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ROCH S.A. Capital/Financing Update 2016
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ROCH S.A.
PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES NO CONVERTIBLES EN ACCIONES POR UN VALOR NOMINAL DE HASTA
US$ 50.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS)
El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa de obligaciones negociables no convertibles en acciones por un valor nominal de hasta US$ 50.000.000 (Dólares estadounidenses cincuenta millones) (o su equivalente en otras monedas) creado por ROCH S.A. (“ROCH”, la “Sociedad” o la “Emisora”) para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones), de conformidad con la Ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificaciones (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y demás normas vigentes (el “Programa”), las cuales podrán ser subordinadas o no subordinadas, con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora (en forma indistinta, los “Valores Negociables” o las “Obligaciones Negociables”), en todos los casos de acuerdo con lo que sobre el particular se indique en el suplemento de precio correspondiente a una clase y/o serie. Las Obligaciones Negociables podrán estar denominados en pesos, en dólares estadounidenses o en cualquier otra moneda. El plazo de duración del Programa en virtud del cual podrán emitirse Obligaciones Negociables hasta el valor total máximo en circulación permitido será de 5 años contados desde la fecha de la autorización de oferta pública otorgada por la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) y sus renovaciones. Las Obligaciones Negociables emitidas en el marco del Programa serán emitidas en clases (cada una, una “Clase”) y cada clase podrá comprender una o más series (cada una, una “Serie”) de Obligaciones Negociables.
Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en el suplemento de precio correspondiente a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables (cada uno, un “Suplemento de Precio”). Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente. Los intereses serán pagaderos en las fechas y en las formas que se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente.
Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente (incluyendo sin limitación lo expuesto bajo “Factores de Riesgo” e “Información sobre la Emisora”)
| El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Emisora podrá optar por calificar cada una de las Clases o Series de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad en el respectivo Suplemento de Precio. Las calificaciones de riesgo no constituirán -ni podrán ser consideradas como- una recomendación de adquisición de las Obligaciones Negociables por parte de la Emisora o por parte de cualquier agente colocador participante en una Clase y/o Serie bajo el Programa.. |
De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en el respectivo Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados a funcionar por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos.
La creación del Programa ha sido autorizada por Resolución Nº 17.635 de fecha 9 de abril de 2015 de la CNV. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Sociedad y de los auditores que suscriben sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831 (tal como fuera modificada, la “Ley de Mercado de Capitales”). El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Emisora y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.
De acuerdo con lo previsto en el artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales la Emisora, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización -estos últimos en materia de su competencia-, y las personas que firmen el Prospecto serán responsables de la información incluida en el mismo. Los agentes colocadores que sean designados en un Suplemento de Precio de acuerdo con lo previsto en el Prospecto deben revisar diligentemente la información contenida en el mismo. Los terceros que opinen sobre ciertas partes del Prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que hubieren emitido opinión.
El presente Prospecto se encontrará a disposición de los interesados en las oficinas de la Emisora sitas en la Av. Eduardo Madero 1020, piso 21° (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina y/o de los agentes colocadores en los domicilios designados en relación con una Clase y/o Serie particular. Asimismo, el presente Prospecto podrá ser consultado en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”, y en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar).
La fecha de este Prospecto es 19 de diciembre de 2016
CONTENIDO
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES 3
RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 13
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 19
Información Clave sobre la EMISORA 32
RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS 36
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 56
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA 73
DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS 91
ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 92
DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN 96
Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA 116
Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo 143
Estados FINANCIEROS de ROCH 147
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES
Antes de tomar una decisión de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente (complementados, en su caso, por los avisos correspondientes).
Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Emisora, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido de este Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, impositivo y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.
Salvo por lo que se indique en la respectiva Clase de Obligaciones Negociables, no se ha autorizado a ningún organizador, agente colocador y/u otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el presente Prospecto y/o en el Suplemento de Precio correspondiente, y si se brindara y/o efectuara, dicha información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora.
Ni este Prospecto ni el Suplemento de Precio correspondiente constituirán una oferta de venta, y/o una invitación a formular ofertas de compra, de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de dicha oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en la que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o el Suplemento de Precio correspondiente y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que se realizaran dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora, ni los correspondientes agentes colocadores tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes. En relación con las restricciones para la venta de las Obligaciones Negociables, ver Sección “De la Oferta y la Negocación” más adelante en este Prospecto.
Se informa al público inversor que la información contenida sobre la Emisora en este Prospecto es correcta a la fecha del mismo.
EN LAS OFERTAS PÚBLICAS DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES LOS AGENTES COLOCADORES QUE PARTICIPEN EN SU COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA EMISORA O TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE DICHAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CONFORME CON EL ARTÍCULO 12, SECCIÓN IIV, CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE LA CNV Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). DICHAS OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) NO PODRÁN SER REALIZADAS POR MÁS DE UN AGENTE COLOCADOR DE LOS INTERVINIENTES EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN; (III) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR ALTERACIONES BRUSCAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN POR MEDIO DEL SISTEMA DE FORMACIÓN DE LIBRO O POR SUBASTA O LICITACIÓN PÚBLICA; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYAN NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN PODRÁ REALIZARSE A UN PRECIO SUPERIOR AL DE LA COLOCACIÓN INICIAL.
En caso que la Sociedad se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concurso, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes de quiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que sean aplicables.
A los fines de este Prospecto, salvo donde el contexto requiera otra interpretación, los términos “Compañía”, “nuestra Compañía”, “nuestra empresa”, “nosotros”, “nuestro”, “nuestra”, así como los términos “Sociedad” o la “Emisora” son referencias a ROCH.
A los fines de este Prospecto, “Argentina” significa la República Argentina, “pesos”, “$” o “Ps.” significa la moneda de curso legal en la Argentina; “Estados Unidos” significa los Estados Unidos de América, “dólares”, “dólares estadounidenses”, “USD” o “US$” significa la moneda de curso legal en los Estados Unidos. Las referencias a cualquier norma contenida en el presente Prospecto son referencias a las normas en cuestión incluyendo sus modificatorias y reglamentarias.
Diversos montos y porcentajes incluidos en el presente Prospecto han sido redondeados y, en consecuencia, su sumatoria puede no coincidir debido a dicha circunstancia.
La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea de Accionistas de la Sociedad de fecha 13 de noviembre de 2014, mientras que el Directorio de la Sociedad resolvió aprobar ciertos términos y condiciones específicos del Programa, subdelegar en ciertos de sus miembros la facultad de determinar los términos y condiciones definitivos del Programa y solicitar la autorización para su creación en su reunión de fecha 13 de noviembre de 2014.
AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA RELATIVA A LA PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO EL TERRORISMO
La Sociedad y/o los agentes colocadores podrán requerir a quienes deseen suscribir y/o a los tenedores de las Obligaciones Negociables, información relacionada con el cumplimiento del régimen aplicable en materia de prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo conforme con lo dispuesto por la Ley N° 25.246, sus modificaciones y reglamentaciones, o por disposiciones o requerimientos de la Unidad de Información Financiera. La Sociedad podrá rechazar las suscripciones cuando quien desee suscribir las Obligaciones Negociables en cuestión no proporcione, a satisfacción de la Sociedad y de los agentes colocadores, la información solicitada. Para mayor información, véase “Prevención de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo” del presente Prospecto.
DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN
DIRECTORES TITULARES Y SUPLENTES
De acuerdo a lo establecido en el artículo 9 del Estatuto Social de la Sociedad y en las normas legales vigentes, la dirección y administración de la Sociedad se encuentra a cargo de un Directorio compuesto por cinco a seis miembros titulares, que serán elegidos por Asamblea Ordinaria de Accionistas, fijando su número para cada ejercicio. El Directorio tiene los más amplios poderes y atribuciones para la dirección, organización y administración de la Sociedad, sin otras limitaciones que las que resultan de la legislación vigente y de los Estatutos Sociales. La elección de los miembros se realizará acorde al procedimiento establecido en el Estatuto Social y, en caso de no presentarse una lista única, se celebrarán asambleas especiales por cada clase de acciones. Por favor ver la Sección “Información Adicional” de este Prospecto.
Los Directores duran un ejercicio en sus funciones, pudiendo ser reelectos indefinidamente, según lo decida la Asamblea Ordinaria de Accionistas. El mandato de cada director se entiende prorrogado hasta el día en que sea reelegido o que sea designado su reemplazante. El Directorio sesiona válidamente con la mayoría absoluta de sus miembros y resuelve por mayoría de miembros presentes.
A continuación se detalla la actual composición del Directorio de la Sociedad designado por la Asamblea Ordinaria de fecha 6 de abril de 2016, indicando la fecha en la cual sus integrantes fueron designados originalmente para cumplir sus actuales funciones como tales.
| Nombre y Apellido | CUIT/CUIL | Cargo | Designación Original en el cargo: | Vencimiento del Mandato |
| Ricardo Omar Chacra | 20-08275723-7 | Presidente | 19/04/1990 | 31/12/2016 |
| Iris Méndez | 27-12625425-9 | Vicepresidente | 31/08/2007 | 31/12/2016 |
| Ricardo Omar Chacra | 20-08275723-7 | Director Titular | 19/04/1990 | 31/12/2016 |
| Iris Méndez | 20-08275723-7 | Director Titular | 18/07/1997 | 31/12/2016 |
| Silvana Lorena Chacra | 27-26096214-6 | Director Titular | 18/07/1997 | 31/12/2016 |
| Javier Patricio Chacra | 20-27940389-5 | Director Titular | 16/05/2014 | 31/12/2016 |
| Juan Sebastián Ron | 20-26114912-6 | Director Titular | 06/04/2016 | 31/12/2016 |
| Ivana Karina Román | 27-21850380-8 | Director Titular | 24/10/2013 | 31/12/2016 |
| Julio César Bravo | 20-10891115-9 | Director Suplente | 15/04/2014 | 31/12/2016 |
| Evelyn Soraya Chacra | 27-32191836-6 | Director Suplente | 24/10/2013 | 31/12/2016 |
| Fernando Jorge Saudino | 20-08702461-0 | Director Suplente | 24/10/2013 | 31/12/2016 |
| Jorge Luis Martinez | 20-111613567-2 | Director Suplente | 30/04/2015 | 31/12/2016 |
| Silvina Verónica Román Ernesto Silvio Fernández | 27-22589230-5 20-20201249-4 | Director Suplente Director Suplente | 06/04/2016 06/04/2016 | 31/12/2016 31/12/2016 |
Seguidamente se efectúa una breve descripción que contiene los principales antecedentes profesionales de los Directores de la Sociedad:
Ricardo Omar Chacra: Ocupa el cargo de Presidente del Directorio de la Sociedad. Nacido el 2 de mayo de 1950. Titular de la DNI N° 8.275.823 y del CUIT N° 20-08275723-7, con domicilio en la calle Zabala 2136, piso 15, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires. Realizó una Maestría en Ingeniería del Petróleo en la Universidad de Buenos Aires. El Ingeniero Chacra comenzó su carrera en 1975 en el departamento de Minería y Geología de la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) formando parte del grupo de trabajo de recuperación secundaria y terciaria y estudios especiales. En febrero de 1978 formó parte del Departamento Técnico de la compañía petrolera Inalruco. En 1980 fue jefe de Ingeniería de operaciones por recuperación primaria e inyección de agua en las áreas Piedras Coloradas y Estructura Intermedia para O.P.C. En 1981 fue jefe del Departamento de Ingeniería de Reservorios de APCO INC. Argentina estando a cargo de estudios especiales. En 1985 alcanzó la gerencia del sector de Ingeniería de esta compañía, llegando a ser Director suplente de la Petrolera Perez Companc. Luego de esto, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras S.A. (CAPSA) como Gerente de Operaciones Petroleras donde estuvo a cargo de la totalidad de las operaciones de la Compañía, en áreas de explotación y exploración tanto on-shore como off-shore. A finales de 1990 el Ing. Chacra fundó ROCH S.A. siendo su Presidente hasta el presente. Comenzó su actividad académica en la Facultad de Ingeniería en la Universidad de Buenos Aires como profesor asistente en las materias “Termodinámica” e “Industrias I”. Posteriormente coordinó el curso introductorio de la Facultad de Ingeniería, dictado en el Centro Argentino de Ingenieros, donde también dictó el curso de Matemáticas. Asimismo, el Sr. Chacra es actualmente vicepresidente de Infoil S.A.
Iris Méndez: Ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de la Sociedad. Nacida el 21 de junio de 1956. Titular del DNI N° 12.625.425 y del CUIT N° 27-12625425-9, con domicilio en República Árabe Siria 2920 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires. Realizó un posgrado en Derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Comenzó su carrera profesional en Bridas S.A.P.I.C. – Servoil desempeñándose en los departamentos de Contabilidad, Auditoría Planificación y Control de Gestión. desde el año 1978 a 1984. Entre los años 1985 y 1989 fue Jefe Contable en Pittsburg Argentina. En 1990, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA), en el área de Administración y Finanzas. Desde el año 1991 la Sra. Méndez ha sido Gerente de Administración y Finanzas de ROCH, donde es responsable de los departamentos de Contabilidad, Impuestos, Sistemas, Planificación y Control de Gestión. A partir del año 1997 es miembro del Directorio y Vice-presidente de G&A incorporando bajo su responsabilidad las áreas de Legales, Comercial y Desarrollo de negocios. Adicionalmente representa a la compañía en Comités Operativos de UTEs y ante autoridades nacionales, provinciales, organismos multilaterales de crédito (International Financial Corporation), instituciones bancarias y financieras y clientes. Ocupa el cargo de Vice-presidente del Directorio desde el año 2007. La Sra. Méndez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Silvana Lorena Chacra: Director Titular. Nacida el 18 de junio de 1977. Titular del DNI N° 26.096.214 y del CUIT N° 27-26096214-6, con domicilio en O’Higgins 1865, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es pscicóloga egresada de la Universidad de Belgrano en el año 2004. Ingresó a la compañía en el año 1997 en el sector de Personal, realizando desde entonces un largo recorrido hasta ser nombrada directora de Recursos Humanos y Relaciones Laborales. Sus primeras funciones fueron relacionadas a liquidaciones de sueldo, luego en el año 2002 pasó a ser jefa de liquidaciones y recursos humanos. En el 2006 tomó el cargo de gerente de recursos humanos y relaciones laborales, el cual desempeña hasta el día de hoy. En el 2007 con el ingreso del IFC (International Financial Corporation) sumó a sus responsabilidades la de Líder de Gobierno Corporativo. Fue nombrada directora titular en el año 1997, cargo que ocupa hasta la fecha. La Sra. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Javier Patricio Chacra: Director Titular. Nacido el 17 de enero de 1980. Titular del DNI N° 27.940.389 y del CUIT N° 20-27940389-5, con domicilio en Amenabar 1361, piso 3, departamento “A”, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Licenciado en Ciencias Antropológicas y Licenciado en Filosofía graduado en la Universidad de Buenos Aires. Entre los años 1998 a 2003 se desempeño en el departamento de compras de la Sociedad. Entre los años 2006 a 2008 pasó a desempeñarse como Responsable de Relaciones Institucionales, cargo que retomó en el año 2011 y que ocupa hasta el presente. El Sr. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Ivana Karina Román: Director Titular. Nacida el 14 de octubre de 1970. Titular del DNI N° 21.850.380 y del CUIT N° 27-21850380-8, con domicilio en Avenida Del Libertador número 350, piso 9, Partido de Vicente Lopez, Provincia de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es Presidente del Directorio de Puerto Asis Argentina S.A., la compañía holding de inversiones que forma parte de Organización Román, un Family Office con sede en Argentina. Con anterioridad fue CEO de ITL Holding (Exolgan, Exologística, LPI), compañía al servicio del comercio exterior y la cadena de abastecimiento, integrando terminal de contenedores, almacenamiento de mercaderías, logística in house y servicio de distribución.
Juan Sebastián Ron: Director Titular. Nacido el 7 de septiembre de 1977. Titular del DNI N° 26.114.912 y del CUIT N° 20-26114912-6, con domicilio en Avenida Del Libertador 350, piso 9, Vicente Lopez, Provincia de Buenos Aires. Es Contador Público de la Universidad de San Andrés. En el 2000 ingresó en J.P. Morgan en Nueva York como analista financiero para Mercados Emergentes y luego en el grupo de Fusiones y Adquisiciones de Latinoamérica. A finales de 2002, se mudó a Buenos Aires, donde fue Director Ejecutivo responsable del negocio de banca de inversión para el banco en Argentina y Uruguay y otras asignaciones para la región. En 2014, se incorporó a Puerto Asis Argentina S.A. como CEO y Director.
Julio César Bravo: Director Suplente. Nacido el 19 de octubre de 1953. Titular del DNI N° 10.891.115 y del CUIL N° 20-10891115-9, con domicilio en Agueda de Medela 435, “B”, Capellán, Cipolletti, Provincia de Río Negro. El Sr. Bravo es Técnico Mecánico. El inicio en la actividad petrolera fue en YPF en 1977 como supervisor de producción en áreas de Plaza Huincul, Neuquén y Río Negro. En 1979 ingresó a Pluspetrol donde se desempeñó como Jefe de Producción en Yacimiento Centenario y Yacimiento Anticlinal Campamento, ambos en la provincia del Neuquén. Entre los años 1982 y 1989 se desempeñó para Apco Argentina Inc., Yacimiento Anticlinal Campamento (Neuquén) como Jefe de Producción. En el año 1989 pasa a Cadipsa donde se desempeñó como Jefe del área Meseta Espinoza en la Provincia de Santa Cruz. En el año 1990 ingresa a Roch donde se desempeñó como Jefe de Producción en Yacimiento Cajón de los Caballos y Molina (Mendoza); Gerente de Yacimiento Bella Vista Oeste (Chubut) y como Gerente del área Sur Río Deseado Este (Santa Cruz). Desde el año 2008 hasta la cesión de la participación de ROCH, se desempeñó como Gerente del área Coirón Amargo (Neuquén). El Sr. Bravo no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Evelyn Soraya Chacra: Director Suplente. Nacida el 12 de febrero de 1986. Titular del DNI N° 32.191.836 y del CUIL N° 27-32191836-6, con domicilio en la calle Charlone 555, piso 7° departamento 8° , Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Entre los años 2004 a 2008 se desempeñó en el departamento de compras de la Sociedad. En mayo de 2015 se reincorporó al departamento de compras de la Sociedad y actualmente se desempeña en el Departamento de Control de Gestión. Fue nombrada directora suplente en el año 2013. La Sra. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Fernando Jorge Saudino: Director Suplente. Nacido el 2 de agosto de 1946. Titular del DNI N° 8.070.2461 y del CUIL N° 20-08702461-0, con domicilio en la calle 9 de julio 538, Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Técnico Mecánico. E.N.E.T. Nº 1 Domingo F. Sarmiento, Mar del Plata. El inicio en la actividad petrolera fue en diciembre de 1969 en Halliburton. Además trabajó en YPF y Gas del Estado. En 1976 ingresa en Pérez Companc como supervisor de mantenimiento y desde 1981 hasta 1986 se desempeña como jefe del departamento Mantenimiento en las plantas de captación y tratamiento de gas en Tierra del Fuego. En 1987 pasa a Ingeniería SIMA S.A. como Jefe de obra e interviene en la construcción de distinto gasoductos para YPF y Gas del Estado. Desde 1989 hasta 1991 es Jefe de Base para Astra Evangelista en Río Grande, Tierra del Fuego.En septiembre de 1991 ingresa ROCH S.A. en Tierra de Fuego y se hace cargo de la instalación y manejo de las plantas de gas. Desde 1996 hasta septiembre de 2016 ocupó el cargo de Gerente de Yacimiento para las operaciones de las Áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura. Es destacable su participación como Presidente de la Seccional Tierra del Fuego del IAPG desde el año 1997 hasta marzo de 2010. El Sr. Saudino no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Jorge Luis Martinez: Director Suplente. Nacido el 10 de mayo de 1955. Titular del DNI N° 11.613.567 y del CUIL N° 20-111613567-2, con domicilio en la calle Cuenca 1647, Quilmes, Provincia de Buenos Aires. Es Ingeniero Químico egresado de la Universidad Nacional de La Plata. El inicio en la actividad petrolera fue en INLAB S.A. en 1980 como supervisor de ensayos PVT y de Mecánica de los fluidos. En 1985 ingresó a Apco Argentina Inc. en el area de Ingeniería de reservorios. En el año 1988 pasa a Cía. Naviera Perez Companc como Ingeniero de reservorio en yacimiento de la Cuenca Neuquina y Areas en Bolivia. En el año 1995 ingresa a Roch S.A. donde se desempeñó como Ingeniero de reservorios, Gerente de Operaciones y Gerente Técnico. En el año 2007 ingresa a la UTE Necon S.A. Petróleos Sudamericanos S.A. ocupando el cargo de Gerente General. En el año 2013 regresa a Roch S.A. ocupando el cargo de Gerente de Reservorios. El Ing. Martínez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Silvina Verónica Román: Director Suplente. Nacida el 22 de enero de 1972. Titular del DNI N°22.589.230 y del CUIT N° 27-22589230-5, con domicilio en Avenida Del Libertador 350, piso 9, Vicente López, Provincia de Buenos Aires. Posee una licenciatura en Marketing de la Universidad Argentina de la Empresa. Entre los años 1991 y 2008, ocupó posiciones de alta gerencia en Roman SAC e ITL Holding (Exolgan, Exologística, LPI). Actualmente es Vicepresidente del Directorio de Puerto Asis Argentina S.A.
Ernesto Silvio Fernández: Director Suplente. Nacido el 5 de abril de 1968. Titular del DNI N°20.201.249 y del CUIT N° 20-20201249-4, con domicilio en Avenida Del Libertador 350, piso 9, Vicente López, Provincia de Buenos Aires. Es Contador Público graduado en la Universidad de Buenos Aires y posee un MBA de la Universidad del Salvador. Entre los años 1992 y 2001 trabajó en Price Waterhouse & Co y entre 2001 y 2008 en Roman SAC e ITL Holding (Exolgan, Exologística, LPI). Actualmente es Controller de Puerto Asís, director de Exotrade y director de Pampas ARG.
No existen contratos de locación de servicios de los directores con la Sociedad o cualquiera de sus subsidiarias que provean beneficios luego de la terminación de sus mandatos.
Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los Directores
A continuación se informa el carácter de “independientes” o “no independientes” que reviste cada uno de los miembros del Directorio de la Sociedad en conformidad con la Ley de Mercado de Capitales y a la normativa vigente de la CNV:
| Nombre y Apellido | Carácter |
| Ricardo Omar Chacra | No independiente |
| Iris Méndez | No independiente |
| Silvana Lorena Chacra | No independiente |
| Javier Patricio Chacra | No independiente |
| Juan Sebastián Ron | No independiente |
| Ivana Karina Román | No independiente |
| Julio César Bravo | No independiente |
| Evelyn Soraya Chacra | No independiente |
| Fernando Jorge Saudino | No independiente |
| Jorge Luis Martinez Silvina Verónica Román Ernesto Silvio Fernández | No independiente No independiente No independiente |
GERENTES
| Nombre y Apellido | Cargo | Designación Original en el cargo |
| Íris Méndez | Vicepresidente de Administración y Finanzas | 18/07/1997 |
| Juan Carlos Rodríguez | Vicepresidente de Exploración y Producción | 01/08/2007 |
| Silvana Lorena Chacra | Gerente de Recursos Humanos | 01/01/2004 |
Seguidamente se efectúa una breve descripción que contiene los principales antecedentes profesionales de los Gerentes de la Sociedad:
Iris Méndez: Ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de la Sociedad. Nacida el 21 de junio de 1956. Titular del DNI N° 12.625.425 y del CUIT N° 27-12625425-9, con domicilio en República Árabe Siria 2920 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires. Realizó un posgrado en Derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Comenzó su carrera profesional en Bridas S.A.P.I.C. – Servoil desempeñándose en los departamentos de Contabilidad, Auditoría Planificación y Control de Gestión. desde el año 1978 a 1984. Entre los años 1985 y 1989 fue Jefe Contable en Pittsburg Argentina. En 1990, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA), en el área de Administración y Finanzas. Desde el año 1991 la Sra. Méndez ha sido Gerente de Administración y Finanzas de ROCH, donde es responsable de los departamentos de Contabilidad, Impuestos, Sistemas, Planificación y Control de Gestión. A partir del año 1997 es miembro del Directorio y Vice-presidente de G&A incorporando bajo su responsabilidad las áreas de Legales, Comercial y Desarrollo de negocios. Adicionalmente representa a la compañía en Comités Operativos de UTEs y ante autoridades nacionales, provinciales, organismos multilaterales de crédito (IFC), instituciones bancarias y financieras y clientes. Ocupa el cargo de Vice-presidente del Directorio desde el año 2007. La Sra. Méndez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Juan Carlos Rodríguez: Nacido el 15 de abril de 1954. Titular DNI N° 10.762.717 y del CUIL N° 20-10762717-1, con domicilio en Av. Santa Fe 1220, piso 2, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Ingeniero en Petróleo graduado de la Universidad Nacional de Cuyo en el año 1977. Comienzó sus actividades profesionales en el año 1978 en YPF como Ingeniero de Reservorios Junior con sede en Plaza Huincul, Provincia de Neuquén, Argentina. Desde 1979 hasta 1988 se desempeñó en el área de reservorios y como Jefe de Ingeniería en la empresa Astra Capsa S.A. Desde 1991 hasta 1995 cumple funciones de Gerente de Operaciones e Ingeniería en Petróleo en Cadipsa S.A. En 1995 ingresa a Vintage Oil Argentina Inc. (subsidiaria de VPI) como Gerente de Producción, llegando a la Vice-Presidencia de Producción. Cuando en el año 2005, la empresa Occidental Argentina Inc. (Oxy) compra Vintage Oil, se desempeña como Vice-Presidente de Operaciones de Campo. En el año 2007, ingresa a la empresa Roch S.A. como Vice-Presidente de Exploración y Producción teniendo a su cargo un equipo de trabajo en Buenos Aires y áreas ubicadas en las provincias de Tierra del Fuego, Mendoza, Santa Cruz y Neuquén. Lideró el equipo de trabajo técnico en el proceso de adquisición de las nuevas áreas de la provincia de Santa Cruz. Entre sus principales tareas, se destaca la supervisión de la producción en todas las áreas, aprobación de planes de perforación, terminación e intervención de pozos. Representa a la compañía en reuniones de Comités Operativos de UTEs con autoridades naciones y provinciales. El Sr. Rodríguez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
Silvana Lorena Chacra: Director Titular. Nacida el 18 de junio de 1977. Titular del DNI N° 26.096.214 y del CUIT N° 27-26096214-6, con domicilio en O’Higgins 1865, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es pscicóloga egresada de la Universidad de Belgrano en el año 2004. Ingresó a la compañía en el año 1997 en el sector de Personal, realizando desde entonces un largo recorrido hasta ser nombrada directora de Recursos Humanos y Relaciones Laborales. Sus primeras funciones fueron relacionadas a liquidaciones de sueldo, luego en el año 2002 pasó a ser jefa de liquidaciones y recursos humanos. En el 2006 tomó el cargo de gerente de recursos humanos y relaciones laborales, el cual desempeña hasta el día de hoy. En el 2007 con el ingreso del IFC (International Financial Corporation) sumó a sus responsabilidades la de Líder de Gobierno Corporativo. Fue nombrada directora titular en el año 1997, cargo que ocupa hasta la fecha. La Sra. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.
