Petróleo: qué es el "Área 43" y por qué es importante para Mendoza

"Otorgar a Hattrick Energy SAS y a EMESA una concesión de explotación de hidrocarburos sobre toda la superficie del área Lindero de Piedra", dice el decreto 546/23, firmado por el gobernador Rodolfo Suarez y publicado este miércoles en el Boletín Oficial de Mendoza.

De ricos a pobres: de la "Venezuela Saudita" a la nación empobrecida

Hasta el momento, ambas empresas habían realizado trabajos exploratorios, para lo que habían hecho tres perforaciones. A partir de los resultados obtenidos, solicitaron en su momento el otorgamiento de una concesión de explotación y comercialización de hidrocarburos, que fue finalmente otorgada.

Al habilitarse la etapa de explotación en este sector de Malargüe (sobre la Cuenca Neuquina), desde Emesa afirman que "finalmente tenemos un área 43, es importantísimo, porque en Mendoza ha nacido un nuevo yacimiento con el compromiso de realizar 27 pozos".

La importancia radica en el salto de productividad que podría representar la habilitación de la etapa de explotación en Lindero de Piedra, además de la generación de empleo directo e indirecto.

Hasta ahora, el área estaba bajo una concesión de Emesa. Sin embargo, para la etapa de explotación, la empresa provincial de energía cedió el 90% de la operación a Hattrick. "Autorizar la cesión del 90% de los derechos exploratorios y de la explotación de hidrocarburos del área Lindero de Piedra de EMESA a Hattrick Energy SAS.", aclara el decreto al respecto.

La concesión de Lindero de Piedra, a cargo de Hattrick y Emesa, tendrá una duración de 25 años.

Surge del decreto que la UTE a cargo de la concesión deberá realizar una inversión de U$S 27.300.000 para ejecutar "perforación de 27 nuevos pozos de desarrollo; terminación del pozo PP.x-1; e inversiones en instalaciones de superficie", entre otros planes.

En cuanto a las regalías, el concesionario estará obligado a pagar mensualmente al Estado mendocino el 6%.

El decreto completo:

Visto el expediente EX-2020-00745406- -GDEMZA-DHIDRO#MEIYE; y

CONSIDERANDO:

Que el día 23/03/2022 y 18/07/2022 Hattrick Energy SAS y EMESA en su carácter de miembros de la UT Lindero de Piedra declaran la comercialidad sobre la totalidad de la superficie del lote de evaluación y solicitan el otorgamiento de una concesión de explotación de hidrocarburos e informan la cesión de los derechos exploratorios de EMESA a Hattrick Energy SAS.

Que surge de la Resolución MEIyE N° 420/19, obrante a fojas 304/310 del EXDIG-2021-04036970- GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, que la titular del permiso de exploración sobre el área Lindero de Piedra es EMESA, quien ha celebrado un contrato de UT con Hattrick Energy SAS siendo su participación conformada en un 10% por EMESA y por Hattrick Energy SAS en 90%; designando a este último como operador del área.

Que el contrato celebrado por EMESA, prevé un primer periodo de exploración de tres (3) años, un segundo periodo de dos (2) años, un tercer periodo de un (1) año y un periodo de prórroga de hasta tres (3) años.

Que originariamente el primer periodo exploratorio de tres (3) años, vencía el 20/08/2017, habiéndose suspendido los plazos por el término de 1 año calendario mediante Resolución MEIyE Nº 262/18 fijando como fecha de finalización el día 20/08/2018.

Que por intermedio de la Resolución MEIyE Nº 538, el 17/08/2018, se suspendió nuevamente el plazo por el término de seis (6) meses, fijando como fecha de finalización el 20/02/2019.

Que la Resolución MEIyE N° 420/19, artículo segundo otorgó un "LOTE DE EVALUACIÓN" sobre toda la superficie del contrato (permiso de exploración) existente en el área Linero de Piedra, por el término de 2 años a partir de la notificación, venciendo originalmente el 29/07/2021.

Que el 02/07/2021 se dicta la Decisión Administrativa N° 24/21 de la Dirección de Hidrocarburos, cuyo Artículo 1 suspendió el plazo del lote de evaluación por el término de ocho (8) meses, estableciendo como nueva fecha de vencimiento el 29/03/2022.

