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Ley Bases: Energía Eléctrica

1. Delegación

Se faculta al PEN por el plazo de un (1) año, a adecuar el marco regulatorio de la energía Eléctrica, comprendido principalmente por las Leyes 15.336 y 24.065, con el propósito de garantizar:

1. 1. El libre comercio internacional de energía eléctrica;
   2. La libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica;
   3. El despacho económico para las transacciones de energía sobre una base de remuneración en el costo económico horario del sistema, teniendo en cuenta el costo marginal horario del sistema y el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada;
   4. La adecuación de las tarifas del sistema energético sobre la base de los costos reales del suministro a fin de cubrir las necesidades de inversión y garantizar la prestación continua y regular de los servicios públicos conforme los principios tarifarios de las leyes 24.065 y 24.076;
   5. La explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con la expresa obligación del distribuidor de actuar como agentes de percepción o retención;
   6. El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos; y
   7. La revisión de las estructuras administrativas del sector eléctrico.

 2. Disposiciones comunes a los capítulos de energía eléctrica y gas natural

2.1. Recursos administrativos e impugnación de sanciones

Bajo la Ley Bases se dispone que los actos emanados de la máxima autoridad del ente regulador serán impugnables, sin que sea necesario interponer la alzada, directamente ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, mediante un recurso directo.

Asimismo, se establece que las sanciones aplicadas por el ente serán también impugnables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal mediante un recurso directo.

Ver para información adicional, comentarios a la Ley 19.549 de procedimiento administrativo aquí.

2.2. Unificación de entes reguladores

Se unifica el ENRE y ENARGAS bajo un único ente regulador, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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Ley Bases: Hidrocarburos y Gas Natural

1. Modificaciones a la Ley 17.319 de Hidrocarburos

1.1. Nuevo alcance y objetivos en materia de política nacional

La Ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (la “Ley Bases”) introduce una serie de modificaciones en los artículos 2, 3 y 4 de la Ley 17.319 incluyendo, en el alcance de la ley, las actividades de almacenaje y procesamiento a las ya existentes de explotación, transporte, industrialización y comercialización de hidrocarburos, facultando al Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) o a los Poderes Ejecutivos provinciales, según corresponda, a otorgar los permisos, concesiones o autorizaciones de transporte, almacenaje o habilitaciones de procesamiento de hidrocarburos,  para su desarrollo. Asimismo, agrega, como objetivo principal de la política nacional de hidrocarburos, la maximización de la renta obtenida por la explotación de los recursos.

Por otro lado, la Ley Bases efectúa una especial mención a dos figuras que regula con mayor precisión: el procesamiento y el almacenaje de hidrocarburos.

En cuanto al procesamiento, de acuerdo a la modificación del artículo 43, la Ley Bases hace extensiva la obligación ya existente respecto de transporte de hidrocarburos a quienes fueren autorizados a procesar los hidrocarburos de terceros, hasta un cinco por ciento (5%) de la capacidad de sus instalaciones siempre que no se comprometa la seguridad del proceso, que las partes arriben a un acuerdo por el servicio a prestar y que el solicitante se haga cargo de los costos asociados a la conexión a la planta. Dicho porcentaje podrá ser incrementado por acuerdo de partes en cualquier momento y/o por la autoridad de aplicación una vez transcurridos cuatro (4) años desde la habilitación comercial de la planta y en caso de persistir la capacidad remanente u ociosa de la planta. Si se tratare de plantas de procesamiento de combustible líquido, el servicio de procesamiento incluirá el servicio de almacenaje.

La Ley Bases excluye de esta disposición a unidades de proceso que integran complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, a las plantas de licuefacción de gas natural y a las autorizaciones de transporte de hidrocarburos otorgadas a los titulares de dichas plantas de licuefacción.

Respecto del almacenaje, se incorpora a la Ley de Hidrocarburos el artículo 44 bis, que determina que las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural confieren el derecho de almacenarlo en reservorios naturales de hidrocarburos depletados, incluyendo el proceso de inyección, depósito y retiro del gas natural.

Cumplidos los requisitos de capacidad técnica y solvencia financiera que prevé el nuevo artículo y previa autorización del titular del permiso o concesión del área afectada, las autorizaciones podrán ser otorgadas en:

1. 1. Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias;
   2. Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de estos ante la autoridad de aplicación; y
   3. Áreas que habiendo sido productivas ya no se encuentren sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación.

Todo otro proyecto de almacenamiento subterráneo de gas natural que no sea realizado bajo los supuestos antes señalados no requerirá autorización, y las autorizaciones de almacenamiento no estarán sujetas a plazo. Tampoco estarán sujetas a plazo las autorizaciones de transporte de hidrocarburos hasta las instalaciones de almacenamiento y desde éstas hasta el sistema de transporte.

Los autorizados deberán comprometerse a construir a su propio costo y riesgo las instalaciones necesarias para llevar adelante la actividad de almacenaje y no estarán obligados a almacenar gas natural de terceros, teniendo libertad para realizar la actividad en beneficio propio o de terceros, y acordar libremente los precios por la venta del gas natural almacenado y por el servicio de almacenaje, incluyendo la reserva de su capacidad.

Asimismo, la Ley Bases deroga artículos de la Ley 17.319 que preveían cierta injerencia del Estado, en sus diversas y variadas formas, así como también la preferencia de empresas de capital predominantemente argentino en las actividades hidrocarburíferas. Así, la Ley Bases eliminó, entre otros, los artículos 11, 13, 91, 91, 96 y 101.

1.2. Libre comercialización de hidrocarburos

La Ley Bases ratifica el dominio de permisionarios y concesionarios respecto de los hidrocarburos que extraigan y, además, establece que podrán comercializarlos libremente -sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) (eliminando toda la referencia a las “bases técnico-económicas razonables que contemplen la conveniencia del mercado interno y procuren estimular la exploración y explotación de hidrocarburos” de la ley vigente)- y que el PEN no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno en cualquiera de las actividades detalladas en el artículo 6 de la Ley 17.319.

Con relación a la exportación de hidrocarburos, la Ley Bases dispone el libre comercio internacional de hidrocarburos -en sintonía con el régimen de exportación de EELP del RIGI- y los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente sujetos a la no objeción del PEN quien, a tales efectos y, entre otros aspectos, deberá considerar:

1. 1. los requisitos habituales vinculados al acceso de los recursos técnicamente probados; y
   2. que, en caso de ocurrir, la objeción por parte de la Secretaría de Energía, la cual sólo podrá ser ejercida dentro de los 30 (treinta) días de ejercido el derecho de exportación, esté fundada por motivos técnica o económicamente en la seguridad del suministro. Transcurrido dicho plazo, la Secretaría de Energía no podrá realizar objeción alguna.

1.3. Actividades de exploración

La Ley Bases deroga el artículo 15 de la Ley 17.319 que establecía, entre otras cuestiones, el inicio de los trabajos de reconocimiento previa aprobación de la autoridad de aplicación y el alcance del reconocimiento superficial, entre otras cuestiones vinculadas a este permiso. De ahí la modificación operada en el artículo 19 de la Ley 17.319, que elimina la mención al artículo derogado.

