Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
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.
De acuerdo con lo previsto en el capítulo II, del título II de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, serán contribuyentes del impuesto las personas jurídicas y entidades que realicen la actividad de extracción en el territorio español de gas, petróleo y condensados, en las concesiones de explotación a las que hace referencia el título II de la Ley 34/1998, de 7 de octubre. En este sentido, y sin perjuicio de la figura del operador en medio marino a que hace referencia el Real Decreto-ley 16/2017, de 16 de noviembre, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 24 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, la concesión de explotación de yacimientos de hidrocarburos confiere a sus titulares el derecho a realizar en exclusiva la explotación del yacimiento de hidrocarburos en las áreas otorgadas por un periodo de 30 años.
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 otra parte, de acuerdo con lo establecido en el artículo 15 de la ya referida Ley 8/2015, de 21 de mayo, la cantidad de gas, petróleo y condensados se ha de determinar atendiendo al volumen medido por los dispositivos de medición de la extracción de hidrocarburos.
Haciendo uso de la habilitación normativa y de desarrollo reglamentario de la disposición final sexta de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, se dictó la Orden 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, publicada en el «Boletín Oficial del Estado» núm. 31 de 6 de febrero de 2017, estableciendo de este modo 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. Su Capítulo II está dedicado a estos dispositivos de medida y al procedimiento para su autorización y puesta en marcha.
En particular el apartado 4 del artículo 4 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, establece que «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».
Por otro lado, el artículo 5 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, señala que 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 auditor técnico independiente y aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Asimismo, su artículo 11 establece que la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la aptitud del dispositivo de medición junto con la resolución administrativa de autorización de las instalaciones, sin perjuicio de la responsabilidad del operador en relación con el buen funcionamiento y la veracidad de las mediciones del dispositivo. Asimismo, la modificación sustancial de tales dispositivos requerirá autorización administrativa de la citada Dirección General.
Por otra parte, el apartado 7 del artículo 4 de la mencionada orden establece que «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 y se 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».
II
Las concesiones de explotación «Poseidón Norte» y «Poseidón Sur», fueron otorgadas por el Real Decreto 1824/1995, de 3 de noviembre («Boletín Oficial del Estado» núm. 292 de 7 de diciembre de 1995) y por el Real Decreto 1825/1995, de 3 de noviembre («Boletín Oficial del Estado» núm. 292 de 7 de diciembre de 1995) a Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A. (RIPSA en adelante).
Ambas concesiones se ubican en el Golfo de Cádiz, frente a las costas de la provincia de Huelva. Por otro lado, las instalaciones de producción marinas y de tratamiento de gas en costa, así como la medición de la producción, comunes para ambas concesiones de explotación se sitúan en el término municipal de Moguer (Huelva).
En este caso la producción conjunta de ambas concesiones es inferior a 5.000.000 m3, una vez descontados volúmenes consumidos por el operador en el proceso extractivo en virtud de lo dispuesto en el artículo 4.4 de la Orden ETU 78/2017, de 31 de enero, y por lo tanto se utiliza para la medida de los hidrocarburos producidos la Unidad de Medida (UM F03A.1) propiedad del Gestor Técnico del Sistema. Entre la documentación aportada se describe que, «en fecha 01/01/2013 RIPSA y Enagás firmaron un Manual de Operación (ver Anexo 4) en el que se establece que el gas entregado deberá ser medido en la Unidad de Medida, tipo PCY (Punto de Conexión Yacimiento), de acuerdo al «Protocolo de Medición (ver Anexo 5), que será acordado entre las partes y establecido según lo indicado en la Resolución de 22 de septiembre de 2011, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifica el Protocolo de Detalle PD-01, apartado 3.5, donde ENAGAS es el propietario de las instalaciones de medida de calidad y cantidad de gas instaladas en la posición F03A.1 de conexión con el Yacimiento».
De acuerdo con la documentación presentada, «en la actualidad sólo el campo Poseidón Norte está en producción derivado del estado actual de depletación del campo Sur», siendo explotado únicamente a través de un solo sondeo, el PSN-1, «por lo que la distribución de la medición de gas hacia el sondeo y por tanto campo de explotación, es directa sin necesidad de prorrateo u alocación». En el campo «Poseidón Sur» se encuentran otros dos sondeos llamados PSS-1 y PSS-2 que, en caso de volver a entrar en producción, estarían sujetos al Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados.
