Ley Bases: Renegociación de contratos públicos

  • Contratos comprendidos: Los contratos sujetos a renegociación o rescisión son contratos de obra pública; de concesión de obra pública, incluyendo la concesión de la administración, ampliación, reparación, mantenimiento, conservación, explotación y/o funcionamiento de infraestructuras; de construcción o provisión de bienes y servicios; así como sus contratos anexos y asociados, celebrados por los órganos y entidades que integran el Sector Público Nacional, en los términos del artículo 8° de la Ley Nº 24.156 de Administración Financiera. Los contratos que cuentan con financiación de organismos internacionales de crédito, de los cuales la Nación Argentina forma parte, se regirán por las condiciones acordadas en los respectivos contratos de préstamo y supletoriamente por la normativa nacional.
  • Procedimiento: El procedimiento podrá instarse de oficio o a pedido del contratista. La renegociación y/o rescisión deberá ser aprobada por el Poder Ejecutivo Nacional directamente, previa intervención de la SIGEN y la PTN.
  • Pautas generales: Dentro de los treinta (30) días hábiles desde la publicación del Decreto 713, el Ministerio de Economía deberá establecer las pautas financieras o económicas para determinar la renegociación o rescisión de los contratos. Los procesos de renegociación y rescisión podrán iniciarse una vez establecidas dichas pautas.
  • Pautas de renegociación de los contratos:
    • El contratista deberá renunciar al daño emergente, al lucro cesante, a los gastos improductivos y a los eventuales perjuicios económicos de naturaleza similar, derivados de la disminución del ritmo de ejecución, suspensión o paralización de los trabajos o prestaciones con causa en la situación de emergencia.
    • No se liquidarán a favor del contratista sumas en concepto de indemnización o de beneficios dejados de percibir por las obras, bienes o servicios suprimidos en virtud de la modificación de común acuerdo del contrato.
    • El acuerdo de renegociación deberá establecer el plazo y la forma de pago de las sumas adeudadas al contratista, en caso de corresponder.
    • En los contratos sujetos a regímenes de redeterminación de precios, el valor actual será el resultante de la redeterminación de los precios aplicable hasta la fecha de celebración del acuerdo. En caso de demora en el pago, el contratista tendrá derecho al reconocimiento de los intereses por mora previstos en la regulación aplicable al tipo de contrato o a la tasa activa del Banco de la Nación Argentina.
    • Los derechos y las obligaciones de las partes emergentes del acuerdo de renegociación deberán garantizar el equilibrio de la ecuación económico-financiera del contrato.
    • La propuesta y aprobación de la adecuación de los plazos de ejecución del contrato y/o el nuevo plan de trabajo.
    • El contratista deberá incluir su expresa renuncia o desistimiento a todo reclamo o acción administrativa, arbitral o judicial, entablada o a entablarse y al derecho en el que aquéllas se funden o puedan fundarse, respecto de las cuestiones resueltas en el acuerdo de renegociación.
  • Disposiciones especiales para la renegociación: Cuando el procedimiento fuera impulsado por el contratista, éste deberá presentar mediante su representante legal debidamente acreditado, y con carácter de declaración jurada, al menos:
    • La descripción precisa de la emergencia y su nexo causal directo con la afectación en la ejecución del contrato.
    • La descripción de la variación perjudicial de la situación económico-financiera, que incluya el flujo de fondos, balance general y estado de resultados.
    • La nueva curva de inversiones y el plan de trabajo, si correspondiere;
    • Un detalle del grado de avance y cumplimiento del contrato hasta la fecha de presentación de la solicitud.
    • Propuestas para la superación de la emergencia.
  • Acuerdos Transaccionales: Los acuerdos transaccionales deberán ajustarse a las siguientes condiciones mínimas:
    • Quita no menor al treinta por ciento (30%) del monto de la acreencia en favor del Estado Nacional sobre la que verse la controversia.
    • Previsión de afrontar costas por su orden, siendo las comunes divididas en partes iguales.
    • Renuncia y/o desistimiento de las partes y/o de sus accionistas, a cualquier reclamo o acción administrativa, arbitral o judicial, entablada o a entablarse respecto del objeto contenido en la transacción celebrada.
  • Rescisión: De disponerse la rescisión por razones de emergencia, se deberá cumplir con ciertos requisitos mínimos previstos en la reglamentación, incluyendo dar traslado al contratista de los informes a ser producidos por las autoridades intervinientes.

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

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Ley Bases: Reglamentación de las Concesiones de Obra, Infraestructuras Públicas y Servicios Públicos