Por otro lado, la Ley Bases modifica el artículo 21 de la Ley 17.319 respecto el pago de la regalía por los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración. Mientras que en la redacción anterior esta era del quince por ciento (15%), el nuevo artículo refiere a la regalía “comprometida en el proceso de adjudicación” exceptuando a los hidrocarburos usados por el concesionario o permisionario en las necesidades de las explotaciones y exploraciones (artículo 63 de la Ley 17.319, que no tuvo modificaciones).

1.4. Modificaciones al sistema de adjudicaciones de la Ley 17.319

El pliego modelo al que refiere el artículo 45 de la Ley 17.319 -en cuanto prevé un sistema de licitaciones y adjudicaciones para permisos de exploración y concesiones de explotación- es objeto de algunas modificaciones por parte de la Ley Bases.

Por lo pronto, el pliego contendrá condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas, las inversiones mínimas necesarias a las que deberá comprometerse el adjudicatario, y las restantes condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas. Asimismo, establecerá mecanismos de ajustes de las regalías que se consideren convenientes, los que podrán considerar para su formulación la totalidad de las inversiones realizadas, los ingresos obtenidos y los gastos operativos incurridos, entre otras variables.

La evaluación de ofertas tendrá en cuenta el valor total del proyecto, incluyendo las regalías ofertas, inversiones comprometidas y producción asociada conforme lo establecido en el pliego respectivo.

Por otro lado, la Ley Bases introduce en la Ley de Hidrocarburos el artículo 47 bis, que dispone que las concesiones de explotación existentes, al fin de su término, no podrán ser adjudicadas sin mediar un nuevo procedimiento licitatorio. La licitación correspondiente podrá realizarse con un plazo mínimo de antelación de un (1) año al vencimiento.

Si la licitación a realizar tuviera por objeto la concesión de explotación de áreas en producción, el pliego de bases y condiciones podrá establecer el valor correspondiente a las inversiones no recuperadas durante la explotación del área.

Conforme lo determine el pliego de bases y condiciones, el oferente podrá incluir dicho valor al momento de realizar la oferta a los efectos de continuar con la explotación de los pozos existentes y dicho valor será reconocido al titular de la concesión vencida.

En caso de que el oferente no incluyera el valor mencionado en su oferta, la Ley Bases dispone que el oferente no podrá explotar los pozos existentes.

La Ley Bases, al modificar el artículo 48 de la Ley 17.319, elimina la potestad de la autoridad de aplicación de solicitar mejoras a las ofertas presentadas, disponiendo que la adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta más conveniente pudiendo rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en la licitación, respetando la redacción original de la Ley 17.319.

1.5. Régimen de inversiones

Con la modificación del artículo 31, su texto ha quedado limitado a la obligación del concesionario de explotación de efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas.

De este modo, se elimina la mención, contenida en su texto original, a asegurar la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento, y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas.

1.6. Canon y regalías

La nueva redacción del artículo 57 actualiza los montos que el titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado al PEN o al Poder Ejecutivo provincial, según corresponda, un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, estableciendo un mecanismo que facilite las actualizaciones venideras, ello conforme a la siguiente escala:

1. Plazo Básico:
   1. 1er. Periodo: el monto equivalente en pesos de cero coma cincuenta (0,50) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.
   2. 2do. Período: el monto equivalente en pesos de dos (2) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.
2. Prórroga: el monto equivalente en pesos a quince (15) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

En igual sentido, en virtud de las modificaciones a los artículos 58 y 58 bis, el concesionario de explotación pagará anualmente y por adelantado al PEN o al Poder Ejecutivo Provincial, según corresponda, el monto equivalente en pesos de diez (10) barriles de petróleo por kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área.

Los cánones por pagar se ajustarán tomando como referencia el precio promedio del barril de petróleo, basado en la cotización del ICE Brent Primera Línea.

La nueva redacción del artículo 59 determina que el concesionario de explotación pagará mensualmente al concedente, en concepto de regalía sobre el producido y efectivamente aprovechado de los hidrocarburos líquidos y gaseosos un porcentaje equivalente al determinado en el proceso de adjudicación. Para el caso de las licitaciones previstas en el artículo 45 de la Ley 17.319, a tenor de la modificación introducida por la Ley Bases -artículo 47-, con respecto a las regalías, los oferentes competirán en el proceso de adjudicación en el valor de la regalía, determinándose que la regalía a ofertar será de 15% más (o menos) un factor de ajuste. Dicho factor de ajuste equivaldrá a un porcentaje a exclusiva discreción del oferente, pudiendo ser negativo. Asimismo, el valor de la regalía fluctuará, según la formula prevista en el proyecto, durante los períodos en los cuales el valor de referencia de los hidrocarburos varie en más de un 50%. Para las concesiones vigentes a la fecha del proyecto aplicará la regalía que se haya convenido con la autoridad de aplicación.

Además, el PEN o el Poder Ejecutivo provincial tendrá la facultad de reducir la misma hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

Por último, el gas natural utilizado en las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural incorporadas por el nuevo artículo 44 bis de la Ley Bases, además de no encontrarse sujeto al pago de bonos de explotación ni ser objeto de pagos análogos por el otorgamiento de estas autorizaciones a través de normativa provincial, sólo pagará regalías al momento de su primera comercialización en los términos del artículo 59 de la Ley 17.319 y sus modificatorias. En el caso de almacenamiento de gas natural propio, las regalías se abonarán a los precios al ingreso del sistema de transporte (PIST) promedio de cuenca al momento de su producción previo a ser almacenado.

1.7. Explotación por persona jurídicas extranjeras

La Ley Bases deroga el artículo 51 de la Ley 17.319, que no permitía la presentación de ofertas en concursos por personas jurídicas extranjeras de derecho público -en tal calidad- para la obtención de permisos y concesiones.

1.8. Explotación No Convencional y plazos de vigencia de las Concesiones

La Ley Bases elimina del artículo 27 bis de la Ley 17.319, referido a la obligación del concesionario de explotación de requerir una nueva concesión de explotación no convencional simplificando la cuestión, de modo tal que solo deberá requerir la subdivisión del área y la reconversión de convencional a no convencional. La solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto que, de conformidad con criterios técnico-económicos aceptables, tenga por objeto la explotación comercial del yacimiento descubierto, siendo dicha solicitud el objeto de la concesión a otorgar. Sólo podrá ser solicitado hasta el 31 de diciembre de 2028, y vencido dicho plazo, no se admitirán otras solicitudes de reconversión.

La autoridad de aplicación nacional o provincial, según corresponda, decidirá en el plazo de sesenta (60) días, y aprobada la solicitud de reconversión, el plazo de la concesión reconvertida será por única vez de treinta y cinco (35) años computados desde la fecha de la solicitud.

En cuanto a las modificaciones introducidas al artículo 35 de la Ley 17.319, la Ley Bases:

1. Mantiene los plazos previstos en la ley (concesión de explotación convencional de hidrocarburos, veinticinco (25) años y concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, treinta y cinco (35) años) pero con relación a este último, elimina el párrafo que refería al plazo de cinco años para el Período de Plan Piloto; y
2. Mantiene el plazo previsto la Concesión de Explotación con la plataforma continental y en el mar territorial (treinta (30) años) pero elimina toda la referencia al pedido de prórroga de diez años no obstante lo cual, en nuevas concesiones, el PEN o el Poder Ejecutivo provincial podrá determinar, al momento de definir los pliegos de bases y condiciones, plazos adicionales de hasta diez (10) años como máximo de los plazos de vigencia previstos en el artículo 35, y en ningún caso podrán ser perpetuos.

