en descenso, lo que
disminuye la productividad del crudo para la elaboración de
combustibles estratégicos que abastezcan el consumo de transporte
pesado, de uso industrial y agrícola.
Que resulta de vital importancia considerar que la producción de crudo
de mediana y alta densidad requiere importantes inversiones en pozos
convencionales, vinculadas a procesos de recuperación secundaria y
terciaria en estos yacimientos.
Que se requiere de un marco normativo apropiado para que las
productoras de hidrocarburos cuenten con las reglas de acceso a divisas
necesarias para impulsar la inversión del sector.
Que el esquema normativo vigente puede ampliarse, a los efectos de
tomar en cuenta las especificidades en materia de divisas del sector
hidrocarburífero, y potenciar así el desarrollo de nuevos yacimientos
que permitan obtener producción incremental.
Que la producción incremental y el acceso a divisas habilitará el
impulso del sector, para posibilitar luego la industrialización del gas
natural, del petróleo crudo y de sus derivados, promoviendo e
incrementando el valor agregado regional y nacional en la cadena de
valor de la actividad hidrocarburífera.
Que el presente decreto y los regímenes que establece serán
complementarios a los objetivos establecidos en el artículo 3° de la
Ley N° 26.741.
Que, asimismo, en el marco de lo expresado, el PODER EJECUTIVO NACIONAL
remitió al HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN la
NO-2021-87104193-APN-SSAP#JGM del 15 de septiembre de 2021, a la que se
adjuntó el Mensaje N° 90/21 y el proyecto de ley que instituye el
régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas, y establece un
conjunto de modificaciones normativas claves para la matriz energética
argentina.
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 la
aprobación de los decretos deberá ser expreso conforme lo establecido
en el artículo 82 de la CONSTITUCIÓN NACIONAL.
Que ha tomado intervención el servicio jurídico competente.
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:
TÍTULO I
RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE PETRÓLEO (RADPIP)
CAPÍTULO 1.-
Creación, alcance, requisitos de inclusión y definiciones
ARTÍCULO 1°.- Créase el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción
Incremental de Petróleo (RADPIP), del que podrán ser beneficiarios los
sujetos inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras del Estado
Nacional que sean titulares de concesiones de explotación de
hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional, las Provincias o la
Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según corresponda, los cuales podrán
presentarse o asociarse con terceros que se encuentren debidamente
registrados y que cumplan con los requisitos establecidos en este
decreto y con las normas complementarias que determine la Autoridad de
Aplicación.
ARTÍCULO 2°.- A los efectos de obtener y mantener los distintos
derechos del RADPIP, los sujetos beneficiarios deberán: (i) adherir al
presente régimen, en los términos que establezca la Autoridad de
Aplicación; (ii) obtener producción incremental de petróleo crudo en
los términos definidos en el presente Título; (iii) cumplir con el
régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de
Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera
establecido en el Título III del presente decreto y su respectiva
reglamentación y (iv) cumplir, para los beneficiarios que corresponda,
con todas las obligaciones previstas en el Decreto N° 892/20 y sus
normas complementarias y reglamentarias.
ARTÍCULO 3°.- Se define como Línea Base a la producción total de
petróleo crudo acumulada en el año 2021, que incluya todas las áreas
concesionadas por el beneficiario del cual se trate, establecida a
partir de los datos oficiales de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del
MINISTERIO DE ECONOMÍA al momento de la publicación del presente
decreto en el BOLETÍN OFICIAL, en los términos que defina la
reglamentación de este decreto.
En caso de cesión total o parcial sobre los derechos de explotación del
cesionario del cual se trate, la Línea Base del sujeto cesionario será
incrementada en un volumen equivalente al de la producción
correspondiente a la Línea Base del área cedida, en la proporción de
los derechos transferidos, en los términos que defina la
reglamentación. En igual sentido, la Línea Base del beneficiario
cedente será disminuida en un volumen equivalente al correspondiente a
la Línea Base del área transferida, en la proporción de los derechos
transferidos, en los términos que defina la reglamentación. Esto
último, que se aplica sobre la Línea Base del cedente, será operativo a
los DOCE (12) meses de haberse efectivizado la cesión, siempre que en
dicho plazo no se haya verificado una reducción en la producción del
área cedida respecto de su Línea Base, situación en la cual la
reducción de la Línea Base del cedente se efectivizará al momento de
verificarse producción incremental en el área cedida.
