Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones

En el día de hoy, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 234/2021 (el “Decreto”) a través del cual se crea un “Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones” (el “RFIE”), destinado a fomentar la puesta en marcha de nuevos proyectos productivos en actividades foresto-industriales, mineras, hidrocarburíferas, de industrias manufactureras y agroindustriales, así como a la ampliación de unidades de negocio ya existentes que requieran inversión con el fin de aumentar su producción.

De acuerdo con los considerandos del Decreto, esta medida se dicta en virtud de las necesidades productivas que derivan de la actual situación económica y con los objetivos de favorecer la generación de divisas genuinas para dar sustentabilidad al crecimiento y robustecer la federalización de las capacidades productivas y la generación de ecosistemas productivos locales.

A continuación, se exponen algunos de los puntos salientes del Decreto:

1. Objetivos del RFIE y actividades alcanzadas

Según el artículo 1 del Decreto, los objetivos prioritarios del RFIE son los siguientes: (i) incrementar las exportaciones de las mercaderías; (ii) promover el desarrollo económico sustentable contemplando la equidad social; (iii) favorecer la creación de empleo; (iv) desarrollar y fortalecer la competitividad de los diversos sectores económicos; (v) propender al crecimiento económico y socialmente equitativo; y (vi) obtener la sostenibilidad ambiental del país, de las provincias y de las distintas regiones.

En este sentido, los objetivos mencionados se llevarán a cabo mediante la promoción de, entre otras, las siguientes actividades:

  1. Inversión nacional y extranjera directa para incrementar las capacidades productivas destinadas a la exportación;
  2. Integración del capital nacional e internacional en la generación de ecosistemas productivos;
  3. Incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de la competitividad y la capacidad productiva;
  4. Formación de emprendimientos conjuntos, binacionales y/o plurinacionales, con el objeto de permitir la exportación de bienes compuestos por tecnología nacional en el mercado de la empresa asociada y/o terceros mercados;
  5. Creación de consorcios de exportación compuestos por pequeñas y medianas empresas con el fin de favorecer la presencia en el mercado externo.

Los sujetos alcanzados por las disposiciones del Decreto son aquellas personas humanas o jurídicas que se dedican al desarrollo de proyectos productivos en las actividades antes mencionadas. De todas formas, la Autoridad de Aplicación del régimen se reserva la facultad de incluir y/o excluir actividades alcanzadas por el Decreto.

2. Requisitos y condiciones para acceder al RFIE

Conforme lo dispuesto por el artículo 4 del Decreto, toda persona humana o jurídica que realice un proyecto de inversión nuevo o una ampliación de una unidad de negocio ya existente por un monto superior a U$S 100.000.000 (Dólares Estadounidenses cien millones) –calculado al momento de la presentación-. La Autoridad de Aplicación establecerá para cada actividad los requisitos necesarios para considerar la existencia de una ampliación de capacidad productiva en los términos del presente régimen. No se considerará como inversión para la exportación a las inversiones financieras y/o de portafolio, así como a la mera fusión o adquisición de empresas o de cuotas y/o acciones o participaciones societarias.

Con respecto a esto, el artículo 7 del Decreto dispone que la inclusión en el RFIE significará, para los sujetos beneficiarios, la obligación de cumplir con los planes de inversión y desarrollo, en los términos y plazos de los proyectos aprobados por la Autoridad de Aplicación.

Por su parte, no podrán inscribirse al RFIE: (i) las personas humanas y/o jurídicas cuyos representantes o directores hubiesen sido condenados por cualquier tipo de delito no culposo, con penas privativas de libertad o inhabilitación; (ii) las personas humanas y/o jurídicas que al momento de la concesión del beneficio tuvieren deudas exigibles e impagas de carácter fiscal o previsional, o cuando se encuentre firme una decisión judicial o administrativa declarando tal incumplimiento en materia aduanera, cambiaria, impositiva o previsional; y (iii) las personas que hubiesen incurrido en incumplimiento injustificado de sus obligaciones respecto de regímenes de promoción o contratos de promoción industrial.

Finalmente, una vez verificado el cumplimiento de los requisitos del RFIE, la Autoridad de Aplicación aprobará el proyecto de inversión y emitirá el “Certificado de Inversión para Exportación” (“CIE”), que dará derecho a acceder a los beneficios otorgados por el Decreto que se explicarán a continuación.

3. Características del beneficio otorgado por el RFIE

Según el artículo 8 del Decreto, los beneficiarios del presente régimen gozarán de un monto de libre aplicación de hasta el 20 % de las divisas obtenidas en las exportaciones vinculadas al proyecto, para poder ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes.

Dicho beneficio no podrá superar un máximo anual equivalente al 25% del monto bruto de divisas ingresadas por el beneficiario en el Mercado Libre de Cambios (“MLC”), para financiar el desarrollo del proyecto y podrá aplicarse una vez transcurrido un año aniversario desde que se haya hecho efectivo el ingreso de divisas en el MLC. Para estimar el monto bruto de divisas ingresadas en el MLC no se tendrán en cuenta los flujos de divisas provenientes de exportaciones. En el caso de la ampliación de una unidad de negocio ya existente, la Autoridad de Aplicación evaluará la incidencia incremental anual del proyecto en las exportaciones realizadas por la empresa.

