LegalizePLAN DE PROMOCION DE LA PRODUCCION DEL GAS NATURAL ARGENTINO - ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024
PLAN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO
ESQUEMA DE OFERTA Y DEMANDA 2020-2024
Decreto 730/2022
DECNU-2022-730-APN-PTE - Decreto N° 892/2020. Modificación.
Ciudad de Buenos Aires, 03/11/2022
VISTO el Expediente Nº EX-2022-96108288-APN-SE#MEC, las Leyes Nros.
17.319, 24.076 y 26.741, los Decretos Nros. 1738 del 18 de septiembre
de 1992, 2255 del 2 de diciembre de 1992 y 892 del 13 de noviembre de
2020 y sus respectivas modificatorias y la Resolución Nº 67 del 7 de
febrero de 2022 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA,
y
CONSIDERANDO:
Que por el artículo 3º de la Ley Nº 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 Nº 17.319 y en el artículo 3º de la Ley Nº 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 referida Ley Nº 17.319 y en el artículo 1º de la Ley
Nº 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, por el artículo 6º 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 del país 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 por el artículo 3º de la Ley Nº 26.741 se establecen como
principios de la política hidrocarburífera de la REPÚBLICA ARGENTINA
los siguientes: (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 mediante el artículo 1º del Decreto Nº 892/20 se declaró de interés
público nacional y como objetivo prioritario de la REPÚBLICA ARGENTINA
la promoción de la producción del gas natural argentino.
Que por el artículo 2º del mentado decreto se aprobó el “PLAN DE
PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL GAS NATURAL ARGENTINO - ESQUEMA DE
OFERTA Y DEMANDA 2020-2024” (en adelante el Plan Gas.Ar), y se
implementó así un programa de incentivo a la producción e inversión
para asegurar su abastecimiento en el mediano plazo y la generación de
saldos exportables de gas natural.
Que, con posterioridad, por el artículo 1º de la Resolución Nº 67/22 de
la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA se declaró de
Interés Público Nacional la construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE
NÉSTOR KIRCHNER” como proyecto estratégico para el desarrollo del gas
natural en la REPÚBLICA ARGENTINA, el que transportará gas natural con
punto de partida desde las proximidades de Tratayén en la Provincia del
NEUQUÉN, atravesando las Provincias de RÍO NEGRO, LA PAMPA, pasando por
Salliqueló en la Provincia de BUENOS AIRES, hasta las proximidades de
la Ciudad de San Jerónimo en la Provincia de SANTA FE, así como sus
obras complementarias, y la construcción de las obras de ampliación y
potenciación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural.
Que por el artículo 2º de la citada resolución se creó el Programa
Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” (en adelante
el Programa Transport.Ar) en la órbita de la SUBSECRETARÍA DE
HIDROCARBUROS de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA,
con el objetivo de: ejecutar las obras necesarias para promover el
desarrollo, crecimiento de la producción y abastecimiento de gas
natural; sustituir las importaciones de GNL y de Gas Oil – Fuel Oil que
se utilizan para abastecer la demanda prioritaria y las centrales de
generación térmica, respectivamente; asegurar el suministro de energía;
garantizar el abastecimiento interno en los términos de las Leyes Nros.
17.319, 24.076 y 26.741; aumentar la confiabilidad del sistema
energético; optimizar el sistema de transporte nacional; aumentar las
exportaciones de gas natural a los países limítrofes y propender a la
integración gasífera regional sobre la base de los principios expuestos
en la normativa existente en la materia.
Que mediante el artículo 3º de la mencionada resolución se aprobó el
listado de obras a ejecutar en el marco del Programa Transport.Ar: a)
construcción del “GASODUCTO PRESIDENTE NÉSTOR KIRCHNER”: entre las
ciudades de Tratayén en la Provincia del NEUQUÉN, Salliqueló en la
Provincia de BUENOS AIRES y San Jerónimo en la Provincia de SANTA FE;
construcción del gasoducto entre las ciudades de Mercedes y Cardales
en la Provincia de BUENOS AIRES; c) ampliación del Gasoducto NEUBA II:
loops y plantas compresoras; d) reversión del Gasoducto Norte Etapas I
y II; e) expansión del Gasoducto Centro Oeste: distintos tramos entre
las zonas Neuquén y Litoral en la Provincia de SANTA FE; f) ampliación
de los tramos finales de gasoductos en AMBA; g) ampliación de la
capacidad de transporte del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) por
aumento de compresión; h) conexión GNEA - San Jerónimo desde las
ciudades de Barrancas hasta el Desvío Arijón en la Provincia de SANTA
FE; i) construcción de loops y compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto
Entrerriano); j) ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto
General San Martín; k) realización de la Etapa III “Mesopotamia” del
Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) en las Provincias de CORRIENTES
y MISIONES y l) aquellas obras que defina incorporar la citada
SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA, en función de los
planes necesarios de expansión del sistema de transporte nacional de
gas natural.