ORGANO DE FISCALIZACIÓN
La fiscalización de la Sociedad es ejercida por una Comisión Fiscalizadora compuesta actualmente por 3 Síndicos titulares y 3 Síndicos suplentes, designados por la Asamblea Ordinaria de Accionistas de fecha 6 de abril de 2016. Los Síndicos duran 1 ejercicio en sus funciones.
Las decisiones se toman con la presencia y el voto favorable de la mayoría de sus miembros.
A continuación se detalla la composición de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad y la fecha en la cual sus integrantes fueron originalmente designados para cumplir funciones como tales:
| Nombre y apellido | Cargo | Vencimiento del Mandato | Designación Original |
| Héctor Horacio Raffo Héctor Horacio Raffo | Presidente Síndico Titular | 31/12/2016 31/12/2016 | 24/10/2013 24/10/2013 |
| Gustavo Félix Arturo Penna | Síndico Titular | 31/12/2016 | 24/10/2013 |
| Gustavo René Chesta | Síndico Titular | 31/12/2016 | 24/10/2013 |
| Eduardo Chehtman | Síndico Suplente | 31/12/2016 | 15/04/2014 |
| Rubén Adrián Ramaioli | Síndico Suplente | 31/12/2016 | 24/10/2013 |
| Gonzalo Urien Berri | Síndico Suplente | 31/12/2016 | 24/10/2013 |
A continuación se indican los principales antecedentes profesionales de los integrantes de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad y los Órganos de Administración y/o de Fiscalización de otras empresas a los cuales pertenecen actualmente:
Héctor Horacio Raffo: Síndico Titular. Nacido el 7 de mayo de 1950. Titular del DNI 8.400.128 y CUIT 20-08400128-8. Con domicilio real en la calle Ayacucho 1082, piso 6, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Abogado recibido en la Universidad de Buenos Aires en diciembre de 1973. Socio del Estudio Chehtman (Año 1981 a la fecha). Integra el capitulo argentino de Consulegis EEIG, organización internacional de abogados con sede en Suiza y representaciones en más de 60 países del mundo. Asesor de la Secretaría de Planeamiento y Urbanismo de la Municipalidad de la Ciudad de Buenos Aires. (Año 1992). Asesor de la Presidencia del Directorio de Provincia ART S.A. (2001/2002). Gerente de Asuntos Legales Provincia ART S.A. (2002/2003). Director Suplente de Instituto Acevedo S.A. (desde el año 2015). Síndico Titular de Dak Americas Argentina S.A. (desde junio de 2016). Síndico Titular de Ecopek S.A. (Desde junio de 2016). Actuación en Cámaras Empresariales: Miembro del Consejo Directivo de la Cámara Argentino-Peruana (Año 1998/2000).
Gustavo Félix Arturo Penna: Síndico Titular. Nacido el 28 de abril de 1965. Titular del DNI N° 17.054.403 y del CUIT N° 20-17054403-0, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1995. Entre los años 1993 y 1997 formó parte del Estudio Urien, de 1997 hasta la actualidad forma parte de la firma Mazars - Estudio Urien & Asociados desempeñándose como socio en el departamento de impuestos. Dentro de su experiencia profesional se destaca en el sector industrial, de servicios, banca y seguros, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Lincoln Electric S.A., Bonduelle Argentina S.A., Godrej Group, Inergy Automotive Systems Arg. S.A., Patagonia Bioenergía S.A., Plastic Omnium S.A., SAS Automotriz Argentina S.A., Adecco Argentina S.A., Connectis ICT Services S.A., Sofrecom Argentina S.A., Grupo QBE Argentina, Banco Cetelem S.A., entre otros. El Sr. Penna forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Robert Bosch Argentina Industrial S.A., GB Ingredientes S.A., Indra S.A., SAF Argentina S.A. (sindico suplente), Banco Cetelem Argentina S.A., Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Adecco Argentina S.A. (síndico suplente), Adecco Recursos Humanos S.A. (síndico suplente), Adecco Specialties S.A. (síndico suplente), Locadora de Autos S.A. (síndico suplente), Peugeot Citroen Argentina S.A. (síndico suplente), Circulo de Inversores S.A. (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. (síndico suplente), PSA Finance Argentina Compañía Financiera (síndico suplente), Cardif Seguros S.A., Orange Business Services Argentina S.A., QBE La Buenos Aires S.A. y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A.
Gustavo René Chesta: Síndico Titular. Nacido el 1 de octubre de 1959. Titular del DNI N° 13.712.022 y del CUIT N° 20-13712022-5, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1980. Entre los años 1981 y 1983 formó parte del Estudio Adolfo Peñalba y Asociados desempeñándose como Senior del departamento de auditoría, entre los años 1983 y 1987 formó parte del Estudio Lisdero y Asociados desempeñándose como Supervisor y Gerente del departamento de auditoría, desde 1987 hasta la actualidad forma parte de la firma Mazars - Estudio Urien & Asociados desempeñándose como socio de la firma. Dentro de su experiencia profesional se destacan: due dilligences, sindicatura, auditorías financieras, control interno, experiencia en NIIF, con una amplia experiencia profesional en los sectores de energía, retail, construcción, seguros, logística, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Nación Factoring S.A. Iberconsa Argentina S.A., Caputo S.A., Central Nuclear Atucha II, Grupo Publicis, Schneider Electric S.A., SAF Argentina S.A., Inergy Automotive Systems, CH2M HILL S.A., SCOR Globan P&C SE Suc. Argentina, entre otros. El Sr. Chesta forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Adecco Argentina S.A., Adecco Recursos Humanos S.A., Adecco Specialties S.A., Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Cetelem Gestión S.A., Circulo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados, Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados, Google Argentina S.R.L., Peugeot Citroen Argentina S.A., Indra S.A., Inergy Automotive System Argentina S.A., Locadora de Autos S.A., CH2M Hill Argentina S.A., Empresa Neviera Petrolera Atlántica Argentina S.A., Pierre Fabre Dermo Cosmetique Argentina S.A., Ravofarm Argentina S.A., SES S.A., Sofrecom Argentina S.A., SAF Argentina S.A., Robert Bosch Argentina Industrial S.A. (síndico suplente), GB Ingredientes S.A. (síndico suplente), PSA Finance Argentina Compañía Financiera, Cardif Seguros S.A., QBE La Buenos Aires S.A. y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A.
Eduardo Chehtman: Síndico Suplente. Nacido el 4 de mayo de 1943. Titular del DNI 4.408.770 y del CUIT 20-4408770-8. Domicilio real en Alvear 1848, piso 7º, Ciudad Autónoma de de Buenos Aires. Abogado. Recibido en la Universidad de Buenos Aires en marzo de 1967. Se desempeñó como Profesor Interino en la Cátedra de Derecho Comercial, Parte General, en el año 1973 y como Jefe de Trabajos Prácticos en la Cátedra de Derecho Comercial, Parte General, en 1974. Fue Asesor de la Secretaría de Vivienda y Urbanismo de la Nación (noviembre 1973 a julio 1975) y del Banco Hipotecario Nacional. Tiene a su cargo la dirección del Estudio Jurídico Estudio Chehtman Abogados y está asociado con el Estudio Jurídico Weissberg Gaetjens Ziegenfeuter y Asocies, 1 bis Avenue de Lowendal, París, Francia. Integra el capitulo argentino de Consulegis EEIG, organización internacional de abogados con sede en Suiza y representaciones en más de 60 países del mundo. Miembro de la Inter-American Bar Association. Director de Provincia ART S.A. en los años 2001 a 2003. Director Titular de Dak Americas Argentina S.A. entre los años 2007 al 2011. Director Titular de Europ Assistance Argentina Sociedad Anónima hasta el año 2009. Actualmente se desempeña como: Vice Presidente del Directorio de Layher Sudamericana S.A. Presidente del Directorio de CITO S.A. Presidente del Directorio de Acacia Inversiones S.A. Síndico Suplente de CabelmaPet S.A. Actuación en Cámaras Empresariales: Se desempeñó como Vicepresidente de la Cámara Argentina Portuguesa de Comercio. Miembro del Consejo Directivo de la Cámara Argentino-Peruana (Año 1998/2000). Integra actualmente la Comisión de la Cámara Argentino Mexicana.
Ruben Adrián Ramaioli: Síndico Suplente. Nacido el 12 de marzo de 1974. Titular del DNI N° 23.864.473 y del CUIT N° 23-23864473-9, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Morón en el año 1997. Realizó un Master en Finanzas Corporativas en el año 2000 en la Universidad del CEMA. Entre los años 1994 y 1996 formó parte de la firma LUA (Compañía de Seguros) desempeñándose como Administrativo, entre los años 1996 y 2002 formó parte de la firma Arthur Andersen desempeñándose como Senior en el departamento de auditoría, entre los años 2002 y 2004 formó parte de Deloitte desempeñándose como Senior Experimentado en el departamento de auditoría, desde el 2004 hasta la actualidad forma parte de la firma Mazars - Estudio Urien & Asociados desempeñándose como socio de la firma. Dentro de su experiencia profesional se destacan: los due diligence, auditoría, control interno, con una amplia experiencia profesional en los sectores de banca, electricidad, industria de la pesca, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Ituran Argentina S.A., Central Nuclear Atucha II, Grupo Publicis, Schneider Electric, SAS, Inergy Automotive Systems S.A., Cetelem Gestión S.A., Godrej Group, entre otros.El Sr. Ramaioli forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Banco Cetelem Argentina S.A. (síndico suplente), Capdo S.A. (síndico suplente), Círculo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Peugeot Citroen Argentina S.A. (síndico suplente), Indra S.A. (síndico suplente), Locadora de Autos S.A. (síndico suplente), QBE La Buenos Aires S.A. (síndico suplente) y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A. (síndico suplente).
Gonzalo Urien Berri: Síndico Suplente. Nacido el 26 de diciembre de 1956. Titular del DNI N° 12.902.373 y del CUIT N° 20-12902373-3, con domicilio en Avenida Quintana 585, piso 8º, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1980. Entre los años 1980 y 1982 formó parte de la firma Suizo Argentina Cía. de Seguros S.A. desempeñándose como Supervisor y Gerente del departamento de auditoría, desde 1982 hasta la actualidad forma parte de la firma Mazars - Estudio Urien & Asociados desempeñándose como socio fundador de la firma. Se destaca su experiencia profesional en due diligences, sindicaturas, auditorías financieras, control interno, con una amplia experiencia en los sectores de seguros, banca, software, retail, comunicaciones y automotriz, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Axa Assistance, Cetelem - BNP Paribas, Román Servicios S.A, Inergy Automotive Systems S.A., Vial Agro S.A., Invitrogen S.A., Lincoln Electric S.A., entre otros.El Sr. Berri forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Circulo de Inversores S.A., Estilo de Inversores S.A., Peugeot Citroen Argentina S.A., Indra S.A., Locadora de Autos S.A., Sofrecom Argentina S.A. (síndico suplente), Google Argentina S.R.L. (síndico suplente), Inergy Automotive Sustem Argentina S.A. (síndico suplente), Empresa Neviera Petrolera Atlántica Argentina S.A, (síndico suplente), Pierre Fabre Dermo Cosmetique Argentina S.A. (síndico suplente), Rovafarm Argenitna S.A. (síndico suplente), SBS S.A. (síndico suplente), Banco Cetelem Argentina S.A., PSA Finance Argentina Compañía, Cardif Seguros S.A., QBE La Buenos Aires S.A. y QBE Compañía Argentian de Reaseguro S.A.
Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los miembros de la Comisión Fiscalizadora
| Nombre y Apellido | Carácter |
| Héctor Horacio Raffo | Independiente |
| Gustavo Félix Arturo Penna | Independiente |
| Gustavo René Chesta | Independiente |
| Eduardo Chehtman | Independiente |
| Rubén Adrián Ramasioli | Independiente |
| Gonzalo Urien Berri | Independiente |
ASESORES
El Estudio Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, con domicilio en Ing. Butty 275, Piso 12 (C1001AFA), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, asesora legalmente a la Emisora en la creación del Programa, su actualización y la emisión de las Obligaciones Negociables.
El Estudio Schindel Consultores Tributarios, con domicilio en la calle Montevideo 496, piso 8 (C1019AB), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, asesora impositivamente a la Emisora.
AUDITORES
Deloitte & Co. S.A. (“Deloitte”), con domicilio en Florida 234, piso 5, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula profesional del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, han sido auditores externos de la Sociedad durante los tres (3) ejercicios anteriores a la solicitud de oferta pública del Programa. Dichos auditores tienen mandato vigente para auditar a la Emisora. Deloitte se refiere a una o más de las firmas miembros de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una compañía privada del Reino Unido limitada por garantía (“DTTL”), y su red de firmas miembros, y sus entidades relacionadas. DTTL y cada una de sus firmas miembro son entidades únicas e independientes y legalmente separadas. DTTL (también conocida como “Deloitte Global”) no brinda servicios a los clientes. Una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/about.
Deloitte Touche Tohmatsu Limited es una compañía privada limitada por garantía constituida en Inglaterra y Gales bajo el número de compañía 07271800, con domicilio legal en Hill House, 1 Little New Street, London, EC4a, 3TR, United Kingdom.
Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales de la Sociedad fueron los siguientes:
| Fecha | Auditor | DNI | CUIT | Estudio contable | Domicilio | Matrícula |
| 31 de diciembre de 2013 | Fernando G. Del Pozo | 20.250.994 | 20-20250994-1 | Deloitte & Co. S.A. | Florida 234, Piso 5°, CABA | T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A. |
| 31 de diciembre de 2014 | Fernando G. Del Pozo | 20.250.994 | 20-20250994-1 | Deloitte & Co. S.A. | Florida 234, Piso 5°, CABA | T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A. |
| 31 de diciembre de 2015 | Fernando G. Del Pozo | 20.250.994 | 20-20250994-1 | Deloitte & Co. S.A | Florida 234, Piso 5°, CABA | T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A. |
C.P.C.E.C.A.B.A.: Consejo de Profesionales de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Los auditores de los estados financieros al 30 de septiembre de 2016 y 2015 de la Sociedad fueron los siguientes:
| Fecha | Auditor | DNI | CUIT | Estudio contable | Domicilio | Matrícula |
| 30 de septiembre de 2015 | Fernando G. Del Pozo | 20.250.994 | 20-20250994-1 | Deloitte & Co. S.A. | Florida 234, Piso 5°, CABA | T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A. |
| 30 de septiembre de 2016 | Guillermo D. Cohen | 20.200.181 | 20-20200181-6 | Deloitte & Co. S.A | Florida 234, Piso 5°, CABA | T° 233 F°73 – C.P.C.E.C.A.B.A. |
C.P.C.E.C.A.B.A.: Consejo de Profesionales de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA
El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se describen en la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente, y está condicionado en su totalidad por la información más detallada contenida en este Prospecto. Las palabras y expresiones utilizadas en el presente resumen tendrán el significado otorgado en la sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente o en cualquier otra sección del presente Prospecto.
| Emisora | ROCH S.A. |
| Monto Inicial del Programa | Hasta un monto total de US$ 50.000.000 (o su equivalente en otras monedas) de valor nominal de Obligaciones Negociables en circulación. |
| Duración del Programa | El plazo de duración del Programa será de 5 años contados desde la fecha de la autorización de oferta pública otorgada por la CNV y sus renovaciones. |
| Clases y/o Series | Las Obligaciones Negociables serán emitidas en Clases. Cada Clase podrá estar subdividida a su vez en una o más Series emitidas en distintas fechas. Dentro de cada Clase, la Emisora podrá emitir distintas Series de Obligaciones Negociables, sujeto a términos y condiciones idénticos a los de las demás Series de dicha Clase, salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas de circulación restringida, en su caso, y la fecha de pago de intereses inicial, condiciones que podrán variar. La Emisora determinará los términos específicos de cada Clase en un Suplemento de Precio (el “Suplemento de Precio”) de este Prospecto que suplementan estos términos y condiciones (los “Términos y Condiciones”). |
| Garantía | Las Obligaciones Negociables se podrán emitir con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie. |
| Factores de Riesgo | La inversión en las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa involucra la asunción de determinados riesgos. Los principales factores de riesgo que pudieran afectar la capacidad de la Emisora se consideran bajo la sección “Factores de Riesgo” del presente. |
| Organizador | La Emisora podrá designar uno o más organizadores en relación con una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emita bajo el Programa, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie. |
| Fiduciario | De acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, se podrá designar un fiduciario, trustee o figura similar que represente los intereses colectivos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de dicha Clase y/o Serie (los “Tenedores”), y que tendrá aquellos derechos y obligaciones que surjan del contrato de fideicomiso respectivo. |
| Agente de Registro y/o de Pago | La Emisora podrá designar a un agente de registro y/o de pago de las Obligaciones Negociables de acuerdo con lo que indique el Suplemento de Precio de la Clase y/o Serie respectiva. |
| Agentes Colocadores | La Emisora podrá designar uno o más agentes colocadores y subcolocadores de las Obligaciones Negociables que se emitan bajo una Clase y/o Serie bajo el Programa, los que podrán ser entidades locales o extranjeras, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie. |
| Listado, Negociación y Oferta | De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en el respectivo Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados a funcionar por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos. Cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa podrán ser colocadas utilizando el mecanismo de colocación que se determine en el Suplemento de Precio respectivo, de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV (Texto aprobado por la Resolución General N° 622/2013 de la CNV, las “Normas de la CNV”) y cualquier otra norma que las modifique o complemente. |
| Sistemas de compensación | Caja de Valores S.A. (la “CVSA”) y/o Euroclear y/o Clearstream, Luxemburgo y/o, con relación a cualquier Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, cualquier otra entidad autorizada por la CNV, según se especifique en el Suplemento de Precio respectivo. |
| Emisiones Adicionales | A menos que el Suplemento de Precio respectivo establezca lo contrario, en forma periódica y sin el consentimiento de los tenedores de cualesquiera de las Obligaciones Negociables en circulación, la Emisora podrá, previa autorización por parte de la CNV, emitir Clases y/o Series adicionales de aquellas que se amorticen dentro de los plazos previstos en este Programa, siempre que el monto de capital de las Clases y/o Series que se encuentren en circulación dentro del Programa no supere el monto total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas. |
| Forma de las Obligaciones Negociables. Título Ejecutivo | Las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie podrán ser escriturales, estar representadas en títulos cartulares definitivos al portador o nominativos (y en este último caso, ser endosables o no) o estar respresantadas en certificados o títulos globales, en caso de que así lo permita la normativa vigente y según se especifique en el Suplemento de Precio aplicable. Las Obligaciones Negociables representadas en títulos globales o emitidas en forma escritural podrán ser depositadas y/o registradas en sistemas de depósito colectivo aceptados por la CNV. Véase “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” en el presente Prospecto. De acuerdo a lo dispuesto por la Ley Nº 24.587 de Nominatividad de las Obligaciones Negociables Valores Privados, vigente desde el 22 de noviembre de 1995, y su decreto reglamentario Nº 259/96, a las emisoras argentinas no se les permite la emisión de valores negociables al portador o transferibles mediante endoso. Sin embargo, de acuerdo a lo dispuesto por dicha normativa, en el caso de títulos valores representativos de deuda o asimilables a ellos, con oferta pública autorizada, se considerará cumplido el requisito de la nominatividad cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, reconocidos por la CNV, a cuyo fin se considerarán definitivos, negociables y divisibles. A través de la Resolución General Nº 622/2013 de la CNV, texto ordenado, CVSA, el Banco Euroclear, SA/NV, Clearstream Banking, Société Anonyme, The Depositary Trust Company (DTC) y SEGA-Schweitzerische Effekten Giro A.G. - Swiss Securities Clearing Corporation, fueron reconocidas como entidades de depósito colectivo a dichos fines. En tal sentido, mientras se encuentren vigentes dichas normativas, la Emisora sólo emitirá Obligaciones Negociables bajo el Programa en un todo de acuerdo con las mismas. Asimismo, la Emisora causará que las Obligaciones Negociables cumplan con el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables. De acuerdo con lo previsto por el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, los títulos representativos de las Obligaciones Negociables otorgan acción ejecutiva a sus tenedores para reclamar el capital e intereses impagos bajo las Obligaciones Negociables. De conformidad con lo previsto por el artículo 129 inciso (e) de la Ley de Mercado de Capitales, se podrán expedir comprobantes del saldo de cuenta a efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente, o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva si correspondiere. Por otra parte, se podrán expedir comprobantes de los valores representados en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en los mismos, a los efectos y con el alcance antes indicado. Los comprobantes podrán ser emitidos por la entidad del país o del exterior que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales. Cuando entidades administradoras de sistemas de depósito colectivo tengan participaciones en certificados globales inscriptos en sistemas de depósito colectivo administrados por otra entidad, los comprobantes podrán ser emitidos directamente por las primeras. |
| Monedas | Las Obligaciones Negociables podrán estar denominados en cualquier moneda, sujeto al cumplimiento de todos los requerimientos legales. Los pagos con relación a las Obligaciones Negociables podrán, sujeto a dicho cumplimiento, ser efectuados en y/o vinculados a, cualquier moneda distinta a aquella en que se encuentren denominados las Obligaciones Negociables. |
| Rango de las Obligaciones Negociables | Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas con carácter subordinado o no subordinado. Las Obligaciones Negociables no subordinados constituirán, sujeto a las leyes argentinas aplicables, obligaciones directas, generales e incondicionales de la Emisora, teniendo en todo momento el mismo grado de privilegio entre sí y al menos el mismo grado de privilegio que todas las demás obligaciones con garantía común sobre el patrimonio de la Emisora presentes o futuras, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Las Obligaciones Negociables subordinados serán emitidas bajo los términos y condiciones de subordinación que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo. |
| Rango de la Garantía | En el caso en que las Obligaciones Negociables se encuentren garantizadas, el rango de la garantía se fijará en el Suplemento de Precio correspondiente a la Clase y/o Serie particular. |
| Precio de Emisión | Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a cualquier precio e incluso a la par o con descuento, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente. |
| Amortización | Las Obligaciones Negociables podrán ser amortizadas en cualquier plazo no inferior a siete (7) días ni superior al plazo máximo que establezcan las regulaciones de la CNV y/o cualquier otra normativa aplicable a la Emisora. |
| Rescate Opcional | Las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas antes de su vencimiento a opción de la Emisora (en todo o en parte) y/o de los Tenedores de Obligaciones Negociables (si fuere el caso) según se indique en el Suplemento de Precio respectivo, respetando el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia. |
| Rescate por razones impositivas | Con excepción de lo descripto en el párrafo “Rescate Opcional” precedente, el rescate anticipado sólo será permitido por razones impositivas, según se describe en la Subsección 7(b) (Rescate y compra - Rescate por razones impositivas)de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta”, respetando el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.. |
| Intereses | Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no. Los intereses (si fuere el caso) podrán devengarse a una tasa fija o a tasa variable, o a una tasa ajustable en función de la evolución de activos financieros, acciones, opciones de cualquier tipo y naturaleza u otros activos, inversiones e índices, sujeto a lo que las normas aplicables permitan, de acuerdo con lo que indique el Suplemento de Precio respectivo, y el método de cálculo de los intereses podrá variar entre la Fecha de Emisión y la Fecha de Vencimiento de las Clases respectivas. |
| Denominaciones | Las Obligaciones Negociables serán emitidas en las denominaciones que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo, sujeto al cumplimiento de todos los requerimientos legales y regulatorios. |
| Calificaciones | La Emisora ha optado por no calificar el Programa. Las calificaciones de riesgo se gestionarán en relación con cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emita bajo el Programa. |
| Compromisos | La Emisora ha asumido ciertos compromisos según se describe en la Subsección 5 (Compromisos) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto. |
| Incumplimiento de otras obligaciones | Las Obligaciones Negociables se encontrarán sujetos al cumplimiento de otras obligaciones por parte de la Emisora, según se describe en la Subsección 10 (Supuestos de Incumplimiento) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto. |
| Impuestos | Todos los pagos con relación a las Obligaciones Negociables se efectuarán libres de toda retención por impuestos u otros tributos, presentes o futuros, de Argentina, salvo que dicha retención sea requerida por ley. En tal caso, la Emisora deberá (de acuerdo a lo establecido en la Subsección 9 (Impuestos) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto) pagar dichos montos adicionales de modo que los Tenedores de Obligaciones Negociables reciban los montos que correspondieran como si las referidas retenciones no hubieren sido realizadas. |
| Ley Aplicable | La ley argentina resultará de exclusiva aplicación a las Obligaciones Negociables y a todas las obligaciones de la Emisora y los derechos de los tenedores en relación con cualquier emisión de Obligaciones Negociables bajo el Programa. En particular, la Ley de Obligaciones Negociables resultará aplicable con relación a los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales bajo dicha ley. Por su parte, la Ley General de Sociedades y demás normativa argentina aplicable -incluyendo pero no limitado a la Ley de Mercado de Capitales y a las Normas de la CNV- resultarán de aplicación con relación a la capacidad de la Emisora para emitir y colocar las Obligaciones Negociables, a los requisitos para que dichos títulos califiquen como Obligaciones Negociables, a las cuestiones relativas a la celebración de las asambleas de Tenedores y a la autorización para la oferta pública de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV. Asimismo, los términos y condiciones de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrán regirse por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica o por la ley de cualquier otra jurisdicción, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre de acuerdo con la estructura específica de la transacción de que se trate, con excepción de las cuestiones relacionadas con los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, así como aquellas cuestiones relacionadas con la autorización de oferta pública de las mismas y aquellas relativas a las asambleas, las cuales se regirán por la legislación argentina. |
| Jurisdicción | Según se indica en la Subsección 17(b) (Ley aplicable y jurisdicción) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto, sujeto a lo previsto en la Subsección 17(c) (Ley aplicable y jurisdicción), los tribunales de Argentina tendrán jurisdicción para dirimir cualquier controversia originada en, o con relación a, las Obligaciones Negociables. Sin perjuicio de ello, en virtud de lo previsto por el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales y según se indica en dicha Subsección 17(c), los Tenedores de Obligaciones Negociables podrán someter cualquier Controversia por ante el Tribunal de Arbitraje del mercado autorizado por la CNV en el que eventualmente listen o se negocien las Obligaciones Negociables (función atribuida a los mercados confome lo dispuesto por el artículo 32, inciso f) de la Ley de Mercado de Capitales). Asimismo, las controversias que se originen con relación a las Clases y/o Series de Obligaciones Negociables podrán supeditarse por la jurisdicción del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre. |
| Restricciones a la Venta | Las restricciones a la venta de una determinada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, de existir, se especificarán en el Suplemento de Precio relativo a la Clase y/o Serie particular respecto de la cual existiera tal restricción. |
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA
A continuación se detallan los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que podrán ser emitidas por la Sociedad en el marco del Programa. En los Suplementos de Precio correspondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, los cuales complementarán estos términos y condiciones generales con respecto a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión.