  • Plazo de la Concesión
    • Concesiones de plazo fijo: Se deberá considerar, a los fines de determinar el plazo del contrato de concesión, el tiempo estimado que demandará la amortización del capital invertido por el concesionario, el pago de los servicios financieros, el recupero de los gastos de mantenimiento, conservación, administración y explotación de la obra o infraestructura y el beneficio del concesionario. Podrá considerarse, asimismo, para la determinación del plazo o la posibilidad de su prórroga, el cumplimiento de parámetros económicos, físicos o de operación que apunten a lograr un nivel óptimo de aprovechamiento de la infraestructura.
    • Concesiones de plazo variable: Podrán licitarse concesiones de plazo variable, a criterio de los organismos técnicos del ente licitante, debidamente fundamentado, cuando no sea posible establecer con el suficiente grado de aproximación el volumen de tránsito o de usuarios de las obras, infraestructuras o del servicio concesionado. El plazo dependerá de la demanda de las obras, infraestructuras o del servicio de que se trate.
  • Autoridad de Aplicación: es el Ministerio de Economía de la Nación.
  • Servicios Públicos: Las concesiones o licencias de servicios públicos continuarán rigiéndose por sus respectivos marcos regulatorios, sin perjuicio de la aplicación supletoria o analógica de este régimen.
  • Procedimiento de Selección: El procedimiento de selección será la licitación pública, de etapa única o múltiple, según cada procedimiento en particular, nacionales o internacionales. El llamado a licitación podrá comprender la apertura de una etapa previa a la convocatoria para recibir observaciones al proyecto de convocatoria así como de los términos y condiciones aplicables. Las bases de la licitación serán elaborados y aprobados por la autoridad de aplicación, con la intervención facultativa de la SIGEN y la PTN. El llamado a licitación deberá detallar, entre otros aspectos:
    • si la concesión se otorgará por un plazo fijo o variable.
    • el valor máximo de la tarifa, peaje u otras remuneraciones.
    • la metodología o fórmula utilizada para calcular el valor presente de los ingresos totales de la concesión.
    • el plazo probable estimado de duración del contrato de concesión en caso de ser de plazo variable.
    • la posibilidad de que el oferente mejore las condiciones de ejecución del contrato cuando la rentabilidad exceda un porcentaje máximo preestablecido, tales como la reducción de la tarifa, obras y/o servicios adicionales y/o la disminución del plazo de concesión.
    • El plazo para la firma del contrato.
  • Disponibilidad presupuestaria: En forma previa al llamado a licitación y a la adjudicación, en el caso que se contemple la obligación de pago de aportes o subsidios a ser realizados con fondos presupuestarios, se deberá acreditar la existencia de disponibilidad presupuestaria.
  • Comisiones evaluadoras: las comisiones evaluadoras de las ofertas estarán integradas por un mínimo tres (3) miembros titulares e igual número de miembros suplentes. Éstas podrán requerir la intervención de peritos técnicos o solicitar informes a instituciones públicas o privadas cuando la complejidad del objeto o procedimiento lo requiera.
  • Adjudicación: La adjudicación deberá recaer en la oferta que sea considerada la más conveniente para el interés público de conformidad con los criterios establecidos en la convocatoria, considerando la estructura tarifaria; el plazo de concesión; la existencia y, en su caso; la magnitud de subsidio del concedente al oferente; la existencia de ingresos garantizados por el concedente; el grado de compromiso de riesgo que asume el oferente durante la construcción o la explotación de la obra o infraestructura o la prestación de servicio público; y la calificación de otros servicios adicionales útiles y necesarios.
  • Modificaciones al Contrato de Concesión – ecuación económica-financiera: Las modificaciones unilaterales del contrato de concesión dispuestas por el concedente referidas a la ejecución del proyecto deberán ser compensadas al concesionario de modo tal de mantener el equilibrio de la ecuación económico-financiera de la concesión. Asimismo, se admite la renegociación del contrato de concesión, de oficio o a pedido del concesionario, debiendo acreditar, mediante informes técnicos, la conveniencia para el interés público de las condiciones de la renegociación y realizarse el debido análisis jurídico, económico y financiero de la ejecución del contrato a ser renegociado. La renegociación deberá realizarse dentro de los doce (12) meses de acaecida la causal determinante del desequilibrio de la ecuación económico-financiera, pudiendo ser prorrogado por acuerdo de las partes.
  • Extinción unilateral del contrato: La extinción unilateral del contrato de concesión por razones de interés público deberá ser declarada por el Poder Ejecutivo Nacional, previa intervención del Ministerio de Economía a efectos de que informe el impacto económico de la medida en el ejercicio presupuestario pertinente y la existencia de crédito legal para atender el pago de la compensación económica. En este proceso deberá garantizarse el derecho a ser oído del concesionario. En tal caso, será aplicable, además, lo previsto en la Ley 17.520, artículo 7° ter, respecto a las condiciones del validez del ejercicio de esta facultad y la exclusión de los regímenes de las Leyes 21.499, 26.944 y Decreto 1023/2002, entre otras.
  • Solución de controversias: Las controversias serán sometidas a un panel técnico, en primera instancia, y se habilita la solución por vía de arbitraje, nacional o internacional.

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Ley Bases: Régimen de Iniciativa Privada