Que en atención a este promisorio panorama de concreción de obras
fundamentales para el desarrollo económico del país debe contemplarse
la evolución en la construcción de algunas de las obras integrantes del
Programa Transport.Ar, las que permitirán, en lo sucesivo, incrementar
la capacidad en el sistema de transporte de gas natural.
Que las obras enumeradas posibilitarán el transporte de una creciente
producción de gas natural no convencional desde la Cuenca Neuquina,
motivo por el cual reviste fundamental importancia dar continuidad al
Plan Gas.Ar diseñado por el Decreto Nº 892/20, formulando las
modificaciones y aclaraciones que sean conducentes a los fines de poder
dotar de manera anticipada y planificada de herramientas legales que
garanticen previsibilidad, certeza y confiabilidad a las operaciones
futuras que se realicen en el sistema.
Que, asimismo, se han evidenciado importantes incrementos en la
inyección de gas natural producto de la ejecución del Plan Gas.Ar
durante los años 2020 y 2021, en particular en la Cuenca Neuquina, y
considerando las estimaciones del sector resulta prioritario y urgente
conformar demanda para volúmenes incrementales que puedan evacuarse en
uso de la nueva capacidad de transporte en el sistema, en particular
para las obras a realizarse en el marco del Programa Transport.Ar
creado por la señalada Resolución Nº 67/22 de la SECRETARÍA DE ENERGÍA
del MINISTERIO DE ECONOMÍA.
Que no obstante los incrementos provenientes de la Cuenca Neuquina, es
dable destacar lo manifestado por la Dirección Nacional de Exploración
y Producción de la SUBSECRETARÍA DE HIDROCARBUROS de la SECRETARÍA DE
ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA mediante el Informe Técnico Nº
IF-2022-106470548-APN-DNEYP#MEC, en el cual se puso de manifiesto que
se ha observado una dinámica diferenciada entre las distintas cuencas
productivas, donde la Cuenca Neuquina se destacó por su crecimiento y
sus mejoras de productividad, al tiempo que las demás cuencas han
enfrentado dificultades para revertir su declino tendencial, lo que
impele a tomar las medidas conducentes con el fin de incentivar la
producción de gas natural en cada una de las cuencas del país.
Que por ello, y atento la importancia que reviste estimular políticas
proclives al desarrollo federal de los recursos energéticos, resulta
oportuno, meritorio y conveniente contemplar la realidad de cada una de
las cuencas productivas del país, a los efectos de propender a la
potenciación de la actividad hidrocarburífera.
Que con idéntico temperamento al sugerido supra, la Dirección Nacional
de Transporte e Infraestructura de la citada Subsecretaría elaboró el
Informe Técnico Nº IF-2022-106592637-APN-DNTEI#MEC, por el cual
concluyó que la rápida recuperación que mostró la producción de gas no
convencional en la Cuenca Neuquina en virtud de la implementación del
Plan Gas.Ar provocó la saturación de la capacidad de evacuación de los
gasoductos, tornando imperiosa la necesidad de expandir la capacidad de
transporte desde la mencionada cuenca.
Que con el fin de alcanzar tal cometido, el área técnica referida
consideró relevante seguir sosteniendo las inversiones en las obras de
infraestructura necesarias para incrementar la capacidad de transporte
de gas natural, en consonancia con las definiciones trazadas en el
Programa Transport.Ar.
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 a efectos de lograr la máxima coordinación con el Plan Gas.Ar
vigente a la fecha del dictado del presente acto, corresponde autorizar
a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a incorporar en
los esquemas de comercialización a celebrar disposiciones que permitan
amalgamar los contratos y los compromisos de producción e inyección
asumidos en el marco de las instancias celebradas en el Plan Gas.Ar.
Que para asegurar el cumplimiento del mandato establecido en el inciso
2 del artículo 2º del Anexo I del Decreto Nº 1738/92, reglamentario de
la Ley Nº 24.076, el esquema a diseñar deberá facultar a la SECRETARÍA
DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a asegurar que los precios del
gas natural resultantes de los contratos se compatibilicen con 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 5º del Decreto Nº 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 de igual modo que en lo reglado por el Decreto Nº 892/20, 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 citado decreto,
con las modificaciones introducidas por la presente medida, 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 en el marco de la declaración de emergencia pública vigente al
momento de la sanción del Decreto Nº 892/20, se entendió conveniente
priorizar el acceso al gas natural de los usuarios
residenciales-domésticos y las usuarias residenciales-domésticas y de
aquellos usuarios no domésticos y 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, no obstante, en la nueva coyuntura del mercado de gas natural
resulta conveniente establecer que para aquellos usuarios categorizados
y aquellas usuarias categorizadas al 1º de mayo de 2021 como “Servicio
General P3 Grupos I y II”, el abastecimiento de gas sea únicamente bajo
la modalidad de servicio completo por intermedio de su prestadora del
servicio de distribución.