1. Introducción
(a) Programa: ROCH ha creado un Programa de Obligaciones Negociables (el “Programa”) para la emisión de títulos conforme la Ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias, por un valor nominal total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas (en forma indistinta, los “Valores Negociables” o las “Obligaciones Negociables”) con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora según se indicare en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie particular.
(b) Clases y/o Series: Las Obligaciones Negociables emitidas conforme al Programa serán emitidas en clases (cada uno una “Clase”) y cada Clase podrá comprender una o más series (cada una, una “Serie”) de Obligaciones Negociables. Cada Clase será objeto de un Suplemento de Precio (el “Suplemento de Precio”) que complementa estos términos y condiciones (los “Términos y Condiciones”). Los términos y condiciones aplicables a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en particular son estos Términos y Condiciones con los complementarios y específicos introducidos por el Suplemento de Precio pertinente.
(c) Otros términos y condiciones: El Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrá complementar los términos y condiciones incluidos en la presente Sección, o agregar nuevos términos y condiciones, los que resultarán aplicables a la Clase y/o Serie particular de que se trate. Cuando se modificare un elemento esencial del Programa, dicha modificación será efectuada a través de un prospecto que modifique el Prospecto del Programa.
2. Interpretación
Definiciones: En estos Términos y Condiciones las siguientes expresiones tienen los significados -tanto en singular como en plural- que se indican a continuación:
“AIF” significa Autopista de la Información Financiera.
“Agente de Cálculo” significa cualquier Persona especificada en el Suplemento de Precio pertinente como la parte responsable de calcular la(s) Tasa(s) de Interés y el(los) Monto(s) de Interés y/o cualquier otro monto(s) que pueda consignarse en el Suplemento de Precio pertinente.
“Argentina” significa la República Argentina.
“CNV” significa la Comisión Nacional de Valores.
“Denominación Mínima” tiene el significado que se le asigne en el Suplemento de Precio pertinente.
“Día Hábil” significa un día en el que los bancos comerciales minoristas en Argentina y los mercados autorizados en donde listen o se negocien las Obligaciones Negociables y, en su caso, el agente de registro, se encuentran abiertos al público.
“Endeudamiento Relevante” significa todo endeudamiento por dinero en préstamo o toda garantía directa o indirecta y toda obligación financiera de la Emisora por la suma en total de US$6.000.000 (Dólares estadounidenses seis millones) o superior, con la salvedad de que el término “Endeudamiento Relevante” no incluirá el endeudamiento incurrido por la Emisora en el curso habitual de los negocios.
“Fecha de Comienzo de Intereses” significa la Fecha de Emisión de las Obligaciones Negociables o cualquier otra fecha indicada como la Fecha de Comienzo de Intereses en el Suplemento de Precio pertinente.
“Fecha de Emisión” tiene el significado establecido en el Suplemento de Precio pertinente.
“Fecha de Pago de Intereses” significa la fecha o las fechas especificadas en el Suplemento de Precio pertinente.
“Fecha de Registro” tiene el significado que se le asigna en la Sección 8 (g).
“Fecha de Rescate Opcional (Compra)” tiene el significado que se le asigne en el Suplemento de Precio pertinente.
“Fecha de Vencimiento” tiene el significado indicado en el Suplemento de Precio pertinente.
“Ley de Mercado de Capitales” significa la ley Nº 26.831 de mercado de capitales y sus modificatorias.
“Ley de Obligaciones Negociables” significa la ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias.
“Montos Adicionales” tiene el significado que se le asigna en la Sección 9 (a).
“Monto de Rescate” significa, según corresponda el Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas), el Monto de Rescate Opcional (Rescate a Opción de la Emisora), el Monto de Rescisión Anticipada o cualquier otro monto que revista el carácter de monto de rescate cuando así lo indique el Suplemento de Precio pertinente o se determine de conformidad con sus cláusulas.
“Monto de Rescisión Anticipada” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto que pueda especificarse en estos Términos y Condiciones o en el Suplemento de Precio pertinente o determinarse conforme a ellos.
“Monto de Intereses” será, en relación con un Valor Negociable y un Período de Intereses, el monto de intereses a pagar con respecto de dicho Valor Negociable para dicho Período de Intereses.
“Monto de Rescate Opcional” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto que pueda especificarse en el Suplemento de Precio pertinente o determinarse conforme a dicho documento.
“Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas)” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto especificado en el Suplemento de Precio pertinente o determinado de conformidad con dicho documento.
“PCGA” significa principios contables generalmente aceptados,
“Período de Intereses” significa cada período comprendido entre la Fecha de Comienzo de Intereses (inclusive) o cualquier Fecha de Pago de Intereses y la Fecha de Pago de Intereses siguiente (exclusive).
“Persona” será una persona física, empresa, sociedad anónima, sociedad de personas, joint venture, asociación, organización, estado o dependencia de un estado u otra entidad, ya sea que tengan o no personería jurídica independiente.
“Registro” tiene el significado asignado en la Sección 3(e).
“Tasa de Interés o Tasa de Interés del Valor Negociable” significa la tasa o las tasas (expresadas como un porcentaje anual) de intereses pagaderos con respecto a las Obligaciones Negociables que se especifique en el Suplemento de Precio respectivo, calculada de acuerdo con lo previsto en estos Términos y Condiciones y/o en el Suplemento de Precio pertinente.
“Tenedor” tiene el significado asignado en la Sección 3(e).
En estos Términos y Condiciones: (i) se considerará que toda referencia a capital incluye el Monto de Rescate, cualquier monto adicional que la Emisora deba pagar conforme a la Subsección 9 (Impuestos), cualquier prima pagadera en relación con un Valor Negociable y cualquier otro monto en concepto de capital pagadero conforme a estos Términos y Condiciones; y (ii) toda referencia a intereses se considerará que incluye cualquier monto adicional con respecto a intereses que pueda resultar pagadero conforme a la Subsección 9 (Impuestos) y cualquier otro monto en concepto de intereses pagaderos conforme a estos Términos y Condiciones.
3. Forma, denominación mínima, emisiones adicionales, rango, garantía y titularidad de las Obligaciones Negociables
(a) Forma y denominación mínima: Las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie podrán ser escriturales, estar representadas en títulos cartulares definitivos al portador o nominativos (y en este último caso, ser endosables o no) o estar representadas en certificados o títulos globales, en caso de que así lo permita la normativa vigente y según se especifique en el Suplemento de Precio aplicable. Las Obligaciones Negociables representadas en títulos globales o emitidas en forma escritural podrán ser depositadas y/o registradas en sistemas de depósito colectivo reconocidos por la CNV.
De acuerdo a lo dispuesto por la Ley Nº 24.587 de Nominatividad de las Obligaciones Negociables Valores Privados, vigente desde el 22 de noviembre de 1995, y su decreto reglamentario Nº 259/96, a las emisoras argentinas no se les permite la emisión de valores negociables al portador o transferibles mediante endoso. Sin embargo, de acuerdo a lo dispuesto por dicha normativa, en el caso de títulos valores representativos de deuda o asimilables a ellos, con oferta pública autorizada, se considerará cumplido el requisito de la nominatividad cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, reconocidos por la CNV, a cuyo fin se considerarán definitivos, negociables y divisibles. A través de la Resolución General Nº 622/2013 de la CNV, texto ordenado, CVSA, el Banco Euroclear, SA/NV, Clearstream Banking, Société Anonyme, The Depositary Trust Company (DTC) y SEGA-Schweitzerische Effekten Giro A.G. - Swiss Securities Clearing Corporation, fueron reconocidos como entidades de depósito colectivo a dichos fines. En tal sentido, mientras se encuentren vigentes dichas normativas, la Emisora sólo emitirá Obligaciones Negociables bajo el Programa en un todo de acuerdo con las mismas. Asimismo, la Emisora causará que las Obligaciones Negociables cumplan con el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables.
Las Obligaciones Negociables tendrán las denominaciones mínimas especificadas en el Suplemento de Precio pertinente, de conformidad con la normativa aplicable. La tenencia de Obligaciones Negociables solamente podrá ser por el valor nominal total de la denominación mínima especificada en el Suplemento de Precio pertinente y en múltiplos enteros de dicha denominación en exceso de la misma.
Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, subordinadas o no, con garantía especial o común, según se especifique en el respectivo Suplemento de Precio, y cumplirán con los requisitos establecidos por el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables.
Ante el acaecimiento de un Supuesto de Incumplimiento y la exigibilidad de un pago bajo las Obligaciones Negociables conforme lo previsto más adelante en esta Sección (a) los Tenedores de Obligaciones Negociables representadas por certificados globales depositados y/o registrados en sistemas de depósito colectivo podrán solicitar la entrega de las Obligaciones Negociables contra presentación del comprobante de tenencia (con bloqueo de la cuenta), salvo que en el Suplemento de Precio respectivo se encuentre previsto de otra manera, en la sede de la Emisora previa cancelación de la cuenta respectiva y (b) los Tenedores de Obligaciones Negociables emitidas en forma escritural, podrán solicitar directamente al agente de registro el correspondiente comprobante del saldo de cuenta previsto en el inciso e) del artículo 129 de la Ley de Mercado de Capitales (con bloqueo de la cuenta) a efectos de efectuar cualquier tipo de reclamo. En el supuesto del inciso (a), las Obligaciones Negociables se encontrarán a disposición del peticionante en la sede social dentro de los siguientes treinta (30) Días Hábiles de la presentación del pedido.
Conforme a lo dispuesto por el artículo 129 “in fine” de la Ley de Mercado de Capitales, los certificados de tenencia podrán ser emitidos por la entidad que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales, o bien por la entidad administradora de sistemas de depósito colectivo que tenga participaciones en el certificado global inscripto en un sistema de depósito colectivo administrado por otra entidad.
Acción ejecutiva. De acuerdo con lo previsto por el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, los títulos representativos de las Obligaciones Negociables otorgan acción ejecutiva a sus tenedores para reclamar el capital e intereses impagos bajo las Obligaciones Negociables. De conformidad con lo previsto por el artículo 129 inciso (e) de la Ley de Mercado de Capitales, se podrán expedir comprobantes del saldo de cuenta a efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente, o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva si correspondiere. Por otra parte, se podrán expedir comprobantes de los valores representados en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en los mismos, a los efectos y con el alcance antes indicado. Los comprobantes podrán ser emitidos por la entidad del país o del exterior que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales. Cuando entidades administradoras de sistemas de depósito colectivo tengan participaciones en certificados globales inscriptos en sistemas de depósito colectivo administrados por otra entidad, los comprobantes podrán ser emitidos directamente por las primeras.
(b) Emisiones Adicionales: A menos que el Suplemento de Precio respectivo establezca lo contrario, en forma periódica y sin el consentimiento de los tenedores de cualesquiera de las Obligaciones Negociables en circulación, la Emisora podrá, previa autorización de la CNV, emitir Clases y/o Series adicionales que se amorticen dentro de los plazos previstos en este Programa, siempre que el monto de capital de las Clases y/o Series que se encuentren en circulación dentro del Programa no supere el monto total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas.
(c) Rango de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas con carácter subordinado o no subordinado. Los valores negociables constituirán obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables. Los títulos no subordinados constituirán, sujeto a las leyes argentinas aplicables, obligaciones directas, generales e incondicionales de la Emisora, teniendo en todo momento el mismo grado de privilegio entre sí y al menos el mismo grado de privilegio que todas las demás obligaciones no garantizadas presentes o futuras de la Emisora, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Los títulos subordinados serán emitidos bajo los términos y condiciones de subordinación que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo.
(d) Garantía de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables se podrán emitir con garantía o sin garantía, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie.
(e) Titularidad de las Obligaciones Negociables: La titularidad de las Obligaciones Negociables Nominativas se transferirá mediante la inscripción de dicha transferencia en el libro de registro (el “Registro”) que lleve la Emisora o el agente de registro designado por la Emisora para actuar como agente de registro para una Clase y/o Serie particular. La Emisora y aquella persona que la Emisora pueda designar como agente de pago podrán considerar y tratar al Tenedor de cualquier Obligación Negociable, registrado de conformidad con las normas y procedimientos aplicables, como su titular absoluto.
Obligaciones Negociables Globales u Obligaciones Negociables Escriturales. En el supuesto que las Obligaciones Negociables se encontraren representadas en títulos globales o llevadas en forma escritural, las mismas podrán ser depositadas y/o registradas en la CVSA, Clearstream, Euroclear y The Depositary Trust Company o cualquier otro sistema de depósito colectivo que la CNV oportunamente autorice, según lo determine el Suplemento de Prospecto aplicable.
Registro. La Emisora o cualquier entidad que éste designe a tal efecto, mantendrá el Registro con respecto a las Obligaciones Negociables de acuerdo con la normativa vigente aplicable. El Tenedor de una Obligación Negociable Nominativa significa la persona a cuyo nombre esa Obligación Negociable Nominativa aparece en un momento determinado inscripta en el Registro. En el caso que las Obligaciones Negociables estén representadas por títulos globales o sean emitidas en forma escritural, y las mismas sean depositadas y/o registradas en la CVSA, de conformidad al régimen de depósito colectivo establecido por la Ley de Depósito Colectivo Nº 20.643 y el Reglamento Operativo de la CVSA, el Registro de dichas Obligaciones Negociables será llevado por dicha CVSA.
Transferencia de las Obligaciones Negociables Nominativas. Las Obligaciones Negociables Nominativas se transferirán mediante la entrega de la Obligación Negociable Nominativa correspondiente, en la oficina que establezca la Emisora bajo el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie particular y la inscripción prevista en el Registro que se llevará a tal efecto. Las Obligaciones Negociables Nominativas podrán transferirse únicamente en múltiplos integrales según las denominaciones mínimas autorizadas de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables. Cuando se encuentre inscripta en el Registro cualquier prenda, carga o gravamen con respecto a una Obligación Negociable Nominativa y dicha Obligación Negociable Nominativa se transfiera, dicha transferencia quedará sujeta a esa prenda, carga o gravamen (que permanecerá en el Registro respecto de dicha Obligación Negociable Nominativa), y figurará en el reverso de dicha Obligación Negociable Nominativa, salvo que, o hasta tanto, un tribunal competente o el beneficiario de dicha prenda, carga o gravamen instruya u ordene lo contrario.
En los casos en que las Obligaciones Negociables Nominativas estén representadas en Certificados Globales o sean llevadas en forma escritural y se encuentren depositadas y/o registradas en CVSA, Clearstream, Euroclear y The Depositary Trust Company o cualquier otro sistema de depósito colectivo que la CNV oportunamente autorice y según se determine en el Suplemento de Precio, la transferencia de la titularidad de dichas Obligaciones Negociables se efectuará de conformidad con los procedimientos aplicables del sistema en el cual las Obligaciones Negociables se encuentren depositadas y/o registradas.
4. Colocación, Negociación y Oferta de las Obligaciones Negociables
De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en un Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos.
5. Compromisos
Mientras exista algún Valor Negociable sin amortizar:
La Emisora deberá cumplir los términos de los compromisos que se indican a continuación:
- Pago de capital e intereses: La Emisora deberá pagar puntualmente a su vencimiento todo capital, interés o monto adicional relacionado con el capital, que deba pagarse en virtud de la Subsección 9 (Impuestos) sobre las Obligaciones Negociables de acuerdo con los Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables.
- Mantenimiento de la personería jurídica; Bienes: La Emisora deberá cumplir las siguientes obligaciones: (a) mantener en vigencia su personería jurídica y todas las inscripciones que sean necesarias a tal fin, realizar todos los actos que sean necesarios para mantener todos sus derechos, prerrogativas, bienes o licencias necesarias para el desarrollo normal de su actividad y (b) conservar todos los bienes que sean utilizados o útiles para realizar su actividad en buen estado de uso; quedando entendido que esta obligación no tendrá por efecto exigir que la Emisora mantenga dicho derecho, prerrogativa, titularidad sobre los bienes o licencia, si el directorio de la Emisora determina de buena fe que su mantenimiento o conservación ya no resulta necesaria o conveniente para el desarrollo de la actividad de la Emisora.
- Cumplimiento de la ley: La Emisora cumplirá todas las leyes, normas, reglamentos, disposiciones y resoluciones de cualquier organismo gubernamental con autoridad sobre la misma o sobre su negocio.
- Notificación de incumplimiento: La Emisora notificará por escrito a los Tenedores de Obligaciones Negociables, inmediatamente después de que la Emisora tome conocimiento del acontecimiento y la continuación de cualquiera de las circunstancias previstas en la Subsección 10 (Supuestos de Incumplimiento), acompañando la notificación con una certificación de funcionario donde se indicarán en detalle dichas circunstancias y la medida que la Emisora se propone adoptar al respecto.
- Mantenimiento de libros y registros: La Emisora llevará libros, cuentas y registros de acuerdo con los PCGA argentinos.
- Estados Financieros y otra información contable y financiera: La Emisora suministrará por los medios informativos habituales permitidos por la legislación aplicable la información contable y financiera requerida por las normas y regulaciones correspondientes.
- Seguros: La Emisora asegurará en compañías aseguradoras sólidas, responsables y de primera línea, los montos pertinentes, cubriendo los riesgos que normalmente cubren las compañías que desarrollan negocios similares y que son titulares y/u operan bienes similares a los que poseen y/u operan la Emisora en las mismas áreas en las que la Emisora poseen y/u operan sus bienes.
- Rango de las Obligaciones Negociables: A menos que un Suplemento de Precio indicara que el pago de las Obligaciones Negociables queda subordinado al cumplimiento de otras obligaciones de la Emisora, la Emisora asegurará que las obligaciones a su cargo en virtud de las Obligaciones Negociables tengan el mismo grado de privilegio para el pago que todas las demás deudas, no garantizadas y no subordinadas, presentes o futuras, de la Emisora, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante.
6. Intereses
(a) Obligaciones Negociables a Tasa Fija
(i) Aplicación: La presente será aplicable a las Obligaciones Negociables sólo si en el Suplemento de Precio se establece la aplicabilidad de las Disposiciones para Obligaciones Negociables a Tasa Fija.
(ii) Devengamiento de intereses: Las Obligaciones Negociables devengan intereses a partir de la Fecha de Comienzo de Intereses a la Tasa de Interés, a pagarse en forma vencida en cada Fecha de Pago de Intereses. Cada Obligación Negociable dejará de devengar intereses a partir de la fecha en que el respectivo Tenedor de Obligaciones Negociables o su representante reciba todas las sumas adeudadas en concepto de dicha Obligación Negociable o de la fecha en la que cualquier agente de pago hubiere recibido todos los montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables.
(b) Obligaciones Negociables a Tasa Variable o con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero
(i) Aplicación: La presente será aplicable a las Obligaciones Negociables sólo si en el Suplemento de Precio se establece la aplicabilidad de las Disposiciones para Obligaciones Negociables a Tasa Variable o de las Disposiciones para Obligaciones Negociables con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero.
(ii) Devengamiento de intereses: Las Obligaciones Negociables devengan intereses a partir de la Fecha de Comienzo de Intereses a la Tasa de Interés, a pagarse por período vencido en cada Fecha de Pago de Intereses. Cada Obligación Negociable dejará de devengar intereses a partir de la fecha en que el respectivo Tenedor de Obligaciones Negociables o su representante reciba todas las sumas adeudadas con respecto a dicha Obligación Negociable o la fecha en la que cualquier agente de pago hubiere recibido todos los montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables.
(iii) Interés sujeto a la Evolución de un Activo Financiero: Si en el respectivo Suplemento de Precio se indica que son aplicables las Disposiciones para Obligaciones Negociables con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero, la(s) Tasa(s) de Interés aplicables a las Obligaciones Negociables para cada Período de Intereses se determinará(n) en la forma indicada en el respectivo Suplemento de Precio.
(iv) Tasa de interés máxima o mínima: Si en el respectivo Suplemento de Precio se indica cualquier tasa de interés máxima o mínima, dicha Tasa de Interés en ningún caso podrá ser mayor que el máximo o menor que el mínimo indicado.
(v) Cálculo del monto de intereses: El agente de cálculo, en su caso, tan pronto como sea posible a partir del momento en que deba determinarse la Tasa de Interés con relación a cada Período de Intereses, deberá calcular el Monto de Intereses a pagar con respecto a cada Obligación Negociable por dicho Período de Intereses. El Monto de Intereses se calculará aplicando la Tasa de Interés de dicho Período de Intereses al monto de capital pendiente de pago de dicha Obligación Negociable durante dicho Período de Intereses.
(vi) Cálculo de otros montos: Cuando el respectivo Suplemento de Precio indique que cualquier otro monto debe ser calculado por el agente de cálculo, el agente de cálculo, tan pronto como sea posible a partir del momento en que deba determinarse dicho monto, deberá calcular el monto respectivo. Dicho monto respectivo deberá ser calculado por el agente de cálculo en la forma que se indique en el respectivo Suplemento de Precio.
(vii) Notificaciones, etc: Toda notificación, dictamen, determinación, certificación, cálculo, tasación o decisión dada, expresada, realizada u obtenida por el agente de cálculo a los efectos de la presente Subsección, (salvo error manifiesto) obligará a la Emisora, a los agentes de pago y a los Tenedores de Obligaciones Negociables, quedando entendido que el agente de cálculo no incurrirá en responsabilidad alguna frente a dicha Persona con relación al ejercicio o falta de ejercicio por parte del agente de cálculo de sus facultades, deberes y discrecionalidad para dichos fines, salvo en caso de incumplimiento doloso. Toda notificación que deba hacer el agente de cálculo conforme lo aquí previsto será cumplida a través de su publicación en el boletín del mercado autorizado correspondiente.
(c) Intereses punitorios
El Suplemento de Precio particular con relación a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa podrá determinar el pago de intereses punitorios a una tasa determinada a partir de la mora en el cumplimiento de las obligaciones de la Emisora, de acuerdo con lo con lo estipulado en un Suplemento de Precio particular.
7. Rescate y compra
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- Cancelación de las Obligaciones Negociables: Salvo que las Obligaciones Negociables se hayan rescatado, comprado o cancelado con anterioridad, las Obligaciones Negociables se pagarán en la Fecha de Vencimiento.
- Rescate por razones impositivas: Las Obligaciones Negociables podrán rescatarse en forma total, pero no parcial, a opción de la Emisora en cualquier momento mediante notificación a los Tenedores de Obligaciones Negociables con una anticipación mínima de 30 días y máxima de 60 días (notificación que será irrevocable), a su Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas), junto con los intereses devengados (si los hubiera) hasta la fecha fijada para el rescate, si:
(i) la Emisora está o estuviera obligada a pagar Montos Adicionales según lo establecido o referido en la Subsección 9 (Impuestos) como resultado de cualquier cambio o reforma de las leyes o reglamentos de la República Argentina o de cualquier subdivisión política o autoridad de o dentro de la misma con facultades tributarias, o cualquier cambio en la aplicación o interpretación oficial de dichas leyes o reglamentos (inclusive cualquier fallo dictado por un tribunal competente), o cualquier cambio en virtud de cualquier dictamen u opinión de cualquier autoridad fiscal competente, cuando dicho cambio o reforma entre en vigencia o la Emisora considerase que dicho cambio o reforma entrará en vigencia, en o después de la fecha de emisión de una determinada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables; y
- la Emisora no pudiera evitar incurrir en dicha obligación mediante la adopción razonable de medidas a su disposición.
La Emisora deberá poner a disposición de los Tenedores de Obligaciones Negociables un dictamen de asesores independientes de reconocido prestigio, expresando que la Emisora está o estará razonablemente obligada a pagar tales Montos Adicionales como resultado de dicho cambio o reforma.
La Emisora respetará el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.
(c) Rescate a opción de la Emisora: Las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas antes de su vencimiento a opción de la Emisora (en todo o en parte) y/o de los Tenedores de Obligaciones Negociables (si fuere el caso) según los términos y condiciones que se se indiquen en el Suplemento de Precio respectivo. La Emisora respetará el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.
(d) Cancelación luego del rescate: Todas las Obligaciones Negociables rescatadas por la Emisora se cancelarán y no podrán ser revendidas ni podrán emitirse en Clases y/o Series correspondiente a dichos valores negociables rescatados.
(e) Compra: A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Emisora y/o cualquier parte relacionada de la Emisora podrá, de acuerdo con las normas vigentes y en la medida permitida por dichas normas, en cualquier momento y de cualquier forma, comprar en el mercado abierto y/o de cualquier otra forma adquirir Obligaciones Negociables en circulación en condiciones de mercado y realizar con ellas cualquier acto jurídico, pudiendo en tal caso la Emisora y/o dicha parte relacionada de la Emisora, sin carácter limitativo, mantener en cartera, transferir a terceros y/o cancelar tales Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables así adquiridas por la Emisora (y/o por cualquier parte relacionada de la Emisora), mientras no sean transferidas a un tercero (que no sea una parte relacionada de la Emisora), no serán consideradas en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en las Asambleas de Tenedores de las Obligaciones Negociables en cuestión y no darán a la Emisora ni a dicha parte relacionada de la Emisora derecho a voto en tales Asambleas ni tampoco serán consideradas a los fines de computar los porcentajes referidos en la sección “Datos Estadísticos y Programa previsto para la Oferta-Supuestos de Incumplimiento” de este Prospecto y/o cualquier otro porcentaje de tenedores referido en el presente y/o en los Suplementos de Precio correspondientes.
8. Pagos
- Capital: Los pagos de capital se efectuarán en la Fecha de Vencimiento conforme se estipule en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa.
- Intereses: Los pagos de intereses se efectuarán en la Fecha de Vencimiento conforme se estipule en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa.
- Fechas de Pago: Si la Fecha de Vencimiento establecida para el pago de capital o de intereses recayera en un día que no fuera un Día Hábil, el pago será efectuado el primer Día Hábil siguiente, en cuyo caso no se generarán intereses durante el período comprendido entre la Fecha de Vencimiento y la fecha efectiva de pago.
- Domicilio y forma del Pago. Agente de pago: Excepto que se establezca lo contrario en un Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie bajo el Programa, los pagos serán realizados por la Emisora en su domicilio, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, o en el domicilio que la Emisora designe en un Suplemento de Precio particular, o en el domicilio del agente de pago que designare la Emisora en relación con una Clase y/o Serie particular bajo el Programa. Los pagos podrán realizarse mediante cheque o transferencia de cualquier tipo o mediante acreditación de las sumas en las cuentas de los Tenedores, de acuerdo con lo que establezca sobre el particular el Suplemento de Precio respectivo.
- Procedimiento para el Pago: En el caso en que la Emisora hubiere designado en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie bajo el Programa un agente de pago, éste efectuará el pago a los Tenedores, en el supuesto en que previamente la Emisora le hubiere provisto de los fondos suficientes a tales efectos, en la moneda de que se trate.
- Pagos sujetos a leyes tributarias: Todos los pagos que deban efectuarse con respecto a las Obligaciones Negociables estarán sujetos en todos los casos a las leyes argentinas, sin perjuicio de lo dispuesto en la Subsección 9 (Impuestos).
