Nuevo Decreto para la implementación del Decreto N° 277/2022 relativo al acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo y Gas Natural
Beneficiarios
Según el nuevo Decreto N° 484/2022 (el “Decreto”) publicado en el Boletín Oficial el 12 de agosto de 2022, los beneficios del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo” (RADPIP) y del “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural” (RADPIGN) creados por los Títulos I y II del Decreto N° 277/2022, se otorgarán a los permisionarios, concesionarios y terceros asociados que acrediten un vínculo contractual con el beneficiario de al menos doce (12) meses, con una inversión mínima de cincuenta millones de dólares estadounidenses (USD 50.000.000), en los términos que establezca la Autoridad de Aplicación.
Los terceros asociados, podrán solicitar el reconocimiento de los beneficios a partir del tercer trimestre de 2022, previo cumplimiento de los requisitos y dentro de los plazos establecidos por la Secretaría de Energía (la “Secretaría”).
El reconocimiento de la prestación se solicitará dentro de los quince (15) días hábiles siguientes a la finalización de cada trimestre.
La Secretaría y la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP") instrumentarán las medidas complementarias, en el marco de sus respectivas competencias, para que el proceso de reconocimiento del beneficio concluya en un plazo no mayor a noventa (90) días corridos a partir del cierre del trimestre para el cual se solicita.
Cumplidos los requisitos pertinentes, la Secretaría expedirá un certificado que será notificado a los beneficiarios, a la AFIP y al Banco Central de la República Argentina (“BCRA”).
Determinación de la Línea Base de Producción
Con el fin de definir la Línea de Base correspondiente al RADPIP, la producción de petróleo crudo correspondiente al período de enero a diciembre de 2021, ambos inclusive, proveniente de las áreas de titularidad de la Beneficiaria incluirá la Producción Primaria, Secundaria, Asistida y Condensado, publicada oficialmente por la Secretaría.
A efectos del cálculo de la Producción Incremental Trimestral del RADPIP, se tomará la producción de petróleo crudo del beneficiario correspondiente a los últimos doce (12) meses (Q12), incluyendo al trimestre de que se trate, conforme al siguiente cálculo:
Producción Incremental Trimestral = (P12 - Línea Base)/4
Cobertura del Mercado Interno de Petróleo (CMIPC)
A los efectos del inciso a) del artículo 7 del Decreto N° 277/2022, se entenderá por Cobertura del Mercado Interno de Petróleo (CMIPC) la diferencia entre (i) la producción de petróleo de cada beneficiario acumulada en los doce (12) meses anteriores al cierre de cada trimestre por área y asociación y (ii) el volumen de exportaciones de petróleo acumulado en los doce (12) meses anteriores al cierre de cada trimestre, comercializado directa e indirectamente para cada uno de dichos beneficiarios, en ambos casos (i) y (ii) según lo publicado por la Secretaría y expresado en metros cúbicos (m3), dividido por la capacidad máxima de refinación en el mercado local, es decir, la suma de los valores máximos mensuales de petróleo procesado por cada empresa en los cinco años anteriores, multiplicada por doce (12) y expresada en metros cúbicos, según la base de datos oficial publicada por la Secretaría. La Autoridad de Aplicación podrá actualizar esta fórmula cada dos (2) años, en caso de variación de la capacidad de refinación del sistema.
Reversión del Declino Técnico Ajustado
Se establece que la reversión del declino técnico ajustado es solo para producción convencional de petróleo crudo y gas natural de cualquiera de las cuencas productivas del país.
Reactivación de Pozos de Baja Productividad y/o Inactivos
El incentivo mencionado en el inciso c) del artículo 7 del Decreto N° 277/2022 es aplicable solo a pozos con producción convencional exclusiva de petróleo crudo.
Se entiende por pozo inactivo o cerrado a aquellos pozos productores de petróleo en los que la producción haya cesado por razones técnicas o económicas. Deben tener producción nula durante los últimos doce (12) meses y haber sido informados a la Autoridad de Aplicación como “en estudio” o “parados transitoriamente”.
Se entiende por Pozo de Baja Productividad a aquellos pozos de petróleo cuya producción, ya sea por limitaciones técnicas o declinación natural de los reservorios, haya sido menos de dos metros cúbicos por día (2 m3/día) en promedio, respecto del tiempo de producción efectiva, durante el año 2021 o en los últimos doce (12) meses anteriores a ser incluidos en el proyecto con los terceros recuperadores.
El beneficio dispuesto en el inciso c) del artículo 7 del mencionado decreto será aplicable cuando la producción incremental de petróleo obtenida por el beneficiario en asociación con terceros recuperadores, durante los últimos doce (12) meses en pozos declarados como de baja productividad o previamente inactivos o cerrados, supere el cinco porciento (5%) de la producción total del beneficiario en dicho tipo de pozos en el año 2021.
