Más inversión por menos regalías: se oficializó parte del acuerdo Mendoza-YPF

A través del decreto 1424/23, el Gobierno de Mendoza oficializó una parte del acuerdo macro alcanzado con YPF en 2021. En este caso, es el apartado destinado a incentivar la recuperación terciaria en el área Chachahuén Sur (Malargüe), sobre la Cuenca Neuquina.

Contundentes declaraciones de Galuccio sobre el futuro de YPF

Básicamente, YPF presentó un compromiso de inversión para el área petrolera de 54 millones de dólares (U$S 54.670.000) y, una vez que se acredite, la empresa pagará en conceptos de regalías el 9% sobre la producción incremental, en lugar del 18% que se estableció originalmente.

Dice el decreto: "Establézcase que a partir de que los titulares de la Concesión de Explotación 'Chachahuén Sur' acrediten el cumplimiento de las inversiones comprometidas, abonarán mensualmente al Estado Provincial en concepto de Regalías sobre la producción incremental de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, producidos en boca de pozo por medio de la técnica de recuperación terciaria, el nueve por ciento (9%) con las deducciones previstas en los Artículos 61 y 63 de la Ley Nacional N° 17319, valorizado sobre los precios efectivamente obtenidos en las operaciones de comercialización de los hidrocarburos del área".

En otras palabras, en esta etapa, YPF replicaría un novedoso plan ya aplicado en Chubut: perforaría esos pozos para que empiecen a producir directamente con recuperación terciaria, con inyección de polímeros, entre otras inversiones. A cambio, por la "nueva producción" pagaría 9% de regalías en lugar el 18%.

Qué comprende el plan de inversiones de YPF en Chachahuén Sur:

1) Acueducto Troncal PIA Chus a las PIUs. 

2) Líneas de Energía de la SET Chus a las PIUs. 

3) Salida SET ChuS. 

4) PIU#13- Líneas de Inyección a Pozos. 

5) PIU#13- Obra de Montaje Planta. 

6) PIU#13. Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 

7) PIU#14- Líneas de Inyección a Pozos. 

8) PIU#14- Obra Montaje Planta. 

9) PIU#14- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 

10) PIU#19- Líneas de Inyección a Pozos. 

11) PIU#19- Obra Montaje Planta. 

12) PIU#19- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 

13) PIU#20- Obra Montaje Planta. 

14) PIU#20- Líneas de Inyección a Pozos. 

15) PIU#20- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 

16) Líneas de Condicionamiento Piloto Chus C1. 

17) Perforación Chus. It-752. 

18) YAD- Conexión Fibra Óptica más Instalación PIUs. 

19) Ingeniería Básica Extendida. 

20) Gasoducto/Oleoducto. 

21) Ingeniería Desarrollo Integral. 

22) Instalaciones Batería 01. 

23) Instalaciones Batería 02. 

24) PTA DB KSB. 

25) perforación de 2 Pozos Monitores. 

El decreto completo:

CONSIDERANDO:

Que en fecha 09/02/2021 YPF S.A. mediante nota NO-2021-00838113-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE solicitó la reducción del 50% de la alícuota de regalías tributada por la producción de petróleo a partir de un proyecto de recuperación terciaria en la concesión de explotación de hidrocarburos sobre el área Chachahuén Sur.

Que la Resolución N° 861/2013 del ex Ministerio de Infraestructura y Energía, en su Artículo 1 otorgó una concesión de explotación de hidrocarburos convencional, sobre el lote denominado "Chachahuén Sur", situado en el área Chachahuén, con el objeto de realizar trabajos de explotación y desarrollo de hidrocarburos bajo el Régimen de los Artículos 27 y siguientes de la Ley N° 17319 y Artículo 9° y siguientes de la Ley N° 7526, por el término de veinticinco (25) años a contar desde el día siguiente a la fecha de publicación en el Boletín Oficial, a YPF S.A.: setenta por ciento (70%) Kilwer S.A.: diez por ciento (10%) Ketsal S.A.: diez por ciento (10%) Energía Mendocina S.A.: diez por ciento (10%).