Para aquellos beneficiarios que no hayan informado a la Autoridad de
Aplicación producción alguna de crudo en los períodos definidos para el
cálculo de la Línea Base en el párrafo primero de este artículo la
Línea Base será CERO (0) para el período inicial y todos los períodos
subsiguientes, con la excepción del caso previsto en el segundo párrafo
precedente para el tratamiento de la cesión de derechos de explotación.
Para el cálculo de la Línea Base de aquellos beneficiarios productores
de crudo con densidad American Petroleum Institute (API) inferior a
TREINTA (30) grados, se aplicará un factor de reducción del DIEZ POR
CIENTO (10 %) a todo el volumen de petróleo crudo que cumpla con tales
especificaciones técnicas, en los términos que defina la Autoridad de
Aplicación y calculado de manera trimestral.
ARTÍCULO 4°.- Dada la Línea Base, la Producción Incremental Trimestral
determinada para cada beneficiario será establecida trimestralmente por
la Autoridad de Aplicación, como la CUARTA PARTE (1/4) de la Producción
Incremental Anual definida como la diferencia entre la producción
efectiva de los últimos DOCE (12) meses precedentes y la Línea Base, en
los términos que define el presente Título.
ARTÍCULO 5°.- A los efectos del cálculo de la Línea Base y la
Producción Incremental Anual, la producción de petróleo será
considerada exclusivamente proveniente de las áreas sobre las cuales es
titular cada beneficiario. Para aquellos beneficiarios que tengan
subsidiarias o que pertenezcan a un mismo grupo económico que tenga
otras empresas productoras de petróleo dentro del país, se tomarán los
volúmenes y la información en forma consolidada, a través del criterio
de agregación y separación que defina la Autoridad de Aplicación.
CAPÍTULO 2.-
Incentivos
ARTÍCULO 6°.- Se define como Volumen de Producción Incremental
Beneficiado (VPIB) al VEINTE POR CIENTO (20 %) de la Producción
Incremental Trimestral que haya obtenido cada beneficiario del RADPIP
respecto de su Línea Base, en los términos establecidos en los
artículos 3° a 5° del presente decreto.
ARTÍCULO 7°.- El porcentaje definido en el artículo 6° se incrementará:
a. en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una QUINTA PARTE
(1/5) del porcentaje de Cobertura del Mercado Interno de Petróleo Crudo
(CMIPC), calculada por la Autoridad de Aplicación en los términos que
defina la reglamentación;
b. en hasta CINCO (5) puntos porcentuales para aquellos beneficiarios
que, en los últimos DOCE (12) meses, hayan podido contrarrestar el
declino técnico ajustado de su producción proveniente de cuencas, áreas
o regiones con explotación convencional, según los términos que defina
la reglamentación. La magnitud específica de este factor de expansión
del VPIB se establecerá en la reglamentación, debiendo definirse para
cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del
declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo
convencional y en proporción a la participación de este tipo de
producción en la producción total del beneficiario. Este derecho
incremental solo se aplicará si al mismo tiempo el beneficiario
obtuviese Producción Incremental Anual para el trimestre examinado, en
los términos definidos por los artículos 3° a 5° del presente decreto;
c. en hasta DOS (2) puntos porcentuales, cuando los beneficiarios
obtengan producción incremental de petróleo a partir de pozos de baja
productividad o previamente inactivos o cerrados, en asociación con
terceros recuperadores, en los términos que establezca la
reglamentación de la presente norma. Si los socios recuperadores son de
origen nacional, el incremento será de UN (1) punto porcentual y si son
de origen regional el incremento será de DOS (2) puntos porcentuales,
en los términos que defina la reglamentación;
d. en hasta DOS (2) puntos porcentuales cuando los beneficiarios
obtengan Producción Incremental Anual, contratando al menos el DIEZ POR
CIENTO (10 %) de los servicios de fractura de Empresas Regionales o
Nacionales, según el criterio de realidad económica que defina la
reglamentación, y siempre que el servicio contratado garantice al menos
el contenido nacional que se defina en la reglamentación del presente
decreto. Si los proveedores de servicios de fractura son de origen
nacional, el incremento será de UN (1) punto porcentual y si son de
origen regional el incremento será de DOS (2) puntos porcentuales, en
los términos que defina la reglamentación de la presente norma y
e. en hasta DOS (2) puntos porcentuales cuando los beneficiarios
incrementen su inversión en exploración y explotación de petróleo en
áreas marginales o localizadas en regiones o cuencas con Producción
Convencional exclusiva en proceso de declinación productiva, o que
inicien un nuevo proceso de inversión de esas características, en los
términos que defina la reglamentación. Para obtener este beneficio, la
empresa beneficiaria deberá haber invertido efectivamente un monto no
inferior a DÓLARES ESTADOUNIDENSES CINCO MILLONES (USD 5.000.000) en
proyectos de exploración y/o explotación convencional en las áreas
mencionadas, en los términos que defina la reglamentación, en un plazo
máximo de DOS (2) años, luego de haber adherido al presente régimen.