Valuación del Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB)
A los efectos de la valuación del Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB) se utilizará la cotización FOB promedio de los últimos doce (12) meses precedentes del “ICE BRENT primera línea”, en los últimos treinta y seis (36) meses precedentes a la publicación del Decreto y el precio FOB promedio de exportación por tipo de crudo durante el mismo período.
Beneficios en los Regímenes a Proveedores
Los beneficios definidos en los Regímenes establecidos en los Títulos I y II del Decreto N° 277/2022 podrán transferirse a proveedores directos del beneficiario, definidas o definidos como aquellas personas jurídicas que brinden servicios especiales destinados a la producción de hidrocarburos, incluyendo servicios de fractura, perforación de pozos y equipos de torre; y/u otros que la Autoridad de Aplicación defina como servicios especiales.
Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN)
A los efectos de la validación de los volúmenes inyectados, para las cuencas en las que corresponda, cuando el beneficiario sea un sujeto adjudicatario del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” (Plan Gas.Ar), los volúmenes a incorporar en el cálculo de la Línea Base serán aquellos oportunamente validados por la Autoridad de Aplicación para el cumplimiento de dicho plan durante el período enero a diciembre del año 2021, incluyendo las cantidades inyectadas y entregadas en exceso a los compromisos de dicho plan.
Para aquellos beneficiarios con producción de gas natural costa afuera (offshore), se computará dicha inyección para el cálculo de la Línea Base de forma paulatina, de la siguiente manera:
2022: 50%
2023: 50%
2024: 70%
2025: 100%
A los efectos del cálculo de la Inyección Incremental del Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN), en cada trimestre la inyección diaria promedio de gas natural del beneficiario correspondiente a los últimos doce (12) meses, incluyendo al trimestre de que se trate, se calculará de conformidad a la siguiente expresión, en las mismas condiciones que para el cálculo de la Línea Base de Inyección:
Inyección Incremental promedio diaria del trimestre = (Inyección promedio diaria de los últimos doce meses – Línea Base de Inyección)
Para aquellos beneficiarios con producción de gas natural costa afuera (offshore) se computará dicha producción para el cálculo de la Inyección Incremental de forma paulatina.
Otros Asuntos
El Decreto incluye detalles sobre el cálculo del gas natural objeto de incentivo de la misma manera que en el caso de la regulación del petróleo crudo, regulación detallada del contenido local y otros asuntos.
La Resolución N° 625/2022 de la Secretaría de Energía incorpora a determinados proyectos hidrocarburíferos a los beneficios de la Ley N° 19.640
Con la finalidad de fomentar el desarrollo de nuevos proyectos e inversiones tendientes a incrementar la producción de petróleo crudo y gas natural, la Resolución N° 625/2022 de la Secretaría de Energía (la “Resolución” y la “Secretaría”, respectivamente) establece los parámetros para que un proyecto sea considerado “nuevo proyecto hidrocarburífero” a los efectos de su encuadramiento en el régimen de la Ley N° 19.640 y sus normas modificatorias y complementarias.
Se establece que, dado que en la cuenca austral, la que abarca tanto jurisdicción provincial como nacional en los términos del artículo 1 de la Ley N° 26.197 y sus normas modificatorias y complementarias, se desarrolla una importante producción de gas natural costa afuera, y que una forma de incrementar la producción es aumentar la capacidad de tratamiento y compresión del gas de boca de pozo, la Resolución extiende los beneficios de la Ley N° 19.640 a aquellas inversiones que tengan por objetivo incorporar reservas e incrementar la producción como consecuencia de nuevas instalaciones de tratamiento, compresión o ampliación de instalaciones existentes; como así también aquellas que prevean el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.
También se incluye a los emprendimientos costa afuera que se desarrollen en las jurisdicciones precitadas, con la condición de que la producción reciba tratamiento y/o acondicionamiento enteramente en la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur.
Se establece que a los fines dispuestos por el artículo 1 del Decreto N° 1.049 de fecha 13 de noviembre de 2018 serán considerados “nuevos emprendimientos hidrocarburíferos” a los proyectos que cumplan uno o más de los siguientes requisitos:
- comprometan una inversión mínima en proyectos costa afuera en áreas hidrocarburíferas de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur y/o en las áreas adyacentes del Mar Territorial Argentino y el subsuelo de la plataforma continental de jurisdicción nacional, conforme lo determinan las Leyes N° 26.197, 23.968 y 27.557, de doscientos cincuenta millones de dólares estadounidenses (USD 250.000.000) en un plazo máximo de cuatro (4) años;
- comprometan una inversión mínima en áreas hidrocarburíferas situadas costa adentro de jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, de diez millones de dólares estadounidenses (USD 10.000.000) en un plazo máximo de cuatro (4) años;
- contemplen la incorporación y el desarrollo de reservas con la construcción de nueva infraestructura productiva, la ampliación de la capacidad de producción, compresión y tratamiento de plantas existentes o instalación de nuevas para el acondicionamiento necesario para el transporte y comercialización de la producción de petróleo y gas;
- involucren el desarrollo de infraestructura de transporte de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos, se involucren en proyectos de industrialización y/o la licuefacción o regasificación de estos últimos.