1.9. Modificación de la figura de concesión de transporte

Por otra parte, se modifica el régimen de concesiones de transporte para dar lugar a un régimen de autorizaciones y habilitaciones otorgadas por el PEN o la autoridad provincial, según corresponda y en tanto y en cuanto el transportista: (a) cuente con capacidad técnica y solvencia financiera y (b) tenga domicilio constituido en Argentina.

La autoridad de aplicación llevará un registro de los autorizados para transportar hidrocarburos.

Los titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos podrán solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos y/o sus derivados a la autoridad hasta sus instalaciones de industrialización y desde las mismas hasta los centros y/o instalaciones de ulteriores procesos de industrialización o comercialización. Estas autorizaciones no estarán sujetas a plazo.

En el caso de las autorizaciones de transporte otorgadas a concesionarios de explotación, la Ley Bases dispone que, en los casos de cesión de una autorización de transporte, los autorizados podrán solicitar prórrogas por un plazo de diez (10) años de duración cada una de ellas, siempre que hayan cumplido con sus obligaciones y se encuentren transportando hidrocarburos al momento de solicitar la prórroga. Las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley Bases se regirán por los términos y condiciones de su otorgamiento.

Las autorizaciones de transporte y las habilitaciones de procesamiento, en ningún caso implicarán un derecho de exclusividad.

La capacidad ociosa de un gasoducto, de acuerdo con la modificación de la Ley 17.319, deberá ser puesta a disposición de terceros para su utilización subordinado a las necesidades del autorizado original quienes, no obstante, no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.

Por otro lado, los titulares de una autorización de almacenamiento subterráneo de gas podrán solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos hasta sus instalaciones de almacenamiento y desde estas hasta el sistema de transporte, que tampoco estarán sujetas a plazo.

2. Modificaciones a la Ley 24.076 del Marco Regulatorio del Gas Natural

2.1. Exportación e importación

Mientras que las importaciones de gas natural se mantienen autorizadas sin necesidad de aprobación previa, bajo la nueva redacción del artículo 3 las exportaciones de gas natural deberán ser reglamentadas por el PEN, debiéndose considerar la nueva redacción del artículo 6° de la Ley 17.319.

2.2. Renovación de habilitación

Se amplía el período adicional de extensión de las licencias de servicios públicos de transporte y distribución de gas natural de diez (10) a veinte (20) años adicionales a las licencias originales, de modo que, siendo que el plazo original de treinta y cinco (35) años de la mayoría de tales licencias vence en 2027, en caso de solicitarse y otorgarse la extensión por el nuevo plazo previsto en la Ley de Bases, tales licencias expirarían en 2047.

2.3. Transportistas y distribuidores y almacenaje

Se mantiene la obligación de tomar los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles, y se agrega que éstos, por sí o por terceros, podrán adquirir, construir, operar, mantener y administrar instalaciones de almacenaje de gas natural, todo ello con arreglo a las limitaciones establecidas por ley.

2.4. Gas Natural Licuado (“GNL”)

Sin perjuicio de lo dicho al analizar el RIGI y el EELP (ver comentario sobre el RIGI, aquí), la Ley Bases prevé modificaciones adicionales con respecto a GNL.

En tal sentido, dispone que las exportaciones de GNL deberán ser autorizadas por la Secretaría de Energía de la Nación, dentro de ciento veinte (120) días de recibida la solicitud conforme las condiciones y requisitos que reglamente el PEN para los solicitantes.

Las autorizaciones de exportación de GNL que se otorguen tendrán carácter firme durante un plazo de hasta treinta (30) años, desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción (en tierra o flotante) o sus ampliaciones o etapas sucesivas y podrán ser cedidas -total o parcialmente- previa autorización de la autoridad de aplicación.

Además, a los efectos del otorgamiento del permiso de exportación de GNL, no será necesario que el solicitante cuente con contratos de compraventa de GNL por la totalidad de los volúmenes y plazos solicitados. El otorgamiento de una autorización de exportación firme de GNL implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos, así como el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin.

Es muy importante destacar que la Ley Bases dispone que las modificaciones posteriores a la ley o la reglamentación que dicte el PEN o las resoluciones que emita la Autoridad de Aplicación, no tendrán efecto alguno respecto de las autorizaciones de exportación firmes de GNL concedidas, excepto que estas sean más favorables a la exportación.

Por otro lado, dentro de los seis (6) meses desde la sanción de la Ley Bases, la Secretaría de Energía de la Nación realizará un estudio a los efectos de emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo, que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país para abastecer regularmente la demanda interna.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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Ley Bases: Privatizaciones

La Ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (la “Ley Bases”) declara sujetas a privatización, en los términos de los capítulos II y III de la Ley 23.696, las empresas y sociedades de propiedad total o mayoritaria del Estado Nacional enumeradas a continuación, y le encomienda esta tarea al Poder Ejecutivo Nacional, pudiendo transferir a las provincias los contratos que se encuentren en ejecución:

1. Energía Argentina S.A.;
2. Intercargo S.A.U.;
3. Agua y Saneamientos Argentinos S.A.;
4. Belgrano Cargas y Logística S.A.;
5. Sociedad Operadora Ferroviaria S.E. (SOFSE); y
6. Corredores Viales S.A.

A su vez, la Ley Bases declara sujeta a privatización a Nucleoeléctrica Argentina Sociedad Anónima (NASA), pero deberá, para tal caso: (a) organizar un programa de propiedad participada y colocar una clase de acciones para ese fin; e (b) incorporar la participación del capital privado debiendo el Estado nacional mantener el control o la participación mayoritaria en el capital social.

Además, deberá contar el voto afirmativo del Estado nacional para: (a) la ampliación de capacidad de una central de generación nucleoeléctrica existente y/o la construcción de una nueva; (b) la salida de servicio por motivos no técnicos ya sea temporal o definitiva, de una central de generación nucleoeléctrica; y (c) la incorporación de accionistas en la sociedad que le otorguen el control en los términos del artículo 33 de la Ley General de Sociedades.

En la misma línea, se declara sujeta a privatización el Complejo Carbonífero, Ferroviario, Portuario y Energético a cargo de Yacimientos Carboníferos Rio Turbio (YCRT), que únicamente podrá: (a) organizar un programa de propiedad participada y colocar una clase de acciones para ese fin; y (b) incorporar la participación del capital privado debiendo el Estado nacional mantener el control o la participación mayoritaria en el capital social.

En caso de liquidación de empresas en las que el Estado Nacional posea la totalidad de la participación societaria, se deberá cumplir con las siguientes condiciones:

1. Durante el proceso de liquidación de la empresa, solo podrán enajenarse los bienes necesarios para la cancelación de los pasivos. La empresa en liquidación deberá respetar las normas de procedimientos para la enajenación de tales bienes;
2. En los casos en que bienes de titularidad de la empresa fueran insuficientes para cubrir los pasivos, se requerirá a la Agencia de Administración de Bienes del Estado (AABE) la enajenación de aquellos que hubieren constituido el patrimonio de afectación de la empresa de que se trate, hasta cubrir las sumas adeudadas;
3. Los bienes muebles e inmuebles que compongan el activo remanente de la empresa en liquidación deberán ser transferidos a la Agencia de Administración de Bienes del Estado (AABE); y
4. La Agenda de Administración de Bienes del Estado (AABE) tendrá a su cargo da administración, desafectación y disposición de los bienes que-le fueran transferidos de conformidad con lo previsto por la presente ley y el Decreto 1382/2012 y sus normas modificatorias y reglamentarias.