ARTÍCULO 8°.- Los beneficiarios del RADPIP tendrán acceso al Mercado
Libre de Cambios (MLC) para destinar al pago de capital e intereses de
pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos
con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que
correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de
inversiones directas de no residentes, por un monto equivalente a su
VPIB, valuado sobre la base de la cotización promedio de los últimos
DOCE (12) meses del “ICE BRENT primera línea”, neto de derechos de
exportación, incorporando según corresponda las primas o descuentos por
calidad del crudo, según establezca la reglamentación.
El acceso al MLC por hasta el monto del párrafo precedente no podrá
quedar sujeto al requisito de conformidad previa del BANCO CENTRAL DE
LA REPÚBLICA ARGENTINA en caso en que la norma cambiaria así lo
estableciera.
ARTÍCULO 9°.- Los beneficios definidos en el presente Título podrán
transferirse a proveedores directos del beneficiario en los términos
que se establezcan en la reglamentación. Si el acceso a tales
beneficios se encontrase limitado por normativas preexistentes en
materia cambiaria, establécese que el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA
ARGENTINA instrumentará mecanismos idóneos con el fin de facilitar el
acceso al MLC para los casos establecidos en el presente Título.
TÍTULO II
RÉGIMEN DE ACCESO A DIVISAS PARA LA PRODUCCIÓN INCREMENTAL DE GAS NATURAL (RADPIGN)
CAPÍTULO 1.-
Creación, requisitos de inclusión, definiciones y alcance
ARTÍCULO 10.- Créase el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción
Incremental de Gas Natural (RADPIGN) del que podrán ser beneficiarios
aquellos sujetos indicados en el artículo 1° del presente decreto,
cumplimentando los requisitos exigidos en este Título.
ARTÍCULO 11.- A los efectos de obtener y mantener los distintos
derechos del RADPIGN, los sujetos beneficiarios deberán: (i) adherir al
presente régimen, en los términos que establezca la Autoridad de
Aplicación; (ii) ser adjudicatarios en cumplimiento de volúmenes de
inyección de gas natural base sobre TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365)
días al año, en las subastas o concursos de precios del “Plan de
Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de
Oferta y Demanda 2020-2024”, en los términos que se definen en el
Decreto N° 892/20, en sus normas complementarias o en las sucesivas
subastas y concursos de precios para el abastecimiento de la demanda
interna de gas natural y cumplimentar todos los compromisos asumidos en
esta o en cualquier otra subasta de abastecimiento a la demanda
interna; (iii) obtener niveles de Inyección Incremental respecto de la
Línea Base de Inyección, en los términos que se definen en este Título
y (iv) cumplir con el régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y
del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria
Hidrocarburífera, establecido en el Título III del presente decreto y
su respectiva reglamentación, y con todas las obligaciones establecidas
en el Decreto N° 892/20, sus normas complementarias y reglamentarias.