Que el Decreto N° 972 publicado en el Boletín Oficial el 06/07/2015 en su Artículo 1° aprobó el plan de desarrollo consistente en la realización de 123 pozos; la construcción de instalaciones conexas al desarrollo de áreas consistente en: caminos, líneas de conducción de energía eléctrica, gasoductos y ductos, baterías colectoras, al menos una planta de tratamiento e inyección, sistema de telemetría y comunicación, y/o cualquier otra instalación necesaria para el pleno desarrollo del área; asumiendo el compromiso de invertir en el desarrollo del área la suma total de Dólares estadounidenses doscientos cuarenta y cuatro millones (U$D 244.000.000).

Que el Artículo 2° del Decreto N° 972/2015 estableció que a partir del 1° de junio de 2015 los titulares de la Concesión de Explotación "Chachahuén Sur" abonarían mensualmente al Estado Provincial en concepto de Regalías el dieciocho por ciento (18%) sobre los hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, producidos en boca de pozo con las deducciones previstas en los Artículos 61 y 63 de la Ley Nacional N° 17319, valorizado sobre los precios efectivamente obtenidos en las operaciones de comercialización de los hidrocarburos del área.

Que la Resolución N° 788/2018 del ex Ministerio de Economía, Infraestructura y Energía, en su Artículo 1° amplió en 25 km2 la superficie del área de la concesión de explotación "Chachahuén Sur", de acuerdo al plano y coordenadas Gauss-Kruger del anexo I que forma parte de la misma.

Que el Artículo 2° de la Resolución N° 788/2018 emplazó a las concesionarias a presentar un programa de desarrollo y compromiso de inversión adecuado a la nueva superficie del lote de explotación, de conformidad con las previsiones de los Artículos 31, 32 y concordantes de la Ley Nacional N° 17319.

Que la Decisión Administrativa N° 21/2019 de la Dirección de Hidrocarburos aprobó en su Artículo 1° el programa de Desarrollo y Compromiso de Inversión para la ampliación de la concesión de explotación, obrante en nota NO-2019-01493537-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE.

Que el Decreto N° 1117 publicado el 10/08/2021 en el Boletín Oficial, ratificó en su Artículo 1° la carta de intención y el acuerdo complementario celebrados el 26 de julio de 2021 entre la Provincia de Mendoza representada por el señor Gobernador, Dr. Rodolfo Suarez y el Sr. Ministro de Economía y Energía, Lic. Enrique Vaquié; e YPF S.A. representada por el Dr. Pablo González en su carácter de Presidente y el Ing. Sergio Affronti en su carácter de CEO.

Que, en la cláusula primera del acuerdo complementario, denominada Proyecto de recuperación terciaria en Chachahuéen Sur se acordó que la provincia tiene intenciones de impulsar proyectos de recuperación terciaria a fin de asegurar la continuidad e incremento de la actividad petrolera en el territorio provincial, para lo cual está dispuesta a analizar la reducción de regalías dentro de los márgenes autorizados por la legislación vigente.

Que la Decisión Administrativa N° 42/2021 de la Dirección de Hidrocarburos, en su Artículo 1° crea el expediente digital en el sistema de Gestión Documental Electrónica denominado "CONCESIÓN DE EXPLOTACIÓN AREA CHACHAHUEN".

Que a tal fin se escanearon, digitalizaron, identificaron y archivaron en el Sistema de Gestión Documental Electrónica los 4 (cuatro) cuerpos del expediente 779-D-2014-30095 cuerpo I fojas 01 a 217 GEDO EXDIG-2021-06073713-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, cuerpo II fojas 218 a 439 GEDO EXDIG-2021-06075175-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE, cuerpo III fojas 439 a 653 GEDO EXDIG-2021-06075607-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE y cuerpo IV fojas 653 a 789 EXDIG-2021-06076664-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE.

Que el Departamento de Inspección de la Dirección de Hidrocarburos controló el avance las obras comprometidas en el plan de desarrollo del área, lo cual consta en los informes técnicos Nros. 89/2015, 90/2015, 100/2014 y 101/2014, obrantes a fojas 490/493, 494/504, 505/512 y 513/519 del EXDIG-2021-06075607-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE.

Que el Departamento Económico-Financiero de la Dirección de Hidrocarburos controló el cumplimiento de las inversiones comprometidas, las que ascendían a USD 508.220.000 (dólares estadounidenses quinientos ocho mil millones doscientos veinte mil) desde el inicio de la concesión hasta el 2019 según informe IF-2020-00866778-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE del 12/02/2020.