En suma, el plazo para acogerse a los beneficios que confiere el presente régimen será de 3 años, contados a partir de la entrada en vigor del presente decreto -es decir, desde el 7 de abril del 2021-, con la posibilidad de ser prorrogado por un período equivalente. Asimismo, vale destacar que el artículo 11 del Decreto establece que los proyectos aprobados gozarán de estabilidad normativa en materia cambiaria por el término de (15) años contados a partir de la fecha de la emisión del CIE, la cual consiste en que los beneficios otorgados por el Decreto no podrán ser afectados por la normativa cambiaria que se dicte estableciendo condiciones más gravosas que las que se encuentran contempladas en el mismo.

Por lo demás, los beneficios descriptos con anterioridad cesarán por las siguientes causas:

  1. vencimiento del plazo de utilización de los beneficios señalado en el presente régimen;
  2. caducidad dictada en el marco del régimen específico de la actividad motivo del proyecto de inversión; e
  3. incumplimientos injustificados de sus obligaciones declarados por la Autoridad de Aplicación, de acuerdo con los términos, alcances y procedimientos que determine la reglamentación.

4. Autoridad de Aplicación

De acuerdo con lo estipulado en el artículo 12 del Decreto, el Ministerio de Economía y el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación se erigen en conjunto como Autoridad de Aplicación del régimen plasmado en el Decreto. El Ministro de Economía y el de Desarrollo Productivo podrán delegar las facultades otorgadas por el Decreto en la Secretaría de Política Económica y en la Secretaría de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial Externa, respectivamente.

En forma adicional, el Banco Central de la República Argentina posee la función de elaborar una evaluación técnica previa de los proyectos de inversión en lo referente a su impacto sobre la balanza de cambios, el que será remitido a la Autoridad de Aplicación para su consideración en el otorgamiento de los beneficios.

Por último, la Autoridad de Aplicación dictará el Reglamento de Requisitos y Condiciones para la presente y posterior aprobación de los “Proyectos de Inversión para la Exportación”. El mencionado reglamento establecerá también los requisitos para la inclusión de los proyectos de inversión en el RFIE y las normas aplicables a la distribución de beneficios vinculados a proyectos asociativos.

 

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


Régimen especial de regularización de deudas mantenidas con CAMMESA de las distribuidoras de energía eléctrica

El 22 de enero del 2021 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 40/2021 (la “Resolución”), dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (“SE”), que establece el Régimen Especial de Regularización de Obligaciones (“RERO”) y el Régimen Especial de Créditos (“REC”) para las empresas distribuidoras de energía eléctrica agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) con relación a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) y/o con el MEM.

Según los considerandos de la Resolución, esta medida se adopta en virtud de la facultad establecida en el artículo 87 de la Ley 27.591 –norma que establece el presupuesto general de la Administración Nacional para el ejercicio del año 2021–, en cuanto a que, a los efectos de implementar la regularización de deudas por parte de las distribuidoras de energía eléctrica, se deben incorporar las particularidades de cada una de las empresas prestadoras del servicio público de distribución de energía eléctrica y su área de concesión, con la finalidad de otorgar una solución de sostenibilidad de la deuda a la vez que garantice la calidad del servicio público de energía eléctrica.

A continuación, se exponen algunos de los puntos salientes de la Resolución:

1. Régimen Especial de Regularización de Obligaciones

Los detalles del RERO se encuentran especificados en el Anexo I de la Resolución. Conforme el artículo 1 de dicho anexo, la SE está facultada para reconocer créditos equivalentes de hasta cinco (5) veces la factura media mensual del último año móvil o hasta el 66% de la deuda existente.

Luego, de acuerdo con el artículo 3 del Anexo I, las distribuidoras deberán presentar en carácter de declaración jurada, entre otros, los siguientes compromisos:

  1. plan de trabajo detallado que permita transitar el año 2021 con una sustentabilidad tal que las Distribuidoras no incurran en incumplimientos con los pagos de la facturación mensual de CAMMESA;
  2. compromiso de la distribuidora de ceder en garantía las cuentas recaudadoras a CAMMESA y/o constituir una cuenta especial donde se depositen las sumas que perciban mensualmente correspondientes al abastecimiento, transporte y/o cualquier otro concepto que deba ser pagado por CAMMESA;
  3. detalle de deuda durante la vigencia del Decreto 311/2020 desagregada en sus distintas categorías detallando la evolución de la cantidad de usuarios y montos adeudados a las distribuidoras de 3 o más facturas; y
  4. la renuncia de todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina y/o en el extranjero contra el Estado Nacional o CAMMESA, en relación con lo previsto por el Decreto 311/2020 y las leyes 27.341, 27.431 y 27.541.

Por otro lado, el artículo 4 del Anexo I establece que, a los efectos de determinar el monto a ser reconocido, la SE considerará los siguientes criterios:

  1. Adhesión al artículo 5 de la Ley 27.541 y al Decreto 311/2020, y la fecha de la última actualización tarifaria y, si hubiere correspondido, la fecha en que se debería haber ajustado la tarifa.
  2. Evolución de la cantidad de usuarios y montos involucrados durante la vigencia del Decreto 311/2020 que se encuentren adeudando a las distribuidoras (3) o más facturas mensuales con apertura entre capital e interés.
  3. Evolución de los usuarios con tarifa social.
  4. Evolución de la incobrabilidad total y por categoría de usuario.
  5. Medidas implementadas para recuperar la cobrabilidad.
  6. Ingresos por venta por el servicio regulado, los componentes que forman el pass through y el Valor Agregado de Distribución expresado en valores corrientes de los años 2019 y 2020.
  7. Evolución de los costos expresados en valores corrientes de los años 2019 y 2020.
  8. Evolución de las inversiones entre los años 2019 y 2020.