- Fecha de Registro: Cada pago que deba realizarse con respecto a un Valor Negociable se efectuará a la persona indicada como Tenedor en el Registro en el momento de la apertura de las operaciones en el domicilio del agente de registro, el Día Hábil inmediato anterior a la Fecha de Vencimiento de dicho pago (la “Fecha de Registro”). Los pagos finales de capital de cualquier Obligación Negociable emitida conforme al Programa se efectuarán contra la presentación y entrega de las Obligaciones Negociables Nominativas. En el caso de que se trate de Obligaciones Negociables registradas en sistemas de depósito colectivo, los pagos se realizarán conforme a los procedimientos aplicables al sistema de que se trate.
- Pagos de Obligaciones Negociables en moneda extranjera: En el caso de que en cualquier fecha de pago respecto de las Obligaciones Negociables denominadas en una moneda que no fuera el peso, existieran restricciones o prohibiciones para acceder al mercado de cambios argentino, la Emisora pagará tanto el capital como los intereses de las Obligaciones Negociables, en la medida de lo permitido por la normativa aplicable, en la moneda extranjera en la que se hubieran emitido las Obligaciones Negociables, a través de la compra, con pesos, de bonos de la Argentina denominados en dicha moneda, y la transferencia y venta de dichos instrumentos fuera de la Argentina; o mediante cualquier otro procedimiento legal permitido por la ley en la Argentina para la compra de moneda extranjera y su transferencia al exterior, quedando todos los costos e impuestos en relación con estos procedimientos a cargo de la Emisora.
9. Impuestos
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- Montos Adicionales: Todo pago de capital e intereses efectuado con respecto a las Obligaciones Negociables, efectuado por la Emisora por sí o por intermedio de su representante deberá efectuarse libre de, y sin retención o deducción alguna en concepto de, cualquier impuesto, derecho o carga presente o futura establecida, impuesta, cobrada, retenida o dispuesta por la autoridad pública de cualquier forma que sea, por o en representación de la Argentina o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad situada en o dentro de la misma, con facultades tributarias, salvo que dicha retención o deducción de dicho impuesto, derecho o carga de la autoridad pública sea exigida por la ley y sus normas reglamentarias. En tal caso, la Emisora pagará los montos adicionales que resulten necesarios de modo que los Tenedores de Obligaciones Negociables reciban, una vez efectuada dicha retención o deducción, la misma cantidad que hubieran recibido si no se hubiera exigido dicha retención o deducción (los “Montos Adicionales”).
- Excepciones: Los Montos Adicionales se considerarán, a todos los efectos, como una suma pagadera bajo las Obligaciones Negociables, con la salvedad de que no se pagarán Montos Adicionales sobre pagos adeudados respecto de ninguna de las Obligaciones Negociables: (i) a un Tenedor o titular beneficiario de una Obligación Negociable, o en su favor, responsable del pago de Impuestos Argentinos en relación con dicha Obligación Negociable por tener alguna relación actual o anterior con la Argentina; y/o (ii) cuando los impuestos no habrían sido aplicados de no haber sido por el incumplimiento de los requisitos de certificación, información o provisión de información respecto de la nacionalidad, residencia o identidad del Tenedor o titular de una participación en esas Obligaciones Negociables, exigidos por la Emisora con anticipación a la Fecha de Vencimiento, si dicho cumplimiento fuera exigido por ley o reglamentación de la Argentina o cualquier subdivisión política o autoridad impositiva de la misma como una condición previa a la desgravación fiscal o exención de esos impuestos; y/o (iii) respecto de cualquier impuesto sucesorio, a los activos, a las herencias, a las donaciones, a las ventas, a la transferencia o sobre los bienes personales o cualquier impuesto, contribución o carga gubernamental similar; y/o (iv) cuando haya impuestos sobre una Obligación Negociable presentada para el pago más de treinta (30) días después de la fecha en que dicho pago se hizo exigible o de la fecha en que se disponga debidamente y se notifique el pago de la misma a los Tenedores, lo que ocurra en último lugar, salvo en la medida en que el Tenedor de esa Obligación Negociable hubiera tenido derecho a esos Montos Adicionales contra presentación de la misma para el pago en cualquier fecha durante tal período de treinta (30) días.
10. Supuestos de Incumplimiento
En el caso de que ocurra y subsista cualquiera de los siguientes acontecimientos:
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- Falta de pago: que la Emisora no pague cualquier monto de capital con respecto a las Obligaciones Negociables dentro de los quince (15) días de la Fecha de Vencimiento para el pago del mismo, o no pague cualquier monto de intereses con respecto a las Obligaciones Negociables dentro de los quince (15) días de la Fecha de Vencimiento del pago de los mismos, o
- Incumplimiento de otras obligaciones: que la Emisora deje de cumplir o realizar cualquiera de las demás obligaciones a su cargo en virtud de las Obligaciones Negociables y dicho incumplimiento no sea subsanado dentro de los treinta (30) días de recibir notificación escrita del hecho, dirigida por Tenedores que representen por lo menos el 25% del capital impago de las Obligaciones Negociables en cuestión en circulación; o
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Incumplimiento de otras deudas de la Emisora:
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que la Emisora no pagara a su vencimiento, el capital, prima los gastos de precancelación (si correspondieran) o los intereses bajo cualquier Endeudamiento Relevante de la Emisora dentro de los quince (15) días posteriores a su vencimiento o (según sea el caso), dentro de cualquier plazo de gracia que se haya convenido inicialmente;
- que la Emisora no pague dentro de los quince (15) días posteriores a su vencimiento, cualquier monto que deba pagar en virtud de una garantía otorgada por un Endeudamiento Relevante de la Emisora; o
- Falta de cumplimiento de una sentencia: que se dicte una o más sentencias o resoluciones judiciales firmes condenando a efectuar el pago a la Emisora por un monto superior a US$6.000.000 (Dólares estadounidenses seis millones), y continúe sin ser satisfecha o suspendida en sus efectos por el plazo de 30 días a partir de la fecha de la misma; o
- Ejecución de una garantía: que cualquier persona garantizada tome posesión, o se designe un síndico, administrador o funcionario similar, para tomar posesión de la totalidad o una parte significativa del negocio, de los bienes o de los ingresos de la Emisora; o
- Quiebra, etc: que la Emisora (a) presentaran una petición de quiebra o concurso conforme a cualquier ley aplicable en materia de quiebras, concursos u otra ley similar vigente actualmente o en el futuro, (b) aceptaran la designación o la toma de posesión por parte de un administrador, síndico o interventor de la Emisora para todos o sustancialmente todos los bienes de la Emisora, o (c) efectuara cualquier cesión general en beneficio de los acreedores; o
- Ilegalidad: que sea o se torne ilícito para la Emisora realizar o cumplir con cualquiera de las obligaciones a su cargo en virtud de, o con respecto a, las Obligaciones Negociables; o
- Garantía no vigente: que las Obligaciones Negociables sean indicados en el respectivo Suplemento de Precio como Obligaciones Negociables con garantía, y dicha garantía no se encuentre en plena vigencia
- Hechos del Estado: que el Estado Nacional expropie una cantidad de acciones ordinarias que permitan poseer participación en el capital accionario de la Emisora que le otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social de la misma, siempre que dicha acción pueda tener un efecto sustancialmente adverso sobre los negocios de la Sociedad y/o la capacidad de la Sociedad de cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables.
En caso de que se configure un supuesto de incumplimiento, y sin perjuicio de lo que oportunamente se especifique en los Suplementos de Precio correspondientes a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, los Tenedores que totalicen al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital impago de las Obligaciones Negociables en circulación emitidas bajo una Clase y/o Serie, mediante notificación escrita dirigida a la Emisora, podrán declarar las Obligaciones Negociables respectivas de plazo vencido y pagaderas de inmediato. En caso que hubiera ocurrido el supuesto de incumplimiento establecido en el inciso (f) precedente, las Obligaciones Negociables en circulación vencerán y serán pagaderas en forma inmediata. En dichos supuestos, las Obligaciones Negociables respectivas serán pagaderas de inmediato al Monto de Rescisión Anticipada, junto con los intereses devengados (si hubieran), sin necesidad de otro acto o formalidad alguna.
11. Prescripción
El derecho al pago de capital e intereses bajo las Obligaciones Negociables contra la Emisora prescribirá a los cinco (5) y dos (2) años respectivamente, contados desde la fecha a partir de la cual dicho capital o intereses hubieran debido ser pagados por la Emisora y/o en los plazos que la normativa aplicable establezca, prevaleciendo en caso de contradicción el plazo de menor duración.
12. Agentes
Los agentes que la Emisora designe respecto de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa actúan exclusivamente como representantes de la Emisora no asumiendo obligación alguna hacia, ni relación de representación o fideicomiso alguno con, Tenedor de Obligaciones Negociables alguno.
La Emisora se reserva en todo momento el derecho a variar o rescindir la designación de cualquier agente, y a designar agentes adicionales o sucesores; estableciéndose, sin embargo, que:
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- la Emisora deberá tener en todo momento un agente de registro; y
- si se indicara un agente de cálculo en el respectivo Suplemento de Precio, la Emisora deberá tener en todo momento un agente de cálculo; y
- si y mientras los Valores Negociables se encuentren aceptados para su listado, comercialización y/o tasación por parte de cualquier autoridad competente, bolsa de valores y/o sistema de listado que requiera la designación de un agente de pago y/o un agente de transferencia en cualquier lugar en particular, la Emisora deberá tener un agente de pago y/o un agente de transferencia en el lugar exigido por dicha autoridad competente, bolsa de valores y/o sistema de listado.
Cualquier cambio de cualquiera de los agentes deberá notificarse de inmediato a los Tenedores de Obligaciones Negociables mediante publicación en el Boletín del mercado autorizado correspondientes.
13. Asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables. Decisiones de los Tenedores, Modificación y Dispensa
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- Convocatoria: Cualquier tema que deba ser tratado por los Tenedores deberá ser resuelto por una asamblea de Tenedores. Una asamblea puede ser y será convocada por la Emisora cuando lo juzgue necesario y/o le fuera solicitado por Tenedores de Obligaciones Negociables que representen, por lo menos, el 5% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación. En este último supuesto, la solicitud indicará los temas a tratar y la asamblea deberá ser convocada para que se celebre dentro de los cuarenta (40) días de recibida la solicitud de los tenedores en cuestión.
Las asambleas serán convocadas con una anticipación no menor a 10 días y no mayor a 30 días contados a partir de la última publicación. Las convocatorias deberán efectuarse mediante publicaciones en (i) el Boletín Oficial de la República Argentina y en el Boletín del mercado autorizado correspondiente y (ii) uno de los diarios de mayor circulación general en la Argentina; durante 5 (cinco) días hábiles consecutivos. En las publicaciones deberá mencionarse la fecha, hora, lugar de reunión, orden del día y requisitos de asistencia.
Cuando las Obligaciones Negociables sean listadas o se negociaren en otras bolsas y mercados, la Emisora publicará los avisos de convocatoria en el medio informativo que dicha bolsa o mercado pudiere tener.
(b) Constitución. Quórum: La constitución de las asambleas en primera convocatoria requiere la presencia de Tenedores de Obligaciones Negociables, por sí o por representación, que representen por lo menos el 60% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación, y la constitución de las asambleas en segunda convocatoria requiere la presencia de Tenedores de Obligaciones Negociables que representen, por sí o por representación, por lo menos el 30% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación.
Las asambleas en segunda convocatoria por haber fracasado la primera deberán celebrarse dentro de los 30 (treinta) días siguientes a la primera convocatoria, y las publicaciones se efectuarán por 3 (tres) días con 8 (ocho) de anticipación como mínimo. Ambas convocatorias podrán realizarse simultáneamente, pudiendo celebrarse la segunda convocatoria con un intervalo no inferior a una hora del horario fijado para la primera convocatoria.
Cuarto intermedio. Las asambleas podrán pasar a cuarto intermedio por una vez a fin de continuar dentro de los 30 (treinta) días siguientes. Sólo podrán participar en la segunda reunión los Tenedores de Obligaciones Negociables que hubieran efectuado la comunicación a la Emisora referida más arriba.
(c) Asambleas unánimes. Las asambleas podrán celebrarse sin publicación de la convocatoria cuando se reúnan tenedores que representen el monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación y las decisiones se adopten por unanimidad de dichos tenedores. La decisión de convocar a asamblea será publicada como Hecho Relevante en la Autopista de la Información Financiera (www.cnv.gob.ar).
(d) Lugar de deliberación. Las asambleas se celebrarán sólo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Para asistir a las asambleas los Tenedores de Obligaciones Negociables deberán, con no menos de 3 (tres) días hábiles de anticipación al de la fecha fijada para la asamblea en cuestión, comunicar por escrito a la Emisora que asistirán a tal asamblea, adjuntando aquella documentación que acredite el derecho del Tenedor a asistir al a asamblea. Los Tenedores de Obligaciones Negociables no podrán disponer de las Obligaciones Negociables a los cuales correspondan dichas comunicaciones hasta después de realizada la asamblea, hasta tanto la asamblea no hubiere sido celebrada o la comunicación relativa a tales Obligaciones Negociables cancelada.
Presidencia. Las asambleas podrán será presidida por un representante de los Tenedores y en su defecto por un miembro de la Comisión Fiscalizadora de la Emisora o por un representante de la CNV o por quien designe un juez interviniente con competencia en el asunto (conforme artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables. Si ninguna elección se efectuara en este sentido, la Emisora podrá designar una persona para que presida la asamblea. El presidente de una asamblea que se continúa luego de haber pasado a cuarto intermedio, puede no ser el mismo que aquél que presidió la asamblea inicialmente.
(e) Mayorías. Unanimidad para modificar condiciones esenciales de emisión. Las resoluciones en cualquier asamblea serán tomadas por mayoría absoluta de los votos presentes; estableciéndose, sin embargo, que para poder modificar cualquier condición fundamental de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, se requerirá el voto afirmativo de Tenedores de Obligaciones Negociables que representen la totalidad del monto de capital de las Obligaciones Negociables de dicha Clase en circulación. La determinación en cuanto a la naturaleza fundamental de una condición de emisión se evaluará de acuerdo con el derecho argentino en vigencia. Entre otras, serán condiciones fundamentales de emisión: (i) (A) cualquier cambio de las fechas de pago de capital, intereses y cualquier otro monto adeudado en una fecha bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (B) cualquier reducción del monto de capital y/o intereses y de cualquier otro monto pagadero en una fecha bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (C) cualquier cambio en el método de cálculo del monto de cualquier pago bajo las Obligaciones Negociables de la Clase por rescate o vencimiento o la fecha de cualquiera de dichos pagos; (ii) cualquier cambio del lugar de pago y/o de la moneda de los pagos bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (iii) cualquier cambio al quórum y mayorías antes indicado en esta Sección requerido para la adopción de resoluciones en una asamblea y (iv) cualquier cambio a realizar al presente párrafo.
(f) Efectos de las decisiones asamblearias. Todas las decisiones adoptadas por las asambleas serán concluyentes y vinculantes para todos los Tenedores de Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, independientemente de si se encontraban o no presentes en las asambleas en cuestión. Las decisiones así adoptadas serán instrumentadas mediante resoluciones escritas, las que serán válidas y con plenos efectos.
Las Obligaciones Negociables que hayan sido rescatadas y/o adquiridos por la Emisora, mientras no sean transferidos a un tercero por la misma, no serán considerados en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en las asambleas.
(g) Modificación para la corrección de errores: Las Obligaciones Negociables, los presentes Términos y Condiciones y, en el caso de Obligaciones Negociables indicados en el respectivo Suplemento de Precio como Obligaciones Negociables con garantía, el respectivo contrato de garantía podrá modificarse sin el consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables para corregir errores manifiestos o formales, menores o técnicos, cuya corrección no cause un perjuicio significativo a los intereses de los Tenedores de Obligaciones Negociables.
(h) Otras modificaciones sin el consentimiento de los Tenedores: Sin el voto o consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase, la Emisora, en exclusivo beneficio de los Tenedores, podrá modificar o reformar las Obligaciones Negociables con el objeto de:
- agregar compromisos, restricciones, condiciones o disposiciones que sean en beneficio de los tenedores de dichas Obligaciones Negociables;
- garantizar las Obligaciones Negociables de cualquier clase de acuerdo con sus requisitos o de otra forma;
- acreditar su sucesión en otra persona y la asunción por parte de dicho sucesor de sus compromisos y obligaciones en las Obligaciones Negociables en virtud de cualquier fusión por absorción, consolidación o venta de activos;
- cumplir cualquier requisito de la CNV; y
- realizar toda otra modificación u otorgar alguna dispensa o autorización de cualquier incumplimiento o incumplimiento propuesto, de los términos y condiciones de una clase de Obligaciones Negociables de forma tal que no afecte los derechos de los Tenedores de Obligaciones Negociables en cualquier aspecto sustancial, en exclusivo beneficio de los Tenedores.
Las modificaciones adoptadas de acuerdo al procedimiento antes descriptos serán informadas a los Tenedores de acuerdo a lo estipulado en el punto 15 infra.
14. Otras emisiones. Reapertura de una Clase de Obligaciones Negociables ya emitida bajo el Programa
La Emisora podrá oportunamente, sin el consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables de una determinada Clase y/o Serie ya emitida bajo el Programa, crear y emitir Obligaciones Negociables bajo otra Clase y/o Serie, las que podrán tener los mismos términos y condiciones de emisión que las Obligaciones Negociables emitidas respecto de una determinada Clase y/o Serie (con excepción del plazo).
A su vez, la Emisora podrá, con la previa autorización de la CNV, reabrir una determinada Clase de Obligaciones Negociables ya emitida bajo el Programa, ampliando el monto de emisión de dicha Clase, siéndole aplicables a las nuevas Obligaciones Negociables que se emitieran como resultado de la reapertura de la Clase términos idénticos a los de las demás Series de dicha clase, salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas de circulación restringida, en su caso, y la fecha de pago de intereses inicial, condiciones que podrán variar. La Emisora determinará los términos específicos de cada Clase y/o Serie en un Suplemento de Precio de este Prospecto.
15. Notificaciones
Las notificaciones dirigidas a los Tenedores de Obligaciones Negociables serán válidas si se publican en el boletín correspondiente al mercado en donde se listen y/o negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, dichas notificaciones deberán ser publicadas en la Autopista de Información Financiera de la CNV (AIF) y a través de la página institucional de la Emisora (www.roch.com.ar). Los gastos de publicación de cualquier convocatoria correrán por cuenta de la Emisora. Sin perjuicio de ello, la Emisora deberá efectuar todas las publicaciones que requieran las normas de la CNV y las demás normas vigentes, y asimismo, en su caso, todas las publicaciones que requieran las normas vigentes de las bolsas y/o mercados autorizados por la CNV del país y/o mercados de valores del exterior donde se listen y/o negocien las Obligaciones Negociables, si hubieran.
16. Redondeo
A los fines de cualquier cálculo referido en los presentes Términos y Condiciones todos los porcentajes que resulten de dichos cálculos se podrán redondear, de ser necesario, de acuerdo con lo que disponga el Suplemento de Precio particular correspondiente a una Clase.
17. Ley aplicable y jurisdicción
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- Ley aplicable: Salvo que se establezca lo contrario en un Suplemento de Precio, la ley argentina resultará de exclusiva aplicación a las Obligaciones Negociables y a todas las obligaciones de la Emisora y los derechos de los tenedores en relación con cualquier emisión de Obligaciones Negociables bajo el Programa. En particular, la Ley de Obligaciones Negociables resultará aplicable con relación a los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales bajo dicha ley. Por su parte, la Ley General de Sociedades y demás normativa argentina aplicable -incluyendo pero no limitado a la Ley de Mercado de Capitales y a las Normas de la CNV- resultarán de aplicación con relación a la capacidad de la Emisora para emitir y colocar las Obligaciones Negociables, las cuestiones relativas a la celebración de las asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables y a la autorización para la oferta pública de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV.
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Asimismo, los términos y condiciones de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrán regirse por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica o por la ley de cualquier otra jurisdicción, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre de acuerdo con la estructura específica de la transacción de que se trate, con excepción de las cuestiones relacionadas con los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, así como aquellas cuestiones relacionadas con la autorización de oferta pública de las mismas y aquellas relativas a las asambleas, las cuales se regirán por la legislación argentina.
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- Tribunales: Salvo que se establezca lo contrario en el Suplemento de Precio aplicable a una Clase y/o Serie, y sujeto a lo previsto en la Subsección 17(c) (Derecho de los Tenedores de Obligaciones Negociables a iniciar acciones legales), los tribunales de Argentina tendrán jurisdicción exclusiva para dirimir cualquier controversia (una “Controversia”) originada en, o con relación a, las Obligaciones Negociables.
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Derecho de los Tenedores de Obligaciones Negociables a iniciar acciones legales: Sin perjuicio de lo dispuesto precedentemente, en virtud de lo previsto por el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, los Tenedores de Obligaciones Negociables podrán someter cualquier Controversia por ante el Tribunal de Arbitraje del mercado autorizado por la CNV en el que eventualmente listen o se negocien las Obligaciones Negociables (función atribuida a los mercados confome lo dispuesto por el artículo 32, inciso f) de la Ley de Mercado de Capitales).
Información Clave sobre la EMISORA
Resumen de la Emisora
La Sociedad se denomina “ROCH S.A.” y fue constituida como una sociedad anónima de conformidad con las leyes de Argentina, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el 19 de abril de 1990. Se encuentra sujeta a la Ley General de Sociedades, y su plazo de duración es hasta el año 2089. La Sociedad fue inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con fecha 26 de abril de 1990 bajo el número 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La sede social de la Sociedad se encuentra ubicada en Av. Eduardo Madero 1020, Piso 21, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Su página web institucional es www.roch.com.ar.
ROCH lleva más de veinticinco años desarrollando conocimiento para la exploración y producción de yacimientos de petróleo y gas. Su éxito es el resultado de un modelo de negocios que combina una selectiva adquisición de áreas hidrocarburíferas, un eficaz control presupuestario, la exploración continua y el uso de la tecnología adecuada para la explotación eficiente de los yacimientos. Bajo la dirección y el fuerte compromiso de su fundador y principal accionista Ricardo Omar Chacra, ROCH es una de las empresas petroleras independientes más respetadas y confiables de la región.
En la actualidad ROCH realiza la exploración y explotación de las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (Tierra del Fuego); Cajón de los Caballos y Agua Botada (Mendoza); y Sur Río Deseado Este, Campo Bremen, Océano, Chorrillos, Palermo Aike y Moy Aike, (Santa Cruz).
Nuevos desarrollos tecnológicos y significativos descubrimientos exploratorios han otorgado a ROCH participación en los programas Petróleo Plus y Gas Plus aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación. ROCH se ubica así dentro del grupo de empresas líderes dedicadas a la integración de nuevos negocios petroleros que satisfacen con producción nacional la creciente demanda energética del país.
La misión de la Emisora es ser una protagonista regional, en la búsqueda y desarrollo de negocios energéticos, rentable, eficiente y sustentable, comprometida con el cuidado de las personas, de las operaciones, de la comunidad y del medio ambiente.
Su estrategia se podría resumir haciendo referencia a los siguientes puntos: (i) incrementar la producción de hidrocarburos de horizontes convencionales en las áreas actuales y futuras; (ii) mantener un nivel de reservas que permita sostener el incremento de producción en el mediano y largo plazo; (iii) adquirir nuevas reservas a través de adquisiciones de activos petroleros; (iv) mantener una estructura financiera adecuada que sustente el crecimiento de los negocios actuales y futuros, para además lograr que la Emisora liste en un mercado de capitales relevante; etc.
La Emisora considera que sus principales ventajas competitivas son: su excelente reputación en el mercado local; su sólida presencia y trayectoria en la industria energética, crítica para el desarrollo del país y con fuerte necesidad de crecimiento en los próximos años; su management con una probada experiencia y trayectoria dentro de la industria; su sostenido crecimiento de niveles de producción e inversiones y significativo aumento de reservas y ventas; entre otras.
Información contable y financiera
Los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 de la Sociedad han sido auditados por Deloitte & Co. S.Ade acuerdo al detalle incluido en la Subsección “Auditores - Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y miembros del Órgano de Fiscalización”.Los Estados Financieros de la Sociedad incluidos en el presente Prospecto se presentan expresados en pesos argentinos (en caso de corresponder expresados en miles o millones de pesos) y están preparados de conformidad con las normas contables profesionales aprobadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas con aplicación para aquellas sociedades que están bajo la órbita de fiscalización de la Comisión Nacional de Valores (C.N.V.)
Los estados contables individuales condensados por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015 (los “Estados Contables Condensados Intermedios”) son no auditados, pero en opinión de la Dirección de la Sociedad contemplan todos los ajustes necesarios para ser presentados sobre bases uniformes con los estados contables individuales auditados. Los resultados de los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015 no necesariamente reflejan la proporción de los resultados de la Sociedad por el ejercicio anual completo.
Asimismo, y según surge la información contenida en la Nota 3.b) a los Estados Contables Condensados Intermedios, a la fecha del presente Prospecto existe incertidumbre relacionada con la recuperabilidad de créditos por ventas por U$S567,808 y $1,323,951 correspondientes a Oil Combustibles S.A., la cual se ha presentado en concurso preventivo de acreedores durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2016. A la fecha del presente Prospecto, Roch no cuenta con toda la información necesaria como para concluir acerca de la posibilidad de recuperar total o parcialmente dicho importe, ni el plazo respectivo de cobro.
SÍNTESIS DE RESULTADOS
(Cifras expresadas en miles de pesos)
| Por los períodos de 9 meses finalizados el 30 de septiembre de | Ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de | ||||
| 2016 | 2015 | 2015 | 2014 | 2013 | |
| Ingresos ordinarios | 369.218 | 257.431 | 357.226 | 305.670 | 231.972 |
| Costo de ventas | (297.204) | (224.902) | (315.345) | (258.579) | (187.641) |
| Utilidad bruta | 72.014 | 32.529 | 41.881 | 47.091 | 44.331 |
| Resultado de inversiones en asociadas | 934 | 662 | 276 | 886 | 815 |
| Ganancia reconocida sobre venta de participación en asociada | 10.112 | - | - | - | - |
| Gastos de comercialización | (20.595) | (11.523) | (19.448) | (15.469) | (10.667) |
| Gastos de administración | (24.180) | (18.079) | (25.846) | (20.005) | (18.862) |
| Gastos exploratorios | (962) | (156) | (214) | (2.926) | (2.030) |
| Otros (egresos) ingresos, netos | (214) | 787 | 290 | 2.523 | 87.375 |
| Resultados financieros y por tenencia, netos | (99.064) | (22.672) | (109.656) | 6.618 | (24.045) |
| Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias | (61.955) | (18.452) | (112.718) | 18.719 | 76.917 |
| Impuesto a las ganancias | 20.696 | 7.725 | 38.754 | (4.345) | (21.115) |
| Ganancia (pérdida) del período / ejercicio | (41.259) | (10.727) | (73.963) | 14.373 | 55.802 |
SÍNTESIS DE LA SITUACION PATRIMONIAL
(Cifras expresadas en miles de pesos)
| Por los períodod de 9 meses finalizados el 30 de septiembre de | Ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2016 | 2015 | 2015 | 2014 | 2013 | |
| Total del activo | 708.024 | 571.732 | 647.766 | 427.209 | 300.581 |
| Total del pasivo | 587.867 | 347.080 | 486.350 | 191.830 | 79.575 |
| Aportes de los propietarios | - | - | - | - | - |
| Capital social | 12.051 | 12.051 | 12.051 | 12.051 | 12.051 |
| Primas de emisión | 146.330 | 146.330 | 146.330 | 146.330 | 146.330 |
| Ganancias reservadas | 76.998 | 76.998 | 76.998 | 64.116 | 12.507 |
| Resultados no asignados | (115.222) | (10.727) | (73.963) | 12.882 | 50.118 |
| Total del patrimonio | 120.157 | 224.652 | 161.416 | 235.379 | 221.006 |
INDICADORES
La siguiente información contable y operativa consolidada seleccionada de la Sociedad correspondiente a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y los períodos finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015 ha sido extraída, se encuentra condicionada y debe leerse junto con los estados financieros auditados de la Sociedad correspondientes a dichos ejercicios y las notas a dichos estados financieros.