Que en la cláusula cuarta del acuerdo complementario ratificado por el Decreto N° 1117/2021 en lo que se refiere al Aporte Fondo Escolar, la provincia y la solicitante resolvieron que una vez cumplidas las inversiones y obligaciones comprometidas en las cláusulas primera y segunda, la Provincia desistirá de la pretensión de su cobro en la etapa de explotación en relación a la concesión Chachahuén Sur, poniendo fin a todas las actuaciones administrativas iniciadas y gestionando intertanto la suspensión de los reclamos, recursos y acciones en trámite.

Que en la nota NO-2021-00838113-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE la solicitante informa que se propone producir petróleo aplicando como técnica de recuperación mejorada la inyección de polímeros, también denominada recuperación terciaria; desarrollo que se traduce en una necesidad de erogaciones (tanto inversiones como gastos) sensiblemente superior a la necesaria, para desarrollar un campo mediante recuperación secundaria.

Que para lograr el objetivo instalarán 4 plantas de inyección de polímeros (PIUs) distribuidas en el tiempo, que se encargan de hidratar, mezclar, madurar e inyectar el polímero en los pozos seleccionados como inyectores.

Que estas plantas utilizarán agua de producción tratada en PIA DB Mendoza y las mismas se abastecerán a través de un acueducto nuevo que conecta desde el ingreso PIA ChuS hasta cada una de las PIUs con un ducto troncal 8" y derivaciones de 6" para cada PIUs.

Que para satisfacer las necesidades de energía para el proyecto, se realizará una nueva línea de media tensión desde SET ChuS a cada una de las PIUs (7.3 km de 13.2 kv) y una SED en el ingreso de cada planta, 4 en total.

Que además propone perforar un pozo inyector de polímeros y adecuar las instalaciones de superficie, todas inversiones que ascienden a unos USD 53.695.000 (dólares estadounidenses cincuenta y tres millones seiscientos noventa y cinco mil).

Que la solicitante manifiesta que, para la ejecución de las inversiones planificadas y la continuidad del desarrollo de la recuperación terciaria en el área, es necesario la aprobación de la reducción de la alícuota de regalías; pues de no ser así, el proyecto no será viable económicamente.

Que la solicitante presenta dos escenarios. Escenario I. continuar con el desarrollo del área mediante el mecanismo de producción actual por inyección de agua (Recuperación Secundaria), sin ejecutar nuevas inversiones y manteniendo la alícuota de regalías vigente del 18%. Escenario II. Ejecutar nuevas inversiones por USD 54.670.000 (dólares estadounidenses cincuenta y cuatro millones seiscientos setenta mil) en la implementación de polímeros como mecanismo de recuperación terciaria, con una reducción del 50% de la alícuota de regalías vigente del 18% sobre la producción incremental por terciaria y manteniendo la regalía del 18% para la producción correspondiente a secundaria.

Que el Departamento de Control Petrolero de la Dirección de Hidrocarburos analizó lo informado por la solicitante y la documentación respaldatoria en el informe IF-2022-01396596-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE.

Que dicho informe afirma que bajo el escenario II la solicitante estima recuperar, durante los próximos 15 años, un total de 3,47 MMm3 de petróleo (2,27 MMm3 por recuperación secundaria y 1,2 MMm3 por recuperación terciaria) lo que representa un 35% de incremento en la producción total y equivale en total a 21,81 MMBbl. A un precio promedio de USD 40/Bbl se obtendría una recaudación de USD 156.120.000 (dólares estadounidenses ciento cincuenta y seis millones ciento veinte mil), lo que equivale a un 23% más de la recaudación que se obtendría en el escenario I.

Que el informe concluye que teniendo en cuenta los antecedentes, datos y escenarios citados y considerando que los datos proporcionados para los cálculos de los indicadores económicos son lógicos, es viable y conveniente para la provincia otorgar la reducción de la alícuota de regalías al 9% sobre la producción incremental por recuperación terciaria.

Que en el informe IF-2022-04480827-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE del 28/06/2022 el Departamento de Control Petrolero de la Dirección de Hidrocarburos accedió a los archivos de Excel editables con los escenarios económicos del proyecto con alícuotas de regalías del 9%, 11,5%, 12% y 18%, logrando verificar las variables involucradas a saber: producción, ventas, costos operativos, amortización técnica, tributos, impuestos a las ganancias, inversiones de desarrollo, tasa de descuento anual, cálculo de Valor Presente Neto; y ratificar la metodología para jerarquizar proyectos de la solicitante así como la inviabilidad del proyecto con una alícuota de regalías del 11,5%, 12% y 18%.