III
Con fecha 7 de marzo de 2017 tuvo entrada en el registro del entonces Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, instancia de RIPSA remitiendo el documento denominado «Medición de gas de los campos Poseidón Norte y Sur. Memoria Descriptiva» y diversos anexos.
Con fecha 27 de diciembre de 2017 se requirió a RIPSA la subsanación de diversas deficiencias que habían sido identificadas en la documentación aportada el 7 de marzo. En respuesta a dicho requerimiento, RIPSA con fecha 21 de marzo de 2018, remitió documentación adicional complementando la inicialmente aportada con el objeto de cumplir con diversos extremos requeridos en la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
Entre la documentación aportada se encontraba la designación del auditor técnico independiente. RIPSA describe en su documentación que la «ECA, Entidad Colaboradora de la Administración, S.L.U. (Bureau Veritas)» llevará a cabo la «supervisión en calidad de auditor técnico independiente, del cumplimiento de los procedimientos relativos a la operación, mantenimiento, reparación o modificación, y verificación de los dispositivos de medición de la extracción de hidrocarburos, así como del cumplimiento de los requisitos relativos al registro de las mediciones efectuadas por dichos dispositivos, de acuerdo a los preceptos requeridos en el Artículo 7.3 de la Orden ETU/78/2017».
Adicionalmente RIPSA remite «Informe de Auditoría Técnica relativo al cumplimiento de la Orden ETU/78/2017. Instalaciones de medición de gas natural producido en Yac. Poseidón» de Bureau Veritas, el cual dictamina que «las instalaciones de medición de gas producido en YAC Poseidón cumplen con los requisitos de la Orden ETU/78/2017, de 3 de febrero».
Con fecha 11 de febrero de 2019, en aplicación del artículo 82 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas, se juzgó conveniente otorgar trámite de audiencia al operador para que realizase aquellas observaciones que considerase oportunas en relación con la propuesta de resolución. En respuesta al citado trámite, el 25 de febrero de 2019, RIPSA remitió escrito formulando una serie de alegaciones que han sido debidamente consideradas.
IV
En la presente resolución, de acuerdo con lo previsto en la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, se declara la aptitud del dispositivo de medición de la producción de los campos «Poseidón Norte» y «Poseidón Sur», propiedad del Gestor Técnico del Sistema y que es común para ambas concesiones.
Para la evaluación de la aptitud del dispositivo de medición de la producción de las concesiones «Poseidón Norte» y «Poseidón Sur» se ha tenido en cuenta toda la documentación remitida por RIPSA hasta la fecha.
Vistos la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos; el Reglamento de la Ley sobre investigación y explotación de hidrocarburos de 27 de junio de 1974 aprobado por Real Decreto 2362/1976, de 30 de julio; 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; y la Orden 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, resuelvo:
1. Constituye el objeto de esta resolución declarar apto el dispositivo de medición de la producción de las concesiones «Poseidón Norte» y «Poseidón Sur», común para ambas, al verificarse las características técnicas, operativas y logísticas que deben cumplir dichos dispositivos de acuerdo con la Orden 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.
Estas características técnicas, operativas y logísticas se detallan en el documento «Medición de gas de los campos Poseidón Norte y Sur. Memoria Descriptiva», remitido por el operador de las concesiones, Repsol Investigaciones Petrolíferas, SA, el 7 de marzo de 2017, y en la documentación complementaria presentada posteriormente con fecha 21 de marzo de 2018.
2. La anterior declaración se formula sin perjuicio de la responsabilidad del operador en relación con el buen funcionamiento y la veracidad de las mediciones del dispositivo.
3. En caso de reanudarse la producción en la concesión «Poseidón Sur», el operador deberá remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas, para su aprobación, el procedimiento de prorrateo al que hace referencia el artículo 5 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
4. En el supuesto de superarse el volumen de producción de gas natural establecido en el artículo 4.7 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, el operador deberá proceder a la instalación de un dispositivo de medición específico que requerirá autorización administrativa previa de la Dirección General de Política Energética y Minas en los términos previstos en dicha orden.