ARTÍCULO 12.- Se define como Línea Base de Inyección al volumen de
inyección diaria promedio anual de gas natural correspondiente al año
2021, con medición fiscal aprobada por la Autoridad de Aplicación
correspondiente y el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS) y
efectivamente inyectado por el beneficiario en algún punto de ingreso
al Sistema de Transporte Argentino de Gas Natural, incluyendo la
producción incorporada fuera del sistema (off system), proveniente de
áreas propias y definido a partir de los datos oficiales de la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, en los términos que
establezca la reglamentación de la presente norma.
En caso de cesión total o parcial de los derechos de explotación de las
áreas del beneficiario, la Línea Base de Inyección del sujeto
cesionario será incrementada en un volumen equivalente al de la
inyección correspondiente a los derechos cedidos, en los términos que
defina la reglamentación. En igual sentido, la Línea Base de Inyección
del beneficiario cedente será disminuida en un monto equivalente a la
Línea Base de Inyección del área transferida, en la proporción de los
derechos cedidos, en los términos que defina la reglamentación. Este
último cambio, que se aplica sobre la Línea Base de Inyección del
cedente, será operativo a los DOCE (12) meses de haberse efectivizado
la cesión, siempre que en dicho plazo no se haya verificado una
reducción en la inyección del área cedida respecto de su Línea Base de
Inyección, situación en la cual la reducción de la Línea Base de
Inyección del cedente se efectivizará al momento de verificarse
Inyección Incremental en el área cedida.
Para aquellos beneficiarios que no hayan informado a la Autoridad de
Aplicación inyección alguna de gas en los períodos definidos para el
cálculo de la Línea Base de Inyección en el párrafo primero de este
artículo, la Línea Base de Inyección será CERO (0) para el período
inicial y todos los períodos subsiguientes, con la excepción del caso
previsto en el segundo párrafo de este artículo para el tratamiento de
la transferencia de derechos de explotación.
ARTÍCULO 13.- La Autoridad de Aplicación determinará trimestralmente la
Inyección Incremental de cada beneficiario como el promedio diario
excedente, respecto de la Línea Base de Inyección, del volumen de gas
natural efectivamente inyectado por el beneficiario. Este último
volumen será calculado como la inyección diaria promedio de los últimos
DOCE (12) meses precedentes, con medición fiscal aprobada por la
Autoridad de Aplicación correspondiente y el ENARGAS, inyectado en
algún punto de ingreso al Sistema de Transporte Argentino de Gas
Natural, incluyendo la producción incorporada fuera del sistema (off
system), en los términos que defina la reglamentación.
ARTÍCULO 14.- A los efectos del cálculo de la Línea Base de Inyección y
la Inyección Incremental, la inyección de gas natural será considerada
exclusivamente proveniente de las áreas sobre las cuales es titular
cada beneficiario. Para aquellos beneficiarios que tengan firmas
subsidiarias o que pertenezcan a un mismo grupo económico en el que
haya otras empresas productoras de gas natural dentro del país, se
tomarán los volúmenes y la información en forma consolidada, a través
del criterio de agregación y separación que defina la reglamentación.
Para el cálculo de la Inyección Incremental no se considerará el
volumen inyectado por terceras partes a cuenta del adjudicatario, en
los términos que defina la reglamentación.
CAPÍTULO 2.-
Incentivos
ARTÍCULO 15.- La Autoridad de Aplicación determinará trimestralmente al
Volumen de Inyección Incremental Beneficiado (VIIB) como el TREINTA POR
CIENTO (30 %) de la Inyección Incremental que haya obtenido cada
beneficiario del RADPIGN respecto de su Línea Base de Inyección, en los
términos establecidos en los artículos 12, 13 y 14 del presente
decreto, multiplicada por la cantidad de días del trimestre.
ARTÍCULO 16.- El porcentaje definido en el artículo 15 podrá incrementarse:
en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una QUINTA PARTE
(1/5) del porcentaje de Cobertura del Mercado Interno de Gas Natural
(CMIGN), calculada por la Autoridad de Aplicación en los términos que
defina la reglamentación;
en hasta CINCO (5) puntos porcentuales para aquellos beneficiarios
que, en el año anterior, hayan podido contrarrestar el declino técnico
ajustado de su inyección proveniente de cuencas, áreas o regiones con
explotación convencional, según los términos que defina la
reglamentación. La magnitud específica de este factor de expansión se
establecerá en la reglamentación, debiendo definirse para cada
beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del
declino técnico ajustado de su inyección de gas natural convencional y
en proporción a la participación de este tipo de inyección en la
inyección total del beneficiario. Este derecho incremental solo se
aplicará si al mismo tiempo el beneficiario obtuviese Inyección
Incremental para todo tipo de inyección de gas natural en el período
examinado, en los términos establecidos en los artículos 12, 13 y 14
del presente decreto.