Que el informe IF-2022-04480827-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE reitera que el proyecto de recuperación terciaria es atractivo para desarrollar racionalmente el área, ya que permite maximizar el recupero de sus reservas, incrementar el factor de recobro y satisfactorio por las inversiones involucradas.

Que el Artículo 22° de la Ley N° 7526 establece que "...el concesionario de explotación pagará mensualmente al Estado Provincial, en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos sólidos, líquidos, gasolinas, gases líquidos y gas licuado de petróleo, extraídos en boca de pozo, un porcentaje del doce por ciento (12%) que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos...".

Que el artículo 59° de la Ley N° 17319 en su redacción original establecía que "...el concesionario de explotación pagará mensualmente al Estado nacional, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del doce por ciento (12%), que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos...".

Que el Decreto Nacional N° 1675/1969 cuyo Artículo 3° reglamentó el Artículo 59° de la Ley N° 17319 estableciendo que "...el concesionario podrá solicitar la reducción del porcentaje de la regalía aplicable a cada boca de pozo(Artículos 59 y 62 de la Ley Nº 17.319)cuando acredite fehacientemente que la producción obtenida no resulta económicamente explotable en virtud de la cantidad y calidad de los hidrocarburos extraídos, la profundidad de los estratos productivos o la ubicación de los pozos. La autoridad de aplicación estudiará la solicitud y propondrá al Poder Ejecutivo el temperamento a adoptar...".

Que el Artículo de 27° ter de la Ley N° 17319 establece que "...Aquellos proyectos de Producción Terciaria... que por su productividad, ubicación y demás características técnicas y económicas desfavorables...podrán ser pasibles de una reducción de regalías de hasta el cincuenta por ciento (50%) por parte de la Autoridad de Aplicación provincial o nacional, según corresponda. Se consideran Proyectos de Producción Terciaria aquellos proyectos de producción en que se apliquen técnicas de recuperación mejorada del petróleo (Enhanced Oil Recovery -EOR- o Improved Oil Recovery - IOR-)...".

Que la disminución de la alícuota de regalía es una facultad de la autoridad concedente. Sin embargo, para la toma de dicha decisión deberá estudiar y analizar un conjunto de factores incluyendo la productividad, ubicación de los pozos, calidad del producto en cada caso concreto, sumándose al análisis los indicadores de tasas de interés de retorno, valores actuales netos, en base a costos reales de traslado, equipos, mano de obra, etcétera y evaluar el mérito, la oportunidad y la conveniencia de la reducción solicitada.

Que se encuentra acreditado que el proyecto en cuestión encuadra en la definición de técnicas de recuperación mejorada de petróleo del Artículo 27° ter de la Ley Nacional N° 17319.

Que el Departamento de Control Petrolero de la Dirección de Hidrocarburos ha confirmado que, por su productividad, ubicación y demás características técnicas y económicas desfavorables, de acuerdo a los estudios y análisis de los factores involucrados solo sería viable con una alícuota de regalías del 9%.

Que el proyecto en caso de tener éxito permitirá ampliar las reservas hidrocarburíferas, incrementar los niveles de producción e ingresos y lograr una inversión creciente y sostenida de las actividades que se desarrollan en el territorio provincial, objetivos que le competen al Poder Ejecutivo Provincial y por ende debe propiciar.

Que por todo lo expuesto corresponde que la solicitante abone para la producción incremental de petróleo obtenida en el área mediante el proyecto de recuperación terciaria propuesto, una regalía del 50% de la establecida en el Artículo 2° del Decreto N° 975/2015.

Que atento a las características del proyecto y el control de la producción de crudo obtenida por recuperación terciaria, se dio intervención a la Dirección de Regalías, quien advirtió: 1) que la Provincia inició un reclamo ante YPF S.A. para acordar a través de la Autoridad de Aplicación el precio de referencia para el cálculo y liquidación de las regalías cuando el crudo sea transferido sin precio por ser destinado a ulteriores procesos de comercialización (DUPI) dando como resultado la Carta de Intención firmada entre ambas y ratificada por Decreto N° 1117/21 en la cual se acuerda la Cláusula CUARTA. Punto 2, que establece que tal controversia será tratada en la comisión creada a tal efecto en OFEPHI y en caso de incumplimiento de tal cláusula, la reducción solicitada deberá quedar sin efecto. 2) que se debe solicitar a YPF S.A. que contemple las particularidades del caso en concreto en el sistema de liquidación de regalías administrado por la S.E.N. (Regalías Web) para no dilatar la liquidación y pago de las regalías.