1. De acuerdo con lo previsto en el artículo 11.2 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, la modificación sustancial del dispositivo requerirá autorización administrativa previa de la Dirección General de Política Energética y Minas.
2. Si a lo largo de la vida útil del sistema de medición es preciso modificar el plan de mantenimiento y calibración, el mecanismo de auditoría técnica independiente o el sistema de organización, supervisión y verificación del dispositivo reflejados en la documentación presentada por Repsol Investigaciones Petrolíferas, SA, se deberá comunicar dicha eventualidad, y la causa que lo motiva, al Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Huelva y a la Dirección General de Política Energética y Minas a la mayor brevedad.
1. ECA, Entidad Colaboradora de la Administración S.A.U., compañía Bureau Veritas, Auditor Técnico Independiente designado por RIPSA, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 7.3 en relación con el artículo 11.1 de la Orden ETU/78/2017, deberá validar el dispositivo, las mediciones y los resultados de los muestreos durante el ciclo de vida de la instalación de acuerdo con los requisitos establecidos en la meritada orden.
De conformidad con lo previsto en el apartado tercero de esta resolución, en caso de sustitución del Auditor Técnico Independiente, tal eventualidad deberá ser comunicada al Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Huelva y a la Dirección General de Política Energética y Minas aportándose, en su caso, nuevo plan de verificación.
2. Se considera al Auditor Técnico Independiente seleccionado habilitado para comunicar a la Administración competente cualquier posible incumplimiento de los requisitos establecidos en la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
3. Los resultados de la auditoría técnica independiente se entenderán sin perjuicio de la responsabilidad del operador en relación con el funcionamiento correcto y seguro de los equipos y de los sistemas sujetos a verificación.
1. De acuerdo con lo previsto en el artículo 12.3 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, el operador comunicará al Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Huelva los resultados de las mediciones desglosadas al menos por meses, incluidos los procedimientos de cálculo, ajustes y corrección de errores, referidos a los seis primeros meses de cada año natural y al año natural completo, en un plazo máximo de un mes desde la finalización del periodo indicado. Dicha comunicación irá acompañada de informe del Auditor Técnico Independiente.
2. Sin perjuicio de las restantes obligaciones de información en materia estadística, el operador incluirá en la memoria anual de las concesiones de explotación «Poseidón Norte» y «Poseidón Sur», la documentación a la que hace referencia el artículo 12.4 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
3. Lo anterior se entiende sin perjuicio de la habilitación, prevista en el artículo 12.6 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, de la Dirección General de Política Energética y Minas y del Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Huelva para solicitar la información adicional que considere oportuna, así como una auditoría de ventas realizadas por el titular de las concesiones de explotación.
El Ministerio para la Transición Ecológica podrá realizar todas las comprobaciones que estime convenientes a fin de verificar el cumplimiento de las condiciones establecidas en esta resolución y podrá dejar la misma sin efecto en el caso de que se verifique el incumplimiento de cualquiera de las condiciones establecidas, así como de cualquier otra normativa que sea de aplicación.
Esta autorización se otorga sin perjuicio e independientemente de aquellas otras autorizaciones, licencias o permisos que los trabajos, construcciones e instalaciones necesarios para el desarrollo del objeto de la misma que pudieran requerirse por razones fiscales, de ordenación del territorio y urbanismo, de protección de medio ambiente, exigencia de la correspondiente legislación sectorial o seguridad para personas y bienes, o en relación, en su caso, con sus trabajos auxiliares y complementarios.
Esta resolución surtirá efecto desde el día siguiente al de su notificación al interesado.
De acuerdo con lo dispuesto en los artículos 112 y siguientes de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas y del artículo 62.i) de la Ley 40/2015, de 1 de octubre, de Régimen Jurídico del Sector Público, contra la presente resolución, que no pone fin a la vía administrativa, podrá interponerse recurso de alzada ante el titular de la Secretaría de Estado de Energía en el plazo de un mes a partir del día siguiente al de su notificación al interesado.
Madrid, 13 de marzo de 2019.–La Directora General de Política Energética y Minas, María Jesús Martín Martínez.
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