A partir del año 2002, la CNV dispuso la aplicación del ajuste por inflación a los estados contables, que se re expresaron a moneda constante utilizando el índice de precios internos al por mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos. El 8 de abril de 2003, la CNV mediante la resolución N° 441/2003, en concordancia con el Decreto Nº 664 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), suspendió la aplicación del ajuste por inflación a partir de marzo de 2003.
| Por los períodos de 9 meses finalizados el 30 de septiembre de | Ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre | ||||
| INDICADORES FINANCIEROS | 2016 | 2015 | 2015 | 2014 | 2013 |
| Índices de Liquidez (Activo Corriente/Pasivo Corriente) | 0.44 | 0.68 | 0.59 | 0.72 | 1.63 |
| Índices de Solvencia (Patriminio Neto/Pasivo) | 0.20 | 0.64 | 0.33 | 1.23 | 2.78 |
| Inmovilización de capital (Activo no Corriente/Activo Total) | 0.66 | 0.79 | 0.77 | 0.76 | 0.61 |
| Índices de Rentabilidad (Resultado del Ejercicio/(P. N.-Resultado del Ejercicio)) | (0.26) | (0.05) | (0.31) | 0.07 | 0.34 |
CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO
El siguiente cuadro indica la deuda financiera consolidada y la capitalización total de la Emisora, el cual incluye la deuda financiera corriente y no corriente y el patrimonio neto al 30 de septiembre de 2016, al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y la deuda financiera consolidada.
| Por el período de 9 meses finalizado el 30 de septiembre de 2016 | Por el período de 9 meses finalizado el 30 de septiembre de 2015 | ||
| En miles de pesos | En miles de pesos | ||
| Capitalización | |||
| Patrimonio neto | |||
| Capital Social | 12.051 | 12.051 | |
| Prima de emisión | 146.330 | 146.330 | |
| Reservas | 76.998 | 76.998 | |
| Resultados acumulados no asignados | (115.222) | (10.727) | |
| Total del Patrimonio Neto | 120.157 | 224.652 | |
| Endeudamiento | 402.000 | 230.907 |
| Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015 | Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014 | Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2013 | ||
| En miles de pesos | En miles de pesos | En miles de pesos | ||
| Capitalización | ||||
| Patrimonio neto | ||||
| Capital Social | 12.051 | 12.051 | 12.051 | |
| Prima de emisión | 146.330 | 146.330 | 146.330 | |
| Reservas | 76.998 | 64.116 | 12.507 | |
| Resultados acumulados no asignados | (73.963) | 12.882 | 50.118 | |
| Total del Patrimonio Neto | 161.416 | 235.379 | 221.006 | |
| Endeudamiento | 345.295 | 46.307 | 141 |
RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS
En el Suplemento de Precio correspondiente se especificará el destino que la Emisora dará a los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables.
Los fondos obtenidos por la colocación de las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa serán destinados para uno o más de los destinos previstos en el artículo 36 de la Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables (según fuera modificada y complementada) y/o los que se establezcan en las regulaciones aplicables, correspondiendo al Directorio, o en su caso a los funcionarios subdelegados por el mismo, determinar dentro de este marco general a qué destino en particular se afectará el producido neto de la colocación de cada Clase y/o Serie.
FACTORES DE RIESGO
Se aconseja al inversor considerar cuidadosamente los factores de riesgo enumerados a continuación así como la restante información contenida en el presente Prospecto, junto con sus modificaciones y agregados, en oportunidad de tomar cualquier decisión referente a la inversión en las Obligaciones Negociables, a la Emisora y a la Argentina.
Cualquiera de los siguientes riesgos podría afectar negativamente la situación financiera o los resultados de las operaciones comerciales de la Emisora. En tal caso, el inversor podría perder toda o parte de su inversión original.
Riesgos relacionados con la Argentina
Las operaciones de la Emisora se encuentran en Argentina
La totalidad de las operaciones, bienes y clientes de la Emisora se encuentran en la Argentina o dependen de actividades llevadas a cabo en la Argentina. Por lo tanto, la calidad de los activos de la Emisora, su situación financiera y patrimonial, y los resultados de las operaciones dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, sociales y políticas de la Argentina. Estas condiciones incluyen las tasas de crecimiento, la tasa de inflación, el tipo de cambio, las restricciones cambiarias, las variaciones en la tasa de interés, los cambios en las políticas de gobierno, la inestabilidad social y otros cambios políticos o económicos así como eventos internacionales que puedan ocurrir o de otra forma afectar a la Argentina.
La repercusión de las últimas elecciones legislativas y presidenciales sobre el futuro entorno económico y político de Argentina aún es incierta, pero podría ser trascendente
Las elecciones presidenciales y legislativas de Argentina tuvieron lugar el 25 de octubre de 2015, y el 22 de noviembre de 2015 se realizó un ballotage entre los dos primeros candidatos presidenciales, que dio lugar a la elección del Sr. Mauricio Macri como presidente de Argentina. El gobierno de Mauricio Macri asumió funciones el 10 de diciembre de 2015, y ha introducido y se espera que continúe introduciendo ajustes en las políticas fiscales y monetarias de los últimos años que han generado déficits recurrentes en el sector público, inflación y controles cambiarios generalizados e inversión externa limitada.
Desde su asunción, el gobierno de Mauricio Macri ha anunciado e implementado diversas reformas económicas y políticas significativas, entre ellas las siguientes:
- Estado de emergencia y reformas en el sistema eléctrico y distribución y transporte de gas. El gobierno de Mauricio Macri mediante el Decreto N° 134/2015, declaró el estado de emergencia del sistema eléctrico nacional, con efectos hasta el 31 de diciembre de 2017. El estado de emergencia permite al Gobierno Argentino tomar medidas destinadas a garantizar el suministro de electricidad. Asimismo, luego del anuncio del gobierno de Mauricio Macri en el sentido de que reevaluaría las políticas de subsidios a la energía, el Mercado Eléctrico Mayorista aumentó las tarifas de electricidad para el mercado mayorista para compras realizadas entre el 1 de febrero y el 30 de abril de 2016. Se prevé que este aumento sea destinado a reducir los subsidios para el sector. Asimismo, a través de diversas Resoluciones, el Gobierno Argentino ha aumentado la tarifa para generadores y distribuidores, tal como se describe en este Prospecto (v.g., Resolución ENRE N° 1/2016 y Resolución SEE N° 22/2016). Asimismo, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación dictó la Resolución N° 28/2016 y la Resolución N° 31/2016, a través de las cuales aplicó una corrección en los precios del gas natural en su “Punto de Ingreso al Sistema de Transporte” y en la tarifas de distribución y transporte de gas natural que alcanzará a los usuarios residenciales y comerciales de todo el país, así también como al abastecimiento de gas natural comprimido a estaciones de servicio y a las usinas generadoras de electricidad e instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas a llevar adelante el procedimiento de revisión tarifaria integral, a aplicar la corrección en las tarifas de distribución y transporte de gas natural en todo el país que correspondan, entre otras cosas. Para dar un marco de previsibilidad y certidumbre y promover una efectiva participación ciudadana con alcance federal; el gobierno de Mauricio Macri, realizó una audiencia pública de gas en el mes de septiembre de 2016; y una audiencia pública de electricidad el 28 de octubre de 2016. A la fecha del presente, se publicó un nuevo cuadro tarifario para el gas, encontrándose pendiente el cuadro tarifario para la electricidad, estimado para principios del 2017.
- Reformas en el INDEC. En vista de los cuestionamientos del Fondo Monetario Internacional respecto de la confiabilidad de la información generada por el Índice Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”), el gobierno de Mauricio Macri designó al Sr. Jorge Todesca, ex director de una firma de consultoría privada, como titular del INDEC. El 8 de enero de 2016, el Gobierno Argentino dictó el Decreto N° 55/2016 que declaró el estado de emergencia administrativa en el sistema estadístico nacional y en el INDEC, organismo oficial a cargo del sistema, hasta el 31 de diciembre de 2016. Luego de la declaración de emergencia, se implementaron reformas al INDEC a efectos de reorganizar su estructura técnica y administrativa, lo que provocó que se suspendiera momentáneamente la publicación del Índice de Precios al Consumidor (“IPC”). Durante la implementación de estas reformas, el INDEC empleó las cifras de IPC y otras estadísticas oficiales publicadas por la Provincia de San Luis y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Tras implementar ciertas reformas metodológicas y ajustar determinadas estadísticas macroeconómicas en función de dichas reformas, en junio de 2016 el INDEC volvió a publicar cifras del IPC, con datos referidos a partir de abril de 2016. Asimismo, a pesar de las últimas reformas, hay incertidumbre acerca de si los datos oficiales y los procedimientos de medición reflejan de manera adecuada la inflación en el país y qué efecto tendrán dichas reformas en la economía argentina.
- Reformas cambiarias. Asimismo, el gobierno de Mauricio Macri implementó ciertas reformas al marco regulatorio del mercado de cambios que brindarán mayor flexibilidad y facilitarán el acceso al mercado de cambios. Las principales medidas adoptadas a la fecha de este Prospecto son las siguientes: (i) la eliminación de la obligación de registrar las operaciones cambiarias en la base de datos de la Autoridad Fiscal de Argentina (“AFIP”); (ii) la eliminación del requisito de ingresar a Argentina el producido de nuevas operaciones de deuda financiera y liquidarlo a través del mercado único y libre de cambios; (iii) eliminación del límite mensual de residentes para la formación de activos en el exterior; (iv) la baja del 30% a 0% en el monto del depósito nominativo, intransferible y no remunerativo exigido en relación con ciertas operaciones que involucraban ingreso de divisas; (v) la reducción del período durante el cual el producido de cualquier nueva deuda financiera incurrida por residentes hacia acreedores extranjeros y transferida a través del MULC debe ser mantenida en Argentina, de 365 días a 120 días corridos desde la fecha de transferencia del monto en cuestión; y (vi) la eliminación del período de tenencia mínimo requerido (72 horas hábiles) para compras y ventas posteriores de valores negociables. Asimismo, el 17 de diciembre de 2015, luego del anuncio del levantamiento de gran parte de las restricciones cambiarias, el Peso se depreció aproximadamente un 36% contra el Dólar. Como consecuencia de ello, el tipo de cambio publicado por el Banco de la Nación Argentina pasó de $9,83 el 16 de diciembre de 2015 a $13,95 el 18 de diciembre de 2015.
- Reducción del déficit. El nuevo Gobierno ha anunciado su intención de reducir el déficit presupuestario primario de aproximadamente el 5,8% del PIB en 2015, al 4,8% del PIB en 2016 y el 3,3% del PIB en 2017, en parte por la eliminación de subsidios a los servicios públicos actualmente vigentes y por la disminución del gasto público.
- Reformas en comercio exterior. El gobierno de Mauricio Macri eliminó las retenciones a las exportaciones de trigo, maíz, carne y productos regionales y redujo las retenciones a las exportaciones de soja del 30% al 5%. Por otra parte, se eliminó la retención del 5% a las exportaciones industriales y las retenciones a las exportaciones mineras. En relación con los pagos de deudas existentes por importaciones de bienes y servicios, el gobierno de Mauricio Macri anunció la gradual eliminación de los topes de montos para acceder al MULC y eliminó el monto para nuevas operaciones. Se redujeron gradualmente los topes de los montos para las operaciones de deuda por importación de bienes y servicios, los que fueron eliminados definitivamente en junio de 2016.
- Política financiera. Poco tiempo después de asumir, el gobierno de Mauricio Macri llegó a un acuerdo respecto de casi la totalidad de los reclamos de los holdouts. Para mayor información véase “Dada la limitada capacidad de Argentina de obtener financiamiento en los mercados internacionales, el país podría verse impedido de reingresar a los mercados de capitales internacionales”.
A la fecha de este Prospecto, no es posible predecir qué repercusión podrán tener estas medidas y las medidas futuras a ser adoptadas por el gobierno de Mauricio Macri en la economía argentina en general, y en el sector eléctrico en particular. Si bien la Sociedad considera que el efecto de la liberalización de la economía será positivo para sus negocios, al estimular la actividad económica, no es posible predecir dicho efecto con certeza, y la liberalización también podría ser disruptiva para la economía y no beneficiar, o incluso perjudicar, los negocios de la Sociedad. Desde su asunción, el gobierno de Mauricio Macri ha comenzado a revisar las contrataciones de diversos sectores y reformado las tarifas del sector de energía y gas. Sin embargo, no es posible predecir la forma en que el gobierno de Mauricio Macri abordará ciertas otras cuestiones políticas y económicas que fueron centrales durante la campaña de elección presidencial, tales como el financiamiento del gasto público, los subsidios a los servicios públicos y las reformas impositivas, o el impacto que las medidas relacionadas con estas cuestiones implementadas por el gobierno de Mauricio Macri puedan tener sobre la economía argentina en su conjunto. Asimismo, en las últimas elecciones los partidos políticos opositores al gobierno de Mauricio Macri retuvieron la mayoría de las bancas del Congreso Argentino, lo que obliga al gobierno de Mauricio Macri a procurar obtener el apoyo político de la oposición para sus propuestas económicas lo que genera una mayor incertidumbre respecto de la capacidad del gobierno de Mauricio Macri de dictar cualquier medida que pretenda implementar. La incertidumbre política de Argentina en relación con las medidas a ser adoptadas por el gobierno de Mauricio Macri respecto de la economía argentina podría dar lugar a la volatilidad de los precios de mercado de los títulos de empresas argentinas, tales como la Sociedad. No es posible asegurar que la repercusión que estas medidas u otras a ser adoptadas en el futuro por el gobierno de Mauricio Macri puedan tener en la economía argentina, no produzcan un efecto adverso en los negocios, la situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Sociedad o no generen un impacto negativo en la capacidad de la Sociedad de pagar sus deudas a su vencimiento.
Las tasas de crecimiento y estabilidad relativa actuales de la Argentina podrían no ser sostenibles
En las últimas décadas, la economía argentina ha experimentado significativa volatilidad, con períodos de crecimiento bajo o negativo, altos índices de inflación y devaluación de su moneda. Durante 2001 y 2002 Argentina atravesó un período de grave crisis política, económica y social que provocó una contracción económica significativa y generó la introducción de cambios radicales en las políticas adoptadas por el gobierno argentino (el “Gobierno”). Si bien la economía se ha recuperado significativamente desde entonces, persiste la incertidumbre con respecto a si el crecimiento reciente será sustentable dado que ha dependido, en gran medida, de los tipos de cambio favorables, los altos precios de los commodities y el exceso de capacidad instalada. El crecimiento económico depende de una variedad de factores, entre los que se incluyen la demanda internacional de sus exportaciones, la estabilidad y competitividad del peso frente a las monedas extranjeras, la confianza entre los consumidores e inversores extranjeros y argentinos y un índice de inflación bajo.
Los negocios de la Emisora dependen de las condiciones económicas y políticas imperantes en la Argentina. Las medidas del Gobierno en relación con la economía, incluyendo las decisiones en materia de inflación, tasas de interés, controles de precios, controles cambiarios e impuestos, han tenido y podrían continuar teniendo un efecto sustancial sobre las entidades del sector privado, incluyendo la Emisora. La Emisora no puede garantizar que los acontecimientos económicos y políticos de la Argentina, que están fuera de su control, no tendrán un efecto adverso sobre su desempeño financiero, incluida su capacidad de cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables.
La inflación podría acelerarse provocando efectos adversos en la economía argentina en general y en los mercados argentinos de crédito a largo plazo
La Argentina tiene antecedentes de altos índices inflacionarios que incidieron negativamente en su economía y dificultaron la capacidad del Gobierno para crear condiciones que permitieran el crecimiento. Según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”), la inflación y los precios al consumidor aumentaron un 7,7% en 2009, 10,9% en 2010, 9,5% en 2011, 10,8% en 2012, 14,7% en 2013, 23,9% en 2014, 11,9% a octubre 2015, en estos dos últimos casos bajo una nueva modalidad de medición denominada Índice de Precios al Consumidor Nacional urbano (“IPCNu”) que, según el INDEC, consiste sustancialmente en un indicador a nivel nacional para medir las variaciones de los precios del consumo final de los hogares, a partir de una canasta fija de bienes y servicios. El IPCNu correspondiente a los meses de enero a octubre de 2016 fue de 1.1%, 0.9%, 1.3%, 1.1%, 1.0%, 1.0%, 1.3%, 1.2%, 1.2% y 1.1% en cada caso respecto del mes inmediatamente anterior. El reciente aumento del gasto público, así como un ajuste tarifario de los servicios públicos, podrían generar un nuevo aumento de la inflación. Sin embargo, durante los últimos años, el Gobierno ha implementado diversas políticas para controlar la inflación y monitorear los precios de la mayoría de los principales bienes y servicios. Tales medidas del Gobierno incluyeron acuerdos de precios celebrados entre el Gobierno y empresas del sector privado de diferentes industrias y mercados. El retorno a un ambiente de alta inflación podría generar inestabilidad macroeconómica, lo que incidiría negativamente sobre el nivel de actividad económica y de empleo.
Un entorno de alta inflación también podría socavar la competitividad de Argentina en el extranjero, con efectos negativos sobre el nivel de actividad económica. El aumento de la inflación también podría afectar adversamente la disponibilidad de créditos a largo plazo, así como la competitividad argentina en el exterior, diluyendo los efectos de la devaluación del peso y teniendo un impacto negativo sobre la actividad económica y empleo. Si los niveles de inflación se mantuvieran o aumentaran en el futuro, el desarrollo de la economía argentina podría verse afectado y el acceso al crédito aún más restringido. Un entorno de alta inflación también podría socavar temporariamente los resultados de las operaciones de la Emisora como consecuencia de un retraso en el ajuste de precios que refleje el alza de los costos de la Emisora y sus sociedades controladas.
Con motivo del reciente cambio de gobierno y de la suspensión temporal de la publicación de los diversos índices a nivel nacional, a la fecha del presente Prospecto, el INDEC aún no se ha pronunciado acerca del resultado del PBI correspondiente al cierre del año 2015 y al año 2016.
Existe una discrepancia entre los datos estadísticos publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (“INDEC”) en relación con el índice de precios al consumidor para el área de Gran Buenos Aires, los índices de índice de precios al consumidor correspondientes a las diferentes regiones y provincias argentinas y las estimaciones privadas. De acuerdo con el INDEC, las tasas de inflación para 2010, 2011, 2012 y 2013 fueron de 10,9%, 9,5%, 10,8 y 10,54%, respectivamente. La incertidumbre con respecto a las tasas de inflación futuras puede afectar el ritmo de crecimiento de la inversión. La inflación en la Argentina podría ser significativamente mayor que las tasas que indican los informes oficiales recientes. En tal sentido, desde junio de 2011, ciertos diputados miembros de bloques opositores de la Cámara de Diputados de la Nación exponen un nuevo índice de inflación vinculado con los índices de inflación promedio provistos por consultoras privadas. Conforme a este índice, el índice de precios al consumidor aumentó un 25,6% en el año finalizado el 31 de diciembre de 2012 y un 28,3% en el año finalizado el 31 de diciembre de 2013.
Asimismo, parte de la deuda soberana argentina se ajusta a través del Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”), que es un índice monetario estrechamente ligado a la inflación. Por lo tanto, cualquier aumento significativo de la inflación podría resultar en un aumento de la deuda soberana argentina pendiente de pago.
No existen certezas sobre la evolución de la inflación y sobre la capacidad del Gobierno de mantener e implementar los acuerdos de precios. En el pasado la inflación afectó sustancialmente la economía argentina y la capacidad del Gobierno de crear las condiciones que permitieran el crecimiento. Retornar a un entorno de alta inflación haría más lenta la recuperación en las financiaciones a largo plazo y también podría debilitar paulatinamente la competitividad de Argentina en el exterior, diluyendo los efectos positivos de la devaluación del Peso impactando negativamente en el nivel de actividad económica y en el empleo. Aumentos generalizados de salarios, del gasto público y el ajuste de las tarifas de los servicios públicos, como consecuencia de las quitas de los subsidios, podrían tener un impacto directo sobre la inflación. Una retracción o recesión de la economía podría afectar el nivel adquisitivo de los clientes de la Sociedad, hecho que a su vez, podría traer aparejada una reducción en la demanda de los servicios provistos por la Sociedad, afectando adversamente la situación patrimonial y financiera y los negocios de ROCH.
Existen dudas sobre la exactitud del índice de precios al consumidor y otra información económica publicada por el INDEC
En enero de 2007, el INDEC modificó la metodología utilizada para determinar el índice de precios al consumidor, que se calcula como el promedio mensual de una canasta ponderada de bienes de consumo y servicios que reflejan el patrón de consumo de los hogares argentinos. Varios economistas así como la prensa local e internacional han sugerido que este cambio estaba relacionado con la política del Gobierno para frenar la inflación. Además, al mismo tiempo, el Gobierno reemplazó varios funcionarios clave del INDEC. Esta supuesta interferencia gubernamental provocó reclamos del personal técnico del INDEC lo cual, a su vez, generó el inicio de varias investigaciones judiciales que involucraban a miembros del Gobierno a fin de determinar si se habría filtrado información estadística clasificada relacionada con la reunión de datos utilizados para calcular el índice de precios al consumidor. Estos acontecimientos han afectado la credibilidad del índice de precios al consumidor y otros índices publicados por el INDEC calculados en base al índice de precios al consumidor, como el índice de pobreza y la tasa de desempleo así como el cálculo del producto bruto interno. Cabe aclarar que existen estimaciones privadas que arrojan índices de inflación mayores a los publicados por el INDEC. Adicionalmente, los aumentos de salarios registrados durante el año pasado bajo numerosos acuerdos colectivos de trabajo en varias industrias han reflejado el aumento de la inflación por sobre el índice publicado por el INDEC. En este sentido, la credibilidad del índice de precios al consumidor publicado por el INDEC se vio negativamente afectado, así como de otros índices publicados por dicho organismo que requieren la utilización del índice de precios al consumidor para realizar su cálculo, incluyendo la tasa de pobreza, la tasa de desempleo y el producto bruto interno. A principios de 2013, dicho organismo determinó que era necesario corregir el índice de precios al consumidor y los demás índices del INDEC obtenidas a partir del índice de precios al consumidor. En diciembre de 2010, el Gobierno se reunió con una misión del Fondo Monetario Internacional (el “FMI”) enviada para asesorar al INDEC sobre la conformación de un nuevo índice nacional de precios. Si se determinara que el índice de precios al consumidor y los demás índices del INDEC calculados en base al mismo deben corregirse, la confianza del público en la economía argentina podría reducirse aún más, con el consiguiente efecto adverso sustancial sobre los resultados de las operaciones de la Emisora. Debido a ello, el FMI desde 2013 se encuentra monitoreando la forma de recolección de la información y el cálculo de la inflación. Ha reconocido en junio de 2014, como consecuencia del anuncio de un nuevo Índice de Precios al Consumidor Nacional Urbano (IPCNu) junto a otras medidas adoptadas, que la Argentina ha implementado un conjunto inicial de medidas para asegurar la calidad de los datos oficiales. Para el año finalizado el 31 de diciembre de 2014, el IPCNu fue del 23,9% y 11,9% para el acumulado a octubre 2015.
Se espera para 2016 una reformulación del sistema estadístico nacional a raíz de las políticas implementadas por las nuevas autoridades del Gobierno Nacional tendientes a recuperar la confianza en la economía y en las instituciones. Sin perjuicio de ello, durante los primeros meses de 2016 el INDEC no publicó el IPC y se deben considerar como referencia de la inflación para esos meses los indicadores de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de la Provincia de San Luis, lo que generará cierta incertidumbre respecto de las variaciones de precios del último trimestre del 2015 y el primer trimestre del 2016. La Emisora no puede asegurar que en el futuro, el IPCNu no sufra cuestionamientos metodológicos que puedan generar un impacto negativo en la economía del país.
El nuevo gobierno lanzó un IPC alternativo basado en los datos de la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia de San Luis. Según la información pública disponible reciente basada en datos de la Provincia de San Luis, el IPC creció un 31,6% en 2015 y el índice de inflación fue 6,5%, 4,2% y 2,7% en diciembre de 2015, enero de 2016 y febrero de 2016, respectivamente. Según la información pública disponible reciente basada en datos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el IPC creció un 26,9% en 2015 y el índice de inflación fue 3.9%, 4,1%, 4,0%, 3,3% y 6,5% en diciembre de 2015, enero, febrero, marzo y abril de 2016, respectivamente.
El 15 de junio de 2016, y tras seis meses sin cifras oficiales, el INDEC retomó la difusión de sus principales indicadores, que habían sido suspendidos con motivo de la “emergencia estadística nacional”, decretada a comienzos del año 2016. En esta oportunidad, el INDEC informó que la inflación del mes de mayo de 2016 fue del 4,2%, mientras que el IPC Congreso (índice utilizado por el Gobierno hasta el restablecimiento de los indicadores del INDEC), registró un aumento del 3,5%.
Dada la limitada capacidad de Argentina de obtener financiamiento en los mercados internacionales, el país podría verse impedido de reingresar a los mercados de capitales internacionales
Argentina tiene un acceso muy limitado a financiación del exterior. Al 31 de diciembre de 2001, el total de la deuda pública de Argentina ascendía a U$S144.500 millones. En 2002, Argentina cayó en situación de incumplimiento respecto de más de U$S81.800 millones de deuda externa para con sus bonistas. Asimismo, desde 2002 Argentina ha suspendido los pagos respecto de más de U$S15.700 millones de deuda para con entidades financieras multilaterales (como el Fondo Monetario Internacional y el Club de París) y otras entidades financieras. En 2006, Argentina canceló toda su deuda pendiente con el Fondo Monetario Internacional por un total de aproximadamente U$S9.500 millones y, a través de varias ofertas de canje realizadas a los bonistas entre los años 2005 y 2010, el Gobierno reestructuró aproximadamente U$S 127 mil millones de su deuda soberana (93 % de la deuda total como resultado de las dos ofertas de canje lanzadas en el 2005 y en el 2010), la cual se encontraba impaga desde fines del año 2001.