Que el 27/05/2022 se notificó la Decisión Administrativa N° 14/22 de la Dirección de Hidrocarburos, cuyo Artículo 1 prorrogó el lote de evaluación por el término de un año calendario, estableciendo como nueva fecha de vencimiento el 29/03/2023.

Que en la nota NO-2022-01943587-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, obrante en orden 13 del presente expediente, la UT Lindero de Piedra, HATTRICK ENERGY SAS y EMESA, entregan informe final del lote de evaluación e informan que habiéndose efectuado diversos descubrimientos en el área declaran la comercialidad para desarrollar y explotar el área en los términos de las Leyes Nros. 17319 y 7526.

Que en la citada nota acompañan informe final del lote de evaluación con los fundamentos técnicos-económicos de la declaración de comercialidad, desarrollan el plan de trabajo e inversiones para la concesión de explotación de hidrocarburos y solicitan una reducción de la alícuota de regalías del 50% fundada en el Artículo 27 ter Ley N° 17319 atento a las características del petróleo que se extrae (graduación API promedio de 15,8 grados y una viscosidad a temperatura de reservorio aproximada de 400-500 centipoise, llegando a superficie con viscosidades superior a los 1.200 centipoise).

Que desde el 2018, año en que Hattrick Energy SAS se incorpora a la UT y comienza a operar en el área, advierten que se ha complejizado el acceso al capital, mermando la previsibilidad del negocio y sus márgenes.

Que las variables que a su entender más han afectado del negocio son: 1) poco capital disponible para el petróleo y para la Argentina. 2) inestabilidad macroeconómica que impide una planificación de largo plazo con reglas claras en nuestro país. 3) alteraciones en el precio local del petróleo provenientes del desdoblamiento del tipo de cambio y de la brecha que existe respecto a marcadores internacionales consecuencia del control de precios. 4) Incertidumbre en la demanda.

Que en función de estos desafíos han repensado la estrategia de crecimiento a futuro en lo que concierne a las variables económicas y márgenes del negocio, a la autonomía necesaria para garantizar la sostenibilidad a largo plazo y a la disciplina y prácticas para maximizar los resultados en un contexto de capital limitado a nivel nacional e internacional.

Que han fijado como lineamientos del proyecto: 1) la generación de flujo de caja para que este crezca orgánicamente sin dependencia de fuentes de financiamiento externo, 2) sustentabilidad a precios bajos capitalizando costos y reduciendo costos fijos logrando resiliencia y flexibilidad a potenciales precios bajos y 3) protección del capital priorizando inversiones ligadas a lograr la comercialidad y sustentabilidad del activo.

Que originalmente identificaron 3 zonas de interés donde programaron trabajos en simultaneo para evaluar la comercialidad del bloque: 1) zona 1 definida como la franja vertical ubicada en el centro del bloque, donde se tuvo como objetivo la reactivación y evaluación del comportamiento en producción de las acumulaciones de crudo pesado ensayadas. 2) franja vertical ubicada al oeste de la zona 1 en el bloque, con el objetivo primario de analizar la presencia y el potencial de Vaca Muerta. 3) la franja ubicada al este de la zona 1 en el bloque, cuya actividad principal era el reproceso e interpretación de la sísmica 2D existente y su integración con la sísmica 3D registrada en 2014.

Que el Departamento de Control Petrolero analizó la información suministrada en los informes técnicos IF-2022-05236895-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE del 29/07/2022 e IF-2022-08266274-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE del 18/11/2022, obrantes en ordenes 15 y 20 de este expediente.

Que la solicitante identifica y explica los modelos de las trampas productivas de hidrocarburos que abarcan el área, detallando su alcance y su volumetría asociada.

Que la solicitante certificó reservas para el cierre de 2019 y 2021, mediante la compañía DeGolyer & Mac Naughton, la cual informó en barriles P1 6.274.000 P2 15.249.500 P3 20.524.000.

Que la solicitante ha cumplido con todos los criterios de comercialidad para alcanzar la certificación de sus recursos prospectivos a reservas comerciales, de acuerdo a los parámetros establecidos por la PRMS (Petroleum Resources Management System).

Que las reservas comerciales certificadas para el área junto con los modelos geológicos de las trampas productivas planteadas justifican la declaración de comercialidad sobre la totalidad de la superficie del área Lindero de Piedra.