En suma, el artículo 5 del Anexo I dispone que, para el caso de aquellas distribuidoras cuya deuda acumulada al 30 de septiembre del 2020 supere el crédito en el acuerdo, deberán acogerse a un plan de pagos cuyo plazo máximo será de hasta cinco (5) años; es decir, hasta sesenta 60 cuotas mensuales una vez culminado el plazo de gracia de seis (6) meses a partir de la fecha de suscripción del Acta Acuerdo particular. Por su parte, la tasa de interés será de hasta el 50% de la vigente en el MEM.

Por lo demás, en el caso de que las distribuidoras incumplan sus obligaciones de pago de la facturación corriente con CAMMESA, la SE estará facultada para disponer la resolución del Acta Acuerdo particular de regularización de obligaciones, o de una parte de él, lo que a su vez implicará la pérdida de los beneficios reconocidos en la Resolución.

2. Régimen Especial de Créditos

Con respecto al REC, el Anexo II de la Resolución estipula los detalles del mismo. Según el artículo 2 del mentado anexo, el monto de los créditos reconocidos que se acuerden entre la SE con las distribuidoras de energía eléctrica y la autoridad provincial competente, será aplicado a la cancelación de la factura mensual de CAMMESA en tanto represente como máximo el 30% de la factura que debe abonar la distribuidora.

Como requisito previo a acceder al REC, las distribuidoras, en conjunto con la autoridad provincial competente, deberán presentar una declaración jurada ante la SE Energía y CAMMESA, junto con la información de los Formularios del Anexo III de la Resolución. Asimismo, las distribuidoras deberán comprometerse a renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina y/o en el extranjero, contra el Estado Nacional y/o CAMMESA, en relación con lo previsto por el Decreto 311/2020 y las Leyes 27.341, 27.431 y 27.541.

Conforme el artículo 4 del Anexo II, la distribuidoras deberán también presentar un informe con el destino del crédito, la forma de implementación, el cronograma de aplicación del mismo y la cuantificación de los beneficios esperados, pudiendo decidir entre las siguientes opciones como destino del crédito: (i) beneficios a usuarios del servicio público de electricidad; (ii) aplicación a la cancelación de deudas contraídas con CAMMESA; y (iii) inversión en obras de infraestructura, eficiencia energética o incorporación de tecnología en el servicio que permitan la mejora de la calidad del mismo en determinados puntos de la red de distribución, o la ampliación de dicha red.

Por lo demás, en el caso de que los órganos de control correspondientes detectaren incumplimientos por parte de las distribuidoras con relación al Acta Acuerdo, la SE tendrá la facultad de declarar la caducidad del Acuerdo a partir de la fecha de detección de dicho incumplimiento, siempre y cuando la distribuidora no subsane la situación con anterioridad.

3. Facultades de CAMMESA

De acuerdo con el artículo 3 de la Resolución, una vez notificada de las Actas Acuerdo suscriptas, CAMMESA deberá realizar los ajustes correspondientes en los Documentos de Transacciones Económicas con relación a las deudas que hayan sido adheridas al régimen y los créditos que se reconozcan.

Por su parte, para en los casos en que no se resuelvan las regularizaciones de los saldos deudores antes del 31 de marzo del 2021, CAMMESA está facultada para iniciar o continuar las acciones administrativas o judiciales y todas aquellas medidas operativas y legales necesarias con la finalidad de resguardar la integridad y regularidad de la cadena de pagos y cobrabilidad en el MEM.

4. Misceláneas

Tanto el RERO como el REC se instrumentarán a través de la suscripción de Actas Acuerdo particulares a celebrarse entre las empresas distribuidoras de energía eléctrica, la autoridad provincial competente en materia de fijación de tarifas –según el caso- y la SE. Las Actas Acuerdo incluirán los compromisos en materia de eficiencia energética, tecnología aplicada a la prestación del servicio y/o inclusión de herramientas de focalización de subsidios o estructuración tarifaria en función de las características socioeconómicas de los usuarios.

Según el artículo 7 de la Resolución, las distribuidoras de energía eléctrica como condición para la entrada en vigencia de las Actas Acuerdo que instrumenten el RERO deberán replicar los mismos términos que acuerden en dicho régimen a las deudas que las Cooperativas de distribución de energía eléctricas mantengan con ellas. Por su parte, en el caso de que dichas cooperativas no mantengan deuda con las distribuidoras agentes del MEM, se deberá celebrar un acuerdo en términos similares al REC entre la distribuidora y la cooperativa no agente del MEM.

Por último, se establece que la SE y la autoridad provincial competente en materia de fijación de tarifas de cada jurisdicción podrán auditar a las distribuidoras con relación al cumplimiento de las obligaciones emergentes de la Resolución.

 

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


Revisión tarifaria integral de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural

El 17 de diciembre del 2020 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 1020/2020 (el “Decreto”), que determina el inicio del proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente (la “RTI”) correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural bajo jurisdicción federal.

Según los considerandos del Decreto, esta medida se adopta en virtud de la facultad establecida en el artículo 5 de la Ley 27.541 y por expresa recomendación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”). En efecto, de acuerdo con los considerandos del Decreto, sendos organismos llegaron a la conclusión a través de auditorías y revisiones que las tarifas de ambos servicios públicas no resultan ni justas, razonables y transparentes.