  • Ámbito de Aplicación: El régimen de iniciativa privada (“Régimen de Iniciativa Privada”) es aplicable a las contrataciones de las Leyes 13.064 de obra pública, 17.520 (modificada por la Ley Bases) de concesión de obra pública, 23.696 de reforma del estado (modificada por la Ley Bases) y 27.328 de contratos de participación-público privada.
  • Autoridad de Aplicación: Es el Ministerio de Economía de la Nación.
  • Iniciación de las Iniciativas Privadas: Podrán ser formuladas (a) por convocatoria que realice la autoridad competente en la materia, respecto de sectores o proyectos considerados de interés público; o (b) sin convocatoria, en cuyo caso el promotor de la iniciativa deberá manifestar y fundamentar las razones de interés público que justifican la ejecución del proyecto.
  • Creación de Registro de Iniciativas Privadas: El Ministerio de Economía administrará una base de iniciativas privadas, donde cada Ministerio, Secretaría o autoridad equivalente deberá registrar las iniciativas privadas recibidas.
  • Requisitos de la Iniciativa Privada: La iniciativa privada deberá detallar la siguiente información:
    • Nombre, domicilio, teléfono y correo electrónico si el promotor es una persona humana; y razón social, domicilio, teléfono y correo electrónico, e individualizar a su representante legal, indicando sus datos de contacto, si se trata de una persona jurídica.
    • Antecedentes técnicos y patrimoniales del promotor de la iniciativa.
    • Descripción general del proyecto, de sus características, modalidad de ejecución.
    • Ubicación geográfica y área de influencia, beneficios y externalidades asociadas.
    • Estimación de demanda y su tasa de crecimiento anual, junto a una descripción de la metodología y supuestos utilizados.
    • Análisis de los aspectos jurídicos relevantes considerando, entre otros factores, sus características sectoriales, zona de implementación y áreas de influencia.
    • Descripción, según corresponda, de las obras previstas a realizar y/o los servicios a ser prestados, con sus respectivas justificaciones técnicas.
    • Análisis de su prefactibilidad técnica, económica y financiera.
    • Monto estimado de la inversión y costos de operación, identificando los distintos rubros de inversiones y costos involucrados.
    • Análisis de las condiciones económicas asociadas al contrato tales como el nivel tarifario y el plazo de la concesión.
    • Estructura de financiamiento y repago, incluyendo el análisis de la posibilidad de ejecución del proyecto mediante financiamiento privado.
    • Descripción de los factores de riesgo que a juicio del promotor podrían afectar la normal tramitación de la iniciativa privada y/o su futura licitación, así como también los factores de riesgo del proyecto.
    • Análisis ambiental general orientado a la determinación de la necesidad de realizar una evaluación de impacto ambiental.
    • Garantía de presentación, la que podrá ser constituida mediante póliza de seguro de caución aprobada por la Superintendencia de Seguros de la Nación, fianza o carta de crédito bancaria, en un monto equivalente al 0,5% de la inversión estimada, cuya obligatoriedad podrá ser dispensada si el promotor acredita fehacientemente haber destinado tal monto en la elaboración y presentación de la iniciativa.
  • Trámite de la Iniciativa Privada – Declaración de interés público: Se habilita a la autoridad receptora a solicitar información o documentación adicional. La autoridad tendrá un plazo de sesenta (60) días, prorrogable por igual plazo de acuerdo con la complejidad del proyecto, para elaborar un informe circunstanciado no vinculante sobre el interés público y la elegibilidad de la propuesta, el que contemplará su viabilidad técnica, económica y financiera. Si la autoridad correspondiente considera que la propuesta es de interés público, elevará el informe no vinculante al Poder Ejecutivo Nacional, quien decidirá otorgarle tal calificación, o no, dentro de un plazo de noventa (90) días, prorrogable por igual plazo de acuerdo a la complejidad del proyecto. De desestimarse la iniciativa, el promotor del proyecto no tendrá derecho a compensación alguna.
  • Llamado a licitación: Dentro del plazo de sesenta (60) días de efectuada la declaración de interés público, se deberá convocar a licitación pública.
  • Oferta del Promotor: El promotor de la iniciativa privada podrá integrar sólo un (1) consorcio postulante.
  • Derechos del Promotor:
    • Cuando las ofertas presentadas fueran de conveniencia equivalente, es decir, cuando la diferencia entre la oferta del promotor y la mejor oferta según el orden de prelación no supere el diez por ciento (10%), será preferida la del promotor. Sin embargo, ambos oferentes tendrán la posibilidad de mejorar sus ofertas siempre que la diferencia se encuentre entre un diez por ciento (10%) y un quince por ciento (15%).
    • Por otra parte, la oferta del promotor no podrá contemplar un monto de inversión que supere en más de un veinte por ciento (20%) el que hubiera estimado al momento de presentar la iniciativa.
    • Si el promotor no fuese adjudicado, tendrá derecho a percibir, de quien resultare adjudicatario, en concepto de honorarios y gastos reembolsables, un uno por ciento (1%) del monto de la oferta adjudicada, excepcionalmente incrementable hasta un tres por ciento (3%) en función de las características del proyecto y de los trabajos llevados a cabo por el promotor.
    • Los derechos del promotor por la autoría del proyecto tendrán una vigencia de dos (2) años, contados a partir de su presentación, aún en el caso de no ser declarada de interés público. Si fuese declarada de interés público, y luego el procedimiento de selección fuese declarado desierto, fracasado, o el llamado fuera dejado sin efecto, el promotor conservará sus derechos el plazo máximo de dos (2) años a partir del primer llamado, siempre que el nuevo llamado se realice utilizando los mismos estudios y el mismo proyecto.
    • El promotor de la iniciativa privada podrá, en cualquier momento previo al llamado a licitación, y siempre que la iniciativa hubiera sido declarada de interés público, ceder los derechos y obligaciones a cualquier persona humana o jurídica, nacional o extranjera, que no esté impedida de contratar con el Estado Nacional y acreditare, como mínimo, similares requisitos a los del promotor de la iniciativa privada.
  • Derogación Decreto 966/2005: Se deroga el Decreto 966/2005, que en su momento, aprobó un régimen de iniciativa privada.

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

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Se suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos del Mercado Eléctrico Mayorista para los Agentes Distribuidores

El 25 de marzo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 40/2024, dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 40” y la “SE”, respectivamente).

De acuerdo con los indicado por la SE en la Resolución 40, ésta se enmarca en la emergencia energética y económica declarada por los Decretos 55/2023 y 70/2023 del Poder Ejecutivo Nacional (para más información, ver aquí y aquí), y en las Resoluciones 7/2024 y 9/2024 de la SE.

En tal contexto, se pondera que en la actual situación de emergencia, y ante los elevados volúmenes de deuda acumulada por los agentes Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) y prestadores del servicio público de distribución de energía, resulta necesario establecer un procedimiento especial y transitorio para lograr lo antes posible la normalización de la cadena de pagos en el MEM.