Que la solicitante funda su pedido de reducción de regalías en el Artículo 27 ter de la Ley N° 17319; sin embargo y de acuerdo al Informe Técnico mencionado (IF-2022-05236895-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE), el petróleo del área no cumple con la definición de petróleo extra pesado en lo que respecta a la viscosidad (cp) a temperatura reservorio.

Que a pesar de ello el Departamento de Control Petrolero de la Dirección de Hidrocarburos, en el IF-2022-08266274-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, mencionado anteriormente, coincide con la solicitud de reducción del porcentaje de regalías en un 6%, considerando que 1) el tipo de petróleo a explotar corresponde a la clasificación "Crudo Pesado "(Heavy Oil), que posee altos valores de viscosidad en condiciones de reservorio y menos de 16° API. 2) estas características incrementan los costos de transporte y tratamiento. 3) durante el transporte y almacenamiento el crudo se debe calefaccionar. 4) para reducir la viscosidad y mejorar la productividad es necesario el incremento del consumo de químicos (dispersantes de parafinas/asfaltenos). 5) la curva de declinación tipo corresponde a un pozo con una declinación efectiva de 14%, la cual se puede considerar como un índice de productividad medio a bajo. 6) el perfil de producción del pozo tipo demuestra la necesidad de una campaña de perforación masiva y económicamente viable para el desarrollo racional del área.

Que el monto de las inversiones en firme varía en función del porcentaje de regalías y originalmente se plantearon dos escenarios: escenario 1 con un porcentaje de regalías del 12% y el compromiso de perforar 15 pozos; escenario 2 con un porcentaje de regalía del 6% y el compromiso de perforar 25 pozos.

Que para profundizar el análisis del plan de inversión y la solicitud de reducción del porcentaje de regalías el área técnica solicitó: 1) cumplir con la terminación del pozo PP.x-1 durante el periodo el 2023-2024, cuyo resultado eventualmente permitirá desarrollar la Zona 2 (oeste) del área. 2) incorporar inversiones en instalaciones de superficies acordes al incremento de producción. 3) evaluar la inclusión de pozos adicionales en el caso del escenario 2 que compense la hipotética disminución de la recaudación provincial. 4) incorporar un escenario intermedio con un porcentaje de regalía del 9%.

Que el Departamento Técnico de la Dirección de Hidrocarburos optó por el plan de inversión denominado Escenario 2 teniendo en cuenta que: 1) pese a disminuir la alícuota de regalía a un 6%, el impacto en la recaudación a lo largo de 10 años, solo se ve reducido en U$D 600.000 (dólares estadounidenses seiscientos mil). Esto se debe a que se incentiva la perforación de mayor cantidad de pozos (mayor producción y ventas), el compromiso de sumar 2 pozos (llevando el plan de 25 a 27 pozos) y la terminación de 1 pozo adicional (PP.x-1). 2) los 12 pozos adicionales implican una inversión de U$D 12.000.000 (dólares estadounidenses doce millones) por encima del compromiso del Escenario 1. En gastos operativos representa un aumento de U$D 5.800.000 (dólares estadounidenses cinco millones ochocientos mil), debido a mayores costos de mantenimiento en los pozos e instalaciones de superficie. Esto redunda en más generación de empleo y actividades para el sector hidrocarburífero en Mendoza. 3) los 12 pozos adicionales se centran en trampas que se destacan por tener mayor potencial de producción, junto a datos geológicos y técnicos más confiables y por ende implican un menor riesgo respecto de los ingresos del proyecto y la recaudación de la provincia. 4) en el indicador IVAN al comparar los escenarios 1 y 2 la diferencia es mínima; lo que demuestra que se están destinando ganancias a incrementar la inversión en perforación de pozos. 5) El escenario intermedio de 9% de regalías es menos conveniente para la provincia. Se recauda menos a lo largo de 10 años por menor producción y ventas; sin ningún impacto sobre el IVAN para los escenarios de 9% y 6%; implicando que el proyecto económico es semejante en su rentabilidad para ambos escenarios. 6) el escenario 2 implica una mayor producción de petróleo, lo que redunda en mayores ventas y recaudación; junto a mayor generación de puestos de trabajo; movimiento de actividades en la industria y generación de información geológica y técnica-operativa del área. 7) el escenario 1 implica menor inversión en perforación de pozos, menor producción incremental y en consecuencia ralentizar el desarrollo racional del área.