A continuación, se exponen algunos de los puntos salientes del Decreto:

1. Características generales de la RTI

Conforme el artículo 2 del Decreto, el plazo de renegociación de la RTI no podrá exceder los (2) años desde la fecha de entrada en vigencia de la medida, debiendo suspenderse hasta entonces, los Acuerdos correspondientes a las respectivas Revisiones Tarifarias Integrales vigentes con los alcances que en cada caso determinen los Entes Reguladores.

A su vez, el artículo 7 del Decreto expresa que, a los efectos del proceso de RTI, se entenderá como “Acuerdo Transitorio de Renegociación” a todo aquel acuerdo que implique una modificación limitada de las condiciones particulares de la revisión tarifaria hasta tanto se arribe a un acuerdo definitivo. Por su parte, el “Acuerdo Definitivo de Renegociación” será aquél que implique una renegociación definitiva de la RTI y, en su caso, de los aspectos complementarios acordados por las partes.

2. Facultades del ENRE y ENARGAS

En el marco del Decreto, el Poder Ejecutivo Nacional faculta al ENRE y al ENARGAS para que realicen el proceso de renegociación de las respectivas RTI, pudiendo establecer adecuaciones transitorias de tarifas y/o su segmentación, según corresponda, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados. Para ello, ambos organismos quedan facultados para dictar los actos administrativos que correspondan y resulten necesarios a los fines de lo dispuesto en la presente medida y para establecer normas complementarias al Decreto.

A modo enunciativo, el Poder Ejecutivo Nacional le otorga al ENRE y ENARGAS las siguientes funciones y facultades:

  1. Llevar a cabo el proceso de renegociación efectuando los correspondientes análisis de situación y grado de cumplimiento alcanzado por los respectivos licenciatarios y concesionarios;
  2. Requerir toda la información y/o documentación que se estime necesaria y pertinente para proseguir con el proceso de renegociación a las licenciatarias y concesionarias;
  3. Requerir del concurso temporario de agentes de otros organismos centralizados y descentralizados dependientes del Poder Ejecutivo Nacional;
  4. Realizar transacciones y/o conciliaciones, compensaciones, novaciones, remisiones y/o cualquier otra forma de extinción de obligaciones recíprocas o litigiosas con las licenciatarias o concesionarias;
  5. Organizar un banco de datos del proceso de renegociación debiendo ordenar y organizar sectorialmente toda la información requerida y presentada por cada sector regulado; y
  6. Llevar adelante los regímenes de audiencia pública, de consulta pública y de participación ciudadana que resulten pertinentes.

3. Participación ciudadana y culminación del proceso de RTI

A través del artículo 8 del Decreto, el Poder Ejecutivo Nacional determina la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana, la que se llevará a cabo contemplando las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional” aprobado por el Decreto 1172/2003, o bien, el régimen propio de participación que cada Ente Regulador disponga conforme su normativa vigente.

Por otra parte, en caso de que no se llegue a un acuerdo con las licenciatarias y concesionarias, los Entes Reguladores deberán dictar, “ad referéndum” del Poder Ejecutivo Nacional, el nuevo régimen tarifario para los servicios públicos de distribución y transporte de energía eléctrica y gas natural que se encuentren bajo jurisdicción federal.

4. Prórrogas

Se resuelve prorrogar el plazo de mantenimiento de las tarifas de energía eléctrica y gas natural –establecido en el artículo 5 de la Ley 27.541- desde su vencimiento y por un plazo de 90 días corridos. Esto quiere decir que las tarifas no aumentarán hasta el 23 de marzo del 2021.

Por lo demás, el artículo 12 del Decreto prorroga la intervención del ENRE y ENARGAS hasta el 31 de diciembre del 2021, o bien, hasta que finalice la renegociación de la RTI; cualquiera de los dos que ocurra primero.

 

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


Novedades en el sector petrolero: implementación del barril criollo

El 19 de mayo del 2020 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 488/2020 (el “Decreto”), que implementa el denominado “barril criollo”, al establecer un precio sostén para la producción y entrega de petróleo crudo que se efectúe en el mercado local, a un valor de USD 45 por barril, con efectos hasta el 31 de diciembre del 2020.

A su vez, entre otras cuestiones relevantes, el Decreto:

  1. Establece una alícuota cero de derecho de exportación en caso de que el precio internacional del crudo sea inferior a USD 45 por barril.
  2. Prevé ciertas obligaciones en cabeza de la empresas productoras, comercializadoras y refinadoras de petróleo.
  3. Incluye ciertas limitaciones en materia de operaciones cambiarias y financieras.
  4. Limita los supuestos habilitantes para la importación.
  5. Actualiza los valores de las multas previstas en el régimen sancionatorio de la Ley 17.319.

Según los considerandos del Decreto, esta medida se implementa con la finalidad de que las empresas productoras de petróleo puedan cubrir los costos operativos y sostener los niveles de actividad y/o de producción imperantes al momento previo al inicio de la crisis epidemiológica, tomando en consideración la situación actual de contracción de la demanda, producto de la pandemia del COVID-19 y con especial consideración de la dimensión estratégica de la producción de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.