Adicionalmente el 29 de mayo de 2014 el Gobierno y los representantes de los acreedores del Club de París llegaron a un acuerdo sobre el monto consolidado de la deuda, que al 30 de abril de 2014 ascendía a U$S 9,7 mil millones. En virtud de ese convenio, Argentina se comprometió a pagar un total de U$S 9.700, mediante un pago inicial de U$S 650 en julio de 2014 y otro de U$S 770 millones en mayo de 2015. El saldo restante se abonará en un plazo que podría extenderse hasta 2019.
Los tenedores de bonos que se negaron a participar en las dos ofertas de canje (conocidos como holdouts) continúan llevando adelante acciones legales contra Argentina que persiguen el cobro de los montos adeudados. En relación con uno de estos casos (“NML Capital Ltd. et. al v. Republic of Argentina”), el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, en virtud de una orden de fecha 23 de febrero de 2012, modificada por otra orden del 21 de noviembre de 2012, haciendo una interpretación de la cláusula que exige tratamiento igualitario de acreedores en cuanto a la deuda que permanece impaga, instruyó a la Argentina a abstenerse de realizar pagos de sus bonos de deuda soberana reestructurados sin antes o de manera simultánea efectuar los pagos de los bonos en manos de los litigantes en el citado caso. Posteriormente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York confirmó este fallo aunque dictó una medida cautelar (stay) para que la instrucción del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York no hiciera efectiva hasta tanto la Corte Suprema de los Estados Unidos de América resuelva si tomaba o no el caso. El 16 de junio de 2014 la Corte Suprema de los Estados Unidos rechazó la petición de la Argentina para entender en el caso y, seguidamente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York levantó la medida cautelar que pesaba sobre la decisión del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York. Por lo tanto, la orden del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York se tornó efectiva.
Con posterioridad, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York nombró a un mediador para que colabore con la Argentina y los demandantes en el citado caso con el fin de alcanzar un acuerdo. El 26 de junio de 2014 el mismo tribunal denegó un pedido de la Argentina para que se restablezca la medida cautelar (stay) y así suspender los efectos de la orden. En esa misma fecha, no obstante el rechazo, la Argentina depositó US$ 539 millones en el Bank of New York Mellon, en su carácter de fiduciario, con el objetivo de cumplir con el pago debido bajo los bonos reestructurados conforme al cronograma de pagos previsto. Seguidamente, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York impidió continuar con la cadena de pagos bajo los bonos reestructurados, lo cual derivó en que los beneficiarios finales no recibieran los fondos, y ordenó al Bank of New York Mellon no transferir los fondos a dichos beneficiarios, así como también ordenó que continuaran las instancias de negociación entre el Gobierno y los bonistas litigantes, que no han arrojado resultados positivos.
Como resultado de las órdenes del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, los tenedores de los bonos reestructurados no recibieron los fondos depositados por el Gobierno conforme a los pagos adeudados bajo dichos bonos y como consecuencia de ello las calificadoras de riesgo han considerado que la Argentina se encuentra bajo una situación de "incumplimiento selectivo”. Por su parte, el Gobierno ha manifestado que no se ha configurado tal situación de “incumplimiento selectivo”, toda vez que ha depositado los fondos necesarios para el pago en tiempo y forma.
En respuesta a la orden de no pago emitida por el Juez Griesa, el 10 de septiembre de 2014 fue aprobado con fuerza de ley el proyecto del Poder Ejecutivo mediante el cual se declara de interés público el pago de la deuda y se permite el cambio del lugar de pago a tenedores de bonos, para poder abrir una alternativa de cobro para aquellos que adhirieron a los canjes de los años 2005 y 2010. A continuación, se mencionan los aspectos más salientes de esta ley: (i) se declara de interés público la reestructuración de deuda efectuada en 2005 y 2010; (ii) se autoriza al Ministerio de Economía para remover al BoNY como agente fiduciario y a designar en su reemplazo a Nación Fideicomisos S.A. (“NFSA”) sin perjuicio del derecho de los tenedores a designar a un nuevo agente fiduciario; (iii) en caso de que los tenedores, en forma individual o colectiva, opten por solicitar a la Argentina un cambio en la legislación y jurisdicción aplicable a sus títulos, el Ministerio de Economía podrá: (a) instrumentar un canje por nuevos títulos públicos, regidos por legislación y jurisdicción argentina, en términos y condiciones financieras idénticas y por igual valor nominal a los de los títulos reestructurados que se presenten a dicho canje y/o (b) instrumentar un canje por nuevos títulos, regidos por legislación y jurisdicción de Francia, en términos y condiciones financieras idénticas y por igual valor nominal a la de los títulos reestructurados que se presenten a dicho canje, sin significar ello que la Argentina renuncia a su inmunidad respecto de la ejecución de sentencias que deriven de la prórroga jurisdiccional a favor de los tribunales franceses en lo que refiere a bienes de dominio público, reservas del BCRA o bienes afectados a misiones diplomáticas, entre otros; (iv) se autoriza al Ministerio de Economía a instrumentar el canje de los títulos públicos que aún no ingresaron a la reestructuración de deuda, para lo cual se depositará en una cuenta de NFSA, en las fechas de vencimiento correspondientes, una cantidad de fondos equivalentes a los que correspondería pagar por los servicios de los nuevos títulos públicos que en el futuro se emitan en reemplazo de aquellos que aún no ingresaron a la reestructuración de deuda.
Por su parte, el Juez Griesa determinó que Argentina se encontraba en desacato por no cumplir el fallo que ordenaba el pago de los fondos debidos a los bonistas no aceptantes, pero resolvió no adoptar sanciones. La declaración de desacato fue complementada con una orden que establecía la obligación de Argentina de restablecer nuevamente a The Bank of New York Mellon, retirando cualquier autorización a Nación Fideicomisos para actuar como agente fiduciario de la deuda reestructurada y resolver la situación con los bonistas no aceptantes querellantes. Argentina apeló dicha resolución la cual fue desestimada por el Tribunal Federal de Apelaciones del Segundo Circuito por carecer de jurisdicción con respecto al congelamiento de los fondos depositados en The Bank of New York Mellon.
En mayo de 2015, los tenedores no aceptantes con órdenes pari passu dictadas a su favor por el Juez Griesa solicitaron que se enderecen sus demandas para admitir los reclamos en los que se afirma que la emisión y pago de los bonos en dólares 2024 por Argentina, y su endeudamiento en general, violarían la cláusula pari passu o de trato equitativo y en junio de 2015, el Tribunal de Apelaciones convalidó la petición de juicio sumario parcial que reúne a un grupo de querellantes de 36 demandas separadas para sumarse a la cláusula pari passu o trato equitativo (los denominados “Me Too”), en concordancia con el fallo anterior dictado a favor de los bonistas no aceptantes y Argentina fue condenada a pagar US$ 5,4 mil millones antes de efectuar los pagos de la deuda reestructurada. En octubre del mismo año el Juez Griesa ordenó a la Argentina cumplir con sus obligaciones de pago a los querellantes cada vez que efectúe o intente efectuar pagos respecto de los bonos y Argentina apeló esta decisión.
El 4 de febrero de 2016, el gobierno del Presidente Macri materializó la voluntad política de resolver los conflictos pendientes con los bonistas no aceptantes al presentar al mediador Pollak una oferta de aproximadamente US$6.500 millones consistente de tres propuestas de pago a los bonistas no aceptantes, con una quita promedio del 25%. A la fecha del presente, esta oferta ha sido aceptada por algunos de los bonistas no aceptantes, por el equivalente a aproximadamente US$ 1.700 millones.
Como resultado de las negociaciones, el 19 de febrero de 2016, el juez Griesa ordenó que la decisión judicial que obliga a Argentina a realizar el pago del 100% de los montos adeudados a los bonistas no aceptantes litigantes si la Argentina realiza pagos de servicios de interés y capital a los bonistas que ingresaron al canje del 2005 y del 2010 se levantará automáticamente sujeta al cumplimiento de dos condiciones por parte de la Argentina: (i) que el congreso Argentino derogue la Ley de Pago Soberano (Ley Nº 26.984) y las Leyes Cerrojo (Ley N° 26.017, Ley N° 26.547 y la Ley N° 26.886) y (ii) que la Argentina acredite el pago a todos los bonistas no aceptantes que logren acuerdos con la Argentina en o antes del 29 de febrero de 2016. Esta decisión está condicionada a la decisión del Tribunal Federal de Apelaciones del Segundo Circuito de Estados Unidos. Con fecha 31 de marzo de 2016, el Congreso Argentino sancionó la Ley N° 27.249 que derogó las leyes mencionadas en el punto (i) y aprobó los acuerdos alcanzados con ciertos bonistas no aceptantes, como así también autorizó al Poder Ejecutivo a llevar adelante los pasos necesarios para implementar el pago a los mencionados tenedores de bonos.
Con fecha 22 de abril de 2016, el Gobierno transfirió a las cuentas de los bonistas no aceptantes que firmaron un acuerdo con el Gobierno antes del 29 de febrero de 2016, aproximadamente US$9.300 millones de los US$16.250 millones obtenidos a través de la emisión internacional de cuatro series de títulos públicos. Como consecuencia de la cancelación de dichos acuerdos, el Juez Griesa ordenó el levantamiento de las medidas cautelares que impedían los pagos a los tenedores de los canjes de deuda de 2005 y 2010, que se encontraban sujetos a los pagos de las sentencias a favor de los bonistas no aceptantes y ordenó a que los mismo cobraran sus deudas en el pasado mes de mayo de 2016. A la fecha se han realizado ciertos pagos a dichos bonistas.
Si bien Argentina canceló la totalidad de su deuda vigente con el FMI en 2006 y llegó a un acuerdo con el Club de París en 2015, los acontecimientos descriptos anteriormente, la crisis económica global que comenzó en el cuarto trimestre de 2008 y la resultante caída bursátil internacional así como la declaración de quiebra de una de las principales entidades financieras hacia fines de 2008 han limitado en general la posibilidad de las empresas argentinas de acceder a los mercados financieros internacionales como lo han hecho en el pasado o han hecho que dicho acceso resulte significativamente más costoso para las emisoras argentinas.
Las circunstancias imperantes podrían conducir a un incumplimiento en el pago de las obligaciones de la Argentina, junto a un mayor aislamiento financiero de Argentina y de las empresas privadas; lo que traería como consecuencia una imposibilidad de acceder a los mercados internacionales con el fin de obtener financiamiento y afectar negativamente, a su vez, las condiciones de crédito local y la situación económica y política de la Argentina.
Asimismo, los accionistas extranjeros de varias empresas argentinas han presentado reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (el “CIADI”) con el argumento de que las medidas de emergencia adoptadas por el Gobierno desde la crisis de 2001 y 2002 incumplen con los estándares de trato justo y equitativo establecidos en varios tratados bilaterales de inversión suscritos por Argentina. Varios de estos reclamos fueron resueltos contra Argentina.
Los litigios los reclamos ante el CIADI y otros planteos en contra del Gobierno, llevaron y podrían llevar a sentencias adversas sustanciales contra el estado, a embargos o medidas cautelares sobre los activos argentinos o podrían hacer caer a la Argentina en cesación de pagos respecto de sus otras obligaciones; lo que podría impedir que la Argentina obtenga condiciones o tasas de interés favorables al acceder a los mercados de capitales internacionales o que acceda a financiamiento internacional en absoluto.
La continuidad de los litigios con el resto de los acreedores holdout, así como el mantenimiento de los reclamos ante el CIADI y otros planteos en contra del Gobierno, o cualquier situación futura de cesación de pagos de la Argentina respecto de sus obligaciones financieras podría hacer imposible que empresas argentinas como la Sociedad accedan a los mercados internacionales de capital o bien podría hacer que los términos de dichas operaciones sean menos favorables que los ofrecidos a empresas de otros países de la región, lo cual potencialmente afectaría la situación patrimonial de la Sociedad.
No puede garantizarse cómo se resolverán estas situaciones, ni cómo las mismas afectarán la economía nacional, la condición económica y financiera de la Sociedad y su posible acceso a los mercados de crédito internacionales para financiar sus operaciones.
Una significativa alteración del valor del peso contra el dólar estadounidense u otras monedas podría afectar adversamente a la economía argentina y al desempeño financiero de la Emisora
El peso ha experimentado una importante devaluación en el pasado y podría estar sujeto a significativas alteraciones en el futuro. La Ley de Emergencia Pública de 2002 puso fin a más de una década de paridad peso/dólar y autorizó al Gobierno a fijar un tipo de cambio. A pesar de los efectos positivos de la devaluación real del peso en 2002 (una caída del 238% frente al dólar) sobre la competitividad de la economía argentina, en especial los relacionados con la exportación y la sustitución de importaciones, la misma ha tenido un impacto negativo importante sobre otros sectores de la economía argentina y sobre la situación financiera de gran cantidad de personas y empresas, entre las cuales se incluyen aquellas empresas argentinas deudoras de empréstitos denominados en moneda extranjera. Desde 2002, el Banco Central ha intervenido periódicamente para estabilizar el peso mediante la compraventa de dólares. Desde 2003, el tipo de cambio peso/dólar se ha mantenido relativamente estable.
Adicionalmente, la devaluación del peso generó, en el período inmediato a su ocurrencia, una inflación muy alta, redujo los salarios reales en forma significativa, tuvo un impacto negativo sobre empresas orientadas al mercado interno, como ser las empresas de servicios públicos y la industria financiera, y afectó adversamente la capacidad del Gobierno de dar cumplimiento a sus obligaciones de deuda soberana. Una nueva devaluación de magnitud podría resultar en la repetición de estas circunstancias acarreando consecuencias adversas para el negocio de la Emisora.
Recientemente, el peso volvió a devaluarse frente al dólar. En los últimos cuatro años, se devaluó de $4,26, 4,88, 6,48 a 8,55 por U$S 1,00 al 31 de diciembre de 2011, 2013, 2013 y 2014 respectivamente. Al 31 de diciembre de 2015, el tipo de cambio por dólar era de $ 13,04/U$S 1. La devaluación del peso afectó negativamente la capacidad de las empresas argentinas para hacer frente a sus obligaciones en moneda extranjera, originó altos niveles de inflación, redujo considerablemente los sueldos en términos reales y tuvo un impacto negativo sobre aquellas empresas cuyo éxito depende de la demanda del mercado local. Sustancialmente todos los ingresos de la Emisora se generan en la Argentina. En caso de otra devaluación significativa del peso, los ingresos se verían afectados así como el valor de los activos de la Emisora y su capacidad para pagar sus deudas en moneda extranjera.
Por otro lado, un aumento sustancial en el valor del peso frente al dólar estadounidense también presenta riesgos para la economía argentina. La apreciación del peso frente al dólar estadounidense impactaría negativamente en la situación financiera de entidades cuyos activos denominados en moneda extranjera superan sus pasivos denominados en moneda extranjera. Asimismo, en el corto plazo, una apreciación real significativa del peso afectaría adversamente las exportaciones y, por consiguiente, alteraría la balanza de pagos y la financiación del Estado a través de los impuestos a las exportaciones, afectando negativamente el crecimiento del PBI y el empleo.
En suma, la Argentina experimentó en el pasado desdoblamientos en el tipo de cambio aplicables a los sectores comerciales y financieros por lo cual no puede asegurarse que el Gobierno no tomará en el futuro medidas similares.
En consecuencia, la Emisora no puede garantizar que las variaciones del tipo de cambio no tendrán un efecto adverso sobre la economía argentina. En caso que sí lo tuvieran, la situación patrimonial o financiera, los resultados, las operaciones y los negocios de la Emisora podrían verse afectados adversamente.
Podría suceder que como consecuencia de medidas adoptadas por el Gobierno, reclamos instaurados por trabajadores individuales o de carácter sindical, surjan presiones por aumentos salariales o beneficios adicionales, todo lo cual podría incrementar los costos operativos de las empresas
En el pasado, el Gobierno ha sancionado leyes y normas reglamentarias obligando a empresas del sector privado a mantener ciertos niveles salariales y a brindar beneficios adicionales a sus empleados. Además, los empleadores tanto del sector público como del sector privado se han visto expuestos a intensas presiones por parte de su personal, o de los sindicatos que los representan, en demanda de subas salariales y ciertos beneficios para los trabajadores. No podemos asegurar que en el futuro el Gobierno no adoptará nuevas medidas exigiendo el pago de subas salariales o estableciendo beneficios adicionales para los trabajadores ni que los empleados o sus sindicatos no ejercerán presión en demanda de dichas medidas. Toda suba salarial, así como todo beneficio adicional podría derivar en un aumento de los costos y una disminución de los resultados de las operaciones de las empresas argentinas, incluida la Emisora.
Acontecimientos de origen político podrían afectar negativamente el desempeño de la economía
Diferentes hechos de origen político pueden tener impacto en la economía argentina y generar volatilidad en los mercados financieros. Varios hechos de este tipo han tenido lugar en los últimos años y no es posible garantizar que no vuelvan a suceder.
Las dos administraciones del gobierno de Fernández de Kirchner, que gobernó de 2008 al 9 de diciembre de 2015, incrementaron la intervención del estado en la economía, incluso a través de medidas de expropiación y estatización, controles de precios y controles de cambio.
En 2008, el gobierno de Fernández de Kirchner absorbió y reemplazó el anterior sistema de fondos de jubilaciones y pensiones privadas por un sistema de jubilaciones y pensiones de reparto. Por lo tanto, todos los recursos administrados por el sistema privado de jubilaciones y pensiones, incluidas las participaciones significativas en una amplia gama de sociedades, fueron transferidos al Fondo de Garantía de Sustentabilidad, o el “FGS”) para que sean administrados por la Administración Nacional de la Seguridad Social o “ANSES”). La disolución del sistema privado de jubilaciones y pensiones y la transferencia de sus activos financieros al FGS han tenido importante repercusión en el financiamiento de empresas del sector privado. Los títulos accionarios y de deuda que antes podían colocarse con las administradoras de jubilaciones y pensiones ahora están sujetos a la discreción del ANSES. Desde que adquirió participaciones en sociedades privadas, incluida una participación del 9% en el Grupo Clarín, a través del proceso de reemplazo del sistema de jubilaciones y pensiones, el ANSES tiene derecho a designar representantes del gobierno en el directorio de esas entidades. De acuerdo con el Decreto N° 1278/12, emitido por el Poder Ejecutivo el 25 de julio de 2012, los representantes del ANSES deberán informar directamente al Ministerio de Economía y estarán sujetos al sistema de información conforme al cual, entre otras obligaciones, los representantes deberán informar al Ministerio de Economía el orden del día de cada reunión del directorio y proporcionar la documentación correspondiente.
En abril de 2012 fue sancionada la Ley N° 26.741 mediante la cual declaró de interés público el autoabastecimiento de hidrocarburos y determinó la expropiación del 51% de las acciones clase D de YPF S.A., una sociedad de hidrocarburos que se encuentra bajo el régimen de oferta pública y que era controlada en ese momento indirectamente por Repsol S.A., una compañía española.
Tras intensas negociaciones, en el mes de febrero de 2014 la Argentina y Repsol S.A. llegaron a un acuerdo en virtud del cual Argentina pagaría a Repsol la suma de US$ 5.000 millones en contraprestación por las acciones de YPF S.A. expropiadas en virtud de la ley 26.471, tal como se explica más adelante. A efectos de la cancelación de dicho monto la Argentina entregaría bonos públicos argentinos por un valor nominal de US$ 5.000 millones (ampliables hasta un monto adicional de US$ 1.000 millones). Dicho acuerdo fue aprobado por el Congreso Argentino con fecha 23 de abril de 2014 y consecuentemente Repsol ya ha recibido los bonos acordados. En este sentido, el acuerdo, que fue ratificado por la Ley N° 26.932, canceló el reclamo presentdo por Repsol ante el CIADI.
En virtud de ello, la intervención de compañías por parte del Gobierno podría tener un efecto adverso en los niveles de seguridad jurídica y de inversión extranjera en la Argentina, en las relaciones comerciales y diplomáticas de la Argentina con otros países y en la economía argentina al limitar el acceso al financiamiento externo tanto para empresas como para los gobiernos provinciales y el Gobierno. Por lo tanto, es imposible asegurar que no tendrán lugar nuevos conflictos o debates políticos que conlleven un aumento del nivel de incertidumbre y, eventualmente, un retiro de depósitos.
La economía argentina podría verse adversamente afectada por acontecimientos económicos en otros mercados globales y por los efectos “contagio” más generalizados.
Los mercados financieros en la Argentina se ven influenciados, en diverso grado, por las condiciones económicas y de mercado en otros mercados globales. Si bien las condiciones económicas varían de país a país, la percepción de los inversores respecto a los eventos que se producen en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capital con destino a otros países, incluyendo la Argentina, así como la disponibilidad de fondos para emisores en dichos países. La contracción de los flujos de ingresos de capital y la tendencia a la baja de los precios de los títulos valores afectan en forma adversa la economía real de un país a través de incrementos de la tasa de interés o volatilidad en el tipo de cambio.
En este marco, la economía argentina podría resultar afectada por los acontecimientos que se suscitan en las economías de sus principales socios regionales, como consecuencia de, por ejemplo, las devaluaciones de moneda originadas por la crisis económica global y por los acontecimientos que tengan lugar en economías desarrolladas que sean socios comerciales o que tengan impacto en la economía global.
En este sentido, el crecimiento económico débil, chato o negativo de alguno de los principales socios comerciales de Argentina, como Brasil, podría afectar adversamente la balanza de pagos de Argentina y, por lo tanto, el crecimiento económico.
La economía de Brasil, el mercado exportador más importante de Argentina y la principal fuente de importaciones, está pasando por una enorme presión negativa debido a las incertidumbres derivadas de la crisis política actual, incluido el potencial juicio político a la presidente de Brasil, la Sra. Dilma Rousseff. La economía brasileña se contrajo un 3,80% en 2015, principalmente debido a una caída del 8,30% en la producción industrial. Asimismo, la moneda brasileña perdió aproximadamente un 47,00% de su valor en relación con el Dólar Estadounidense en 2015. Un mayor deterioro de las condiciones económicas en Brasil puede reducir la demanda de exportaciones argentinas y generar ventajas para las importaciones brasileñas. Si bien el impacto de la caída brasileña sobre Argentina no se puede predecir, no podemos ignorar la posibilidad de que la crisis económica y política brasileña pudiera tener como resultado un ulterior impacto sobre la economía argentina.
La economía argentina puede resultar afectada por el efecto “contagio”. La reacción de los inversores internacionales ante hechos que tienen lugar en un país en desarrollo a menudo pareciera seguir un patrón “contagio”, en el cual una región entera o una clase de inversión se ve desfavorecida por los inversores internacionales. En el pasado, la economía argentina ha resultado adversamente afectada por esos efectos contagio en diversas oportunidades, incluida la crisis financiera de México de 1994, la crisis financiera de Asia de 1997, la crisis financiera de Rusia de 1998, la devaluación del real brasileño en 1999, el colapso del régimen de tipo de cambio fijo de Turquía y la crisis financiera internacional que comenzó en 2008.
La economía argentina también puede resultar afectada por condiciones de economías desarrolladas, como la de Estados Unidos, que son socios comerciales significativos de Argentina o tienen influencia sobre los ciclos económicos internacionales. Si las tasas de interés se incrementan significativamente en las economías desarrolladas, incluida la de Estados Unidos, Argentina y sus socios comerciales de economías en desarrollo, como Brasil, podrían encontrarse con que es más difícil tomar capital en préstamo y refinanciar deudas existentes, lo que podría afectar adversamente el crecimiento económico en aquellos países. La reducción del crecimiento de los socios comerciales de Argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre los mercados de exportaciones de Argentina y, a su vez, afectar adversamente el crecimiento económico. Cualquiera de estos potenciales riesgos de la economía argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre nuestros negocios, la situación patrimonial, los resultados de las operaciones y la capacidad de la Emisora de efectuar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables.
El 23 de junio de 2016, el Reino Unido voto a favor de la salida del Reino Unido de la Unión Europea. A la fecha de este Suplemento de Precio las acciones que tomará el Reino Unido para efectivamente salir de la Unión Europea y la duración de dicho proceso son inciertas. Los resultados del referéndum del Reino Unido han causado y se anticipa que continuarán causando, volatilidad en los mercados financieros, que a su vez podría tener efectos sustancialmente adversos en la condición financiera, resultados de operaciones, prospectos y operaciones sobre nuestras Obligaciones Negociables.
La contracción económica mundial y la consecuente inestabilidad del sistema financiero internacional han tenido y podrían continuar teniendo un efecto negativo sobre el crecimiento económico de Argentina. Las importantes pérdidas sufridas recientemente en los mercados financieros mundiales, entre ellos Argentina, podrían dar lugar a una recesión económica mundial extendida o incluso a una depresión. Una caída prolongada en la actividad económica de Argentina podría afectar negativamente los resultados de las operaciones de la Emisora.
La caída de los precios internacionales de los principales commodities argentinos podría afectar de modo adverso el crecimiento de la economía argentina
La economía argentina históricamente se ha basado en la exportación de commodities, cuyos precios han sido volátiles en el pasado. La recuperación argentina de la crisis del 2001 y 2002 dependió significativamente del aumento del precio de los commodities, particularmente por el aumento del precio de la soja, su principal commodity de exportación. La competitividad de los precios de los commodities ha contribuido significativamente al incremento en las ganancias del Gobierno, como consecuencia de una mayor recaudación de los impuestos y/o retenciones sobre las exportaciones. Desde principios de 2015, los precios internacionales de los commodities correspondientes a las principales exportaciones argentinas de productos básicos han caído, lo cual tuvo un efecto adverso en el crecimiento económico del país. Si los precios internacionales de los commodities siguen cayendo, la economía argentina podría verse afectada negativamente. Asimismo, a causa de condiciones climáticas adversas puede verse afectada la producción de dichos bienes del sector agrícola, que representan una porción significativa de los ingresos argentinos procedentes de exportaciones.