Que el plan de inversión denominado Escenario 2 prevé: 1) duplicar la capacidad de tratamiento de crudo pasando de 90 m3/d a 200 m3/d (1260 bopd), 2) terminar el PP.x-1 en el periodo 2023-2024 y 3) perforar 27 pozos por U$S 27.300.000 (dólares estadounidenses veinte y siete millones trescientos mil) junto con una reducción del porcentaje de regalías a un 6%.

Que dicha reducción se realizó teniendo en cuenta las características del crudo a extraer, la productividad del pozo tipo del área, su ubicación, la distancia entre los pozos, la temperatura de la zona en la cual se ubica el área; tal como exigen los Artículos Nros. 22 de la Ley N° 7526, 59 de la Ley N° 17319, 3 del Decreto Reglamentario N° 1679/69 y las recomendaciones al respecto realizadas por Fiscalía de Estado en el Dictamen N° 1476/17.

Que el 18/07/2022 Hattrick Energy SAS y EMESA mediante la nota NO-2022-05178690-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE incorporada al expediente EX-2022-05084022- -GDEMZA-DHIDRO#MEIYE solicitan a la Dirección de Hidrocarburos autorización para la cesión del 90% de los derechos exploratorios del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área en cuestión.

Que el Departamento Económico Financiero de la Dirección de Hidrocarburos concluyó en el informe IF-2022-06209993-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, obrante en el expediente EX-2022-05084022- -GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, que el cesionario cumple con lo requerido por la Disposición N° 355/19 de la SEN, la cual reglamenta los Artículos 5 y 72 de la Ley N° 17319 en lo que respecta a la evaluación de solvencia patrimonial y financiera de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos.

Que la capacidad técnica del cesionario se acredita con los antecedentes y experiencia de su Directorio, equipo profesional y técnico; la constancia de formar parte del Registro de Compañías Petroleras de la SEN; y principalmente la actividad desplegada para el cumplimiento de los compromisos del permiso de exploración y el lote de evaluación sobre el área.

Que habiendo cumplido con todos los requisitos técnicos, económicos y legales, en particular los establecidos en los Artículos 1, 6, 9, 11, 12, 22, 25, 29 de la Ley N° 7526 y 1, 5, 6, 22, 27, 31, 59, 72 y 99 de la Ley N° 17319, corresponde autorizar la cesión del 90% de los derechos exploratorios y de explotación respecto del área Lindero de Piedra de EMESA a Hattrick Energy SAS, otorgar la concesión de explotación de hidrocarburos sobre el área Lindero de Piedra por un plazo de 25 años a la UT Lindero de Piedra conformada en un 90% por Hattrick Energy SAS y un 10% por EMESA, aprobar el plan de inversiones acordado entre la UT Lindero de Piedra y la Dirección de Hidrocarburos y reducir el porcentaje de regalías que corresponde abonen los titulares de la concesión de hidrocarburos en un 6% en la medida que acrediten el cumplimiento del plan de inversiones comprometido.

Que atento que el presente decreto debidamente publicado en el Boletín Oficial y la constancia de su inscripción en el Registro de Áreas creado por Ley Nº 9137 conforman el titulo definitivo de la concesión de explotación de hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación procederá a extender la constancia de su inscripción en el Registro de Áreas Ley Nº 9137.

Que ha tomado intervención Asesoría Letrada de la Dirección de Hidrocarburos, Dirección de Asuntos Jurídicos del Ministerio Economía y Energía, Asesoría de Gobierno y Fiscalía de Estado y que el presente acto se dicta de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 124 de la Constitución Nacional, Artículo 1º de la Constitución Provincial, la Leyes Nacionales Nros. 17319, 26197 y 27007, Leyes Provinciales Nros. 7526, 9206 y 9003.

EL

GOBERNADOR DE LA PROVINCIA

D E C R E T A:

Artículo 1º - Autorizar la cesión del 90% de los derechos exploratorios y de la explotación de hidrocarburos del área Lindero de Piedra de EMESA a Hattrick Energy SAS.

Artículo 2° - Otorgar a Hattrick Energy SAS y a EMESA una concesión de explotación de hidrocarburos sobre toda la superficie del área Lindero de Piedra, de acuerdo con los siguientes porcentajes de participación: Hattrick Energy SAS noventa por ciento (90%) y EMESA diez por ciento (10%), por el término de 25 (veinte y cinco) años a contar desde la publicación del presente decreto, de conformidad con lo establecido en los Artículos 6, 9 y 12 y siguientes de la Ley N° 7526, 25, 35 y siguientes de la Ley N° 17319, sus normas reglamentarias y complementarias.

