LegalizeOrden ETU/78/2017, de 31 de enero, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados y con los perímetros de referencia para la determinación de los pagos a propietarios de terrenos suprayacentes a concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos
I
La Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, establece el Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados a partir del 1 de enero de 2016 y obliga a los titulares de concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos a efectuar pagos a los propietarios de los terrenos suprayacentes, todo ello con la finalidad de conseguir que parte de la «riqueza derivada del aprovechamiento de los bienes de dominio público» revierta a la sociedad.
Tanto la base imponible del Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados como el importe de los pagos a realizar a los propietarios de los terrenos suprayacentes se determinan tomando como base el valor de la extracción de los hidrocarburos que, a su vez, se calcula como producto del volumen de los hidrocarburos extraídos del subsuelo, una vez realizado el primer tratamiento de depuración y separación de las sustancias ajenas a los mismos, multiplicado por el precio de referencia.
Por su parte, la citada Ley 8/2015, de 21 de mayo, obliga a los titulares de concesiones de explotación de yacimientos a repartir el 1% del valor de la extracción de gas, petróleo y condensados con los propietarios de los terrenos suprayacentes a la concesión, proporcionalmente a la superficie de tales terrenos. Precisamente, el perímetro de referencia delimita el espacio dentro del cual las parcelas correspondientes tienen derecho al pago que se viene de describir.
Esta orden ministerial establece las disposiciones necesarias para permitir que, en la práctica, pueda liquidarse el Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados y los titulares de concesiones de explotación de yacimientos puedan abonar, a los propietarios de los terrenos suprayacentes, los pagos que les corresponden.
II
Así, esta orden ministerial se estructura en cuatro capítulos, el primero de los cuales está destinado al objeto y ámbito de aplicación de la orden y cuyas líneas generales vienen de ser expuestas.
El capítulo II, que se estructura en dos secciones, se refiere a los dispositivos de medida. La primera de dichas secciones regula las características técnicas de tales dispositivos pero también su operación práctica de modo que, a sus resultas, pueda determinarse de manera precisa el volumen de la producción sujeta al Impuesto. Si bien la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, y específicamente, el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, establecen el marco general de las actuaciones administrativas y técnicas encaminadas a la comprobación de los instrumentos de medida y sus requisitos metrológicos con diversas finalidades, tales como la recaudación de impuestos y tasas, no puede ignorarse que tales normas remiten a una posterior concreción en la legislación específica con el objetivo de adaptar los principios generales a las particulares circunstancias de la actividad de explotación de yacimientos de hidrocarburos.
La sección segunda del citado capítulo II describe el procedimiento de autorización y de puesta en marcha de los dispositivos de medición, todo ello con la finalidad de garantizar la corrección técnica de la solución implementada con respecto de los criterios de esta orden, aprovechando, en la medida de lo posible, los controles administrativos actualmente existentes.
Por su parte, el capítulo III establece los precios de referencia de los hidrocarburos basados en cotizaciones internacionales así como circunstancias específicas tales como su calidad y su densidad que, en el caso del crudo, se refleja en un coeficiente que, a efectos de determinar el precio, corregirá la cotización. Así, se determinan como precios de referencia por defecto la cotización del Brent en lo que se refiere al crudo, la referencia del Mercado Ibérico del Gas (MIBGAS) en cuanto al gas natural y finalmente la cotización de butano, propano, nafta, queroseno y gasóleo, en las proporciones correspondientes, para la valoración de los condensados.
En fin, el capítulo IV establece las disposiciones necesarias para la definición de los perímetros de referencia que serán de aplicación para la determinación de los pagos a propietarios de terrenos suprayacentes asociados a yacimientos convencionales de hidrocarburos. La definición de los perímetros de referencia vinculados a concesiones de explotación en las que resulte necesaria la aplicación de técnicas de fracturación hidráulica de alto volumen será objeto de un desarrollo específico posterior, a la vista de los resultados de los proyectos de investigación que, en su caso, puedan llevarse a cabo en el futuro.
En la parte final, se establece un periodo transitorio durante el cual los operadores podrán adaptar sus instalaciones para cumplir con lo establecido en esta orden. Asimismo, se determina el procedimiento para la determinación de los volúmenes producidos en el intervalo de tiempo comprendido entre el 1 de enero de 2016 y la fecha de la entrada en vigor de esta orden ministerial. Por fin, se dispone su aplicación a las concesiones de explotación que, a la entrada en vigor de esta orden, se encontrasen en curso de tramitación.