Tales circunstancias tendrían un impacto negativo en los niveles de ingresos para el estado, en las divisas disponibles y en la capacidad del estado para cumplir con el servicio de su deuda soberana, y podrían generar presiones recesivas o inflacionarias, según cuál sea la reacción del gobierno. Cualquiera de estos resultados impactaría de manera adversa en el crecimiento económico de la Argentina y, por lo tanto, en la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Riesgos relacionados con la industria del petróleo y del gas en Argentina
La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares
Las actividades de producción y exploración del petróleo y gas se encuentran sujetas a riesgos operativos específicos de la industria y a riesgos económicos particulares, incluyendo varios que escapan al control de la Sociedad, tales como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, los peligros naturales y otras incertidumbres, como por ejemplo la incertidumbre respecto de las características físicas de los yacimientos de petróleo y gas natural. Las operaciones de la Sociedad están sujetas a todos los riesgos generalmente inherentes a la exploración y producción de petróleo y gas, y pueden verse restringidas, demoradas o canceladas en virtud de malas condiciones meteorológicas, dificultades mecánicas, derrames de petróleo o fugas de gas, escasez o demoras en la entrega de equipos, cumplimiento con los requisitos gubernamentales, huelgas, medidas de fuerza de superficiarios, incendios, explosiones, blow-outs, fallas en los ductos, presiones anormales en las formaciones y peligros ambientales tales como pérdidas de petróleo, escapes de gas, rupturas o emanaciones de gases tóxicos. Si estos riesgos se materializan, la Sociedad podría sufrir pérdidas operativas sustanciales, interrupciones en sus operaciones y daño reputacional. Las perforaciones se encuentran también sujetas a numerosos riesgos y podrían no ser rentables, no solamente con respecto a los pozos secos, sino también con respecto a pozos que son productivos pero que no generan los suficientes ingresos netos como para obtener ganancias después de considerar los costos de perforación, los costos operativos y otros costos. La finalización de un pozo no asegura un retorno sobre la inversión ni una recuperación de los costos de perforación, terminación y costos operativos. Por otra parte, la operación por parte de la Sociedad de plantas de endulzado, compresión y tratamiento de gas, almacenamiento, alistamiento y carga de petróleo, se hallan sujetas a todos los riesgos inherentes en general a dichas operaciones. El acaecimiento de cualquiera de estos riesgos operativos puede impedir que la Sociedad recupere su inversión inicial y puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Asimismo, las actividades de exploración y producción de la Sociedad en ciertas áreas se llevan a cabo con socios bajo la forma de Joint Operating Agreements. En ciertos contratos de la Sociedad con socios, la operación de estas áreas es ejecutada por los socios y no por la Sociedad. Aún cuando la Sociedad procura asegurar que las normas operativas de dichos operadores estén de acuerdo con sus propias normas operativas, la Sociedad tiene uncontrol limitado sobre la operación de estas áreas.
Las operaciones de la Sociedad están sujetas a extensas regulaciones
La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a regulaciones y control gubernamental. Como consecuencia de ello, el negocio de la Sociedad depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas prevalecientes en Argentina y los resultados de sus operaciones podrían verse adversamente afectados por los cambios regulatorios y políticos en Argentina. Por lo tanto, la Sociedad enfrenta riesgos y desafíos vinculados a la regulación y al control del Gobierno sobre el sector energético, incluidos aquellos detallados a continuación así como también en otras partes dentro de este apartado de factores de riesgo:
- limitaciones a la capacidad de la Sociedad de trasladar los incrementos en impuestos, incrementos en costos de producción o en los precios internacionales del petróleo crudo y en otros combustibles y en las fluctuaciones del tipo de cambio a los precios locales, o de aumentar los precios locales del gas natural (en especial para los clientes residenciales);
- mayores impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;
- restricciones a los volúmenes de exportaciones de hidrocarburos, debidas principalmente al requerimiento de satisfacer la demanda interna;
- en relación con la política del Gobierno de brindar prioridad absoluta a la demanda interna, las órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros productos hidrocarburíferos al mercado minorista local en exceso de los montos previamente contratados;
- restricciones a la importación de bienes que podrían afectar la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus compromisos de entrega o los planes de crecimiento, según sea el caso;
- la implementación o imposición de requerimientos más estrictos con respecto a la calidad de productos derivados del petróleo en Argentina;
- restricción o eliminación de políticas por parte del Gobierno destinadas al fomento a la producción de petróleo y gas natural, como por ejemplo el programa Petróleo Plus y Gas Plus;
- reducción o eliminación de subsidios por parte del Gobierno destinados a tarifas o servicios públicos; y
- reclamos del Gobierno en concepto de cargos originados en virtud la Resolución No. 1982 de ENARGAS.
El Gobierno ha introducido ciertos cambios en las regulaciones y las políticas que rigen el sector energético con el objetivo de otorgarle absoluta prioridad a la demanda interna a precios estables a fin de sostener la recuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existe escasez de gas, las exportaciones de gas natural (que también se ven afectadas por otras órdenes gubernamentales restrictivas) y el abastecimiento de gas a las industrias, plantas generadoras de electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido se ven interrumpidas por la prioridad brindada a los clientes residenciales a precios menores.
En enero de 2007, fue promulgada la Ley Nº 26.197, que, de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución Nacional, estableció que las provincias argentinas serán las propietarias de los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios. Conforme a derecho, el Congreso de la Nación Argentina tiene el deber de sancionar leyes y regulaciones que tengan por finalidad el desarrollo de recursos minerales dentro de Argentina, mientras que los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estas leyes y administrar los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran dentro de los territorios de sus respectivas provincias. Sin embargo, ciertos gobiernos provinciales han interpretado las disposiciones de la Ley Nº 26.197 y el Artículo 124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar sus propias regulaciones relativas a la exploración y producción de petróleo y gas dentro de sus territorios. La Sociedad no puede asegurar que las regulaciones o los impuestos (incluyendo regalías) sancionados o administrados por las provincias no entrarán en conflicto con las leyes nacionales, ni que dichos impuestos o regulaciones no puedan afectar en forma adversa sus operaciones y situación financiera.
Recientemente, la Ley N° 26.741 ha declarado de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico social equitativo, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias y regiones. Asimismo, estableció como principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina, entre otros, los siguientes: a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones; b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas; c) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo; d) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos (Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y Gas en Argentina”).
El 27 de julio de 2012, la Ley Nº 26.741 fue reglamentada por el Decreto Nº 1277/12. Dicho decreto, luego modificado por el Decreto N° 272/2015, reguló diversos aspectos de la Ley Nº 26.741, específicamente (a) derogó los artículos de los Decretos Nº 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 que establecían el derecho a comercializar libremente los productos de hidrocarburos en el mercado interno y externo y la exención de retenciones a las exportaciones; (b) creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan de Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Hidrocarburos Inversiones, o "La Comisión"), a cargo de la elaboración y ejecución de un "Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas"; (c) estableció la obligación para las empresas de hidrocarburos que presenten información técnica, de producción y económica a la Comisión, así como sus planes de inversión; y (d) amplió las facultades de la Comisión con el objetivo del seguimiento de los planes de inversión y asegurar precios comerciales razonables en el mercado interno.
En diciembre de 2015, la nueva administración dispuso la disolución de la Comisión. Las competencias asignadas a la Comisión fueron asumidas por el Ministerio de Energía y Minería. mediante el Decreto N° 272/2015, el Ministerio de Energía y Minería tiene la función de realizar una revisión exhaustiva de las normas relativas a los requisitos de registro y revelación aplicables a las empresas que operan en el sector del petróleo y el gas. Sin embargo, hasta tanto se determinen los cambios en las leyes o regulaciones, la Sociedad no puede estimar cómo dichos cambios pueden afectar su negocio y los resultados de sus operaciones. Los cambios realizados en relación con el Ministerio de Energía y Minería, o cualquier otro cambio en el marco regulatorio, pueden tener un efecto adverso en los negocios, ingresos y operaciones de las empresas que operan en el sector de petróleo y gas en la Argentina, incluyendo a la Sociedad. (Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y Gas en Argentina”).
Asimismo en los últimos años, las autoridades argentinas han adoptado en el pasado un número de medidas dentro de las que se incluyen la revocación de algunas concesiones, la suspensión temporal de ciertos beneficios, cambios de criterio en relación con certificados de crédito fiscal previamente asignados en el marco de sus programas de incentivos, el retraso del pago de las sumas correspondientes a los subisidios promovidos y la implementación de un nuevo procedimiento en los precios del combustible de aviación cobrado a ciertas compañías nacionales y de los precios del gasoil cobrados a las compañías de transporte público de pasajeros.
Del mismo modo, no podemos asegurar que los cambios operados en las leyes y regulaciones aplicables, o las eventuales interpretaciones judiciales o administrativas de dichas leyes y regulaciones, no afectarán adversamente los resultados de las operaciones de la sociedad.
La Sociedad podría estar expuesta a fluctuaciones del tipo de cambio
Los resultados de las operaciones de la Sociedad se encuentran expuestos a la fluctuación de la moneda por lo cual cualquier devaluación del peso contra el dólar estadounidense y otras monedas fuertes podría afectar en forma adversa sus negocios y los resultados de sus operaciones. El valor del peso ha fluctuado significativamente en el pasado y puede también hacerlo en el futuro. La Sociedad no puede predecir respecto a la ocurrencia o no, y en su caso en qué medida, el valor del peso podría depreciarse o apreciarse contra el dólar estadounidense ni la forma en que cualquiera de tales fluctuaciones podría verse reflejado en la situación económica de la Sociedad y su negocio.
La volatilidad de los precios del petróleo y gas pueden disminuir los proyectos de inversión de la Sociedad y una caída sustancial de dichos precios puede afectar en forma adversa los resultados de sus operaciones
La demanda y el precio del petróleo y el gas dependen fuertemente de una diversidad de factores, entre ellos, la oferta y la demanda internacional, el nivel de demanda de productos de los consumidores, las condiciones climáticas, el precio y la disponibilidad de combustibles alternativos, las medidas adoptadas por gobiernos y carteles internacionales, y acontecimientos económicos y políticos de orden mundial. Los precios internacionales del petróleo han fluctuado ampliamente en los últimos años y es probable que continúen fluctuando significativamente en el futuro. Durante los últimos años, las fluctuaciones en el precio del petróleo han sido originadas por diversos factores, entre los que se incluyen los permanentes conflictos en Medio Oriente, huracanes y otros desastres naturales, el aumento de la demanda de petróleo de parte de países tales como China e India. La Sociedad no tiene control sobre estos factores. A su vez, la volatilidad en los precios del petróleo y del gas restringen los proyectos de inversiones a largo plazo ya que el retorno esperado de dichas inversiones resulta impredecible.
Los precios internacionales del petróleo han fluctuado ampliamente en los últimos años, declinando significativamente desde la segunda mitad de 2014. Las caídas significativas o prolongadas en el precio del petróleo o de los precios domésticos del gas en Argentina o en otras regiones pueden tener un efecto sustancial adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad, ya que una parte sustancial de sus ingresos se obtiene de las ventas de petróleo crudo y gas. En el supuesto de que prevalezcan o disminuyan los actuales precios locales o de otras regiones para ciertos productos, la capacidad de la Sociedad para mejorar su tasa de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas e implementar sus planes de inversión en bienes de capital podría verse afectada en forma adversa lo que, a su vez, podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Sociedad. Además, las reducciones significativas en los precios del petróleo crudo y sus derivados podrían llevar a la Sociedad a requerir incurrir en cargos por desvalorización en el futuro o a reducir o alterar sus inversiones de capital, y ello podría afectar negativamente sus pronósticos de producción a mediano plazo y sus estimaciones de reservas en el futuro.
Los precios del petróleo y el gas pueden afectar el nivel de inversiones de capital de la Sociedad.
Los precios que la Sociedad puede obtener por sus productos hidrocarburíferos afectan la viabilidad de las inversiones en nuevas actividades de exploración, desarrollo y refinación, y en consecuencia, la oportunidad y el monto de las inversiones de capital proyectadas a tal fin. La Sociedad presupuesta las inversiones de capital tomando en cuenta, entre otras cosas, los precios de mercado de sus productos hidrocarburíferos. En el caso de una disminución en los precios internos actuales, es probable que esto afecte la capacidad de mejorar las tasas de recuperación de hidrocarburos de la Sociedad, identificar nuevas reservas e implementar algunos de los planes de inversiones de capital, lo que a su vez tendría un efecto adverso sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Los controles de precios podrían afectar los resultados de las operaciones de la Sociedad
En los últimos años, debido a factores de política económica, regulatorios y de gobierno, los precios internos del petróleo crudo, la nafta, el gasoil y otros combustibles han diferido sustancialmente respecto de los precios regionales e internacionales de tales productos, y la capacidad de la Sociedad para incrementar o mantener los precios relacionados a precios internacionales y aumentos de los costos internos ha sido limitada. Los precios internacionales del petróleo crudo y de los productos derivados del petróleo han disminuido significativamente desde la segunda mitad de 2014. En diciembre de 2015, el precio del crudo Brent descendió por debajo de USD 38 por barril, lo que significa una disminución de aproximadamente el 28% del precio promedio del año 2015 de USD 52,30 por barril.
Los precios locales de petróleo registraron una disminución de USD 7 por barril en el primer trimestre de 2015 en comparación con el precio vigente al 31 de diciembre de 2014 y una caída adicional del 10% en 2016, en comparación con el precio vigente a 31 de diciembre de 2015, lo que resulta en un precio de USD 67,50 y USD 54,90 por barril de crudo Medanito y Escalante, respectivamente. A la fecha de emisión del presente Prospecto, los precios del petróleo crudo y productos refinados locales en general superan los precios internacionales.
Adicionalmente, los precios a los que se venden gas natural en Argentina están sujetos a reglamentaciones gubernamentales, incluyendo los aumentos de los precios del gas natural correspondientes a los esquemas de compensación establecidos por el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural para las empresas que, como es el caso de la Sociedad, hayan suscripto al mismo.
La Sociedad no puede asegurar que podrá aumentar los precios internos de sus productos ni que las limitaciones a su capacidad de hacerlo afectarán en forma adversa los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Tampoco puede asegurar que los precios de los hidrocarburos en la Argentina seguirán los aumentos y disminuciones de los precios de los hidrocarburos en el mercado internacional o los mercados regionales. Las discrepancias entre los precios nacionales e internacionales pueden afectar negativamente los resultados de las operaciones y la condición financiera de la Sociedad.
La Sociedad está sujeta a restricciones directas e indirectas a las exportaciones, lo que ha afectado los resultados de sus operaciones
La Ley N° 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”) permite las exportaciones de hidrocarburos en tanto y en cuanto éstos no se requieran para el mercado local y siempre que se vendan a precios razonables. En el caso del gas natural, la Ley Nº 24.076 de gas natural y las regulaciones vinculadas exigen que se tomen en cuenta las necesidades del mercado local al momento de autorizar las exportaciones de gas natural a largo plazo.
Durante los últimos años, las autoridades argentinas adoptaron ciertas medidas que resultaron en restricciones a las exportaciones de gas natural y gas licuado de petróleo (“GLP”) de Argentina. En virtud de lo precedente, la Sociedad se ha visto obligada a vender una parte de su producción de GLP originariamente destinada al mercado de exportación en el mercado local.
Las exportaciones de petróleo crudo, como también la exportación de la mayor parte de los productos hidrocarburíferos, actualmente requieren la autorización previa por la Secretaría de Energía (según el régimen establecido bajo la Resolución S.E. N° 1679/04 y sus modificatorias y complementarias). Las compañías petroleras que tienen la intención de exportar petróleo crudo o GLP deben primero demostrar que la demanda local de dicho producto ha sido satisfecha o que la oferta de venta del producto a los compradores locales ya fue realizada y rechazada.
La Sociedad no puede predecir durante cuánto tiempo se mantendrán vigentes estas restricciones a las exportaciones, o si se adoptarán medidas en el futuro que afecten en forma adversa su capacidad de exportar gas, petróleo crudo, gasolina y GLP u otros productos y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones.
La implementación de nuevos derechos de exportación y otros impuestos podría afectar de modo adverso los resultados de la Sociedad
El 1° de marzo de 2002, el Gobierno Nacional estableció una retención a las exportaciones de hidrocarburos inicialmente por un plazo de cinco años. La retención a la exportación se amplió en 2006 por la Ley Nº 26.217 y en 2011 por la Ley Nº 26.732 se prorrogó por cinco años más. Este marco impidió a las empresas de la industria beneficiarse de significativos aumentos en los precios internacionales de petróleo, productos derivados del petróleo y gas natural, dificultó la compensación de los aumentos sostenidos de costos relacionados con la industria energética, y afectó significativamente la competitividad y los resultados de las operaciones de la Sociedad. Con vigencia a partir de noviembre de 2007, el entonces Ministerio de Economía estableció un método más oneroso para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y ciertos productos derivados del petróleo. El 3 de enero de 2013, se redujeron las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo, lo que permitió una reducción de la brecha entre los precios netos locales y de exportación. En octubre de 2014, se modificaron las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos, que relaciona la tasa (que va del 10% al 13%) a una lista de precios específica.
El 31 de diciembre de 2014 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 1.077/2014 que deroga la Resolución N° 394/07, en su versión modificada, estableciendo un nuevo programa de retenciones basado en el precio internacional del crudo (el “Precio Internacional”). El Precio Internacional se calcula en base al valor Brent aplicable al mes menos US$ 8 por barril. El nuevo régimen establece una retención nominal general de 1% aplicable a todos los productos contemplados en la resolución, incluidos crudos, gasoil, naftas y lubricantes, así como también otros productos derivados del petróleo, en la medida que el Precio Internacional está por debajo de US$ 71 por barril. La resolución prevé además una tasa de retención variable en aumento sobre las exportaciones de crudo en la medida que el Precio Internacional supere los US$ 71 por barril. Como resultado, el precio máximo que un productor puede cobrar es aproximadamente US$ 70 por barril exportado, dependiendo de la calidad del crudo vendido. La resolución también dispone un aumento de las tasas de retención a las exportaciones de gas oil, naftas, lubricantes y otros derivados del petróleo cuando el Precio Internacional excede los US$ 71 por barril que permiten al productor recibir una parte del aumento en los precios.
Con relación al gas natural, la Resolución N° 127/08 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla), la Resolución 127/08, a partir de su modificación por medio de la Resolución 60/2015 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, dispone que en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (US$ 235,3/m³ para propano, US$ 273,7/m³ para butano, y US$ 252,5/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 1%. En caso que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido por la Resolución 127/08 para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el Gobierno en concepto de derechos de exportación.
La imposición de estos derechos de exportación podrá afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de la Sociedad, y la Sociedad no puede asegurar que estos impuestos no continuarán vigentes, que no serán incrementados, o que no se establecerán nuevos impuestos.
La incertidumbre sobre las estimaciones de reservas de petróleo y gas pueden afectar en forma adversa la situación financiera de la Sociedad
La ingeniería de reservas de petróleo y gas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo y gas que no pueden ser medidas de manera exacta, y las estimaciones de otros ingenieros podrían diferir significativamente de las que se incluyen en el presente. Existen numerosos presupuestos e incertidumbres que son inherentes a la estimación de las cantidades de reservas probadas de petróleo y gas, entre ellos la proyección de las tasas futuras de producción, la oportunidad y los montos de las inversiones para desarrollo y los precios del gas y el petróleo, muchas de las cuales escapan al control de la Sociedad. Los resultados de las perforaciones, pruebas y producción después de la fecha de la estimación pueden requerir la realización de revisiones. En consecuencia, las estimaciones de reservas son con frecuencia significativamente diferentes a las cantidades de petróleo y gas que en última instancia se recuperan y, en la medida en que resulten sustancialmente inferiores a las estimadas, podrían tener un impacto adverso sobre la situación financiera de la Sociedad.
La incertidumbre sobre la posibilidad de la Sociedad de adquirir, desarrollar y explotar nuevas reservas puede afectar en forma adversa los resultados de sus operaciones
El éxito futuro de la Sociedad dependerá, entre otras cosas, de su capacidad de producir petróleo y gas a partir de las reservas existentes, descubrir reservas adicionales de petróleo y gas, y explotar económicamente el petróleo y el gas de dichas reservas. Salvo que la Sociedad tenga éxito en su exploración en busca de reservas de petróleo y gas y el desarrollo de éstos, o que de otro modo adquiera reservas adicionales, sus reservas en general disminuirían a medida que se produzca petróleo y gas.
No puede asegurarse que las actividades futuras de exploración y desarrollo de la Sociedad tendrán éxito, o que la Sociedad estará en condiciones de implementar su programa de inversiones de capital, adquirir reservas adicionales o que podrá explotar económicamente dichas reservas. Tales hechos podrían afectar adversamente la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
La falta de disponibilidad de capacidad de transporte puede limitar la posibilidad de la Sociedad de aumentar la producción de petróleo y gas y puede afectar en forma adversa su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones
La capacidad de la Sociedad para explotar económicamente sus reservas de petróleo y gas depende, entre otros factores, de la disponibilidad de la infraestructura de transporte necesaria en condiciones comercialmente aceptables para transportar el petróleo y el gas producidos por la Sociedad hasta los mercados en los que se venden. Habitualmente, el petróleo se transporta por oleoductos y buques cisterna hasta las refinerías, y el gas habitualmente se transporta mediante gasoductos hasta los clientes. La falta de infraestructura de almacenamiento o carga adecuada o alternativa o de capacidad disponible en los sistemas existentes de transporte de gas de largo alcance puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Las concesiones y licencias de la Sociedad pueden cancelarse o no ser prorrogadas, lo que podría tener un efecto adverso sobre su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones
Los términos de las concesiones y licencias en el marco de las cuales opera la Sociedad requieren que el operador cumpla con requisitos especificados y mantenga criterios mínimos de calidad y servicio, así como efectuar las inversiones acordadas al momento de otorgarse la concesión o permiso. A su vez, la sociedad podría asumir nuevas obligaciones que condicionen la continuidad de la concesión o el permiso al presentar su plan anual de inversiones. El incumplimiento de estos criterios podría resultar en la imposición de multas u otras acciones del Gobierno. Asimismo, en ciertos casos, las concesiones o licencias de la Sociedad podrían ser rescindidas o revocadas. Aunque la Sociedad entiende que en el pasado ha cumplido y actualmente se encuentra en cumplimiento en todos los aspectos sustanciales con los términos y condiciones de sus concesiones y licencias, no puede asegurarse que la Sociedad podrá cumplir íntegramente con los términos y condiciones de sus concesiones y licencias en el futuro. A su vez, la Sociedad no puede dar garantías de que las concesiones sean prorrogadas en el futuro como resultado de la revisión por parte de las autoridades pertinentes de los planes de inversión presentados a tales fines, o que no se le impondrán requisitos adicional para poder obtener las prórrogas de tales concesiones o permisos. En enero y abril de 2016, finalizó el plazo de vigencia de los contratos de UTs correspondientes a las áreas La Tehuelche - La Carmen y La Terraza, respectivamente. Con referencia al área San Cristóbal, el plazo de vigencia finalizó el 15 de agosto de 2016. La extinción, revocación o imposibilidad de obtener prórrogas de concesiones o licencias puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
La intensa competencia en la industria de exploración y producción de petróleo y gas pueden afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad
La actividad de exploración y producción de petróleo y gas es altamente competitiva y se prevé que seguirá siendo competitiva en el futuro. La Sociedad compite con otras empresas, incluyendo grandes compañías de petróleo y gas. Algunas de estas empresas cuentan con mayores recursos financieros y de otra índole que la Sociedad y, como consecuencia, pueden hallarse en mejor posición para competir por futuras oportunidades comerciales. Por otra parte, podrían entrar en operación en el futuro otras fuentes competitivas de energía. En consecuencia, la Sociedad prevé que la competencia en el sector de petróleo y gas continuará siendo altamente competitiva o aumentará, y esto podría tener un efecto adverso sobre su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones.
La industria de petróleo y gas se ha vuelto cada vez más dependiente de las tecnologías digitales para llevar a cabo sus actividades, incluyendo las de exploración, desarrollo y producción.
Las tecnologías, sistemas, redes de la Sociedad y de sus socios de negocios pueden llegar a ser objeto de ataques cibernéticos o fallos a la seguridad de los sistemas de información, lo que podría resultar en la divulgación no autorizada, mal uso o pérdida de información confidencial, u otra alteración en las operaciones comerciales. Adicionalmente, ciertos incidentes cibernéticos, como la amenaza persistente avanzada, podrían no ser detectados por un período prolongado de tiempo. La Sociedad depende de la tecnología digital, incluyendo los sistemas de información para procesar los datos financieros y operativos, analizar información sísmica y de perforación y estimaciones de reservas. A pesar de que la Sociedad no ha experimentado ninguna pérdida significativa relacionada con los ataques cibernéticos, no existen garantías que no ocurran ataques cibernéticos en el futuro que podrían afectar adversamente las operaciones o la situación financiera de la Sociedad. En la medida que las amenazas informáticas continúan evolucionando, es posible que la Sociedad necesite incurrir en gastos adicionales para mejorar las medidas de protección o para remediar cualquier vulnerabilidad de seguridad de la información.
Riesgos relacionados con la Emisora
La Sociedad podría soportar medidas significativas de parte de los sindicatos de trabajadores
A pesar que la Sociedad mantiene buenas relaciones con sus empleados, ha experimentado en el pasado interrupciones de trabajo organizadas, medidas de fuerza con abstencion generalizada de tareas y conflictos entre sindicatos y no puede garantizarse que no experimentará tales suspensiones o medidas de fuerza en el futuro. Los reclamos laborales en el rubro energético son habituales en la República Argentina y empleados sindicalizados en todo el país y, en particular en la Provincia de Santa Cruz han adoptado medidas de fuerza, bloqueado el acceso y han ocasionados daños a las instalaciones de distintas compañías del sector en el pasado, aunque esto último nunca le ha ocurrido a la Sociedad.
Adicionalmente, la Sociedad no mantiene una cobertura de seguro por interrupciones de la actividad originadas por medidas de los trabajadores, lo que podría tener un efecto adverso en los resultados de sus operaciones.
La actividad de la Sociedad requiere sustanciales inversiones de capital
La actividad de la Sociedad requiere de sustanciales inversiones de capital. Específicamente, la exploración y explotación de reservas de hidrocarburos, la producción y procesamiento de los mismos y el mantenimiento de maquinarias y equipos exigen fuertes inversiones en bienes de capital. La Sociedad debe continuar invirtiendo capital para mantener o aumentar la cantidad de reservas hidrocarburíferas que produce. La capacidad de la Sociedad de financiar sus inversiones de capital, sin embargo, es limitada dados sus actuales niveles de acceso al financiamiento y flujo de fondos. No puede asegurarse que la Sociedad podrá mantener sus niveles de producción o generar suficiente flujo de fondos, ni que tendrá acceso a financiamiento suficiente para continuar con sus actividades de exploración y explotación a los niveles actuales o a niveles superiores.
La Sociedad podría incurrir en responsabilidad laboral en relación con su tercerización de actividades
La Sociedad terceriza una serie de actividades relacionadas con sus negocios mediante la contratación de terceros contratistas con el objeto de mantener una base de costos flexible que le permita mantener costos más bajos y, al mismo tiempo, responder más rápidamente a las variaciones en el mercado. Al 31 de diciembre de 2015, las Uniones Transitorias de Empresas que la Sociedad opera contaban con 305 empleados de terceros contratistas contratados. Si bien la Sociedad cuenta con políticas muy estrictas respecto del cumplimiento de las obligaciones en materia laboral y de seguridad social por parte de sus contratistas, no está en condiciones de garantizar que los empleados de los contratistas no inicien acciones judiciales para procurar una indemnización de las Uniones Transitorias de Empresas en función de determinados fallos judiciales dictados por los tribunales nacionales con competencia en materia laboral de la República Argentina que reconocen responsabilidad solidaria entre el contratista y la entidad a la cual le prestan servicios bajo determinadas circunstancias. En caso de que alguna de las Uniones Transitorias de Empresas en las que la Sociedad posee participación sea demandada y no pudiera obtener un fallo favorable en estos eventuales procedimientos, podría incurrir en una responsabilidad laboral significativa, que podría tener un efecto adverso en la situación financiera y sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad en función de su porcentaje de participación en las mismas y sobre su capacidad de cancelar sus deudas, incluidas las Obligaciones Negociables.