Por ello, y con efectos a partir de su dictado, la Resolución 40 suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos que realizan los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, regulado en el Capítulo 5 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios, aprobados por la Resolución 61/1992 la ex Secretaría De Energía Eléctrica (“Los Procedimientos”).

Asimismo, establece que los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica podrán imputar los pagos que realicen o hubiesen realizado con posterioridad al 31 de diciembre de 2023 al Organismo Encargado del Despacho (“OED”), de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 900 del Código Civil y Comercial de la Nación (el “CCyCN”), luego de cancelar las deudas que tengan con el OED conforme a lo establecido en el Punto 5.5. del Capítulo 5 de Los Procedimientos.

Al respecto, cabe mencionar que el Capítulo 5 de Los Procedimientos regula los términos aplicables a la facturación, liquidación y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del MEM, según los procedimientos y modalidades explicitadas en dicho capítulo, a cuyos efectos OED actúa como mandatario.

De acuerdo con el punto 5.5 del Capítulo 5 de Los Procedimientos, la aplicación de las cobranzas a efectos de imputar las mismas se realiza, en primer lugar, a la cancelación de deudas por cualquier concepto con el OED, y luego a la cancelación de deudas con los acreedores del MEM.

Conforme el artículo 900 del CCyCN, un deudor que tiene obligaciones para con un solo acreedor con prestaciones de la misma naturaleza, puede declarar por cuál de sus obligaciones hace el pago. Además, en caso de adeudar capital e intereses, el artículo indica que se requiere consentimiento del acreedor para imputar el pago a la deuda principal.

Consecuentemente, a partir del dictado de la Resolución 40, los Agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución, una vez canceladas las deudas que tengan con el OED, podrán imputar los pagos realizados luego del 31 de diciembre de 2023, o aquellos que hagan de aquí en lo sucesivo, a los conceptos que éstos determinen conforme el criterio del Artículo 900 del CCyCN, sin atenerse al punto 5.5 de Los Procedimientos.

 

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

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Establecimiento del “Programa para la Mejora del Factor de Potencia”

El día 5 de febrero de 2024 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) emitió la Resolución 85/2024 (la “Resolución 85”) que establece el “Programa para la Mejora del Factor de Potencia” (el “Programa”).

A continuación se abordan los aspectos más relevantes:

I. Alcance y objetivo

El programa busca propender a la utilización eficiente de la energía eléctrica y las instalaciones de distribución, en las áreas de concesión de la Empresa Distribuidora Sur Sociedad Anónima (“EDESUR”) y de la Empresa Distribuidora Norte Sociedad Anónima (“EDENOR”).

Para ello, se modifican los regímenes tarifarios de los contratos de concesión de EDESUR y EDENOR para las pequeñas, medianas y grandes demandas, vigentes a partir de la fecha de la fecha de publicación en el boletín oficial. Las distribuidoras deberán notificar los cambios de manera fehaciente a los usuarios junto con la siguiente facturación.

II. Equipo de corrección de factor de potencia

La Resolución 85 obliga a todo inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, en los términos del Código Civil y Comercial de la Nación (“CCyCN”), que contare con una acometida general común que alimenta a todos los usuarios copropietarios dentro de la categoría tarifaria de pequeña o mediana demanda, a instalar en el mismo inmueble, en caso que presente un valor inferior al establecido, un equipo de corrección de factor de potencia automático único (el “Equipo de Corrección”) que mida el valor del Cos fi que se registra a nivel de la acometida general, y que eleve el Cos fi de la demanda conjunta de todos los usuarios del inmueble a 0,95.

Adicionalmente, las distribuidoras podrán medir el contenido armónico de la demanda, y en caso de que se registren en el inmueble cargas que causen una distorsión armónica total de tensión igual o mayor a 3%, la batería automática de capacitores deberá contar con reactores antirresonantes. En este sentido, el Anexo II de la Resolución 85 detalla las características y especificaciones mínimas recomendadas a los equipos de corrección.

Transitoriamente, por un período de dos (2) años, los plazos establecidos en el Anexo I para regularizar las instalaciones serán de ciento ochenta (180) días para usuarios de pequeña demanda o agrupamiento de usuarios en inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, y de ciento veinte (120) días para usuarios de medianas y grandes demandas.

III. Instalación y medición

La medición del factor de potencia y el contenido armónico actual, la determinación de la cantidad de corrección capacitiva y las características del equipo de corrección a instalar, serán responsabilidad de las empresas EDESUR y EDENOR.

Las distribuidoras no podrán cobrar cargo alguno por los servicios de medición, y deberán comunicar las mediciones fehacientemente a los titulares de las cuentas o al consorcio de copropietarios, informando acerca de las penalidades a las que estarán sujetos en caso de no compensar adecuadamente la energía reactiva producida.

 

Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone y/o Victoria Barrueco.

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Modificaciones a la regulación de las solicitudes de acceso y ampliación de los Sistemas de Transporte y Distribución de Energía Eléctrica

El 31 de enero de 2024 se publicó la Resolución 65/2024 (la “Resolución 65”) del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que revoca las Resoluciones ENRE 33/2014 y 122/2014, y dispone lo siguiente:

  1. Simplificar el trámite de aprobación de las obras de ampliación del sistema de transporte o distribución de escala menor (las “Ampliaciones Menores”), a las que se redefine según las condiciones que se indican debajo;
  2. Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de obras de construcción, extensión o ampliación de instalaciones eléctricas y su aprobación, distintas de las Ampliaciones Menores;
  3. Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente; y
  4. Crear registros informativos de ampliaciones y acceso a la capacidad de transporte existente.