A continuación, se exponen algunos de los puntos salientes del Decreto:

1. Precio del barril criollo

A partir de la fecha y hasta el 31 de diciembre del 2020, las entregas de petróleo crudo realizadas en el mercado local deberán ser facturadas por las empresas productoras y pagadas por las empresas refinadoras y comercializadoras, tomando como referencia para el crudo tipo Medanito el precio de USD 45 por barril (USD 45/bbl), que será ajustado para cada tipo de crudo por calidad y por puerto de cargo, conforme la práctica usual del mercado local.

Este precio será de aplicación también para la liquidación de las regalías hidrocarburíferas establecidas en el artículo 59 de la Ley 17.319.

En el supuesto de que durante diez (10) días consecutivos la cotización del “ICE BRENT PRIMERA LÍNEA” superare los USD 45 por barril, lo expuesto en el párrafo precedente quedará automáticamente sin efecto.

2. Actividad de las empresas productoras

Las empresas productoras, mientras continúe vigente el precio fijado, deben:

  1. Sostener los niveles de actividad y/o de producción registrados durante el año 2019, tomando en consideración la situación actual de contracción de la demanda local e internacional, siempre dentro de los parámetros de explotación adecuada y económica previstos en el artículo 31 de la Ley 17.319.
  2. Mantener vigentes los contratos las empresas de servicios regionales y la planta de trabajadores que tenían al 31 de diciembre del 2019.

3. Limitaciones cambiarias y financieras

Durante la vigencia del precio del barril de petróleo fijado por el Decreto, las empresas productoras no podrán acceder al mercado de cambios para la formación de activos externos ni adquirirán títulos valores en pesos para su posterior venta en moneda extranjera o transferencia de custodia al exterior.

4. Obligaciones de refinadoras y sujetos comercializadores

Las empresas refinadoras y comercializadoras deberán adquirir el total de la demanda de petróleo crudo a las empresas productoras locales, contemplando la calidad de crudo que requieran los procesos de refinación, y de acuerdo con el precio establecido en el propio Decreto. En caso de que las empresas integradas deban comprar el crudo en demasía de su propia producción y de la de sus afiliadas, las mismas se realizarán con parámetro similares a los del 2019, contemplando también la calidad de crudo que requieran los procesos de refinación.

En ambos supuestos, dichas empresas no podrán efectuar operaciones de importación de productos que se encuentren disponibles para su venta en el mercado interno y/o respecto de los cuales exista capacidad efectiva de procesamiento local, en cuyo caso deberán presentar una solicitud de importación según procedimiento que se apruebe eventualmente.

5. Derechos de exportación para productos derivados del petróleo

A los efectos del cálculo de la alícuota aplicable en concepto de derechos de exportación, el Poder Ejecutivo fija los siguientes valores del “ICE Brent primera línea”: a) Valor Base (VB): USD 45 por barril; b) Valor de Referencia (VR): USD 60 por barril; y c) Precio Internacional (PI): aquél publicado el último día hábil de cada mes por parte de la Secretaría de Energía, basado en la cotización del precio del barril “ICE Brent primera línea”, tomando en consideración el promedio de las últimas (5) cotizaciones publicadas por el “Platts Crude Marketwire” bajo el encabezado “Future Settlements”.

A tales efectos, el último día hábil de cada semana, la Secretaría de Energía evaluará las cotizaciones promedio de los días transcurridos del mes en curso y, si de la comparación con la cotización promedio vigente existiera una diferencia superior al 15%, fijará una nueva cotización, la que se aplicará a partir del primer día hábil siguiente.

En este sentido, se establece una alícuota del 0% del derecho de exportación anteriormente referido en los casos en que el Precio Internacional sea igual o inferior al Valor Base.

Por el contrario, si dicho precio es igual o superior al Valor de Referencia, la alícuota será del 8%. Por lo demás, si el Precio Internacional resultare ser superior al Valor Base e inferior al Valor de Referencia, la alícuota del tributo se determinará conforme la siguiente fórmula: Alícuota = {PI – VB/ VR-VB} x 8%.

6. Control de precios máximos de venta de garrafas

Los incrementos en los Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono – creado por Ley 23.966- que resulten de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestre del año 2020, surtirán efectos para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil a partir del 1° de octubre del 2020 inclusive.

7. Modificación del monto de las sanciones

Se fija como nuevos valores de las multas por incumplimiento de las obligaciones emergentes de los permisos y concesiones otorgados en virtud de la Ley 17.319 los siguientes: monto mínimo equivalente al valor de 22 m3 de petróleo crudo nacional en el mercado interno y un máximo de 2.200 m3 del mismo hidrocarburo por cada infracción.

8. Delegación de facultades en la Secretaría de Energía

Por último, el Poder Ejecutivo Nacional delega en la Secretaría de Energía la facultad de modificar trimestralmente los precios contemplados en el Decreto, así como también de revisar periódicamente el alcance de la medida en función del volumen de producción y niveles de actividad e inversión.

Asimismo, la Secretaría de Energía verificará que no se realicen conductas monopólicas, colusivas y/o de abuso de posición dominante por parte de todos los sujetos de la cadena productiva del petróleo, para lo cual considerará los parámetros objetivos de producción de períodos anteriores y tendrá en cuenta las consecuencias provocadas por la pandemia del COVID-19.

Una entrevista a nuestro socio Nicolás Eliaschev realizada por la Revista Jurídica de la Universidad de San Andrés en donde se efectúa un análisis de la medida y se anticipan opiniones al respecto puede escucharse aquí.