La Secretaría evaluará los proyectos que se presenten en el marco de lo dispuesto en el artículo 1 de la Resolución y se expedirá acerca de su categorización como nuevo emprendimiento hidrocarburífero.
Los hidrocarburos producidos en el marco del Decreto N° 1.049/18 se considerarán íntegramente producidos en el área aduanera especial y gozarán de los beneficios de la Ley N° 19.640 y sus normas modificatorias y complementarias.
Para mayor información, por favor contactar a Francisco J. Romano.
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New Decree implementing Decree No. 277/2022 on the access to Hard Currency for Promoted Oil and Gas Producers
Beneficiaries
According to new Decree No. 484/2022 (the “Decree”) which was published in the Official Gazette on August 12, 2022, the benefits of the “Regime of Access to Foreign Currency for Incremental Oil Production” (RADPIP) and of the “Regime of Access to Foreign Currency for Natural Gas Incremental Production” (RADPIGN) created by Titles I and II of Decree No. 277/2022, will be allocated to permit holders, concession holders and associated third parties who may prove a contractual relationship with the primary beneficiary effective for at least twelve (12) months, and a minimum investment of fifty million United States dollars (USD 50,000,000), according to the terms to be established by the Authority of Application.
Associated third parties, will be able to request the recognition of the benefits as of the third quarter of 2022, upon compliance with the requirements and within the terms established by the Secretariat of Energy (the “Secretariat”).
The recognition of the benefit shall be requested within fifteen (15) working days after the end of each quarter.
The Secretariat and the Federal Tax Authority (“AFIP” after its Spanish acronym) shall implement the complementary measures, within the framework of their respective competences, so that the benefit recognition process is concluded within a term no longer than noventa (90) calendar days from the closing of the quarter for which it is requested.
Once the pertinent requirements have been complied with, the Secretariat shall issue a certificate that shall be notified to the beneficiaries, the AFIP and the Argentine Central Bank (“BCRA” after its Spanish acronym).
Defining Baseline Production
For the purpose of defining the Baseline corresponding to the RADPIP, the crude oil production corresponding to the period from January to December 2021, both inclusive, from the areas owned by the Beneficiary shall include Primary, Secondary, Assisted Production and Condensates, officially published by the Secretariat.
For the purposes of calculating the RADPIP Quarterly Incremental Production, crude oil production corresponding to the previous twelve (12) months (Q12), including the quarter in question, shall be calculated as follows:
Quarterly Incremental Production= (P12 - Baseline)/4
Domestic Crude Oil Market Coverage (CMIPC)
For the purposes of Subsection a) of Section 7 of Decree No. 277/2022, Domestic Crude Oil Market Coverage (CMIPC) shall be the difference between (i) the oil production of each beneficiary accumulated in the twelve (12) months preceding the closing of each quarter, by area and joint venture and (ii) the volume of oil exports accumulated in the twelve (12) months preceding the closing of each quarter, directly and indirectly commercialized for each such beneficiary, in both cases (i) and (ii) as published by the Secretariat and expressed in cubic meters (m3), divided by the maximum refining capacity in the local market, i.e. the sum of the maximum monthly values of crude oil processed by each company in the previous five years, multiplied by twelve (12) and expressed in cubic meters, according to the official database published by the Secretariat. The Authority of Application may update this formula every two (2) years, in case of variation of the refining capacity of the system.
Reverting Technical Decline
The reversion of the adjusted technical decline will only apply to conventional production of crude oil and natural gas from any of the productive basins of the country.
Reactivating Inactive Wells
The incentive referred to in Subsection c) of Section 7 of Decree No. 277/2022 is applicable only to wells with conventional production.
Inactive or closed wells are defined as those oil producing wells in which production has ceased for technical or economic reasons.
They must have had zero production during the last twelve (12) months and they must have been reported to the Authority of Application as “under study” or “temporarily abandoned”.
A Low Productivity Well is defined as an oil well whose production, either due to technical limitations or reservoir natural decline, has been less than two cubic meters per day (2 m3/day) on average, with respect to the effective production time, during 2021 or in the previous twelve (12) months prior to their inclusion in the project with third party recoverers.
The benefit provided for in Subsection c) of Section 7 of Decree No. 277/2022 will be applicable when the incremental oil production obtained by the beneficiary or the beneficiary in association with third party recoverers, during the last twelve (12) months in wells declared as low productivity or previously inactive or closed, exceeds five percent (5%) of the beneficiary’s total production in said type of wells in the year 2021.