A continuación, se ahonda sobre éstas:

I. Ampliaciones menores

En forma previa al dictado de la Resolución 65, para iniciar toda obra de ampliación de los Sistemas de Transporte o de Distribución de Energía Eléctrica se requería de la emisión de un Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (el “Certificado”) por el ENRE.

Ahora, la Resolución 65 dispone que, previo a la ejecución de estas obras de tensiones iguales o superiores a 132 kV, se requerirá la emisión del Certificado, pero se excluye de tal requisito a las Ampliaciones Menores, las que deberán recibir solamente una autorización por parte del ENRE.

Esta medida se basa en que en los últimos años se han verificado tiempos de tramitación extensos en las solicitudes de ampliación de los sistemas de transporte, especialmente las de pequeño alcance. Por ello, se modifican los requisitos de su tramitación, por ejemplo, al eliminar la necesidad de presentar un Estudio de Impacto Ambiental.

El Anexo I de la Resolución 65 redefine a las Ampliaciones Menores, y dispone que éstas abarcan: (a) Campos y Celdas de Salida de alimentadores de 13,2 kV y 33 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (b) instalación o cambio de Transformadores de Medida en general; (c) instalación o cambio de Trampas de Onda Portadora en general; (d) campos de salida de línea en 132 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (e) construcción una calle de 500 kV en una Estación Transformadora existente, de interruptor y medio; (f) construcción y equipamiento de un campo de salida de línea en 500 kV en una Estación Transformadora existente; (g) instalación o cambio de Interruptores y seccionadores en general; (h) instalación de un campo de transformación en 132 kV en una Estación Transformadora existente, incluida la provisión del transformador; (i) reemplazo de transformadores existentes en Estaciones Transformadoras de 132 kV, para el aumento de capacidad de abastecimiento, e (j) instalación o cambio de protecciones y sistemas de automatismos en general.

Adicionalmente, el Anexo I aclara que, en todos los casos, las Ampliaciones Menores tramitarán bajo el esquema de “Contrato entre Partes” entre la transportista y el solicitante.

II. Metodologías de Evaluación para las solicitudes

Mediante el Anexo II se aprueba la metodología para evaluar las obras sujetas a jurisdicción federal y el procedimiento para el otorgamiento del Certificado, cuando refieran a ampliaciones comprendidas en el título II “Contrato entre Partes” de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (los “Procedimientos”) aprobados por Resolución Ex-SEE N° 61/1992 y sus modificatorias y complementarias, y que no estén caracterizadas como una Ampliación Menor.

Asimismo, mediante el Anexo III se aprueba la metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente.

En ambos casos, se establece un plazo de tres (3) meses para que el ENRE resuelva cada solicitud, a correr desde que se ha presentado toda la documentación necesaria. Dicho plazo podrá ser ampliado a consideración del ENRE dada la complejidad del asunto.

Las aprobaciones derivadas podrán ser revocadas si (a) dentro de los tres (3) años no se hubieran iniciado las obras o si mediaren cambios sustantivos en el contexto o en la misma obra propuesta para construcción o (b) dentro de los dos (2) años no se hubieran iniciado las obras, existiera otro solicitante, y se intimara previamente al requirente original.

Se destaca que la metodología y requisitos aprobados por la Resolución 65 son complementarios a lo previsto en los Procedimientos respecto del trámite de las solicitudes de ampliación y acceso a la capacidad de transporte existente.

Por lo demás, se ratifica que la Ley de Procedimiento Administrativo N° 19.549 será de aplicación supletoria.

III. Registros Informativos

La Resolución 65 crea el “Registro Informativo de Ampliaciones del Sistema de Transporte y Distribución”, el cual estará disponible en el sitio web del ENRE, donde constarán, entre otros datos: (a) el título de la obra de Ampliación, (b) el número de expediente ENRE, (c) el Transportista o Distribuidor bajo cuya concesión se realiza, (d) la provincia o localidad de implantación, si se trata de una ampliación con Certificado o una Ampliación Menor y (e) el estado de la tramitación.

También se crea un “Registro Informativo de Accesos a la Capacidad de Transporte Existente”, el cual también estará disponible en el sitio web del ENRE donde figurarán: (a) el título de la solicitud de acceso, (b) el número de expediente ENRE, (c) el transportista o distribuidor bajo cuya concesión se realiza la provincia o localidad de implantación, y (d) el estado de la tramitación.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone o Victoria Barrueco.

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Proyecto de Ley: Modificaciones al Marco Regulatorio de los Hidrocarburos y el Gas Natural

El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.

Dentro de las principales propuestas en materia de hidrocarburos, se encuentran: la libre comercialización de hidrocarburos, la quita de facultades al Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) para fijar precios en el mercado interno, nuevas regulaciones en materia de regalías, y la fijación del objetivo principal de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.

Respecto de las principales modificaciones en materia de gas natural, se propone el otorgamiento de facultades al PEN de reglamentar las exportaciones y la ampliación del período de renovación de las habilitaciones.

No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley y sus propuestas, debajo se efectúa un análisis de las modificaciones en ambas materias y sus implicancias.

I. Modificaciones a la Ley 17.319 de Hidrocarburos

a) Nuevo alcance y objetivos en materia de política nacional

Dentro del alcance de la ley se incluye la actividad de procesamiento de hidrocarburos, facultando al PEN a otorgar autorizaciones para su desarrollo.

Asimismo, se modifica el objetivo principal de la política nacional siendo esta maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.

b) Libre comercialización de hidrocarburos

Respecto del mercado interno, se establece que el PEN no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en cualquiera de las etapas de producción, y agrega que, en el caso de empresas estatales, éstas podrán vender únicamente a precios que reflejen el equilibrio competitivo de la industria, esto es, a las correspondientes paridades de exportación o importación según corresponda.