Entre los principios rectores de los procesos de privatización de las empresas previamente mencionadas, se mencionan la transparencia, competencia, máxima concurrencia, gobierno abierto, eficiencia y eficacia en la utilización de los recursos, publicidad y difusión, debiendo cumplir con la reglamentación que se establezca a tal efecto respecto de los plazos y modalidades específicas.

Adicionalmente, toda empresa u organismo con participación estatal total o mayoritaria deberá respetar los principios de integridad, generación de valor, roles diferenciados y controles eficientes. La Comisión Bicameral de Seguimiento creada por el artículo 14 de la Ley 23.696 intervendrá en dichos procesos, debiendo ser informada de la modalidad de privatización seleccionada, de las medidas adoptadas para garantizar los principios rectores y cualquier otra información relevante.

También actuarán en conjunto la Sindicatura General de la Nación y la Auditoria General de la Nación. Esta última deberá realizar un examen de los procesos de privatización, evaluando el cumplimiento de los aspectos legales y financieros dentro de los ciento veinte (120) días hábiles de finalizados, el cual deberá presentarse ante la Comisión Bicameral de Seguimiento.

Entre las modificaciones a la Ley 23.696, se modifica el procedimiento de selección del artículo 18, de modo que se elimina la posibilidad de contratación directa. También se sustituye el artículo 20, sobre el control de los procedimientos, quitándole esta facultad al Tribunal de Cuentas y designando únicamente a la Sindicatura General de la Nación. Además, extiende el plazo con el que cuenta este organismo para expedirse a quince (15) días hábiles.

Asimismo, se eliminan como sujetos adquirentes en un Programa de Propiedad Participada (PPP) los usuarios titulares de servicios prestados por el ente a privatizar y los productores de materias primas cuya industrialización o elaboración constituye la actividad del ente a privatizar.

Por otro lado, en todos los procedimientos previstos respecto de la delegación de facultades y de las privatizaciones, las empresas, sociedades u organismos involucrados quedan exceptuados de cumplir con el régimen dispuesto por la Ley 11.867 y no les será exigible el monto de capital mínimo indicado en el artículo 186 de la Ley General de Sociedades.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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Ley Bases: Emergencia y Reorganización administrativa

1. Delegación de facultades en el Poder Ejecutivo Nacional

La Ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (la “Ley Bases”) declara la emergencia en materia administrativa, económica, financiera y energética por el plazo de un (1) año, y delega en el Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) ciertas facultades vinculadas a aquellas materias, en los términos del artículo 76 de la Constitución Nacional y también por el plazo de un (1) año.

Bajo tal marco, se faculta al PEN a disponer, en relación con los órganos u organismos de la administración central o descentralizada contemplados en el inciso a) del artículo 8 de la Ley 24.156 de Administración Financiera (“LAF”), que hayan sido creados por ley o norma con rango equivalente:

1. La modificación o eliminación de las competencias, funciones o responsabilidades dispuestas legalmente cuyo mantenimiento resulte innecesario; y
2. La reorganización, modificación o transformación de su estructura jurídica, centralización, fusión, escisión, disolución total o parcial, o transferencia a las provincias o a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, previo acuerdo que garantice la debida asignación de recursos.

Adicionalmente, quedan excluidas de dicha disposición las universidades nacionales, los órganos u organismos del Poder Judicial, Poder Legislativo, Ministerio Público y todos los entes que de ellos dependan. Tampoco podrá disponer la disolución de entes como la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), la Comisión Nacional de Valores (CNV), y la Unidad de Información Financiera (UIF), entre otros organismos excluidos.

Sin embargo, el PEN podrá intervenir los organismos descentralizados, empresas y sociedades mencionadas en los incisos a) y b) del artículo 8° de la LAF, designando un interventor que ejercerá las facultades de administración y dirección conforme lo reglado por el PEN y la supervisión del Ministerio del cual dependen.

También se faculta al PEN a disponer, respecto de las empresas y sociedades del Estado contempladas en el inciso b) del artículo 8° de la LAF:

1. La modificación o transformación de su estructura jurídica; y
2. Su fusión, escisión, reorganización, reconformación o transferencia a las provincias o a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, previo acuerdo que garantice la debida asignación de recursos.

Para información adicional sobre la privatización de empresas y sociedades del estado, ver comentario sobre esta materia aquí.

Por otro lado, se autoriza al PEN a modificar, transformar, unificar, disolver o liquidar los fondos fiduciarios públicos, y discontinuar con el programa o finalidad para la cual fue creado, de acuerdo con las siguientes condiciones:

1. 1. Si el fondo fuera financiado por una asignación especifica de un impuesto coparticipable, aquella se considerará eliminada y el tributo volverá a ser distribuido de conformidad con el régimen establecido por la Ley 23.548 y sus normas complementarias y modificatorias;
   2. Si el fondo fuera financiado por una asignación especifica de un tributo no coparticipable, aquella se considerará eliminada y el tributo volverá a ser destinado al Tesoro Nacional; y
   3. Si el fondo fuera financiado por una asignación especifica de aportes o recargos obligatorios creados a tal fin, tanto la asignación como los aportes o recargos obligatorios se considerarán eliminados.

No obstante, queda excluido de esta disposición el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, creado por la Ley 25.565.

2. Renegociación o rescisión de contratos vigentes

La Ley Bases autoriza al PEN, previa intervención de la Procuración del Tesoro de la Nación y de la Sindicatura General de la Nación, a renegociar, por razones de emergencia, la reconducción de los contratos de obra pública y servicios de consultoría de obra pública celebrados con anterioridad a la sanción de la Ley Bases que se encuentren en estado de paralización, a los efectos de posibilitar el aporte de financiamiento privado tendiente al reinicio y finalización de las obras comprometidas. La reglamentación deberá establecer las condiciones, requisitos y procedimientos aplicables con el fin de garantizar la transparencia y eficiencia de la reconducción.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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Ley Bases: Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones

La Ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (la “Ley Bases”) declara de interés nacional las grandes inversiones y crea el “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (el “RIGI”), mediante el que se establece, para vehículos titulares de un único proyecto (los “VPU”), que cumplan con los requisitos previstos en el RIGI, un régimen específico de promoción e incentivo.

En tal sentido se declara -en los términos del artículo 75, inciso 18 de la Constitución Nacional- que las “Grandes Inversiones” que califiquen y sean concretadas bajo el RIGI son “de interés nacional y resultan útiles y conducentes para la prosperidad del país, el adelanto y bienestar de todas las provincias, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los municipios”.