Que mediante Nota NO-2023-03590020-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE incorporada en el orden N° 65 YPF S.A. informa sobre: 1) Proceso de tratamiento de crudo en Chachahuén Sur, equipos involucrados, flujos de petróleo, agua y otros fluidos. 2) proceso de medición actual de hidrocarburos en la concesión Chachahuén Sur. 3) La forma en que asegurará una correcta medición de hidrocarburos en el área, a efectos de lograr una medición precisa que determine la base de liquidación de la alícuota de regalía y las inversiones necesarias para tal fin.

Que al respecto la Dir. Gral. de Regalías consideró que para realizar auditorías de la producción incremental por estimulación de inyección de polímeros YPF S.A. deberá informar mensualmente en el Capítulo IV de la S.E.N. el desagregado de la producción del área por primaria, secundaria y terciaria. Para validar esa información, dicha repartición realizará en YPF S.A. las fiscalizaciones correspondientes en transporte (transferencias de plantas al sistema de transporte), producción (controles de pozo), reservorios (curva base) y cualquier otro sector donde lo considere oportuno.

Que en la nota NO-2023-03590020-GDEMZA-DHIDRO#MEIYE incorporada en el orden N° 65 YPF S.A. expresa que una vez avanzado el desarrollo del yacimiento Cerro Morado Este, contempla la construcción de una Planta de Tratamiento de Crudo cuyo punto de entrega será el Oleoducto El Corcobo-PIPH.

Que atento el estado de desarrollo de dicho yacimiento no es posible determinar con certeza una fecha de cumplimiento de tal compromiso, el mismo deberá determinarse al momento de presentación de los planes de desarrollo del área ante la Autoridad de Aplicación, así como también las sanciones que implique su incumplimiento.

Que atento a que la reducción se aplica solo a la producción incremental obtenida por el Proyecto de Recuperación Terciaria, la solicitante deberá: 1) informar cuatrimestralmente los avances de las inversiones por separado, correspondiente al Proyecto de Recuperación Terciaria. 2) Notificar a la Autoridad de Aplicación, los avances y puesta en marcha de cada una de las PIUs y la conexión de los pozos inyectores y productores asociados. 3) Presentar la curva de producción mensual base (2022-2037) fija para cada pozo productor asociado al proyecto, una vez iniciada la inyección de polímeros, para fiscalizar la producción incremental por terciaria. Esa curva será validada por la Dirección de Hidrocarburos y luego la solicitante declarará el incremental ante la Dir. Gral. de Regalías, encargada de fiscalizar el incremental de producción declarado. 4) Informar mensualmente en el Capítulo IV de la S.E.N. el desagregado de la producción del área por primaria, secundaria y terciaria. Para validar esa información dicha repartición realizará en YPF S.A. las fiscalizaciones correspondientes en transporte (transferencias de plantas al sistema de transporte), producción (controles de pozo), reservorios (curva base) y cualquier otro sector donde lo considere oportuno.

Que ha tomado intervención Asesoría Letrada de la Dirección de Hidrocarburos, la Dirección de Asuntos Jurídicos del Ministerio de 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, Artículos 1º de la Constitución Provincial, las Leyes Nacionales Nros. 17319, 26197 y 27007, Leyes Provinciales Nros. 7526, 9206 y 9003.

Por ello

EL

GOBERNADOR DE LA PROVINCIA

D E C R E T A:

Artículo 1º - Establézcase que a partir de que los titulares de la Concesión de Explotación "Chachahuén Sur" acrediten el cumplimiento de las inversiones comprometidas, adjuntas en Anexo I, del presente decreto, abonarán mensualmente al Estado Provincial en concepto de Regalías sobre la producción incremental de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, producidos en boca de pozo por medio de la técnica de recuperación terciaria, el nueve por ciento (9%) con las deducciones previstas en los Artículos 61 y 63 de la Ley Nacional N° 17319, valorizado sobre los precios efectivamente obtenidos en las operaciones de comercialización de los hidrocarburos del área.