Con relación al mercado externo, los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, y el PEN tendrá la facultad de reglamentar las condiciones.

En línea con ello, se dispone el libre comercio internacional de hidrocarburos.

c) Actividades de exploración

La nueva redacción propuesta quita la exclusividad del reconocimiento superficial a las zonas reservadas a las empresas estatales y se deroga el artículo que no permitía la iniciación de los trabajos de reconocimiento sin previa aprobación de la autoridad de aplicación.

Por otro lado, se modifica mediante el artículo 21 respecto el pago de la regalía por los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración. Mientras que en la redacción anterior esta era del 15%, el nuevo artículo refiere a la regalía comprometida en el proceso de adjudicación. En tal sentido, 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.

d) Régimen de inversiones

Bajo el Proyecto de Ley los concesionarios ya no estarían obligados a asegurar que sus inversiones en la ejecución de los trabajos aseguren 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.

e) Explotación por persona jurídicas extranjeras

Se deroga el artículo 51 que no permitía la presentación de ofertas en concursos por personas jurídicas extranjeras para la obtención de permisos y concesiones.

f) Canon y regalías

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.

Además, en ambos casos se tendrá la facultad de reducir la misma hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos pasa a manos de la Autoridad de Aplicación.

Por último, se aclara que las alícuotas de regalías previstas serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su carácter de concedentes.

g) Explotación a no convencional

Se posibilita que el concesionario de explotación, dentro del área de concesión, requiera la subdivisión del área y la reconversión de convencional a no convencional.

Además, se elimina el plazo de cinco (5) años de período de plan piloto para las concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos.

Adicionalmente, se elimina la posibilidad de solicitar prórrogas por plazos de diez (10) años.

Por último, agrega que en nuevas concesiones la Autoridad de Aplicación solo podrá determinar otros plazos de manera fundada y motivada que justifique el apartamiento de los plazos establecidos por ley.

h) Reemplazo de la figura de concesión de transporte

Se incorpora a la sección 4 de transporte, las referencias relativas a procesamiento de hidrocarburos. Asimismo, se modifica el régimen de concesiones de transporte, para dar lugar a un régimen de autorizaciones de transporte y/o procesamiento. Tales autorizaciones, se aclara que de ninguna manera significan un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad.

En virtud de ello, la autoridad de aplicación llevará un registro de los autorizados para transportar y/o procesar hidrocarburos, y que los concesionarios de explotación que excedan los límites de algunos de los lotes concedidos, deberán solicitar dicha autorización, en lugar de constituirse como concesionarios. En caso de no sobrepasar dichos límites, la autorización será facultativa.

Se añade que los autorizados a transportar y/o procesar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.

Se deroga el artículo 28 que concedía a todo titular de una concesión de explotación el derecho de obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos.

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

a) 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 Poder Ejecutivo Nacional.

b) Renovación de habilitación

Se amplía el período adicional de renovación de la habilitación de diez (10) a veinte (20) años.

c) 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.

d) Recursos administrativos e impugnación de sanciones

Bajo la nueva redacción 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, la nueva redacción 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.

e) Unificación de entes reguladores

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

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Pablo Arrascaeta, Daiana Perrone, Florencia Martínez Trobbiani, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez, y/o Victoria Barrueco.

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Proyecto de Ley: Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos

El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.

No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley, debajo se efectúa un análisis de ciertos sectores relevantes y las implicancias que dicho proyecto, de aprobarse, podría tener sobre ellos.

I. Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)

El Proyecto de Ley propone crear el denominado “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (el “RIGI”), mediante el cual se otorgará a los titulares y/u operadores de grandes inversiones en proyectos nuevos o ampliaciones de existentes de ciertos sectores que adhieran a dicho régimen, incentivos de tipo tributarios, aduaneros y cambiarios, y estabilidad en estas tres materias para brindar certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos.

Dentro de los sectores comprendidos se encuentran: agroindustria, infraestructura, forestal, minería, gas y petróleo, energía y tecnología. El Poder Ejecutivo Nacional podrá ampliar esta nómina.

A la fecha, el Proyecto de Ley no prevé el monto mínimo de inversión bajo el RIGI.

Entre los puntos más relevantes regulados del RIGI, se encuentran:

  1. Declaración como interés nacional de las grandes inversiones.
  2. Régimen de estabilidad normativa, tributaria, aduanera y cambiaria, con compromisos del Estado Nacional en tal sentido.
  3. Requisitos para la inclusión en el RIGI y características del plan de inversión.
  4. Incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios. Los incentivos incluyen no solo un tratamiento diferencial respecto de impuestos nacionales, sino exenciones a nivel de importaciones y exportaciones. Con relación al régimen cambiario, se prevén, entre otros aspectos, excepciones a la obligación de ingreso y negociación en el mercado único y libre de cambios respecto del cobro de exportaciones de productos y divisas provenientes de financiamientos, siguiendo un esquema progresivo. Con respecto a financiamientos locales o externos, los montos desembolsados serán de libre disponibilidad.
  5. TBI: 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, 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 en el presente régimen.
  6. Jurisdicción y arbitraje, con la novedosa posibilidad del desarrollador del proyecto de poder optar entre diferentes tribunales arbitrales para someter cualquier controversia derivada.