Entre los objetivos del RIGI, se encuentran:

1. incentivar las “Grandes Inversiones” nacionales y extranjeras en la República Argentina;
2. promover el desarrollo económico;
3. desarrollar y fortalecer la competitividad de los diversos sectores económicos;
4. incrementar las exportaciones de mercaderías y servicios al exterior;
5. favorecer la creación de empleo;
6. generar de inmediato condiciones de previsibilidad y estabilidad y condiciones competitivas para atraer inversiones;
7. crear un régimen que otorgue certidumbre, seguridad jurídica y protección especial para el caso de eventuales desviaciones y/o incumplimiento por parte de la administración pública y el Estado al RIGI;
8. fomentar el desarrollo coordinado de las competencias entre el Estado Nacional, las provincias y las respectivas autoridades de aplicación en materia de recursos naturales; y
9. fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión comprendidos por el RIGI.

1. Sectores aplicables, plazo para acogerse y requisitos

El RIGI es aplicable a proyectos de los sectores de foresto-industria, turismo, infraestructura, minería, tecnología, siderurgia, energía, petróleo y gas, siempre que cumplan con los requisitos previstos en el RIGI.

El plazo con el que cuentan los VPU para adherirse al RIGI será de dos (2) años a partir de la entrada en vigencia de la Ley Bases (el que entrará en vigencia en la fecha de publicación en el Boletín Oficial). El Poder Ejecutivo Nacional (el “PEN”) podrá prorrogar por única vez el plazo de vigencia para acogerse al RIGI, por un (1) año adicional.

Podrán acogerse al RIGI los VPU titulares de una o más fases de un proyecto que califique como “Gran Inversión”, siempre que tengan por único y exclusivo objeto llevar a cabo una o más fases de un único proyecto de inversión admitido en el RIGI. Por lo tanto, los VPU no deberán desarrollar actividades ni poseer activos no afectados a dicho proyecto, con excepción de las inversiones transitorias de su capital de trabajo que hagan a la administración prudente de los fondos de la sociedad.

Podrán calificar como VPU:

1. las sociedades anónimas, las sociedades anónimas unipersonales y las sociedades de responsabilidad limitada;
2. las sucursales establecidas por sociedades constituidas en el extranjero de conformidad con el artículo 118 de la Ley General de Sociedades;
3. las sucursales dedicadas previstas en el artículo 170 de la Ley Bases; y
4. las uniones transitorias y otros contratos asociativos.

También se agrega que los titulares de concesiones relativas a la ejecución y/o explotación de obras de infraestructura y/o prestación, operación y/o administración de servicios, que se presten en competencia con otros concesionarios, operadores o prestadores a nivel local o regional, podrán adherirse al RIGI si: (i) presentan un plan de inversión que califique como Grandes Inversiones bajo el RIGI, y (ii) satisfacen los restantes requisitos y condiciones para su inclusión en el RIGI.

Adicionalmente, los proveedores de bienes o servicios con mercadería importada, podrán solicitar su inscripción al RIGI exclusivamente a los efectos de contar con las exenciones sobre los derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales, respecto de las mercaderías, incluidos los insumos, que importen para la prestación que pretendan brindar a un VPU adherido al RIGI.

Ver al respecto comentarios sobre las modificaciones introducidas a la Ley 17.520 de concesión de obra pública, disponible en el siguiente enlace.

 2. Monto mínimo de inversión

Se considerarán “Grandes Inversiones” los proyectos que involucren la adquisición, producción, construcción y/o desarrollo de activos que serán afectados a actividades que cumplan con las siguientes condiciones:

1. importen un monto de inversión por proyecto en activos computables igual o superior al monto mínimo de inversión de doscientos millones de dólares (US$ 200.000.000) antes de la fecha límite indicada en el plan de inversión;
2. prevean para el primer y segundo año, contado desde la fecha de aprobación del plan de inversión y de la solicitud de adhesión, el cumplimiento de una inversión mínima a establecer por el PEN. Dicho porcentaje podrá ser distinto para cada uno de los dos (2) primeros años, pero deberá ser suficiente para alcanzar, al menos, el cuarenta por ciento (40%) del monto mínimo de inversión como condición de permanencia en el RIGI; y
3. contar con carácter de largo plazo. Se considerarán proyectos de largo plazo aquellos que tengan un cociente no mayor al treinta por ciento (30%) entre: (i) el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital y (ii) el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período. Este cociente podrá ser modificado por la autoridad de aplicación siempre que se mantenga el propósito de dar garantías de estabilidad solamente a inversiones de larga maduración.

Asimismo, el PEN podrá establecer montos mínimos de inversión de acuerdo con el sector productivo mayores a doscientos millones de dólares (US$ 200.000.000), pero en ningún caso ese monto podrá superar novecientos millones de dólares (US$ 900.000.000).

Se considerarán inversiones en activos computables todas aquellas que se realicen a partir de la entrada en vigencia del RIGI y estén destinadas a la adquisición, producción, construcción y/o desarrollo de activos afectados a actividades incluidas en el RIGI, para el desarrollo de un proyecto de titularidad de un VPU adherido, excluidos los activos financieros y/o de portafolio y los bienes de cambio.

Las inversiones realizadas con posterioridad a la entrada en vigencia del RIGI, e incluso antes de la adhesión del VPU al RIGI podrán ser computables siempre que consistan en: (i) la adquisición por parte de inversores de las cuotas, acciones y/o participaciones societarias de un VPU; o (ii) la asignación de activos descriptos en el presente artículo a una sucursal dedicada a efectos de su establecimiento, inscripción y adhesión al RIGI.

La adquisición de cuotas, acciones y/o participaciones societarias podrán considerarse como activos computables en tanto:

1. las sociedades adquiridas incluyan activos computables de acuerdo con lo previsto en el presente artículo; y
2. la sociedad adquirida se fusione con el VPU dentro de un plazo de ciento ochenta (180) días corridos. En estos casos, la inversión a computar será tomada en una proporción equivalente al porcentual que representen los activos computables existentes en la sociedad adquirida con relación a sus activos totales.

Sin embargo, se detalla que las siguientes inversiones sólo podrán computarse, en forma conjunta, hasta un máximo del quince por ciento (15%) de dicho monto de inversión mínima:

1. activos relativos a la adquisición de cuotas, acciones y/o participaciones societarias de un VPU o los asignados a Sucursales Dedicadas;
2. bienes inmuebles;
3. derechos reales de usufructo sobre bienes inmuebles; y
4. concesiones de explotación minera, de petróleo y gas.

3. Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo

Dentro de las disposiciones del RIGI, se contempla un régimen específico para proyectos de “Exportación Estratégica de Largo Plazo” (el “EELP”).

En este sentido, los proyectos que puedan resultar en el posicionamiento de la República Argentina como nuevo proveedor de largo plazo en mercados globales en los que aún no cuente con participación y que involucren desembolsos de capital en etapas sucesivas cuya inversión mínima en activos computables por etapa sea igual o superior a mil millones de dólares (US$ 1.000.000.000), podrán ser calificados como de EELP por la autoridad de aplicación en oportunidad de su aprobación, y en dicho caso gozarán de los beneficios y garantías contemplados en el presente régimen por los plazos y en las condiciones específicas previstas para dicho tipo de proyectos en el RIGI y sus normas reglamentarias.

De esta manera, si bien la reglamentación podrá establecer condiciones diferenciales, no excluye a los EELP del cumplimiento de los requisitos esenciales establecidos en el RIGI.

4. Incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios

4.1. Impuesto a las Ganancias.

1. La alícuota prevista en el artículo 73 de la Ley de Impuesto a las Ganancias será del veinticinco por ciento (25%) y no resultará de aplicación sobre dichas utilidades la escala prevista en el inciso a) del artículo 73 de la Ley de Impuesto a las Ganancias.
2. Los VPU podrán, para las inversiones que realicen, optar por practicar las respectivas amortizaciones a partir del período fiscal de afectación del bien de acuerdo con el régimen de amortización acelerada específicamente previsto para el RIGI.
3. El quebranto impositivo sufrido por los VPU en un período fiscal, que no pueda absorberse con ganancias gravadas del mismo período, podrá deducirse de las ganancias gravadas que se obtengan en los años inmediatos siguientes, sin límite temporal. Transcurridos cinco (5) años sin que tales quebrantos sean absorbidos por ganancias gravadas, éstos podrán transferirse a terceros. Los quebrantos se actualizarán por la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) operada entre el mes de cierre del ejercicio fiscal en que se originaron y el mes de cierre del ejercicio fiscal que se liquida.
4. Las actualizaciones previstas en la Ley de Impuesto a las Ganancias se practicarán sobre la base de las variaciones porcentuales del índice de precios al consumidor nivel general (IPC), conforme a las tablas que a esos fines elabore la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”), no resultando de aplicación el artículo 93 de la Ley de Impuesto a las Ganancias.
5. La ganancia neta de las personas humanas y sucesiones indivisas (resientes en Argentina o en el exterior), derivada de los dividendos y utilidades a que se refieren los artículos 49 y 50 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, y las remesas de utilidades a que se refiere el segundo párrafo del inciso b) del artículo 73 de dicha ley, proveniente de los VPU adheridos al RIGI, tributará a la alícuota del siete por ciento (7%). Una vez transcurridos siete (7) años desde la fecha de adhesión al RIGI, la alícuota decrece a tres coma cinco por ciento (3.5%).
6. Los pagos que los VPU titulares de Proyectos EELP efectúen a beneficiarios del exterior comprendidos en el Título V de la Ley de Impuestos a las Ganancias, por las locaciones o chárter marítimos, por los servicios de transporte internacional destinado a exportaciones y por los servicios incluidos en contratos de ingeniería, adquisición y gestión de construcción, se encontrarán exentos del Impuesto a las Ganancias.
7. Cuando los VPU con proyectos EELP efectúen pagos no incluidos en el párrafo anterior a beneficiarios del exterior, se presumirá ganancia neta, sin admitirse prueba en contrario, el treinta por ciento (30%) de los importes pagados (tasa efectiva del 10,5%), excepto que exista una disposición que implique un tratamiento más favorable. Respecto de la retención a beneficiarios del exterior, en ningún caso será de aplicación el acrecentamiento de la ganancia (grossing up) contemplado en el artículo 227 del decreto reglamentario de la Ley de Impuestos a las Ganancias.
8. No aplicarán las reglas de capitalización exigua (limitación a la deducción de intereses y diferencias de cambio por deudas contraídas con sujetos vinculados) durante los primeros cinco (5) años desde la fecha de adhesión al RIGI.

Por otro lado, los VPU adheridos al RIGI podrán computar el cien por ciento (100%) de los importes abonados y/o percibidos en concepto del impuesto sobre los débitos y créditos en cuentas bancarias como crédito del Impuesto a las Ganancias.

4.2. Impuesto al Valor Agregado (“IVA”)

Cuando a los VPU adheridos al RIGI se les hubiera facturado IVA  (incluidas las percepciones) por compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de uso por inversiones de obras de infraestructura y/o servicios necesarios para su desarrollo y construcción, éstos podrán pagar el IVA a sus proveedores o a la AFIP en el caso de importaciones de bienes, a través de la entrega de Certificados de Crédito Fiscal, siempre que los bienes u obras de infraestructura se encuentren afectados al proyecto adherido al RIGI. Los IVA de las facturas de proveedores del VPU abonados con los Certificados de Crédito Fiscal no podrán ser computados como crédito fiscal.

Los Certificados de Crédito Fiscal constituyen saldo de libre disponibilidad en el IVA y son transferibles a terceros.

Ningún proveedor o tercero podrá ser objeto de reclamo por parte de AFIP por el uso de los certificados.

4.3. Tasas y aranceles

El RIGI exceptúa del pago de derechos de importación, la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales a las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo, así como a las importaciones temporarias efectuadas por los VPU adheridos al RIGI. La mercadería beneficiada con dicho tratamiento (excepto insumos) no podrá ser objeto de transferencia, salvo que se transfiera a otro VPU.

Respecto de las exportaciones para consumo de los bienes obtenidos del proyecto promovido, realizadas por los VPU, se encontrarán exentas de derechos de exportación, luego de transcurridos tres (3) años contados desde la fecha de adhesión al RIGI. En el caso de los proyectos declarados como EELP, el plazo se reduce a los dos (2) años.

4.4. Régimen cambiario

Los proyectos bajo el RIGI estarán exceptuados de la obligación de ingreso y/o negociación y liquidación en el mercado único y libre de cambios respecto del cobro de exportaciones de productos y divisas provenientes de financiamientos. En este sentido, los cobros de exportaciones de productos de los proyectos adheridos al RIGI quedan exceptuados, de acuerdo con el siguiente esquema:

1. veinte por ciento (20%), luego de transcurridos dos (2) años contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU;
2. cuarenta por ciento (40%), luego de transcurridos tres (3) años contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU; y
3. cien por ciento (100%) luego de transcurrido cuatro (4) años contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU.

Cuando se trate del cobro de exportaciones efectuadas por VPU titulares de Proyectos declarados de EELP, tal esquema será del modo que sigue:

1. veinte por ciento (20%), luego de transcurrido un (1) año desde la fecha de puesta en marcha del VPU;
2. cuarenta por ciento (40%), luego de transcurrido dos (2) años contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU; y
3. cien por ciento (100%), luego de transcurrido tres (3) años contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU.

Con respecto a financiamientos locales o externos, los montos desembolsados serán de libre disponibilidad. De esta manera, los VPU no estarán obligados a ingresar y/o liquidar en el mercado de cambios las divisas correspondientes a otros rubros o conceptos vinculados al proyecto.

Adicionalmente, los proyectos del RIGI gozarán de los siguientes derechos:

1. la plena disponibilidad sobre los productos resultantes del proyecto, sin obligación de comercialización en el mercado local;
2. la plena disponibilidad de sus activos e inversiones, que no serán objeto de actos confiscatorios o expropiatorios;
3. el derecho a la operación continuada del proyecto sin interrupciones, salvo que medie orden judicial;
4. el derecho a pagar utilidades, dividendos e intereses mediante acceso al mercado de cambios sin restricciones de ninguna clase y sin necesidad de conformidad previa la autoridad competente en materia cambiaria; y
5. el acceso irrestricto a la justicia y demás remedios legales disponibles para la defensa y protección de sus derechos.

Por último, se difiere para la reglamentación establecer las clases de garantías que deberán exigirse para preservar el crédito fiscal relativo al otorgamiento de los incentivos tributarios y aduaneros a los VPU, específicamente relacionados con la utilización indebida de incentivos, optando por alguna de las siguientes:

1. depósito de dinero en efectivo;
2. depósito de títulos de la deuda pública, computados sus valores del modo que determinare la reglamentación;
3. garantía bancaria;
4. seguro de garantía;
5. garantía real, en primer grado de privilegio, en cuyo caso el valor de los inmuebles o muebles de que se tratare se establecerá del modo que determinare la reglamentación; y
6. las demás que autorizare la reglamentación para los supuestos y en las condiciones que allí se establecieren.