Que, asimismo, es preciso prever, a través de la participación de la
sociedad anónima bajo injerencia estatal ENERGÍA ARGENTINA SOCIEDAD
ANÓNIMA (ENARSA), 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 que por la presente medida pasa a integrar al
Decreto Nº 892/20, 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 Nº 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 Nº 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 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:
ARTÍCULO 1°.- Sustitúyese el artículo 2° del Decreto N° 892/20 por el siguiente:
“ARTÍCULO 2º.- 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 2º.- A los efectos del abastecimiento de gas natural, los
usuarios categorizados y las usuarias categorizadas como “Servicio
General P3 Grupos I y II” al 1º de mayo de 2021 formarán parte de la
“demanda prioritaria”, conforme lo definido en el Punto 4.10 del Anexo
del Decreto Nº 892/20 y su modificatorio, y deberán ser abastecidos y
abastecidas bajo la modalidad de Servicio Completo, en el marco de lo
dispuesto por el esquema aprobado por este decreto.
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.
ARTÍCULO 3º.- Sustitúyese el artículo 4º del Decreto Nº 892/20 por el siguiente:
“ARTÍCULO 4º.- 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 4º.- Invítase a las provincias productoras de gas natural a adherir al presente decreto.
ARTÍCULO 5º.- El Jefe de Gabinete de Ministros realizará las
modificaciones presupuestarias que resulten necesarias a los fines del
cumplimiento del presente decreto.
ARTÍCULO 6º.- Dese cuenta a la COMISIÓN BICAMERAL PERMANENTE del HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN.
ARTÍCULO 7º.- La presente medida entrará en vigencia a partir del día siguiente al de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL.
ARTÍCULO 8º.- Comuníquese, publíquese, dese a la DIRECCIÓN NACIONAL DEL REGISTRO OFICIAL y archívese.
FERNÁNDEZ - Juan Luis Manzur - Eduardo Enrique de Pedro - Santiago
Andrés Cafiero - Jorge Enrique Taiana - Sergio Tomás Massa - Alexis
Raúl Guerrera - Gabriel Nicolás Katopodis - Martín Ignacio Soria -
Aníbal Domingo Fernández - Carla Vizzotti - Victoria Tolosa Paz -
Ximena Ayelén Mazzina Guiñazú - Jaime Perczyk - Tristán Bauer - Daniel
Fernando Filmus - Raquel Cecilia Kismer - Juan Cabandie - Matías Lammens
NOTA: El/los Anexo/s que integra/n este(a) Decreto se publican en la edición web del BORA -www.boletinoficial.gob.ar-
e. 04/11/2022 N° 89994/22 v. 04/11/2022
(*Nota
Infoleg:**
Los anexos referenciados en la presente norma han sido extraídos de la
edición web de Boletín Oficial)*
ANEXO
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
I. Fundamentos
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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
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
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.
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
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Precio de traslado a la demanda: el ESTADO NACIONAL podrá tomar a
su cargo el pago mensual de una porción del precio del gas natural en
el PIST resultante de la Subasta a efectos de reducir el costo del gas
a pagar por el usuario o la usuaria, conforme al Punto 9.4.2. de las
Reglas Básicas de las Licencias de Distribución de gas por redes. Al
efecto, la Autoridad de Aplicación determinará, con la asistencia del
ENARGAS, en caso de que esta sea requerida, y mediante un proceso que,
de corresponder, incluya instancias de efectiva participación
ciudadana, el monto que podrá ser igual o inferior al Precio de Mercado
que surja de las adjudicaciones de la Subasta. El diferencial entre el
precio determinado por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al Punto
4.28 y el Precio resultante de la Subasta estará a cargo del ESTADO
NACIONAL.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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.
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.
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).
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.
A los fines del pago de la compensación del Precio Ofertado, el
cumplimiento de las entregas e inyecciones comprometidas será analizado
a mes vencido.
A los fines de la evaluación del cumplimiento de la inyección comprometida serán considerados períodos trimestrales móviles.
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.
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.
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)
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.
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.
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.
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
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.
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.
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