II. Concesión de Obra Pública

Se contemplan modificaciones relevantes al régimen de concesión de obra pública de la Ley 17.520, entre los cuales resaltan las siguientes:

  1. Sujetos de la concesión: Se prevé la constitución de una sociedad de propósito específico, de fideicomisos, y otros tipos de vehículos, o esquemas asociativos, para el ejecución del contrato de concesión.
  2. Financiamiento de las obras y ecuación económico-financiera: Se incorporan previsiones relativas al financiamiento de las obras y la forma de garantizar tal financiamiento, en términos amplios, así como disposiciones en torno a la intangibilidad de la ecuación económica-financiera del contratante.
  3. Extinción del contrato: Ante la eventual extinción del contrato de concesión por ejercicio de facultades administrativas, no será de aplicación lo dispuesto por las Leyes 21.499 de Expropiaciones, 26.944 de Responsabilidad del Estado, como tampoco el decreto delegado 1023/2001, que excluían el pago del lucro cesante del quantum indemnizatorio.
  4. Iniciativa Privada: El Proyecto de Ley prevé la complementariedad de la concesión de obra pública y la iniciativa privada.
  5. Mecanismos de resolución de controversias: El Proyecto de Ley establece que todos los contratos deberán prever mecanismos de prevención y solución de controversias, conciliación, mediación 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.

Asimismo, con relación a contratos de concesión de obra pública, cuyo plazo concesional haya vencido (por ejemplo, hidroeléctricas o ferrocarriles) y que posean cuestiones litigiosas pendientes, el Proyecto de Ley establece que tales cuestiones podrán ser sometidas a resolución de un panel técnico o tribunal arbitral, con la posibilidad de que éstas sean resueltas transaccionalmente ante la Secretaría del Estado competente o la Procuración del Tesoro de la Nación, según el caso.

III. Energía Eléctrica

Bajo el Proyecto de Ley, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional, con plazo hasta el 31 de diciembre de 2025, 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. 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 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.
  5. El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.
  6. La revisión de las estructuras administrativas del sector eléctrico.

IV. Transición energética

En el marco del cumplimiento de los objetivos de las emisiones netas absolutas de Gases de Efecto Invernadero (“GEI”) comprometidos por el Estado Nacional en la Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional por el Acuerdo de Paris, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional a:

  1. Asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía y establecer anualmente los límites de derechos de emisión de GEI, en ambos casos compatibles con el objetivo comprometido.
  2. Monitorear el avance en el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI y, en caso de incumplimiento, penalizarlo.
  3. Establecer un mercado de derechos de emisión de GEI y sus reglas, para la comercialización de excedentes por quienes hayan cumplido con su meta.

Asimismo, el Proyecto de Ley establece que los responsables de las actividades emisores de GEI serán los encargados de dar cumplimiento a las metas de emisiones de GEI del país. Por su parte, el Estado Nacional generará las condiciones e instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el logro de las metas y el acceso a financiamiento climático.

En este sentido, estas medidas podrían fomentar el desarrollo de los mercados de carbono en Argentina.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Pablo Arrascaeta, Florencia Martínez Trobbiani, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.

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Exención del Impuesto PAIS a obras vinculadas con la generación de energía eléctrica

El 1 de septiembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 714/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 714”), cuyos aspectos más relevantes se resumen seguidamente:

Aspectos relevantes de la Resolución 714

La Resolución 714 dispone que el Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (el “Impuesto PAIS”) no será aplicable:

  1. a la importación de bienes con destino a obras vinculadas a la generación de energía eléctrica, cuyos interesados cuenten con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones; y
  2. a bienes vinculados con la misma finalidad cuyos interesados, no contando con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones, cumplimenten el requisito dispuesto en el último párrafo del artículo 1° de la Resolución N° 671/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 671”), que prevé una solicitud de exención ante la Dirección General de Aduanas. Aquellos interesados que no cuenten con financiación del exterior para efectuar el pago de las importaciones deberán identificar la obra en cuestión, mediante la presentación de una declaración jurada ante la Dirección General de Aduanas de da Administración Federal de Ingresos Públicos, en los términos del formulario anexo en la Resolución 671.

A su vez, la Resolución 714 determina que dicha decisión sólo resultará de aplicación a los proyectos individualizados en su anexo I, incluyendo únicamente obras vinculadas a la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables.

Además, se indica que la Secretaría de Energía elaborará una nómina de importadores de las mercaderías comprendidas en este marco, que será comunicada a la Dirección General de Aduanas. Esta última instrumentará las medidas pertinentes para garantizar la identificación y la trazabilidad de las mercaderías que resulten allí incluidas.

Por último, será de aplicación la Resolución 741, siempre que las importaciones de dichos bienes no queden exceptuadas del pago del impuesto por otra norma en la que no se prevean tales exigencias, en cuyo caso esta última norma será de aplicación.

 

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

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Creación del Régimen de Acceso a Divisas para el sector hidrocarburífero

En fecha 28 de mayo de 2022, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 277/2022 (“Decreto 277”), dictado por el Poder Ejecutivo Nacional, en virtud del cual se crean dos regímenes para el acceso de divisas de la industria hidrocarburífera, denominados “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (“RADPIP”) y “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (“RADPIGN”). El beneficio principal de los regímenes es el acceso al Mercado Libre de Cambios (“MLC”) para las empresas integrantes de la industria hidrocarburífera a través de un procedimiento específico con la finalidad de impulsar las inversiones en dicho sector. Según los considerandos del Decreto 277, sus disposiciones se encuentran dentro del marco de los objetivos de la Ley 26.741 y, a los fines de asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural y de petróleo crudo, de acuerdo con lo establecido en las leyes 17.319 y 24.076.

A continuación, se resumen los aspectos salientes del Decreto.

1. Creación del RADPIP y RADPIGN

El artículo 1 y 10 del Decreto 277 crean el RADPIP y RADPIGN, respectivamente. Para beneficiarse del régimen, los sujetos deben estar inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras del Estado Nacional que sean titulares de concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional.