III
Esta orden ministerial se dicta al amparo de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, que, en su artículo 8, obliga a los concesionarios a la instalación de dispositivos de medición de la extracción de hidrocarburos y habilita al Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital (anteriormente Ministro de Industria, Energía y Turismo) para regular mediante orden la localización, las características técnicas, operativas y logísticas que deberán cumplir tales dispositivos, así como los requisitos que debe cumplir el registro de las mediciones efectuadas por los mismos. Asimismo, en su artículo 15 y en íntima relación con éste, el artículo 19 del citado texto legal, habilitan al Ministro de Energía, Turismo y Agenda Digital para aprobar el precio de referencia de los hidrocarburos extraídos. Por último, el artículo 22 establece igualmente que el citado Ministro dicte las disposiciones oportunas para establecer los perímetros de referencia que serán de aplicación para la determinación de los pagos a propietarios de terrenos suprayacentes.
En cuanto al fundamento competencial de esta norma hay que remitirse a las reglas 13.ª, 14.ª y 25.ª del artículo 149.1 de la Constitución, que reservan al Estado la competencia exclusiva sobre bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, Hacienda general y Deuda del Estado y bases del régimen minero y energético, respectivamente.
En el proceso de su tramitación, el proyecto de orden se ha sometido al trámite de información pública, según lo dispuesto en la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, así como a consulta de los entonces denominados Ministerios de Hacienda y Administraciones Públicas, Fomento y Centro Español de Metrología, organismo autónomo adscrito al Ministerio de Economía, Industria y Competitividad.
En su virtud, con la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Función Pública y de acuerdo con el Consejo de Estado dispongo:
CAPÍTULO I. Disposiciones generales
Artículo 1. Objeto.
Constituye el objeto de esta orden el establecimiento de las características técnicas, operativas y logísticas que deben cumplir los dispositivos de medición de la extracción de hidrocarburos así como los requisitos que debe cumplir el registro de las mediciones efectuadas por tales dispositivos.
A los efectos de esta orden y salvo que la normativa sectorial de hidrocarburos establezca otra cosa, se estará a las definiciones establecidas en la normativa vigente en materia de metrología.
Es asimismo objeto de esta orden la determinación de los precios de referencia de los hidrocarburos producidos en las concesiones de explotación de yacimientos sujetas al Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados y, en su caso, a la obligación de realizar pago a los propietarios de terrenos suprayacentes.
Se desarrollan igualmente las disposiciones necesarias para la definición de los perímetros de referencia que serán de aplicación para la determinación de los pagos a propietarios de terrenos suprayacentes en concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos, siempre que no se requiera la aplicación de técnicas de fracturación hidráulica de alto volumen.
Artículo 2. Ámbito de aplicación.
Lo dispuesto en los capítulos II y III de esta orden será de aplicación a todas las concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos que en cada momento estén vigentes en el territorio español. A estos efectos, se entiende incluido en el territorio español el subsuelo del mar territorial, zona económica exclusiva, plataforma continental y de los demás fondos marinos que estén bajo la soberanía nacional.
Lo dispuesto en el capítulo IV será de aplicación solamente a las concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos sujetas a la obligación de realizar pagos a los propietarios de los terrenos suprayacentes, en los términos establecidos en la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, siempre que en las mismas no se aplique fracturación hidráulica de alto volumen, de acuerdo con la definición dada en el artículo 17.2 de la citada ley.
CAPÍTULO II. Características técnicas, operativas y logísticas de los dispositivos de medida
Sección 1.ª Aspectos técnicos y operativos de los dispositivos de medida
Artículo 3. Requerimientos generales de los dispositivos de medida.
Los dispositivos de medición serán adecuados para el tipo de medida a realizar y para las propiedades y el volumen de los hidrocarburos a analizar, de modo que sean capaces de medir el rango completo del caudal de hidrocarburos sin que ninguno de los elementos de dichos dispositivos deba operar fuera de sus parámetros operativos nominales.
Los equipos de dichos dispositivos cumplirán los requisitos establecidos en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, sin perjuicio de aquéllos otros que les resulten de aplicación, en particular, los referidos a seguridad y calidad industrial.
Todas las partes de los dispositivos de medición serán fácilmente accesibles para su verificación periódica.
Los dispositivos de medición deberán garantizar:
La determinación de todo el flujo o volumen sujeto al Impuesto sin posibilidad de desvío ni contaminación del fluido;
Una alta disponibilidad operativa del sistema;
Fidelidad e integridad de las mediciones así como de los cálculos que resulten necesarios.
Artículo 4. Parámetros a medir y unidades de medida.
Los dispositivos de medición deberán facilitar información precisa del volumen, de la densidad, de la presión y temperatura de línea, de la composición y del poder calorífico de los hidrocarburos producidos así como de cualquier otro parámetro para realizar el cálculo de dicho volumen o que sea significativo para determinar su valor normal de mercado.
En el caso de que la producción de gas natural en el ámbito de la concesión sea inferior a 5.000.000 m3 en las condiciones a que hace referencia el apartado 3, no será necesario que los dispositivos de medición faciliten la composición y el poder calorífico del gas natural producido, si bien dicho gas será objeto de la toma de muestras y análisis a que hace referencia el artículo 9 de esta orden.