5. Exportación

Los VPU adheridos al RIGI podrán importar y exportar libremente bienes para la construcción, operación y desarrollo de dicho proyecto, sin que puedan aplicárseles prohibiciones ni restricciones directas, restricciones cuantitativas (cupos o cuotas) ni cualitativas, de carácter económico.

En este sentido, no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones y será inaplicable cualquier norma o restricción que: (i) los obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables o subordinadas a cualquier otro segmento de la demanda de tales insumos; (ii) les impida construir y operar nueva infraestructura de transporte y procesamiento de insumos del proyecto adherido con carácter dedicado y exclusivo al respectivo proyecto, y (iii) que afecten la estabilidad de las autorizaciones de exportación de largo plazo para sus productos que hayan sido otorgadas previamente.

6. Complementariedad con otros regímenes

Los beneficios previstos en el RIGI no podrán ser acumulados con incentivos de la misma naturaleza existentes en otros regímenes promocionales preexistentes. Sin embargo, la adhesión al RIGI no implicará renuncia ni incompatibilidad con otros regímenes promocionales vigentes y/o futuros con los que se podrán combinar incentivos de distinta naturaleza que no se superpongan, ni se acumulen o reiteren con los incentivos previstos en el presente.

7. Plazo de vigencia del RIGI en relación con los incentivos

Se prevé un plazo de vigencia de la estabilidad normativa en materia tributaria, aduanera, cambiaria y regulatoria por un plazo de treinta (30) años desde la fecha de adhesión, y dispone que el régimen del RIGI no podrá ser afectado ni por la derogación de la Ley Bases ni por la creación de nueva normativa tributaria, aduanera o cambiaria más gravosa o restrictiva.

En el caso de los EELP que se ejecuten en etapas sucesivas, la autoridad de aplicación podrá extenderlo por treinta (30) años posteriores a la fecha estimada de puesta en marcha de cada etapa del proyecto, siempre que la primera etapa cumpla con los compromisos mínimos de inversión. Sin embargo, en ningún caso la estabilidad de las etapas sucesivas se extenderá más allá de treinta (30) años contados desde cumplido el décimo (10) año de la puesta en marcha de la primera etapa del proyecto.

Por último, los tributos a aplicarse a los VPU adheridos al RIGI serán los vigentes a la fecha de adhesión. Los nuevos tributos que se creen a partir de la fecha de adhesión y los incrementos de tributos existentes no serán aplicables a los VPU. No obstante, podrán beneficiarse de la eliminación de tributos o reducción de alícuotas que pudieran establecerse en un futuro en el régimen general y que resulten más favorables que los vigentes a la fecha de adhesión.

8. Cesión, constitución de prendas y/o gravámenes

Las acciones, cuotas o participaciones sociales de los VPU adheridos al RIGI podrán ser transferidos, directa o indirectamente, sin autorización previa de la autoridad de aplicación, debiendo informar de ello a ésta última dentro de los quince (15) días corridos siguientes de ocurrido.

Por otra parte, podrán ser objeto de prenda, cesión en garantía, fideicomiso y/o cualquier otro tipo de negocio jurídico de garantía, sin autorización previa de la autoridad de aplicación, aplicando el mismo plazo de quince (15) días indicado anteriormente.

9. Terminación

En cuanto a la terminación el titular podrá, ante la ocurrencia de un evento de caso fortuito o fuerza mayor en los términos definidos bajo el artículo 1730 del Código Civil y Comercial de la Nación (“CCyC”), tomar la decisión de suspender la ejecución de un proyecto, reiniciarlo y/o cerrarlo en forma provisoria o definitiva, parcial o total, sin incurrir en responsabilidad.

El VPU afectado deberá comunicar dicha circunstancia a la autoridad de aplicación, por escrito, dentro de los quince (15) días de tomar conocimiento de su existencia, explicando si se trata de un supuesto de suspensión (con su duración estimada) o cierre parcial o definitivo y debiendo justificar razonablemente su decisión mediante notificación a la autoridad de aplicación.

Durante este plazo sus obligaciones quedan suspendidas y deberá abstenerse de hacer uso de los incentivos del RIGI, pudiendo reanudar el ejercicio de sus derechos al cese de los efectos del caso fortuito o fuerza mayor.

Además, se prevén otros modos de terminación sin efecto retroactivo por:

1. finalización del proyecto por fin de su vida útil;
2. quiebra del VPU;
3. baja voluntaria solicitada por el VPU, a partir de la fecha de su aprobación por la Autoridad de Aplicación; o
4. por la aplicación de sanciones bajo el RIGI.

Por otro lado, los VPU podrán darse de baja voluntariamente del RIGI, presentando una solicitud de baja ante la autoridad de aplicación que deberá aceptarla mediante acto administrativo:

1. una vez cumplidas las obligaciones de inversión; y
2. si ofrecen abonar voluntariamente una multa del cinco por ciento (5%) del monto mínimo de inversión.

10. Jurisdicción, arbitraje e inversión protegida

Se incorpora la posibilidad del VPU de optar entre diferentes tribunales arbitrales para someter cualquier controversia en relación con el RIGI, incluyendo aquellas relativas a su ejecución, aplicación, alcance o interpretación, o con el uso, goce, cese y/o ejercicio de los derechos, beneficios e incentivos obtenidos por el VPU (incluso, sin limitación, en cuanto a su validez, aplicación y alcance).

En este sentido, la cuestión se resolverá, en primer lugar, mediante consultas y negociaciones amistosas, y si la controversia no pudiera ser solucionada en forma amigable en un plazo de sesenta (60) días corridos desde que el VPU notificó al Estado Nacional sobre la existencia de la disputa, se someterá a arbitraje, a elección del VPU, de conformidad con:

1. el Reglamento de Arbitraje de la CPA de 2012;
2. el Reglamento de Arbitraje de la Cámara de Comercio Internacional (a excepción de las Reglas de Procedimiento Abreviado); o
3. el Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones entre Estados y Nacionales de Otros Estados, del 18 de marzo de 1965 o, en su caso, el Reglamento de Arbitraje (Mecanismo Complementario) del CIADI.

Salvo por el arbitraje de conformidad con el Convenio sobre Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones entre Estados y Nacionales de Otros Estados, el tribunal arbitral o la institución administradora definirá la sede del arbitraje, que deberá establecerse fuera de Argentina y en un país que sea parte de la Convención sobre el Reconocimiento y la Ejecución de Laudos Arbitrajes Extranjeros.

Además, el tribunal arbitral deberá conformarse por tres (3) árbitros que se elegirán de acuerdo con las reglas de procedimiento aplicables y ninguno podrá ser nacional de Argentina o del Estado origen del accionista mayoritario del VPU.

Sin embargo, el PEN podrá establecer mecanismos de solución de controversias con el VPU, específicos para cada proyecto, en el acto administrativo que apruebe la solicitud de adhesión y el plan de inversión.