Con respecto al RADPIP, los sujetos que pretendan beneficiarse de dicho régimen deberán: (i) adherir al RADPIP; (ii) obtener producción incremental de petróleo crudo; (iii) cumplir con el régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera (“RPEPNIH”); y (iv) cumplir, de corresponder, con todas las obligaciones previstas en el Decreto 892/20 y sus normas complementarias y reglamentarias.

Por otro lado, el RADPIGN exige: (i) adherir al presente régimen, en los términos que establezca la Autoridad de Aplicación; (ii) ser adjudicatarios en cumplimiento de volúmenes de inyección de gas natural en las subastas o concursos de precios del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” (“Plan Gas IV”), en los términos que se definen en el Decreto 892/20, y concursos de precios para el abastecimiento de la demanda interna de gas natural; (iii) obtener niveles de Inyección Incremental respecto de la Línea Base de Inyección —de conformidad con los artículos 12, 13 y 14 del Decreto 277—; (iv) cumplir con el régimen de RPEPNIH; y (v) cumplir, de corresponder, con todas las obligaciones previstas en el Decreto 892/20 y sus normas complementarias y reglamentarias.

2. Incentivos

Entre los incentivos de la adhesión al régimen, el artículo 8 remarca que los beneficiarios del RADPIP tendrán acceso al MLC para el  pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes, por un monto equivalente a su Volumen de Producción Incremental Beneficiado (“VPIB”) para petróleo y Volumen de Inyección Incremental Beneficiado (“VIIB”) para gas natural.

El VPIB será equivalente al 20% de la Producción Incremental Trimestral que haya obtenido cada beneficiario del RADPIP respecto de su Línea Base. Por otro lado, el VIIB equivaldrá al 30% de la Inyección Incremental que haya obtenido cada beneficiario del RADPIGN respecto de su Línea Base de Inyección.

A los efectos del acceso al MLC, el VPIB será valuado sobre la base de la cotización promedio de los últimos doce (12) meses del “ICE BRENT primera línea”, neto de derechos de exportación, incorporando según corresponda las primas o descuentos por calidad del crudo, según establezca la reglamentación. Para el caso del gas natural, el VIIB se cotizará al precio promedio ponderado de exportación de los últimos doce (12) meses del conjunto del sistema, neto de derechos de exportación, siempre y cuando dicho precio no sea inferior al precio promedio ponderado de adjudicación para volúmenes de gas natural base sobre trescientos sesenta y cinco (365) días al año, definido por la Resolución 391/2020 —dictada por la Secretaría de Energía— y sus modificatorias ni superior a dos (2) veces este mismo valor.

En ambos casos, el Decreto 277 sostiene que: (i) el acceso al MLC no podrá quedar sujeto al requisito de conformidad previa del BCRA en caso en que la norma cambiaria así lo estableciera; y (ii) los beneficios podrán transferirse a proveedores directos del beneficiario en los términos que se establezcan en la reglamentación.

3. Cumplimiento con el RPEPNIH

La adhesión y cumplimiento con el RPEPNIH es uno de los requisitos para el goce de los beneficios del RADPIP y el RADPIGN. En este sentido, el Decreto 277 establece un esquema de:

  1. Requisitos de Integración Regional y Nacional —conforme las condiciones establecidas en el artículo 23 del Decreto 277—,
  2. Aplicación de Preferencias —de conformidad con lo prescripto en el artículo 24 del Decreto 277—;
  3. Principio de utilización plena y sucesiva, regional y nacional, de las facilidades en materia de empleo y contratación de trabajadores y trabajadoras y provisión directa de servicios por parte de Pymes y empresas regionales, en los términos que defina la reglamentación.

Asimismo, las modalidades de contratación no podrán incluir condiciones que explícita o implícitamente pudieren ser discriminatorias con empresas locales.

4. Disposiciones complementarias

La Autoridad de Aplicación del Decreto 277 será la Secretaría de Energía de la Nación. No obstante, sobre algunos de los puntos relativos al MLC (artículos 8, 9, 17, 18 y 19), las facultades de aplicación y fiscalización serán ejercidas en conjunto entre la Secretaría de Energía y el Banco Central de la República Argentina.

Por su parte, corresponde a la Autoridad de Aplicación: (i) disponer de la modalidad de contratación plurianual por subastas o concursos públicos, en el marco del Decreto 892/20, sus normas complementarias; y (ii) suspender los beneficios de acuerdo con la gravedad de ciertos incumplimientos desarrollados a continuación.

5. Incumplimiento y limitaciones

Los incumplimientos enumerados en el Decreto 277 (artículo 29) incluyen:

    1. Falsedad de las informaciones presentadas bajo declaración jurada ante la Autoridad de Aplicación;
    2. Omisión de presentar información;
    3. Obstaculización de los procesos de fiscalización a la Autoridad de Aplicación;
    4. Incumplimiento de la inyección de los volúmenes adjudicados en las distintas subastas o concursos de precios del Plan Gas IV;
    5. Incumplimiento del RPEPNIH; y
    6. Incumplimiento material de cualquiera de las demás disposiciones.

Por último, como limitación, el Decreto 277 restringe su inscripción para aquellas personas jurídicas con condenas judiciales o deudas exigibles e impagas de carácter fiscal o previsional; así como también a aquellas personas que hubiesen incurrido en incumplimiento injustificado de sus obligaciones respecto de regímenes de promoción o contratos de promoción industrial.

 

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Marcelo Tavarone, Federico Salim, Julieta de Ruggiero, Francisco Molina Portela, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.

 

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