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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.
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.
En este sentido, 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.
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, establece 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 artículo 11 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, establece que la Dirección General de Política Energética y Minas resolverá sobre la aptitud del dispositivo de medición, 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 Dirección General.
Por otra parte, la disposición transitoria primera de esta orden, relativa a los dispositivos de medición existentes, establece que los operadores de concesiones de explotación de yacimientos en explotación deberán acreditar ante la Dirección General de Política Energética y Minas, en el plazo de un mes desde su entrada en vigor, el cumplimiento de los requisitos establecidos en la misma.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 4.7 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, «en el caso de concesiones de explotación no conectadas con la red básica de gas y cuya producción se destine exclusivamente a la producción de energía eléctrica con una generación inferior a 10 MW de potencia instalada, no será necesaria la instalación de equipos de medición específicos, pudiendo estimarse la producción sujeta al impuesto mediante métodos indirectos basados en la producción vertida a la red eléctrica o consumida, a los que se les aplicará el factor de rendimiento indirecto en el sistema de generación. Dichos métodos indirectos serán aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, previa certificación de auditor técnico independiente que garantice su veracidad».
El artículo 5 de la meritada orden establece 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 el auditor técnico independiente y aprobado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.»
II
Las concesiones de explotación denominadas «El Romeral 1», «El Romeral 2» y «El Romeral 3» fueron otorgadas mediante los Reales Decretos 1258/1994, de 3 de junio, 1259/1994, de 3 de junio y 1260/1994, de 3 de junio, respectivamente («Boletín Oficial del Estado» núm. 179, de 28 de julio) a las sociedades «Repsol Exploración, S.A.», «Locs Oil Company of Spain, S.A.» y «Teredo Oils Limited, Segunda Sucursal».
Tras diversas cesiones y de acuerdo con lo dispuesto en la Orden ITC/4048/2007, 26 de diciembre («Boletín Oficial del Estado» núm. 13, de 15 de enero de 2008), actualmente la titularidad de estas concesiones corresponde en su totalidad a la sociedad «Petroleum Oil & Gas España, S.A.» (Petroleum en adelante), lo que la faculta para realizar el aprovechamiento de los hidrocarburos descubiertos, en este caso gas natural, así como para proseguir los trabajos de investigación en el área otorgada. Asimismo, Petroleum mantiene su condición de operador de la concesión.
En la actualidad, estas concesiones cuentan con cinco pozos susceptibles de producción de yacimientos de gas natural, denominados «El Ciervo-1», «Sevilla-1» y «Sta. Clara», «Rio Corbones» y «Sevilla-3» y, por lo tanto, sujetos al Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados.
En el caso particular de estas concesiones, el aprovechamiento del gas producido consiste en la transformación calorífica del combustible en energía eléctrica en la Planta de Generación Romeral. Su potencia instalada para las tres concesiones es de 8,2 MW (correspondiente a tres moto-generadores), inferior al que establece la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, de 10 MW de potencia instalada por concesión, y por lo tanto no resulta necesaria la instalación de un equipo de medición específico. El equipo de medida fiscalizada para la energía activa/reactiva producida por los moto-generadores y exportada a la red eléctrica se compone de dos registradores (principal y redundante) y de dos contadores (principal y redundante), identificados como puntos de medida A862H271 y A862H272 y verificados por Red Eléctrica de España.
No obstante lo anterior, en el caso de que la potencia instalada equivalente superase en algún momento, en alguna de las tres concesiones, el citado valor, el titular deberá proceder a la instalación de un equipo de medición específico, siempre y cuando sea técnica y económicamente posible, entendiéndose como tal el nivel a partir del cual el tiempo, el coste o el esfuerzo necesarios para reducir el nivel de incertidumbre sean claramente desproporcionados en comparación con los beneficios de tal reducción.
En consecuencia, al encontrarse las concesiones en el supuesto descrito en el artículo 4.7 de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, el cálculo de la producción de gas de las concesiones puede llevarse a cabo a través de métodos indirectos.
En relación con el sistema de prorrateo para asignar la producción a cada una de las tres concesiones, Petroleum describe en la documentación remitida que «la medida del gas producido […] se prorrateará entre las distintas concesiones en función de las medidas de los medidores no fiscalizados que están instalados en la Planta y que de forma independiente registran el gas que llega a la misma procedente de cada concesión».