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

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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COVID-19: Pautas para la distribución de energía eléctrica

El día 16 de mayo de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución 35/2020 (la “Resolución”), dictada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que faculta a ciertos usuarios de EDENOR y EDESUR alcanzados por la medida del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio dispuesto por el Decreto 297/2020 y siguientes a suspender el pago o realizar pagos parciales a cuenta de la potencia contratada de los contratos de suministro de energía eléctrica; o bien, rescindir el contrato o solicitar su recategorización tarifaria conforme las nuevas circunstancias sobrevinientes.

1. Usuarios alcanzados y períodos comprendidos

En primer lugar, las alternativas brindadas por la Resolución podrán ser utilizadas por los usuarios de EDENOR y EDESUR correspondientes a las categorías tarifarias T2, T3 y Peaje que hayan sufrido una reducción del 50% o mayor en su demanda de potencia. A su vez la Resolución dispone que tales usuarios podrán hacer uso de las opciones previstas allí previstas para las obligaciones pendientes de cancelación que se hayan devengado a partir del 20 de marzo del 2020 y para períodos posteriores y pendientes de cancelación.

2. Terminación del beneficio y facilidades de pago

En el supuesto de que dichos usuarios optaren por suspender el pago o realizar pagos parciales, ese beneficio finalizará cuando la recuperación de su demanda alcance el 70%. Asimismo, los usuarios que hagan uso de esta opción manteniendo la contratación de potencia deberán abonar las deudas generadas durante el período de suspensión de acuerdo con los planes de facilidades de pago que otorgarán las concesionarias de distribución de energía eléctrica, según las pautas que oportunamente establezca el ENRE.

Por su parte, en el caso que los usuarios alcanzados por la Resolución opten por resolver total o parcialmente el contrato de suministro o soliciten su recategorización, no será aplicable el plazo de espera de un año establecido en el “Régimen Tarifario- Cuadro Tarifario” integrante del Anexo XIV de las Resoluciones ENRE  63 y 64/2017, para la reconexión y el cobro de importe del cargo por capacidad de suministro que se le hubiera facturado mientras el servicio estuvo desconectado.

3. Obligaciones de EDENOR y EDESUR

Por último, la Resolución estipula que las distribuidoras deberán facilitar los medios necesarios para que los usuarios efectúen las comunicaciones correspondientes de la presente resolución a través de medios digitales y/o telefónicos, página web, canales de atención comercial, redes sociales, medios gráficos y en las liquidaciones de servicio público, comunicando de forma clara el alcance de cada una de las opciones.

Asimismo, las concesionarias deberán remitir semanalmente al ENRE un informe con las suspensiones, modificaciones y/o resoluciones contractuales realizadas con fundamento en la Resolución.

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

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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Renovables y generación distribuida: entre promesa y realidad en tiempos del COVID-19

La energía no es ajena a la crisis global causada por la Pandemia del COVID-19, en este contexto tan difícil, vale la pena preguntarse respecto al presente y al futuro del sector eléctrico argentino y a la potencialidad de este momento para convertir a la crisis en una oportunidad.

En el reporte adjunto se argumenta que la volatilidad de los precios de los commodities energéticos y la presencia actual y, eventualmente futura, de crisis sanitarias y climáticas disruptivas, aconsejan seguir apostando por la diversificación de la matriz eléctrica como la mejor forma de garantizar la seguridad y continuidad del suministro en el largo plazo.

En tal contexto se analiza la realidad normativa de la generación distribuida de fuente renovable en particular, describiendo los principales aspectos de su regulación, ya que se argumenta que la actual coyuntura es favorable para fomentar tal modalidad.

En el reporte también se plantean con carácter introductorio los siguientes ejes:

  1. Necesidades relevantes del sector eléctrico en el corto plazo (preservación y recomposición de la cadena de pagos y de la sustentabilidad económico-financiera de corto y de largo plazo de los distintos actores del sector; finalización de la emergencia de la Ley 27.741 en el lapso legalmente previsto y funcionamiento del sector conforme a la Ley 24.065).
  2. Agenda de corto plazo para las renovables (posibilidad de la prórroga de plazos para la habilitación comercial e hitos intermedios en contratos con estructuración y/o construcción en marcha afectados por la crisis sanitaria y medidas adoptadas en consecuencia, tanto en el exterior como en el país; evaluación de una definición de pautas de salida y/o renegociación voluntaria para contratos que no tenían actividad con anterioridad al 12 de marzo de 2020  evaluando las particularidades de cada caso, pero con aplicación de criterios homogéneos y no discriminatorios).
  3. Aspectos de mediano y largo plazo:
    1. Definición de modalidades para la expansión de infraestructura de transmisión y con tal determinación, planificación de la forma a ser empleada para la instalación de potencia adicional de renovables necesaria para el cumplimiento del objetivo legal del 20% del consumo para 2025.
    2. Evaluación técnica y económica de una ampliación del objetivo de consumo antes mencionado con posterioridad a 2025.
    3. Continuidad de la diversificación de la matriz eléctrica y evaluación del rol de tecnologías térmicas eficientes, energía nuclear y centrales hidroeléctricas en tal objetivo.
    4. Evaluación de la incorporación y despliegue de tecnologías innovadoras que permitan robustecer el sistema y complementar el desarrollo de la energía distribuida, incluyendo almacenamiento, medición inteligente, gestión de demanda y movilidad eléctrica.
    5. Evaluación de oportunidades para profundizar la integración energética y eléctrica regional y los intercambios de oportunidad y de largo plazo de gas natural destinado a generación, y energía eléctrica en sí misma, con países vecinos.