ARTÍCULO 17.- Los beneficiarios del RADPIGN, a partir de su efectiva
adhesión al presente régimen y en tanto mantengan los beneficios,
tendrán acceso al MLC, para destinar al pago de capital e intereses de
pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos
con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que
correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de
inversiones directas de no residentes, por un monto equivalente al VIIB
de cada beneficiario, valuado al precio promedio ponderado de
exportación de los últimos DOCE (12) meses del conjunto del sistema,
neto de derechos de exportación. Este precio no podrá ser inferior al
precio promedio ponderado de adjudicación para volúmenes de gas natural
base sobre TRESCIENTOS SESENTA Y CINCO (365) días al año, definido por
la Resolución de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA N°
391/20 y sus modificatorias ni superior a DOS (2) veces este mismo
valor, en los términos que defina la reglamentación.
El acceso al MLC por hasta el monto del párrafo precedente no podrá
quedar sujeto al requisito de conformidad previa del BANCO CENTRAL DE
LA REPÚBLICA ARGENTINA en caso en que la norma cambiaria así lo
estableciera.
ARTÍCULO 18.- No podrá imputarse para el cálculo del beneficio otorgado
por el presente Título la Inyección Incremental destinada a abastecer
como destino final a la producción de subproductos beneficiados con
regímenes de libre aplicación de divisas, en los términos que defina la
reglamentación.
ARTÍCULO 19.- Los beneficios de acceso a divisas definidos en este
Título podrán transferirse a proveedores directos del beneficiario, en
los términos que se establezcan en la reglamentación. Si el acceso a
tales beneficios se encontrase limitado por normativas preexistentes en
materia cambiaria establécese que el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA
ARGENTINA instrumentará mecanismos idóneos con el fin de facilitar el
acceso al MLC para los casos establecidos en el presente Título.
TÍTULO III
RÉGIMEN DE PROMOCIÓN DEL EMPLEO, DEL TRABAJO Y DEL DESARROLLO DE
PROVEEDORES REGIONALES Y NACIONALES DE LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA
(RPEPNIH)
CAPÍTULO 1.-
Alcance
ARTÍCULO 20.- El MINISTERIO DE DESARROLLO PRODUCTIVO y la SECRETARÍA DE
ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA estarán a cargo de la evaluación
conjunta de los Planes de Desarrollo de Proveedores Regionales y
Nacionales (PDPRN) que presenten los sujetos alcanzados por los
regímenes de beneficios establecidos en el presente decreto, así como
de la aprobación y el seguimiento del cumplimiento de aquellos,
incluyendo los requisitos de integración nacional, pudiendo también
recomendar a la Autoridad de Aplicación la limitación o suspensión de
beneficios en los términos que se establezcan en la reglamentación y en
el Título IV.
ARTÍCULO 21.- Estarán alcanzados por las obligaciones establecidas en
el presente Título los beneficiarios del RADPIP y del RADPIGN.
CAPÍTULO 2.-
Requisitos
ARTÍCULO 22.- Para acceder y mantener los beneficios del RADPIP y del
RADPIGN establecidos en este decreto, los beneficiarios deberán cumplir
simultáneamente con los requisitos específicos de cada Régimen al que
adhieran y con las obligaciones que se establecen en el presente Título
para los esquemas denominados “Requisitos de Integración Regional y
Nacional” y “Aplicación de Preferencias” y con el principio de
utilización plena y sucesiva, regional y nacional, de las facilidades
en materia de empleo y contratación de trabajadores y trabajadoras y
provisión directa de servicios por parte de Pymes y empresas
regionales, en los términos que defina la reglamentación. Las
modalidades de contratación y, en especial, de la distribución de las
obras y de la provisión de bienes y prestación de servicios en el
tiempo no podrán incluir condiciones que explícita o implícitamente
pudieren ser discriminatorias en contra de empresas regionales y
nacionales extrarregionales.