Los resultados de las mediciones deberán estar expresadas en unidades pertenecientes al Sistema Internacional de Unidades (SI), de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2032/2009, de 30 de diciembre, por el que se establecen las unidades legales de medida o norma que sustituya.
No obstante lo anterior, el volumen de petróleo crudo y condensados se expresará en barriles de 0,15899 m3.
Las mediciones estarán referidas a cero grados Celsius de temperatura y 100 kilopascales de presión. Cuando en aplicación del párrafo anterior resulte necesaria la aplicación de factores de conversión, se dará cuenta del procedimiento de cálculo aplicado y será objeto de validación por el auditor técnico independiente a que hace referencia el artículo 7.3.
Los equipos de medición deberán situarse tan cerca como sea posible del lugar efectivo de la producción y medirán, al menos, los parámetros de la producción neta una vez realizado el primer tratamiento por parte del propio operador para retirar el agua, el CO2 y otras sustancias ajenas a los hidrocarburos antes de dicha medición.
Los volúmenes consumidos por el operador en el proceso extractivo con anterioridad a la medición no integrarán la base imponible del Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados.
Los dispositivos de medición utilizados deberán ser acordes con las características del proceso y permitir obtener un nivel de incertidumbre tan reducido como sea técnica y económicamente posible, entendiéndose como tal el nivel a partir del cual el tiempo, el coste o el esfuerzo necesarios para proseguir con su reducción sean claramente desproporcionados en comparación con los beneficios de tal reducción.
El operador de la concesión deberá justificar la solución finalmente adoptada y los motivos técnicos y económicos por los que ha descartado la utilización de otros métodos comercialmente disponibles.
Mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se podrán establecer requisitos adicionales sobre los errores de medida máximos tolerables de cada método.
En ningún caso se permitirá la utilización de métodos indirectos basados exclusivamente en medidas de presión y temperatura en fondo o cabeza del sondeo.
En el caso de concesiones de explotación cuya producción de gas natural durante el año natural anterior, referida a las condiciones indicadas en este artículo, sea inferior a 5.000.000 m3 yse inyecte en la red de gasoductos de transporte de gas natural, se permitirá la utilización de los equipos de medición del transportista de gas así como los procedimientos de medida acordados con el Gestor Técnico del Sistema, siempre que los resultados de las mediciones sean equivalentes a los que se obtendrían si se hubiesen aplicado los requerimientos de esta orden y así lo acredite un auditor independiente.
Por su parte, en el caso de concesiones de explotación no conectadas con la red básica de gas y cuya producción se destine exclusivamente a la producción de energía eléctrica con una generación inferior a 10 MW de potencia instalada, no será necesaria la instalación de equipos de medición específicos, pudiendo estimarse la producción sujeta al impuesto mediante métodos indirectos basados en la producción vertida a la red eléctrica o consumida, a los que se les aplicará el factor de rendimiento indirecto en el sistema de generación. Dichos métodos indirectos serán aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, previa certificación de auditor técnico independiente que garantice su veracidad.
Artículo 5. Instalación de producción común a varias concesiones de explotación.
Cuando una misma instalación se utilice para la explotación de varias concesiones de explotación y la producción de los sondeos se mezcle antes de la separación y medición, se podrá aplicar un procedimiento de prorrateo para asignar la producción a cada concesión, de acuerdo con un plan propuesto por el operador, validado por el auditor técnico independiente y aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Artículo 6. Mantenimiento, reparación o modificación y verificación de los dispositivos de medición.
El operador aplicará un programa de mantenimiento y comprobación de la calibración a los equipos de medición para asegurar su funcionamiento conforme a lo previsto en su diseño e instalación así como a lo requerido por su fabricante.
Dicho programa de calibraciones será llevado a cabo por personal cualificado y, cuando proceda, por personal de laboratorios debidamente acreditados ante la Entidad Nacional de Acreditación, ENAC.
Los operadores deberán solicitar la verificación de los equipos con la periodicidad que establezca la regulación metrológica que le sea aplicable y, en todo caso, después de cada reparación, después de cada modificación o cuando se detecten anomalías o circunstancias que así lo recomienden. La solicitud de verificación que pueda corresponderle en cada caso se realizará ante el órgano competente de la comunidad autónoma donde radique el equipo, salvo aquéllos ubicados en instalaciones marinas, en cuyo caso se formulará donde esté situado el domicilio fiscal del operador.
Las reparaciones o modificaciones de un instrumento o equipo de medida serán realizadas únicamente por personas habilitadas para ello de acuerdo con las normas en materia de metrología.
⋯
La consulta de este documento no sustituye la lectura del Boletín Oficial del Estado correspondiente. No nos responsabilizamos de posibles incorrecciones producidas en la transcripción del original a este formato.