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Una versión sintetizada del presente reporte se publica en la edición de hoy del portal energético Energía Estratégica y puede ser consultada aquí.

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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COVID-19: Reglamentación de la limitación a la interrupción de servicios esenciales

El día 18 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 173/2020 (la “Resolución”), dictada por el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación (“MDP”), que reglamenta las disposiciones del Decreto de necesidad y urgencia N° 311/2020 (el “Decreto”), que  suspendió el corte de suministro de servicios a ciertos usuarios (enumerados en dicha norma) de energía eléctrica, agua corriente, gas por redes, telefonía fija y móvil e internet y televisión por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, en caso de mora o falta de pago de hasta (3) facturas consecutivas o alternas con vencimientos desde el 1 de marzo de 2020, y por su parte, estableció precios máximos para la comercialización de gas licuado de petróleo (GLP).

A continuación, se exponen los aspectos más relevantes de la Resolución.

1. Creación de la Unidad de Coordinación

La Resolución crea la Unidad de Coordinación, con facultades de reglamentación, y a la cual se le encomienda la elaboración de un informe en el que se dé cuenta sobre la cantidad de usuarios alcanzados por el Decreto. Dicha Unidad será conformada por  miembros del MDP y representantes de órganos ministeriales con competencia en la materia, así como por integrantes de los respectivos entes reguladores de cada actividad.

2. Obligaciones para las empresas prestadoras

Las empresas prestadoras de los servicios alcanzados por la medida deberán remitir el listado de la totalidad de usuarios susceptibles de cortes cuya causa se motive en la falta de pago, a la Unidad de Coordinación, con  el fin de que la Unidad elabore el informe mencionado precedentemente y determine los casos en los cuales deberán suspenderse los avisos de corte.

Por otra parte, las empresas distribuidoras de energía eléctrica deberán informar a los Entes Reguladores nacionales y/o provinciales, a la Secretaría de Energía y a la Unidad de Coordinación, el conjunto de usuarios que cuentan con sistema de servicio prepago de energía eléctrica, cuya recarga correspondiente al período del mes de marzo del corriente y/o subsiguientes no se hubiere efectuado en tiempo y forma, y respecto de los cuales deberán brindar el servicio de manera normal y habitual durante el plazo (180) días. La misma obligación se impone para las empresas prestadoras del servicio de telefonía, internet y TV por cable, aunque el informe solo se deberá remitir a la Unidad de Coordinación en un plazo máximo de (15) días corridos a contar desde la publicación de la Resolución.

En caso de duda razonable con respecto a si un usuario se encuentra o no alcanzado por el artículo 3 del Decreto, la Resolución dispone que la empresa prestadora deberá intimarlo fehacientemente para que en el plazo de (5) días acredite dicha condición ante la autoridad regulatoria correspondiente, la cual notificará en el plazo de (5) días corridos a la empresa prestadora si el usuario resulta beneficiario de las disposiciones del Decreto y la Resolución.

Por su parte, el artículo 6 de la Resolución obliga a las empresas prestadoras a informar ante las autoridades regulatorias correspondientes, las condiciones y/o modalidad de los planes de pago que pondrán a disposición de los usuarios alcanzados por el artículo 3 del Decreto. A su vez, establece que, en el caso de las empresas prestadoras de los servicios de telefonía fija o móvil, Internet y TV por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, los planes de pago deberán prever ser abonados en al menos (3) cuotas mensuales, iguales y consecutivas, no pudiéndose aplicar intereses moratorios, compensatorios ni punitorios.

Por último, la Resolución les impone a las empresas prestadoras la obligación de consignar en las facturas y en las páginas web respectivas, el texto íntegro de la parte dispositiva del precitado decreto y el canal o medio de comunicación que dispondrán cada uno de los Entes Reguladores a fin de que los usuarios puedan realizar consultas y/o solicitar la inclusión en el régimen.

3. Canales de comunicación flexibles

Los usuarios de los servicios están facultados a efectuar cualquier comunicación mediante correo eléctrico, whatsapp, y/u otros canales de comunicación que se habiliten a tal efecto, en el contexto del aislamiento social y obligatorio vigente a la fecha.

4. Comercialización del gas licuado de petróleo

Finalmente, la Resolución prescribe que los precios del gas licuado de petróleo podrán fluctuar por niveles inferiores al establecido en el artículo 6 del Decreto, siempre y cuando los mecanismos de fijación de precios de dicho fluido así lo permitan.

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

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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COVID-19: Obras privadas de infraestructura energética

El día 7 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Decisión Administrativa N° 468/2020 (la “Decisión”), que exceptúa del cumplimiento del “aislamiento social, preventivo y obligatorio” dispuesto por el DNU 297/20 a los trabajadores afectados a obras privadas de infraestructura energética. La Decisión es dictada por el Jefe de Gabinete de Ministros en calidad de autoridad facultada para ampliar o reducir el listado de actividades y servicios declarados esenciales en el marco de la emergencia declarada a causa del COVID-19.

La Decisión establece también que, los desplazamientos de los trabajadores alcanzados por esta norma deben limitarse al estricto cumplimiento de dicha actividad y que, en todos los casos, los empleadores deberán garantizar las condiciones de higiene y seguridad establecidas por el Ministerio de Salud.