CAPÍTULO 3.-
Esquema de Requisitos de Integración Regional y Nacional
ARTÍCULO 23.- En oportunidad de su acceso al Régimen o a los Regímenes
solicitados, los beneficiarios deberán someter para su aprobación al
MINISTERIO DE DESARROLLO PRODUCTIVO y a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del
MINISTERIO DE ECONOMÍA sus Planes de Desarrollo de Proveedores
Regionales y Nacionales (PDPRN), los cuales deberán contar con los
siguientes contenidos mínimos:
a. La expresión de la visión del desarrollo integral de la cadena de
valor a través de un conjunto de iniciativas focalizadas en lograr los
niveles de costo, calidad y articulación que maximicen la participación
de la industria regional y nacional, las cuales deberán ser
estrictamente cuantificables en alcance y objetivos.
b. Un procedimiento de incorporación de proveedores nacionales
equitativo, abierto, transparente y con requerimientos cuantificables y
plazos precisos para el alta de nuevos proveedores nacionales.
c. Un plan de abastecimiento de las contrataciones de bienes y
servicios que requieran para llevar adelante sus operaciones, dotado de
metas y objetivos ciertos y cuantificables.
d. El sistema de normas y certificaciones aplicado por las empresas
para acceder como proveedoras regionales y nacionales y ser elegibles
para obtener contrataciones; toda vez que existan normas y
certificaciones provenientes del Sistema Nacional de Calidad, las
mismas tendrán antelación sobre cualquier sistema o conjunto de normas
extranjero; solo en aquellos casos en que se verifique la inexistencia
de norma o certificación nacional el beneficiario del Régimen o de los
Regímenes podrá aplicar norma o certificación de origen extranjero, la
que quedará automáticamente descartada en el momento en que una norma
equivalente del Sistema Nacional de Calidad entre en vigor. En los
primeros CUATRO (4) años, las empresas Regionales y Nacionales de
servicios cumplirán con este requisito acreditando, en relación a cada
especialidad, haber prestado servicios a las empresas Productoras de
Hidrocarburos.
e. Mecanismos de contratación abiertos y transparentes entre los oferentes calificados del ecosistema productivo.
f. Mecanismos de financiamiento preferencial para proveedores de origen regional y nacional.
g. Metas y objetivos expresos y mensurables sobre la participación y el desarrollo de los proveedores regionales y nacionales.
h. Propuesta de facilitación de acceso al ecosistema productivo
nacional en lo referente a la provisión de bienes y servicios con alto
valor agregado e innovación tecnológica.
CAPÍTULO 4.
Esquema de Aplicación de Preferencias
ARTÍCULO 24.- A los efectos de adquirir y mantener los beneficios de
los distintos regímenes definidos en este decreto, los beneficiarios
deberán cumplir con un esquema de contratación en el cual se les
otorgará la posibilidad de refichaje o igualación de la mejor oferta,
con prioridad en caso de ser ejercida, a las ofertas de provisión de
bienes y/o prestación de servicios de origen regional y nacional,
cuando el precio de las ofertas de bienes y/o servicios de origen
nacional sea igual o inferior al de los bienes y/o servicios ofrecidos
que no sean de origen nacional, incrementados en un DIEZ POR CIENTO (10
%) cuando las ofertas de bienes y servicios nacionales se trataren de
un Proveedor Regional, y en un CINCO POR CIENTO (5 %) cuando se
trataren de un Proveedor Nacional extrarregional. En la reglamentación
se definirán los criterios de demarcación de distintos tipos de
proveedores.
En todos los casos, a los efectos de la comparación, el precio de los
bienes o servicios de origen no nacional deberá incluir, entre otros,
los derechos de importación vigentes y todos los tributos y gastos que
le demande su nacionalización a un importador particular no
privilegiado, así como los costos salariales derivados de la normativa
vigente en la cuenca productiva correspondiente, en las formas y
condiciones que establezca la reglamentación.