Se dispone, además, que los derechos e incentivos adquiridos bajo los términos y condiciones del RIGI se consideran inversiones protegidas en el sentido previsto en los tratados de promoción y protección recíproca de inversiones (“TBI”), que resulten aplicables y su afectación podrá dar lugar a la responsabilidad internacional del Estado Nacional de conformidad con sus disposiciones, y sin perjuicio de los remedios previstos.

11. Invitación a adherir

La Ley Bases invita a las provincias, a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a los municipios, a adherir al RIGI, y establece que aquellas jurisdicciones adherentes no podrán imponer a los VPU nuevos gravámenes locales, salvo las tasas retributivas por servicios efectivamente prestados.

Además, se indica que cualquier norma o vía de hecho, por la que se limite, restrinja, vulnere, obstaculice o desvirtúe lo establecido en la Ley Bases será nula de nulidad absoluta e insanable y la Justicia deberá, en forma inmediata, impedir su aplicación. Dicha disposición aplica de manera plena respecto de la Nación, todas las Provincias, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los municipios que hubieran adherido al RIGI.

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Para información adicional, por favor contactar a Gastón Miani, Leonel Zanotto, Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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Ley Bases: Concesión de Obra Pública

La Ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (la “Ley Bases”) contempla modificaciones relevantes al régimen de concesión de obra pública de la Ley 17.520, entre las que se destacan las siguientes:

1. Modalidades de la concesión y vehículos de propósito específico

El Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) podrá otorgar concesiones de obras e infraestructuras y servicios públicos por un plazo fijo o variable a sociedades privadas, mixtas o a entes públicos para la construcción, conservación o explotación de obras o infraestructuras públicas y para la prestación de servicios públicos mediante el cobro de tarifas, peajes u otras remuneraciones.

Se prevé la posibilidad de constitución de sociedades de propósito específico que deberán constituirse como Sociedad Anónima en los términos de la Ley General de Sociedades, para la ejecución del contrato de concesión.

El PEN podrá delegar sus facultades y obligaciones en las jurisdicciones y entidades que estime convenientes.

2. Procedimiento de selección e iniciativa privada

Las concesiones bajo la Ley 17.520 se otorgarán previa licitación pública nacional o internacional, y se habilita la presentación de iniciativas privadas -que deberán contar con financiamiento privado en todos los casos- en términos a definir en la reglamentación (incluyendo las ventajas competitivas a aquellos que presenten un proceso bajo iniciativa privada y sean declarados como de interés público).

3. Términos a ser contemplados en las convocatorias

La documentación licitatoria deberá contemplar:

1. 1. Los mecanismos de control de cumplimiento de las obligaciones asumidas y las sanciones por incumplimiento contractual;
   2. La forma, modalidad y oportunidades de pago de la remuneración, así como también, los procedimientos de revisión del precio del contrato con el fin de preservar su ecuación económico-financiera;
   3. Los instrumentos que permitan adaptar las modalidades de ejecución a los avances tecnológicos y a las necesidades y exigencias de financiamiento que se produzcan a lo largo de su vigencia;
   4. La facultad del concedente de establecer unilateralmente variaciones al contrato solo en lo referente a la ejecución del proyecto hasta un límite máximo del veinte por ciento (20%) del valor total del contrato, preservando el equilibrio económico-financiero original del contrato;
   5. Las causales de extinción del contrato por cumplimiento del objeto, vencimiento del plazo, mutuo acuerdo, culpa de alguna de las partes, razones de interés público u otras causales con indicación del procedimiento a seguir, las compensaciones procedentes en los casos de extinción anticipada, sus alcances y método de determinación y pago; y
   6. La facultad de ceder, total o parcialmente, el contrato a un tercero siempre que este reúna similares requisitos que el cedente y haya transcurrido, al menos, el veinte por ciento (20%) del plazo original del contrato o de la inversión comprometida (lo que ocurra primero). El órgano que ejerza el control de la ejecución del contrato deberá emitir un dictamen fundado previo a la autorización por parte de la autoridad contratante. Previo al perfeccionamiento de cualquier cesión, se deberá obtener la aceptación lisa y llana de los financistas, fiadores, garantes y avalistas, y la autorización de la administración. Toda cesión que se concrete conforme con los recaudos antes referidos en este inciso producirá el efecto de liberar al cedente de toda obligación originalmente asumida bajo el contrato, salvo que en el pliego se disponga una solución distinta.

Por su parte, el contrato de concesión deberá definir: (a) el objeto de la concesión; (b) su modalidad; (c) el plazo; (d) las bases tarifarias y procedimientos a seguir para la fijación y los reajustes del régimen de tarifas; (e) las garantías a acordar por el Estado; (f) los alcances de la desgravación impositiva, si la hubiere; (g) el  procedimiento de control contable y/o económico financiero y de fiscalización de los trabajos técnicos; (h) las obligaciones recíprocas al término de la concesión; y (i) las causales y las bases de valuación para el caso de rescisión.

4. Financiamiento de las obras y ecuación económico-financiera

Se incorporan disposiciones relativas al financiamiento de las obras y la forma de garantizar tal financiamiento, en términos amplios, así como disposiciones en torno al equilibrio de la ecuación económica-financiera del contratante.

De producirse una distorsión del equilibrio de la ecuación económico-financiera por causas no atribuibles al concedente o al concesionario, ambas partes estarán facultadas para renegociar el contrato con el fin de alcanzar su recomposición o convenir su extinción de común acuerdo.

Al momento de realizar sus ofertas, los oferentes deberán indicar la ecuación económica-financiera explicitando el Valor Actual Neto (VAN) y/o la Tasa Interna de Retorno (TIR).

A su vez, por fuerza mayor o actos de la administración que importen una ruptura de dicha ecuación, podrá prorrogarse el plazo de la concesión, y, asimismo, en eventos de fuerza mayor, el concedente garantizará los ingresos mínimos que pudieran ser acordados en el contrato.

5. Extinción del contrato

Ante la eventual revocación o extinción del contrato de concesión, no será de aplicación, directa, analógica o supletoriamente, las Leyes 21.499 de Expropiaciones, 26.944 de Responsabilidad del Estado, como tampoco el decreto delegado 1023/2001, que, entre otras disposiciones limitantes del alcance de la responsabilidad, excluyen el pago del lucro cesante del quantum indemnizatorio.

La decisión del concedente que extinga el contrato de concesión por interés público (ver adicionalmente, nuestros comentarios a la Ley 19.549 de procedimiento administrativo modificada, en el siguiente enlace), deberá estar adecuadamente fundada, indicando:

1. los informes técnicos objetivos que justifican la extinción del contrato;
2. las causas en que se funda y las razones que sustentan una evaluación distinta del interés público comprometido;
3. el sometimiento de la determinación del alcance de la reparación del concesionario a la consideración del panel técnico y/o al tribunal arbitral actuantes en el marco del contrato, en los supuestos que el contrato de concesión no contemple formulas u otros mecanismos para su determinación; y
4. el plazo de pago de la indemnización.

6. Mecanismos de resolución de controversias

Se establece que todos los contratos deberán prever mecanismos de prevención y solución de controversias, conciliación, y arbitraje, con el fin de resolver las discrepancias de carácter técnico o económico que se produzcan entre las partes. También podrán someterse al Panel Técnico o bien al Tribunal Arbitral en caso de que no logren resolverse mediante dichos mecanismos.

7. Autoridad de aplicación

El PEN determinará la autoridad de aplicación de la Ley 17.520.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.

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