Por último, la Decisión estipula que las personas alcanzadas por la misma se encuentran obligados a tramitar el Certificado Único Habilitante para Circulación – Covid-19, impuesto en virtud de la Resolución N° 48/2020 del Ministerio del Interior de la Nación.

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

En el siguiente link se puede acceder a una comunicación importante del Estudio sobre la cuestión del Coronavirus.

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Intervenciones del ENRE y ENARGAS

El día 17 de marzo de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial de la República Argentina los Decretos N° 277/2020 y N° 278/2020 (los “Decretos”), que ordenan la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) y designan en calidad de interventores al Lic. Federico José Basualdo Richards y al Lic. Federico Bernal, respectivamente.

Los Decretos han sido dictados en el contexto de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y habilitó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente dichos entes, por el término de un (1) año.

Dicha Ley además facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las Leyes 24.065, 24.076 -que contemplan los marcos regulatorios de la energía eléctrica y gas natural- y demás normas concordantes, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de hasta ciento ochenta (180) días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020.

  1. Plazo de intervención

Ambos Decretos disponen la intervención del ENRE y el ENARGAS, según el caso, hasta el 31 de diciembre de 2020.

  1. Facultades de los interventores

Los Decretos confieren en los Interventores determinadas facultades, a saber:

(i) Realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalué los aspectos regulados por la Ley N° 27.541 relativos a las tarifas vigentes en transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente, con la eventual realización de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria vigente o de una revisión de carácter extraordinario que alcance todo lo pretérito actuado y sucedido en esta materia para volver a determinar una tarifa para los mencionados servicios públicos. Agregan los Decretos que, en caso de detectarse alguna anomalía, deberá informarse al Poder Ejecutivo Nacional, así como toda circunstancia que considere relevante, aportándose la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos correspondientes, proponiendo las acciones y medidas que en cada caso estime corresponda adoptar.

(ii) Iniciar un procedimiento de revisión de los concursos públicos de antecedentes que se sustanciaron con el objeto de cubrir el directorio de ambos entes, en un plazo de ciento ochenta (180) días, y en caso de que resuelva su anulación, o si hubiese concluido el plazo de mandato de alguno de ellos, deberá iniciar el proceso de selección de quienes los reemplazarán, de acuerdo con los términos previstos en el artículo 54 y subsiguientes de la Ley N° 24.076 o el artículo 58 y subsiguientes de la Ley N° 24.065.

  1. Cese de funciones de los actuales miembros de los directorios del ENRE y ENARGAS

Por último, los Decretos disponen la suspensión de las funciones de los actuales miembros del Directorio del ENARGAS y del ENRE en sus cargos, sin goce de sueldo, por el plazo en el que los entes se encuentren intervenidos.

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

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En el siguiente link se puede acceder a la publicación realizada por Nicolás Eliaschev sobre los aspectos energéticos de la Ley de Emergencia.

En el siguiente link se puede acceder a una comunicación importante del Estudio sobre la cuestión del Coronavirus.


Cambios en la remuneración de generadores, autogeneradores y cogeneradores del MEM: Derogación de Res. 1/2019 por la Res. 31/2020

A través de la Resolución Nº 31 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 31”), dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo, publicada en el Boletín Oficial el día 27 de febrero del 2020, se: (i) derogó la Resolución 1/2019 de la entonces Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico, que había sido dictada el 28 de febrero de 2019 (la “Resolución 1”); y (ii) aprobó un nuevo mecanismo de remuneración para generadores, autogeneradores y cogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), con efectos retroactivos al 1° de febrero de este año.

En los considerandos de la Resolución 31 se alude que dicha resolución se dicta en el marco de la Ley Nº 27.541 de solidaridad social y reactivación productiva y propender a asegurar la suficiente y calidad del abastecimiento según criterios de eficiencia que manda la Ley Nº 24.065 que contempla el marco regulatorio eléctrico.

Se indica además que esta Resolución 31 es dictada con el objeto de asegurar la sustentabilidad del MEM, a condiciones económicamente razonables, eficientes, y dado por la posibilidad de trasladar el costo de la generación de la energía a los usuarios finales.

La Resolución 31 alude, como fundamento para su dictado, a las abruptas variaciones en el tipo de cambio, lo cual impactaba en el esquema de remuneración previsto anteriormente en la Resolución 1.

A continuación, se describen los aspectos salientes de la norma.

  1. Alcance y vigencia de la Resolución 31

Se aprueba un nuevo mecanismo de remuneración para generación, cogeneración y autogeneración, convencional y renovable, que actúen sin tener un contrato de abastecimiento de energía eléctrica, con efectos a partir del 1° de febrero de 2020.

  1. Remuneración en pesos argentinos

Se introduce un nuevo esquema de remuneración que, a diferencia de la Resolución 1 derogada, prevé que las sumas pagadas a los agentes del MEM identificados más arriba serán nominadas y abonadas en pesos argentinos.

Sobre este punto, la Resolución 1 determinaba que la remuneración de dichos agentes se calculaba en dólares estadounidenses, y se abonaba en pesos argentinos, utilizando para su conversión la tasa de cambio publicada por el Banco Central de La República Argentina “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)”, del día anterior a la fecha de vencimiento de las transacciones económicas.

  1. Mecanismo de ajuste de la remuneración

Los valores establecidos en pesos argentinos en la Resolución 31 se actualizarán en forma mensual en función de una fórmula que contempla la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el INDEC.

Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.