III
Con fecha 6 de marzo de 2017 tuvo entrada en el registro del entonces Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, instancia de Petroleum remitiendo el documento «Memoria Técnica del Sistema de Medición Fiscalizada en Marismas, Aznalcazar y Romeral para el análisis del cumplimiento de la orden ETU/78/2017», dónde se describen las instalaciones y el método indirecto de cálculo de los hidrocarburos producidos, minorando los autoconsumos, en las concesiones de explotación de hidrocarburos «El Romeral 1», «El Romeral 2» y «El Romeral 3». Con la presentación de este documento, Petroleum solicitaba que se tuviera acreditado el cumplimiento con los requisitos establecidos en la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
Esta documentación se completó con fecha 24 de marzo de 2017, momento en el que Petroleum aportó una auditoría técnica, realizada por Tüv Süd Atisae, S.A.U., del sistema de medición para el análisis del cumplimiento de los requisitos de la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero. En su informe, Tüv Süd Atisae, S.A.U. dictamina que «las instalaciones inspeccionadas y relacionadas en este informe, son las descritas en la Memoria que Petroleum Oil & Gas España presenta al Ministerio de Energía, para dar cumplimiento a los requisitos establecidos en la Orden ETU/78/2007, de 31 de enero sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados». Asimismo, manifiesta que, «inspeccionadas las partes visibles de las instalaciones de superficie, no existen desviaciones de gas para cualquier otro uso que no sea el concebido en sus diferentes proyectos (gasoductos para comunicar diferentes pozos con sus respectivos puntos de recepción). En la producción de gas para la generación de electricidad, cumple con lo indicado anteriormente.»
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 y se aprueban el procedimiento de prorrateo y el método indirecto para el cálculo de la producción de las concesiones de explotación denominadas «El Romeral 1», «El Romeral 2» y «El Romeral 3», que de acuerdo con el dictamen del verificador independiente, «se obtiene sumando la energía cedida (medida fiscalizada) y la energía autoconsumida y el resultado de la suma se divide entre 0,404 (valor del rendimiento eléctrico de los motores en tanto por uno)», entendiendo como energía cedida aquella registrada en los medidores fiscalizados por Red Eléctrica de España.
Con fecha 3 de junio de 2019, se otorgó trámite de audiencia al operador, el cual, con fecha 6 de junio de 2019, formuló una serie de alegaciones a la propuesta de resolución que han sido debidamente consideradas.
Para la evaluación de la aptitud del dispositivo de medición en las concesiones de explotación de hidrocarburos «El Romeral 1», «El Romeral 2» y «El Romeral 3» se ha tenido en cuenta toda la documentación remitida por Petroleum hasta la fecha.
Vistos la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos; el Real Decreto 2362/1976, de 30 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley sobre investigación y explotación de hidrocarburos de 27 de junio de 1974; 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. Se declara la aptitud del dispositivo de medición común de las concesiones de explotación de hidrocarburos denominadas «El Romeral 1», «El Romeral 2» y «El Romeral 3», 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 «Memoria Técnica del Sistema de Medición Fiscalizada en Marismas, Aznalcazar y Romeral para el análisis del cumplimiento de la orden ETU/78/2017», remitida por Petroleum el 6 de marzo de 2017, y en la documentación complementaria presentada el 24 de marzo de 2017.
2. Se aprueba el método de cálculo indirecto de la producción y el procedimiento de prorrateo para asignar la producción a cada una de las concesiones de acuerdo con el plan propuesto por el operador «Memoria Técnica del Sistema de Medición Fiscalizada en Marismas, Aznalcazar y Romeral para el análisis del cumplimiento de la orden ETU/78/2017» y validado por el auditor técnico independiente.
3. La anterior declaración y aprobación se formula sin perjuicio de la responsabilidad del operador en relación con el buen funcionamiento y la veracidad de la documentación remitida y de las mediciones del dispositivo.
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 de las instalaciones fuese necesario modificar la metodología para el cálculo indirecto del gas producido en las concesiones y posteriormente trasformado en energía eléctrica, se deberá comunicar dicha eventualidad, y la causa que lo motiva, al Área de Industria y Energía de la Subdelegación del Gobierno en Sevilla y a la Dirección General de Política Energética y Minas a la mayor brevedad.
1. Tüv Süd Atisae, Auditor Técnico Independiente designado por Petroleum, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 7.3 de la Orden ETU/78/2017, deberá validar los cálculos de la producción de hidrocarburos así como el mecanismo indirecto durante el ciclo de vida de la instalación, y en su caso, el equipo de medición específico, de acuerdo con los requisitos establecidos en la Orden ETU/78/2017, de 31 de enero.
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 Sevilla 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 el Sevilla 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 «El Romeral 1» «El Romeral 2» y «El Romeral 3», 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 Sevilla 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, 8 de julio de 2019.–La Directora General de Política Energética y Minas, María Jesús Martín Martínez.
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