Artículo 3º - PLAN RACIONAL DE EXPLOTACIÓN. El Concesionario deberá realizar la Inversión Comprometida equivalente a dólares estadounidenses U$D 27.300.000 (dólares estadounidenses veintisiete millones trescientos mil) el cual prevé las siguientes actividades: 1) perforación de 27 nuevos pozos de desarrollo, 2) terminación del pozo PP.x-1. 3) inversiones en instalaciones de superficie; de conformidad con el cronograma establecido en el Anexo I del presente decreto.

Artículo 4° - El Concesionario tendrá la libre disponibilidad de los hidrocarburos que se produzcan en el área, de conformidad con la Ley N° 17319 y sus normas reglamentarias.

Artículo 5º - El Concesionario estará sujeto durante la vigencia de la concesión de explotación de hidrocarburos a las normas de alcance general que regulan la imposición tributaria, según el régimen nacional vigente o el que lo sustituya y al provincial vigente. El Concesionario pagará anualmente y por adelantado por cada Km2 o fracción, el Canon de Explotación previsto por el Artículo 21° de la Ley Nº 7526 y sus normas reglamentarias y complementarias. El Concesionario tendrá a su cargo el pago de la Tasa de Control Hidrocarburífera, prevista en la Ley Nº 9137.

Artículo 6º - REGALÍA. El Concesionario estará obligado a pagar mensualmente al Estado Provincial en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos líquidos, extraídos en boca de pozo y gas natural, un porcentaje del seis por ciento (6%).

Artículo 7° - CONTROL PLAN DE INVERSIÓN. La concesionaria deberá acreditar anualmente el estado de cumplimiento del cronograma y ejecución de inversiones, aprobado en el artículo 3° del presente decreto. En caso de incumplimiento, la Autoridad de Aplicación emplazará al concesionario para que, en el término de treinta (30) días corridos, instrumente los medios necesarios para su ejecución. En caso de incumplimiento se comenzará a pagar en forma inmediata, es decir, desde la fecha del acto administrativo que así lo disponga, una regalía del doce por ciento (12%). Sin perjuicio de ello, la Autoridad de Aplicación, analizará si dicho incumplimiento configura una causal de caducidad de la concesión prevista en el Artículo 80 de la Ley Nacional N° 17319.

Artículo 8° - APORTE DE FORTALECIMIENTO INSTITUCIONAL. El Concesionario, tendrá a su cargo el pago del Aporte de Fortalecimiento Institucional, consistente en un monto equivalente a U$D 20.406 (dólares estadounidenses veinte mil cuatrocientos seis) pagaderos en 6 (seis) cuotas anuales, iguales y consecutivas de U$D 3.401 (dólares estadounidenses tres mil cuatrocientos uno). Cada cuota será liquidada cada 01 de julio a partir del año 2023, al tipo de cambio vendedor billete informado por el Banco de la Nación Argentina el día anterior a la fecha de cada pago. Dicho aporte será destinado para la adquisición de bienes muebles, inmuebles y/o ejecución de servicios que oportunamente indique la Dirección de Hidrocarburos y/o el organismo que en el futuro lo reemplace conforme establece el Artículo N° 99 de Ley N° 17319.

Artículo 9° - COMPRE MENDOCINO. En todas las contrataciones que realice en el marco de la Concesión de Explotación, así como sus contratistas y subcontratistas, el Concesionario deberá emplear como mínimo un setenta y cinco por ciento (75 %) de mano de obra mendocina (considerándose mendocinos, a aquellos que acrediten una residencia en la Provincia de Mendoza, mayor a tres (3) años anteriores al momento de realizarse la contratación; y en el mismo porcentaje, las empresas proveedoras y de servicio (considerándose empresa local a aquellas que hayan sido constituidas y/o tengan su domicilio social en la Provincia de Mendoza y tributen en la misma). El CONCESIONARIO deberá incorporar en sus planes anuales, programas orientados a incrementar su red de proveedores de bienes, servicios y obras, tendiendo a priorizar la contratación de mano de obra de trabajadores mendocinos, las compras en el mercado local y establecer marcos contractuales de mediano y largo plazo, a efectos de contribuir a la sustentabilidad de la actividad en la PROVINCIA, en condiciones equivalentes de capacidad, responsabilidad, calidad y precio.