Se entiende por proveedores regionales a aquellos cuyo asiento
principal de actividades esté en las provincias y localidades de
provincias vecinas relacionadas con cuencas de producción, atendiendo a
un criterio de realidad económica. Por su parte, se entiende por
proveedores nacionales extrarregionales a aquellos cuyo asiento
principal de sus actividades está localizado en el resto del país. En
la reglamentación podrán establecerse criterios de identificación
adicionales de proveedores regionales y nacionales extrarregionales.
CAPÍTULO 5.
Comisión de Evaluación
ARTÍCULO 25.- Créase la Comisión de Evaluación y Seguimiento de la
Ejecución del RPEPNIH, que estará presidida conjuntamente por UN (1)
representante de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA y
UN (1) representante de la SECRETARÍA DE INDUSTRIA, ECONOMÍA DEL
CONOCIMIENTO Y GESTIÓN COMERCIAL EXTERNA del MINISTERIO DE DESARROLLO
PRODUCTIVO y compuesta adicionalmente, en los términos que defina la
reglamentación, por representantes de la SECRETARÍA DE POLÍTICA
ECONÓMICA del MINISTERIO DE ECONOMÍA; del MINISTERIO DEL INTERIOR; del
MINISTERIO DE CIENCIA, TECNOLOGÍA E INNOVACIÓN; representantes de las
provincias, de las organizaciones de trabajadores y trabajadoras, de
asociaciones empresarias proveedoras de bienes y servicios y de las
organizaciones de empresas productoras de hidrocarburos beneficiarias
del régimen instituido en el presente Título.
Esta Comisión tendrá por función asistir al MINISTERIO DE DESARROLLO
PRODUCTIVO y a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA en
la evaluación, seguimiento y control del cumplimiento de los Planes de
Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN) que presenten
los beneficiarios, en los términos que defina la Autoridad de
Aplicación.
TÍTULO IV
DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
CAPÍTULO 1.-
Autoridad de Aplicación
ARTÍCULO 26.- La Autoridad de Aplicación de este decreto será la
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, a excepción de
aquello establecido en los artículos 8°, 9°, 17, 19 y 28 del presente
decreto, para los cuales la Autoridad de Aplicación será la SECRETARÍA
DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA y el BANCO CENTRAL DE LA
REPÚBLICA ARGENTINA, atendiendo a sus respectivas competencias.
CAPÍTULO 2.-
Estabilidad de la contractualización de la Demanda de Gas Natural
ARTÍCULO 27.- La Autoridad de Aplicación dispondrá la modalidad de
contratación plurianual por subastas o concursos públicos, en el marco
del Decreto N° 892/20, sus normas complementarias y reglamentarias, a
través de lo cual deberá promoverse un horizonte de contratación de
producción de gas natural para abastecer la Demanda Prioritaria y la
Demanda de Usinas, en los términos que defina la Autoridad de
Aplicación, de al menos TRES (3) años móviles.
CAPÍTULO 3.-
Relación con normativa cambiaria complementaria
ARTÍCULO 28.- Para los beneficiarios del RADPIP y/o del RADPIGN que:
hayan solicitado su incorporación a regímenes de promoción
sectoriales que establezcan beneficios en materia de acceso al MLC o
estén alcanzados por alguno de los beneficios en materia de acceso al MLC definidos en:
(i) el Decreto N° 234/21 “Régimen de Fomento de Inversiones para las
Exportaciones” y la Comunicación A 7259 y complementarias del BCRA;
(ii) el Decreto N° 836/21 “Modificaciones al Régimen de Fomento de
Inversiones para las Exportaciones” y la Comunicación A 7420 y
complementarias del BCRA;
(iii) el Decreto N° 892/20 -Plan Gas.Ar- y la Comunicación A 7168 y complementarias del BCRA;
(iv) la Comunicación A 7123 y complementarias del BCRA;
(v) la Comunicación A 6869 y complementarias del BCRA;
(vi) las Comunicaciones A 7301 y A 7416 y complementarias del BCRA o
(vii) otras normas con beneficios en materia de acceso al MLC, que se establezcan en la reglamentación;
los beneficios de acceso a divisas que se obtengan por adherir a los
regímenes del presente decreto serán tomados a cuenta y oportunamente
descontados de los que correspondieren por las normativas indicadas en
los incisos a) y b) del presente artículo, en los términos que defina
la reglamentación.