Valuation of Promoted Incremental Production Volume (VPIB)
The Promoted Incremental Production Volume shall be valued using the average FOB quotation of the twelve (12) preceding months of the “ICE BRENT first line”, for the thirty six (36) months preceding the publication of the Decree and the FOB average export price by crude oil type for the same period.
Assignment of Benefits to Contractors
The benefits defined in the Regimes set forth in Titles I and II of Decree No. 277/2022 may be transferred to those legal entities that provide special services for the production of hydrocarbons, including fracturing services, well drilling and rig equipment; and/or others defined as special services by the Authority of Application.
Access to Foreign Currency Regime for the Incremental Production of Natural Gas (RADPIGN)
For the purpose of validating the volumes injected, when the beneficiary is a successful bidder of the “Argentine Natural Gas Production Promotion Plan - Supply and Demand Scheme 2020-2024” (Plan Gas.Ar), the volumes to be incorporated in the calculation of the Baseline will be those duly validated by the Authority of Application for the fulfillment of the said plan during January to December 2021, including the quantities injected and delivered in excess of the commitments of the said plan.
For those beneficiaries with offshore natural gas production, such injection will be counted for the calculation of the Baseline in a gradual manner, as follows:
2022: 50%
2023: 50%
2024: 70%
2025: 100%
For the purposes of calculating the Incremental Injection for the Access to Benefits for the Incremental Production of Natural Gas (RADPIGN), in each quarter, the average daily injection of natural gas of the natural gas production of the beneficiary corresponding to the previous twelve (12) months, including the quarter in question, shall be calculated as follows:
Quarterly Average Daily Incremental Injection = (Average Daily Injection of the last twelve months - Injection Baseline) = (Average Daily Injection of the last twelve months - Injection Baseline)
For those beneficiaries or those companies with offshore natural gas production, such production will be computed for the calculation of the Injection Baseline in a gradual manner.
Other Matters
The Decree includes details on natural gas calculation for eligibility in the same manner as crude oil regulation, detailed regulation on local content and other matters.
Resolution No. 625/2022 of the Secretariat of Energy extends the benefits of Law No. 19,640 to certain hydrocarbon projects
The Resolution No. 625/2022 of the Secretariat of Energy (the “Resolution” and the “Secretariat”, respectively) establishes the parameters for a project to be considered a “new hydrocarbons project” for inclusion in the regime of Law No. 19,640, as amended and supplemented, seeking to encourage the development of new projects and investments aimed at increasing crude oil and natural gas production.
Given the significant offshore natural gas development in the Austral Basin, which extends across provincial and national jurisdictions under the terms of Section 1 of Law No. 26,197, as amended, and considering one way to increase production is to increase the treatment and compression capacity of natural gas at the wellhead, the Resolution extends the benefits of Law No. 19,640 to those investments aimed at incorporating reserves and increasing production based on new treatment and compression facilities or the expansion of existing facilities; as well as those investments aimed at the development transportation infrastructure and/or liquefaction or regasification of liquid and/or gaseous hydrocarbons.
It also encompasses offshore ventures developed in those jurisdictions, provided the production is treated and/or reconditioned entirely in the Province of Tierra del Fuego.
For the purposes set forth in Section 1 of Decree No. 1,049 of November 13, 2018, projects that meet one or more of the following requirements shall be considered “new hydrocarbon undertakings”:
- commit to a minimum investment of two hundred and fifty million United States dollars (USD 250,000,000) within a maximum term of four (4) years in offshore projects in hydrocarbon areas within the jurisdiction of the Province of Tierra del Fuego and/or in the adjacent areas of the Argentine Territorial Sea and the subsoil of the continental shelf under national jurisdiction, as determined by Laws No. 26,197, 23,968 and 27,557;
- commit to a minimum investment of ten million United States dollars (USD 10,000,000) within a maximum term of four (4) years in hydrocarbon areas located onshore Tierra del Fuego;
- contemplate the incorporation and development of reserves with the construction of new productive infrastructure, the expansion of production, compression and treatment capacity of existing plants or the installation of new facilities for the necessary conditioning of oil and gas production for transportation and commercialization;
- involve the development of infrastructure for the transportation of liquid and/or gaseous hydrocarbons, industrialization projects and/or liquefaction or regasification.
The Secretariat will evaluate the projects submitted within the framework of the provisions of Section 1 of this Resolution and will decide on their categorization as a new hydrocarbon undertaking.
Hydrocarbons produced within the framework of Decree No. 1,049/18 shall be considered entirely produced in the special customs area and shall enjoy the benefits of Law No. 19,640 and its amending and complementary rules.
For further information, please refer to Francisco J. Romano.
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