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.