Artículo 10º - SUPERFICIARIOS. El Concesionario deberá indemnizar a los propietarios superficiarios por los perjuicios que les causaren con sus actividades, en los términos y procedimientos establecidos por el Artículo 24 de la Ley Provincial N° 7526 y supletoriamente por lo establecido en los Artículos 66 y 100 de la Ley N° 17319. Deberá pagar, como mínimo el importe que fijan las resoluciones conjuntas que dictan la actual Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos de la Nación y la Secretaría de Agricultura, Ganadería y Pesca, o los organismos que los sustituyan, informando al superficiario, previo a la realización de los trabajos, la individualización de todas las instalaciones y superficie afectada por la actividad que se desarrollará en el AREA.

Artículo 11º - El Concesionario deberá llevar un registro actualizado del saneamiento de sus PASIVOS AMBIENTALES y su correspondiente remediación, el cual deberá estar disponible ante el requerimiento de la Autoridad de Aplicación Ambiental y cumplimentar los requerimientos del Departamento General de Irrigación.

Artículo 12° - SEGURO AMBIENTAL. El Concesionario deberá contratar un seguro ambiental conforme a la Ley General del Ambiente Nº 25675 y normas reglamentarias.

Artículo 13º - CASO FORTUITO O FUERZA MAYOR. En el supuesto de Caso Fortuito o de Fuerza Mayor, los derechos y obligaciones del Concesionario que surgen del presente decreto y de las normas aplicables, serán suspendidos mientras dure dicha causa debidamente autorizada conforme el procedimiento establecido en el presente artículo. La parte afectada notificará esa circunstancia a la Autoridad de Aplicación, informando la duración y extensión de la suspensión, si será total o parcial y la naturaleza del Caso Fortuito o de Fuerza Mayor, debiendo la Autoridad de Aplicación emitir resolución fundada que tipifique la situación de excepción. Las obligaciones así suspendidas retomarán su obligatoriedad tan pronto como desaparezca la causa de Caso Fortuito o de Fuerza Mayor, debiendo notificar este hecho a la Autoridad de Aplicación. El Concesionario no podrá invocar como caso de Fuerza Mayor los condicionamientos razonables que surjan de la resolución aprobatoria de la Declaración de Impacto Ambiental si estuviesen fundados en restricciones que conocía o hubiese podido razonablemente conocer al momento de la presentación de su oferta. En consecuencia, el Concesionario asume totalmente los riesgos de esos resultados, los que bajo ninguna circunstancia podrán invocar a los fines de justificar una situación de incumplimiento. El tiempo que requiera la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental no podrá justificar una situación de Caso Fortuito o Fuerza Mayor, excepto que se demuestre la debida diligencia en el trámite y su obstaculización por un hecho o acto ajeno al mismo.

Artículo 14º - La mora operará de manera automática y de pleno derecho, salvo en aquellos casos en que la obligación no tenga una fecha de vencimiento determinada, en cuyo caso para constituir en mora al CONCESIONARIO, la AUTORIDAD DE APLICACIÓN deberá interpelarla previamente, en forma fehaciente, al DOMICILIO LEGAL, dentro de los plazos que correspondan de acuerdo a la naturaleza de la obligación en cuestión.

Artículo 15° - La situación de mora e incumplimiento se reglará por lo dispuesto en el presente decreto, normas provinciales y nacionales vigentes.

Artículo 16º - El Concesionario deberá dar cumplimiento a todo lo previsto en el presente decreto; a las prescripciones de la Ley Nacional Nº 17319 y modificatorias; a la legislación nacional de la República Argentina; a las Leyes Provinciales Nros. 7526, 5961, 8423, 8517 y demás normas complementarias y reglamentarias que correspondan.

Artículo 17º - Por medio de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Economía y Energía notifíquese la presente norma legal a la adjudicataria, a la Dirección de Protección Ambiental de la Secretaría de Ambiente y Ordenamiento Territorial y a la Dirección de Regalías y oportunamente inscríbase en el Registro de Áreas Ley Nº 9137.

Artículo 18º - Comuníquese, publíquese, dése al Registro Oficial y archívese.

DR. RODOLFO ALEJANDRO SUAREZ

LIC. ENRIQUE ANDRÉS VAQUIÉ