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
También conocida como: O 78/2017, O 78/17Esta norma regula cómo se pagan los impuestos por extraer gas y petróleo y cuánto deben cobrar los dueños de los terrenos donde se realiza la obra.
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- 30 de noviembre de 2017Reforma BOE-A-2017-13897Ver qué cambió →
- 6 de febrero de 2017Versión original BOE-A-2017-1169
Artículo por artículo
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Artículo 1 — Objeto
La orden establece requisitos técnicos para medir hidrocarburos, determina precios de referencia para el impuesto y define perímetros para pagos a propietarios de terrenos, excepto si hay fracturación hidráulica.
Artículo 2 — Ámbito de aplicación
La orden se aplica a concesiones vigentes en España y su subsuelo marino. El capítulo IV no aplica si se usa fracturación hidráulica de alto volumen.
Artículo 3 — Requerimientos generales de los dispositivos de medida
Los dispositivos de medición deben ser adecuados, accesibles y cumplir la Ley de Metrología. Deben garantizar la integridad de las mediciones sin desvíos ni contaminación del fluido.
Artículo 4 — Parámetros a medir y unidades de medida
Se miden volumen, densidad, presión, temperatura y composición. Las unidades son del Sistema Internacional, salvo petróleo en barriles. Para gas <5M m3, hay excepciones en composición.
Artículo 5 — Instalación de producción común a varias concesiones de explotación
Si una instalación produce para varias concesiones, se aplica prorrateo según plan del operador, validado por auditor técnico y aprobado por la Dirección General de Política Energética y Minas.
Artículo 6 — Mantenimiento, reparación o modificación y verificación de los dispositivos de medición
El operador mantiene equipos con programa de calibración por personal cualificado o ENAC. Solicita verificación según regulación y tras reparaciones/modificaciones ante la comunidad autónoma o donde esté el domicilio fiscal si es marina.
Artículo 7 — Organización, supervisión y validación de los dispositivos de medición
El operador describe organización y cualifica personal. Designa responsable del dispositivo y auditor técnico independiente que valida mediciones. El auditor está sujeto a infracciones de la Ley 32/2014 de Metrología.
Artículo 8 — Almacenamiento de datos obtenidos por los dispositivos de medición
El operador almacena datos de medición, análisis y reparto de los últimos 5 años, incluyendo serie, fallos, mantenimiento y errores. La Administración exige acceso en 5 días hábiles. Los accesos al repositorio están controlados.
Artículo 9 — Requisitos de muestreo de los hidrocarburos sujetos a medición
Los dispositivos incluyen muestreo automático proporcional al flujo. Semestralmente se toman muestras manuales que se remiten a laboratorio homologado para análisis pertinentes.
Artículo 10 — Contingencias
El operador debe tener planes de contingencia por fallos. Si duran más de 6 horas, se notifica a Industria y Energía. Se pueden usar normas del sistema gasista.
Artículo 11 — Autorización de los dispositivos de medición
El operador solicita autorización describiendo características técnicas, estándares, auditorías, mantenimiento y contingencias. La Dirección General de Política Energética y Minas resuelve. Las modificaciones requieren autorización.
Artículo 12 — Puesta en marcha e inspección de los dispositivos de medición
Industria y Energía verifica la puesta en marcha e inspecciona. El operador comunica resultados cada 6 meses y anual con informe de auditoría. La memoria anual incluye cálculos, errores y auditoría de ventas.
Artículo 13 — Precio de referencia
El precio de referencia usa cotizaciones Brent (petróleo), índices mediterráneos (condensados) o MIBGAS (gas). Se corrigen por calidad. La Dirección General de Política Energética y Minas publica los valores en el BOE.
Artículo 14 — Determinación de los perímetros de referencia en concesiones de explotación convencionales
El perímetro de referencia es un radio de 1.500 metros alrededor de cada sondeo. Si los sondeos están a menos de 3.000 metros, se fusionan sus perímetros. No se paga dos veces por la misma parcela.
Artículo 15 — Actualización de perímetros de referencia
Los perímetros se actualizan al iniciar o cesar la explotación (si es en el segundo semestre). Los operadores deben comunicar estos cambios. Las superficies no devengan más de un derecho de pago.
Disposición transitoria primera — Dispositivos de medición existentes
Los operadores deben acreditar requisitos ante la Dirección General de Política Energética y Minas en un mes. Podrán obtener exención temporal de hasta 12 meses para adaptarse.
Disposición transitoria segunda — Volúmenes de producción y precios de referencia hasta la entrada en vigor de la orden
Hasta la adaptación, el volumen de producción se obtiene de informes mensuales. La Dirección General dictará resoluciones en un mes para periodos vencidos a la entrada en vigor.
Disposición transitoria tercera — Concesiones de explotación en tramitación
Las disposiciones sobre perímetros de referencia se aplican a las concesiones de hidrocarburos convencionales en tramitación a la entrada en vigor de la orden.
Disposición final primera — Fundamento competencial
La orden se basa en las competencias exclusivas del Estado sobre bases económicas, hacienda y régimen minero-energético, según la Constitución.
Disposición final segunda — Entrada en vigor
La Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, entra en vigor el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.
Información general
Temas
Leyes en las que se basa
- la Ley 8/2015, de 21 de mayo BOE-A-2015-5633
Leyes que la modifican
- el art. 13.1.a), por Orden ETU/1160/2017, de 21 de noviembre BOE-A-2017-13897
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