A los efectos de la acreditación del cumplimiento de las inversiones comprometidas y el inicio del funcionamiento del proyecto de recuperación terciaria por medio de la inyección de polímeros, los titulares de la concesión de explotación de hidrocarburos notificarán a la Autoridad de Aplicación la novedad, quien emitirá una decisión administrativa fundada en los informes del Departamento de Inspecciones y Económico-financiero.

A falta de operaciones de comercialización o cuando las Concesionarias destinen la producción de petróleo crudo, en forma total o parcial a ulteriores procesos de industrialización en plantas propias o de otras empresas controladas, controlantes o vinculadas mediante acuerdo de procesamiento (crudo transferido sin precio o DUPI destinado a ulteriores procesos de industrialización), deberán acordar con la Provincia, a través de la Autoridad de Aplicación, el precio de referencia para el cálculo y liquidación de las regalías.

En caso que exista vinculación económica entre las concesionarias y el comprador del crudo y que no se fijen precios o se destine el producto a ulteriores procesos de industrialización y las concesionarias omitan cumplir con el requerimiento previsto en el párrafo anterior, la Provincia fijará el precio a los efectos del pago de las regalías, teniendo en cuenta el valor corriente del producto al tiempo de enajenarse o industrializarse. El precio de referencia deberá ser representativo de la calidad del crudo. En caso que no existan precios de referencia en la cuenta o área en cuestión, la Provincia podrá extrapolar el valor del crudo de otras cuentas, debidamente corregido para adaptarlo a la calidad del crudo, sobre el cual debe determinarse el precio.

En caso de exportación de hidrocarburos, su valor comercial a los efectos de este artículo, se fijará en cada oportunidad sobre la base del precio real obtenido por el Concesionario en la exportación, o, de no poder determinarse o no ser razonable, la Provincia podrá extrapolar el valor del crudo sobre bases técnicamente aceptables.

Los titulares de la Concesión de Explotación deberán: 1) Informar cuatrimestralmente los avances de las inversiones por separado, correspondiente al Proyecto de Recuperación Terciaria. 2) Notificar a la Autoridad de Aplicación, los avances y puesta en marcha de cada una de las PIUs y la conexión de los pozos inyectores y productores asociados. 3) Presentar la curva de producción mensual base (2022-2037) fija para cada pozo productor asociado al proyecto (fundado en un informe técnico detallando la metodología de cálculo), una vez iniciada la inyección de polímeros, para fiscalizar la producción incremental por terciaria. Esa curva será validada por la Dirección de Hidrocarburos y luego la solicitante declarará el incremental ante la Dir. Gral. de Regalías, encargada de fiscalizar el incremental de producción declarado. 4) Informar mensualmente en el Capítulo IV de la S.E.N. el desagregado de la producción del área por primaria, secundaria y terciaria.

Artículo 2° - Apruébese el compromiso de inversión para el Proyecto de Recuperación Terciaria en la suma de USD 54.670.000 (dólares estadounidenses cincuenta y cuatro millones seiscientos setenta mil), el cual comprende: 1) Acueducto Troncal PIA Chus a las PIUs. 2) Líneas de Energía de la SET Chus a las PIUs. 3) Salida SET ChuS. 4) PIU#13- Líneas de Inyección a Pozos. 5) PIU#13- Obra de Montaje Planta. 6) PIU#13. Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 7) PIU#14- Líneas de Inyección a Pozos. 8) PIU#14- Obra Montaje Planta. 9) PIU#14- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 10) PIU#19- Líneas de Inyección a Pozos. 11) PIU#19- Obra Montaje Planta. 12) PIU#19- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 13) PIU#20- Obra Montaje Planta. 14) PIU#20- Líneas de Inyección a Pozos. 15) PIU#20- Planta y nacionalización más materiales mayores YPF. 16) Líneas de Condicionamiento Piloto Chus C1. 17) Perforación Chus. It-752. 18) YAD- Conexión Fibra Óptica más Instalación PIUs. 19) Ingeniería Básica Extendida. 20) Gasoducto/Oleoducto. 21) Ingeniería Desarrollo Integral. 22) Instalaciones Batería 01. 23) Instalaciones Batería 02. 24) PTA DB KSB. 25) perforación de 2 Pozos Monitores.

Artículo 3º - Comuníquese, publíquese, dése al Registro Oficial y Archívese.

DR. RODOLFO ALEJANDRO SUAREZ

LIC. ENRIQUE ANDRÉS VAQUIÉ