Establécese que el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
instrumentará mecanismos idóneos para la implementación de lo
establecido en el presente artículo.
CAPÍTULO 4.-
Incumplimientos y limitaciones
ARTÍCULO 29.- A los efectos de los regímenes y beneficios determinados
en este decreto, la Autoridad de Aplicación podrá suspender los
beneficios otorgados en la presente norma, de acuerdo a la gravedad del
incumplimiento, el daño producido, y/o la existencia de incumplimientos
reiterados, sin perjuicio de las sanciones que le correspondan en
virtud de la normativa vigente, ante alguno de los siguientes
incumplimientos:
Falsedad de las informaciones presentadas bajo declaración jurada ante la Autoridad de Aplicación.
Omisión de presentar información, documentación y/o las
declaraciones juradas periódicas o especiales que sean dispuestas por
la Autoridad de Aplicación, dentro del plazo establecido para ello.
Obstaculización de los procesos de fiscalización a la Autoridad de Aplicación.
Incumplimiento de la inyección de los volúmenes adjudicados en las
distintas subastas o concursos de precios del Plan de Promoción de la
Producción del Gas Natural Argentino - ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA
2020-2024, en los términos que se definen en el Decreto N° 892/20, en
sus normas complementarias o en las sucesivas subastas y concursos de
precios para el abastecimiento de la demanda de gas natural.
Incumplimiento del RPEPNIH, en los términos que se establece en el Título III de la presente norma.
Incumplimiento material de cualquiera de las demás disposiciones y
requisitos establecidos en este decreto y los que se incorporen en su
reglamentación y en las normas complementarias que dicte la Autoridad
de Aplicación.
ARTÍCULO 30.- No podrán inscribirse a los distintos regímenes previstos en este decreto:
a. Las personas humanas y/o jurídicas cuyos representantes o directores
o directoras hubiesen sido condenados o condenadas judicialmente, con
penas privativas de la libertad o inhabilitación, mientras no haya
transcurrido un tiempo igual al doble de la condena.
b. Las personas humanas y/o jurídicas que al tiempo de solicitar su
adhesión al régimen tuviesen deudas exigibles e impagas de carácter
fiscal o previsional, o cuando se encuentre firme una decisión judicial
o administrativa declarando tal incumplimiento en materia aduanera,
cambiaria, impositiva o previsional e imponiendo a dicha persona el
pago de tributos, derechos, multas o recargos.
c. Las personas que hubiesen incurrido en incumplimiento injustificado
de sus obligaciones respecto de regímenes de promoción o contratos de
promoción industrial.
Los procesos o sumarios pendientes por los delitos o infracciones a que
se refieren los incisos precedentes suspenderán el trámite
administrativo de adhesión al régimen, hasta su resolución o sentencia
firme.
CAPÍTULO 5.-
Disposiciones finales
ARTÍCULO 31.- Las disposiciones de este decreto entrarán en vigencia a
los TREINTA (30) días de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL.
ARTÍCULO 32.- El PODER EJECUTIVO NACIONAL emitirá la reglamentación
correspondiente dentro de los TREINTA (30) días contados desde la
publicación del presente decreto en el BOLETÍN OFICIAL.
ARTÍCULO 33.- Dese cuenta a la COMISIÓN BICAMERAL PERMANENTE del HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN.
ARTÍCULO 34.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
FERNÁNDEZ - Juan Luis Manzur - Eduardo Enrique de Pedro - E/E Jorge
Enrique Taiana - Jorge Enrique Taiana - Martín Guzmán - Matías
Sebastián Kulfas - Julian Andres Dominguez - Alexis Raúl Guerrera -
Gabriel Nicolás Katopodis - Martín Ignacio Soria - Aníbal Domingo
Fernández - E/E Juan Zabaleta - Juan Zabaleta - Elizabeth Gómez Alcorta
- Jaime Perczyk - Tristán Bauer - Daniel Fernando Filmus - E/E Juan
Cabandie - Juan Cabandie - Matías Lammens - Jorge Horacio Ferraresi
e. 28/05/2022 N° 38691/22 v. 28/05/2022
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