Las ventas de la Sociedad están concentradas en un limitado número de clientes
Las ventas de la Sociedad están concentradas en un limitado número de clientes. A septiembre de 2016 los despachos de crudo y gasolina se destinan casi en su totalidad a Oil Combustibles S.A., Axion Energy Argentina S.A. e YPF S.A. y las ventas de gas natural se colocan en su mayor parte a Rafael Albanesi S.A. y Latin Energy Group S.R.L. Si bien la Sociedad no ha experimentado eventos de incumplimiento y/o retrasos en las cobranzas en el pasado, no puede asegurarse ni inferirse que esta situación se mantenga en el futuro. Retrasos en los pagos de sus clientes que deriven en mora o incobrabilidad podría tener un efecto significativo adverso sobre los ingresos de la Sociedad y, consecuentemente, sobre el resultado de sus operaciones, su condición financiera y afectar así su capacidad de repagar las Obligaciones Negociables.
Los negocios de la Sociedad dependen en gran medida de sus actividades de explotación de yacimientos de gas y petróleo, de sus establecimientos de tratamiento y de su red de transporte
A pesar que la Sociedad ha asegurado sus propiedades en condiciones que considera prudentes y consistentes con las prácticas de la industria y ha adoptado y mantiene medidas adecuadas de seguridad, cualquier daño significativo, accidente o suspensión de la producción en los establecimientos o en los yacimientos de la Sociedad podría afectar adversamente la capacidad productiva, la situación financiera, los resultados de las operaciones de la Sociedad y afectar así su capacidad de repagar las Obligaciones Negociables.
La Sociedad es parte de varios procedimientos legales y reclamos administrativos
La Sociedad es parte de una serie de procedimientos legales y reclamos administrativos. Para mayor información véase la sección “Información Contable—Procedimientos Legales y Reclamos Administrativos” del presente. Si bien ROCH considera, en consulta con sus asesores legales, que las contingencias mencionadas son remotas la resolución total o parcialmente desfavorable de los mismos podrían tener un efecto sustancial adverso sobre sus negocios, situación financiera o los resultados de sus operaciones
La regulación ambiental podría afectar adversamente la situación patrimonial y financiera y las operaciones de la Sociedad
La Sociedad se encuentra sujeta a leyes y regulaciones ambientales en relación con sus operaciones, el incumplimiento de las cuales podría resultar en la imposición de multas o el incurrimiento de obligaciones importantes. Las operaciones de la Sociedad involucran ciertos riesgos inherentes, tales como derrames accidentales, escapes u otras circunstancias imprevistas. Es posible que la Sociedad no pueda cumplir en todo momento con dichas leyes y regulaciones ambientales. Asimismo, Argentina ha adoptado regulaciones que exigirán que las operaciones de la Sociedad cumplan normas ambientales más estrictas y las autoridades locales, provinciales y nacionales están apuntando hacia la exigencia más estricta de las leyes existentes, lo cual podría aumentar el costo de la Sociedad de llevar a cabo sus negocios o afectar sus operaciones en cualquier área. No puede asegurarse que la Sociedad no incurrirá en mayores costos en relación con leyes o regulaciones ambientales en el futuro. En la medida en que la Sociedad incurra en gastos para cumplir con dichas leyes que superen sus gastos históricos en este rubro, o el cumplimiento requiera que se disminuyan los niveles de producción, podría existir un efecto adverso sobre la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables
Las Obligaciones Negociables estarán efectivamente subordinadas al pago del endeudamiento garantizado de la Sociedad
Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las Obligaciones Negociables tendrán por lo menos igual prioridad de pago que toda la demás deuda existente y futura no garantizada y no subordinada de la Sociedad, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial (incluyendo, entre otras, los créditos fiscales y laborales) y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Salvo que se especifique de modo distinto en el Suplemento de Precio pertinente, las Obligaciones Negociables contendrán una cláusula que prohíba que incurramos en endeudamiento adicional, y contendrá excepciones significativas a la restricción sobre la posibilidad de la Sociedad de incurrir en deuda garantizada. Si la Sociedad se declarara en quiebra o fuera liquidada, los prestamistas garantizados tendrán prioridad sobre los reclamos de pago de las Obligaciones Negociables en la medida de los activos que constituyan su garantía. Si quedaran activos luego del pago de los prestamistas garantizados, esos activos podrían resultar insuficientes para satisfacer los créditos de los Tenedores de las Obligaciones Negociables y otra deuda no garantizada, así como los créditos de otros acreedores generales quienes tendrán derecho a participar a prorrata con los Tenedores de las Obligaciones Negociables.
La Sociedad también podrá emitir Obligaciones Negociables subordinadas en el marco del Programa. En ese caso, además de la prioridad de ciertos otros acreedores descriptos en los párrafos precedentes, las Obligaciones Negociables subordinadas también estarán sujetas en todo momento al pago de cierta deuda no garantizada y no subordinada, según describa el respectivo Suplemento de Precio.
Es posible que no se desarrolle un mercado activo para las Obligaciones Negociables
Cada Clase de Obligaciones Negociables emitida conforme al Programa constituirá una nueva emisión de Obligaciones Negociables para la que puede no haber un mercado de negociación establecido. La Sociedad puede solicitar que las Obligaciones Negociables de una Clase sean admitidas en diferentes bolsas o mercados, pero no puede garantizar que, de ser efectuadas, esas solicitudes serán aprobadas. Además, también puede suceder que la Sociedad decida no listar las obligaciones de una clase en ninguna bolsa ni sistema de negociación. Es más, aún en el caso de que pueda obtenerse una listado respecto de una emisión de Obligaciones Negociables, la Sociedad no puede brindar garantías acerca de su liquidez ni garantizar que se desarrollará o se mantendrá vigente un mercado de negociación para las Obligaciones Negociables. Si no se desarrollara o se mantuviera vigente un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables, el precio de mercado y la liquidez de las obligaciones negociables podrían verse negativamente afectados. Si las Obligaciones Negociables se negociaran, puede suceder que se negocien con un descuento sobre su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés vigentes, el mercado para títulos valores similares, el desempeño operativo y la situación patrimonial de la Sociedad, las condiciones económicas generales y otros factores.
Riesgo relacionado con la volatilidad y los acontecimientos en otros países
El mercado para los títulos valores emitidos por sociedades argentinas está influenciado por las condiciones económicas, políticas y de mercado imperantes en la Argentina y, en diverso grado, por las de otros países con mercados emergentes. Aunque las condiciones económicas son diferentes en cada país, el valor de las Obligaciones Negociables también podría verse afectado en forma adversa por los acontecimientos económicos, políticos y/o de mercado en uno o más de los otros países con mercados emergentes. No es posible asegurar que el mercado financiero argentino no será afectado en forma adversa por los acontecimientos de otros países con mercados emergentes, o que tales acontecimientos no afectarán en forma adversa el valor de las Obligaciones Negociables.
La Emisora podrá rescatar las Obligaciones Negociables antes del vencimiento
En caso que así se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de la Emisora (ver Sección “Rescate y compra - Rescate a Opción de la Emisora - Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” en el presente Prospecto, para mayor detalle) en determinadas condiciones, en forma total o parcial. En consecuencia, un inversor podrá no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés efectiva similar a la de las Obligaciones Negociables.
Es posible que la calificación de crédito de la Sociedad no refleje todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables
La(s) calificación(es) de crédito de la Sociedad son una evaluación realizada por las sociedades calificadoras de su capacidad para pagar sus deudas a su vencimiento. En consecuencia, cambios reales o previstos en las calificaciones de crédito de la Sociedad generalmente afectarán el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. Estas calificaciones de crédito podrán no reflejar el potencial impacto de riesgos relacionados con la estructuración o comercialización de las Obligaciones Negociables. Las calificaciones no constituyen una recomendación para comprar, vender o mantener títulos valores, y podrán ser revisadas o retiradas en cualquier momento por la entidad calificadora. La calificación de cada sociedad debe ser evaluada en forma independiente de la calificación de cualquier otra sociedad calificadora.
En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables emitirán su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios
En caso que la Sociedad se encontrare sujeta a concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Serie, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras, Ley N° 24.522 y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”), y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales y, consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán.
La normativa de la Ley de Concursos y Quiebras establece en su artículo 45 un procedimiento de votación diferencial al de los restantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de las dobles mayorías requeridas (de personas y de capital) por la Ley de Concursos y Quiebras, las cuales exigen mayoría absoluta de acreedores que representen 2/3 partes del capital quirografario. Conforme este sistema diferencial, el poder de negociación de los titulares de las Obligaciones Negociables puede ser significativamente menor al de los demás acreedores de la Sociedad.
En particular, la Ley de Concursos y Quiebras establece en su artículo 45 que en el caso de títulos emitidos en serie, tales como las Obligaciones Negociables, los titulares de las mismas que representen créditos contra el concursado participarán de la obtención de conformidades para la aprobación de una propuesta concordataria y/o de un acuerdo de reestructuración de dichos créditos conforme un sistema que difiere de la forma del cómputo de las mayorías para los demás acreedores quirografarios. Dicho procedimiento establece entre otros, que: (i) se reunirán en asamblea convocada por el fiduciario o por el juez en su caso; (ii) en ella los participantes expresarán su conformidad o rechazo a la propuesta de acuerdo preventivo que les corresponda, y manifestarán a qué alternativa adhieren para el caso que la propuesta fuere aprobada; y (iii) la conformidad se computará por el capital que representen todos los que hayan dado su aceptación a la propuesta, y como si fuera otorgada por una sola persona; las negativas también serán computadas como una sola persona.
En adición a ello, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos titulares de las Obligaciones Negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o que se abstengan de votar, no serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar dichas mayorías. Sin perjuicio de ello, la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha revocado una decisión en ese sentido, con lo cual la cuestión se encuentra controvertida a nivel jurisprudencial.
La consecuencia del régimen de obtención de mayorías antes descripto y de los precedentes judiciales mencionados hace que, en caso que la Sociedad entre en un proceso concursal o de reestructuración de sus pasivos, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda verse disminuido.
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA
HISTORIA Y DESARROLLO DE LA SOCIEDAD
La Sociedad se denomina “Roch S.A.” y fue constituida como una sociedad anónima de conformidad con las leyes de Argentina, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el 19 de abril de 1990. Se encuentra sujeta a la Ley General de Sociedades, y su plazo de duración es hasta el año 2089. La Sociedad fue inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con fecha 26 de abril de 1990 bajo el número 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La sede social de la Sociedad se encuentra ubicada en Av. Eduardo Madero 1020 Piso 21 (CP1106ACX) , Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina; el N° de CUIT es 30-63837562-8, el número telefónico es: (+5411) 4315-7624, el número de fax: (+5411) 4315-7624, su página web es www.roch.com.ar.
Resumen Ejecutivo
Roch S.A. lleva más de veinticinco años desarrollando conocimiento para la exploración y producción de yacimientos de petróleo y gas. Su éxito es el resultado de un modelo de negocios que combina una selectiva adquisición de áreas hidrocarburíferas, un eficaz control presupuestario, la exploración continua y el uso de la tecnología adecuada para la explotación eficiente de los yacimientos. Bajo la dirección y el fuerte compromiso de su fundador y principal accionista Ricardo Omar Chacra, Roch S.A. es una de las empresas petroleras independientes más respetadas y confiables de la región.
En la actualidad Roch S.A. opera y posee participación en las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (Tierra del Fuego); Agua Botada (Mendoza); Sur Río Deseado Este, Campo Bremen, Océano, Chorrillos, Palermo Aike y Moy Aike (Santa Cruz). Adicionalmente posee 10% participación en el área Llancanelo en la provincia de Mendoza y es operador del Área Cajón de los Caballos (Mendoza) en la cual no tiene participación.
La producción operada por Roch S.A. alcanza los 380 m³/d de petróleo y 1.494.000 m³/d de gas y GLP asociados, con más de 169 pozos productivos. La superficie total de las áreas operadas supera los 4.722 km².
Nuevos desarrollos tecnológicos y significativos descubrimientos exploratorios han otorgado a Roch S.A. participación en los programas Petróleo Plus y Gas Plus aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación. Roch S.A.se ubica así dentro del grupo de empresas líderes dedicadas a la integración de nuevos negocios petroleros que satisfagan con producción nacional la creciente demanda energética del país.
A continuación se detallan las áreas en las que Roch S.A. posee participación:
Fuente: ROCH.
En el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2015, la facturación de la Sociedad (Ventas netas de Regalías de gas entregadas en especie) fue Ps. 43,9 millones mayor (16%) en comparación con el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2014.
Entre los años 2013 y 2015, la facturación se incrementó a una tasa interanual promedio del 26,8%.
Los principales productos que comercializa la Sociedad son: (i) petróleo, cuyas ventas en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2015 representaron un 49,9% de las ventas totales, (ii) gas, que representó un 34,6%, y (iii) GLP, que representó un 0,2%. Completan los ingresos los servicios como operador (15,2%) y los servicios brindados por tratamiento de gas a terceros (menos del 0,1%). A continuación se detallan las ventas de la Emisora durante los últimos tres ejercicios económicos:
El conjunto de las reservas probadas de petróleo y gas de la Sociedad es de 10,2 millones de BOE a diciembre de 2015. De dichas reservas, el 76% corresponde a gas natural y el resto a petróleo.
Estrategia de la Sociedad
La misión de la Emisora es ser una protagonista regional, en la búsqueda y desarrollo de negocios energéticos, rentables, eficientes y sustentables, comprometida con el cuidado de las personas, de las operaciones, de la comunidad y el medio ambiente.
Su estrategia se fundamenta en:
- Incrementar la producción de hidrocarburos de horizontes convencionales en las áreas actuales y futuras;
- Mantener un nivel de reservas que permita sostener el incremento de producción en el mediano y largo plazo;
- Mantener una estructura financiera adecuada que sustente el crecimiento de los negocios actuales y futuros, para además lograr que la Emisora emita valores negociables que listen en mercados de valores relevantes autorizados por la CNV;
- Permanentemente buscar alcanzar y mantener estándares internacionales en las prácticas de calidad, seguridad y medio ambiente;
- Afianzar una estructura con los recursos óptimos para potenciar el crecimiento de la Emisora; y
- Conformar en el futuro una cartera de negocios regional.
Ventajas competitivas
La Emisora considera que sus principales ventajas competitivas son las siguientes:
- Excelente reputación en el mercado local;
- Sólida presencia y trayectoria en la industria energética, crítica para el desarrollo del país y con fuerte necesidad de crecimiento en los próximos años;
- Management con una probada experiencia y trayectoria dentro de la industria;
- Vocación asociativa con socios de alto renombre y/o de probada trayectoria dentro de la industria;
- Sostenido crecimiento de niveles de producción e inversiones y significativo aumento de reservas y ventas;
- Capacidad logística y operativa en la cuenca austral y neuquina;
- Alta sinergia entre sus áreas de negocio; y
- Gran flexibilidad para la toma de decisiones ante cambios de escenarios.
Antecedentes de la Sociedad
La Sociedad fue constituida en 1990 bajo la denominación Roch S.A. por Ricardo Omar Chacra como accionista mayoritario.
Luego, en el año 2008, la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés) ingresó a la Sociedad al adquirir un 15,5% de participación en la misma, lo que permitió potenciar el desarrollo de las actividades de la Sociedad.
En octubre del año 2013, Puerto Asis Argentina S.A., una compañía de inversores argentinos, adquiere la participación de IFC y capitaliza nuevamente la Sociedad, obteniendo una participación del 33,55% en el capital accionario.
Evolución del Negocio
Roch S.A. comienza sus actividades como operador de un consorcio conformado por las firmas San Enrique Petrolera S.A., D.P.G. S.A. y Cadipsa S.A. en el área Cajón de los Caballos en la Cuenca Neuquina. Desde entonces, la producción de dicha área se incrementó de 56 m3/día de petróleo a 390 m3/día en el año 2000 (597%). El área produce actualmente 82 m3/día.
En el año 1991, Roch S.A. es desginado como operador de las áreas Rio Cullen y Las Violetas en la Cuenca Austral. La Sociedad logra incrementar la producción desde 15 m3/día de petróleo y 0,13 MMm3/día de gas a 258 m3/día de petróleo (1614%) y 1,09 MMm3/día de gas (753%). En el mismo año Roch S.A. es designado operador del área de Bella Vista Oeste de la Cuenca del Golfo de San Jorge (cargo que detentó hasta que en el año 2000 fue vendida por sus dueños a otra empresa operadora). La Sociedad incrementó la producción de dicha área desde 55 m3/día de petróleo a 552 m3/día (907%) en septiembre del año 1996.
En el año 1997, Roch S.A. viabiliza mediante la implementación de nuevas tecnologías la producción de petróleo pesado en el área de Llancanelo (Provincia de Mendoza) ubicada en la Cuenca Neuquina, siendo designado en el mismo año como operador. Los resultados fueron tan satisfactorios que llevaron a que, en el año 2001, se formara una nueva UTE incluyendo a Roch S.A., San Enrique Petrolera S.A., YPF S.A. y Alianza Petrolera S.A.
En el año 1998, Roch S.A. adquiere una participación del 2,5% en las áreas Rio Cullen y Las Violetas, áreas que operaba desde el año 1991. Y en el año 2001, adquiere el 100% del área Sur Rio Deseado Este, en la provincia de Santa Cruz cuya superficie abarcaba una extensión de más de 1.200 km2 (que luego es cedida paracialmente a San Enrique Petrolera S.A., Apco Oil and Gas Internacional Sucursal Argentina y Secra S.A.). En el mismo año Roch S.A. adquiere, junto con sus socios de la Cuenca Austral, el área Angostura y fusiona dicha operación con la de las restantes áreas de dicha cuenca.
Durante el período comprendido entre los años 2003 y 2005, se celebran varias cesiones y ventas de participación respecto de las área Rio Cullen, Las Violetas y Angostura, hasta obtener las participaciones actuales sobre las mismas.
Tambien Roch S.A. adquiere entre los años 2005 y 2006, participación en el área Medianera (Río Negro) y Cañadón Ramirez (Cuenca del Golfo de San Jorge). El área Medianera es finalmente cedida a Medanito S.A. en el año 2010 y el área Cañadón Ramirez fue cedida a Crown Point Oil & Gas S.A.en el año 2010.
En el año 2008, Roch S.A. adquiere participación en tres áreas exploratorias: Tres Nidos Sur (finalmente vendida a Medanito S.A.), Coirón Amargo y Curamhuele (esta última vendida a Madalena Ventures), las dos últimas ubicadas en la Provincia de Neuquén.
En el año 2009, Roch S.A. junto con Mercuria Energy Group adquiere de Chevron Argentina S.R.L. los derechos sobre nueve áreas localizados en la Cuenca Austral: Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Océano, Moy Aike, La Carmen, La Tehuelche, San Cristobal y La Terraza. Estas áreas actualmente se encuentran produciendo 180 m3/día de petróleo y 0,62 MMm3/día de gas.
Ya a fines del año 2011, Roch S.A. y Mercuria Energy Asset Management B.V. adquirieron el 100% del paquete accionario de San Enrique Petrolera S.A. quedando estructurada las participaciones de la siguiente manera: Roch S.A.: 10%; y Mercuria Energy Asset Management B.V.: 90%.
La última incorporación de derecho sobre áreas fue realizada por la Sociedad en agosto del 2014, al resultar adjudicatario del permiso de exploración sobre el área Agua Botada con EMESA (Empresa Mendocina de Energía S.A.P.E.M).
Con fecha 4 de marzo de 2016 la Sociedad vendió la totalidad de su participación, equivalente a 435.000 acciones ordinarias nominativas no endosables de $1 (un peso) de valor nominal cada una y con derecho a un voto por acción, representativas del 10% del capital social y votos de San Enrique Petrolera S.A.
Con fecha 11 de julio de 2016, la Sociedad cedió su porcentaje de participación (equivalente al 10%) de la totalidad de las obligaciones y derechos emergentes sobre (i) la Unión Transitoria de Empresas “Gas y Petróleo del Neuquén S.A. – Madalena Austral S.A. – Roch S.A. – Apco Oil & Gas International Inc. (Suc. Argentina) – UT (Area Coirón Amargo) y (ii) Acuerdo de Operación Conjunta celebrado por la Sociedad el día 9 de noviembre de 2007, correspondiente al Área Coirón Amargo, Provincia de Neuquén, Argentina, en una transacción que implicó dividir la actual superficie de dicha área (cediendo los derechos vinculados) en tres bloques, a O&G Developments Ltd. S.A., Apco Oil & Gas International Inc. (Suc. Argentina) y Madalena Austral S.A. La transacción quedó perfeccionada a través del a través del Decreto N° 1363 de la Provincia del Neuquén, publicado en el boletín oficial de dicha provincia el 7 de octubre de 2016.
De esta forma, la participación actual en las diferentes áreas es la siguiente:
(*) El contrato firmado contempla un período de exploración de hasta un máximo de seis años prorrogable hasta tres años más y un período de explotación de 25 años a partir de la declaración de comercialidad, pudiendo prorrogarse, previa aprobación del Poder Ejecutivo Provincial, por un lapso de 10 años.]
DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO
El negocio de la Sociedad consiste en la exploración y explotación de petróleo y gas (upstream). Adicionalmente es operador de la mayoría de sus áreas. Como se mencionara con anterioridad, la Sociedad también posee ingresos por ventas de GLP y servicios de procesamiento de gas natural, que en la actualidad representan menos del 0,5% de las ventas totales.
Exploración y explotación de petróleo y gas (upstream)
La Sociedad es titular de los derechos de concesión y de permiso de exploración de distintas áreas hidrocarburíferas ubicadas en las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz y Mendoza. La participación de Roch S.A.en las áreas se detalla a continuación:
Los objetivos de la Sociedad con respecto a la exploración y explotación de petróleo y gas (upstream), son producir hidrocarburos procurando una permanente reposición del stock de reservas e incrementar las reservas comprobadas, elevando de categoría las reservas probables y posibles.
Al 31 de diciembre de 2015, las reservas netas probadas de Roch S.A. fueron estimadas en petróleo crudo 391 Mm3 y gas natural 1.321 MMm3. El siguiente cuadro detalla las reservas de la Sociedad al 31 de diciembre de 2015:
La Sociedad ha realizado entre los años 2008 y 2015 inversiones en exploración y explotación por un monto deUS$ 364 millones, las que se han llevado a cabo con recursos propios y financiamiento externo.
Las ventas de petróleo y gas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fueron de Ps.302,0 millones, Ps. 252,7 millones y Ps. 187,0 millones, respectivamente, es decir un 81%, 83% y 85% sobre las ventas totales de la Sociedad para dichos ejercicios, respectivamente.
La producción de petróleo y gas en los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fue para el petróleo de 127 m3/día, 112 m3/día y 119 m3/día y para el gas 401 MMm3/día, 391 MMm3/día y 428 MMm3/día, respectivamente.
A continuación se describen las diferentes áreas donde Roch S.A.posee participación.
Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur
(Áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura)[1]
Las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (“Tierra del Fuego”) se encuentran localizadas en la provincia de Tierra del Fuego (Cuenca Austral). El plazo de vigencia del derecho de concesión sobre el área Las Violetas, Angostura y Río Cullen expirará en el año 2026. Roch S.A. posee una participación del 20,2861% sobre los tres derechos de concesión y es actualmente el operador de las áreas.
Las tres áreas abarcan 1.980,21 km2. Río Cullen posee dos yacimientos productivos, Las Violetas posee once yacimientos productivos y Angostura cinco.
La Sociedad incrementó la producción en el área de Río Cullen, Las Violetas y Angostura de 55 m3/día de petróleo y 0,13 MMm3/día de gas al comienzo de la operación, hasta 259 m3/día de petróleo y 1,09 MMm3/día de gas. La producción del primer semestre de 2016 fue de 138 m3/día de petróleo y 0,90 MMm3/día de gas.
Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área
Desde el inicio se llevaron a cabo inversiones por US$ 230 millones en registración sísmica 3D, la perforación de 75 pozos, actividad de workover y las instalaciones de superficie necesarias para manejar las producciones obtenidas, lo que permitió desarrollar importantes reservas.
A continuación se enumeran los eventos sobrsalientes mas recientes:
Durante el ejercicio 2011 se efectuaron reprocesamientos y estudios sobre la sísmica existente en el área Las Violetas, lo que permitió mejorar el conocimiento de la formación principal (Springhill) y el secundario (Serie Tobífera) a los fines de optimizar el desarrollo de las reservas y recursos del área.
Entre Abril y Mayo de 2012 se realizó una campaña de fracturas hidráulicas que abarcó 5 pozos de gas en el yacimiento Los Flamencos (Area Las Violetas), la cual implicó un desembolso de US$ 2,52 millones. Como resultado de la misma, Los Flamencos registró un incremento de producción de gas y petróleo del 23%, pasando la UTE a obtener de 560 Mm3/d a 690 Mm3/d y de 79 m3/d de petróleo a 98 m3/d. Los resultados obtenidos por Roch S.A. en materia de estimulaciones hidráulicas en los últimos años han sido muy satisfactorios, permitiendo el desarrollo de zonas de baja permeabilidad y alentando la realización de proyectos similares en el futuro.
Durante el período 2014-15 se llevó a cabo una campaña de perforación de 13 pozos en el Area Las Violetas, lo que permitió llevar la producción de gas a 1.1 MMm3/d, lo que significó un incremento del 30%.
Durante 2015 se llevó a cabo la campaña de registración sísmica 3D sobre las 3 Areas, cubriendo un total de 210 km2. La misma ya fue procesada e interpretada, lo cual permitió elaborar la continuidad del plan de desarrollo y exploración vigentes.
Provincia de Santa Cruz (Areas Chorrillos, Campo Bremen, Oceano, Moy Aike y Palermo Aike)[2]
Las Áreas Chorrillos, Campo Bremen, Océano, Moy Aike y Palermo Aike (“Santa Cruz Sur”) se encuentran localizadas en la provincia de Santa Cruz (Cuenca Austral). El 17 de Diciembre de 2012, mediante Ley Provincial Nº 3299, Roch S.A. (junto con Glacco Compañía Petrolera S.A.) ha obtenido la extensión de la concesión por 10 años adicionales, expirando la vigencia de los derechos de concesión sobre las áreas en el año 2026. Roch S.A. posee una participación del 30% y es actualmente su operador.
El Área Chorrillos abarca 646 km2 con un lote de explotación de 103 km2. Las Áreas Campo Bremen, Océano, Moy Aike y Palermo Aike abarcan una superficie de 2.046 km2, con una superficie de explotación de 141 km2.
Dichas áreas fueron adquiridas a Chevron Argentina S.R.L. en el año 2009. En el año 2010 la UTE adquirió un equipo de workover, con el que se efectúan reparaciones de pozos, operaciones de fracturación, estimulación e intervenciones, con el propósito de mejorar la producción de petróleo y la disposición final del agua producida. Paralelamente se obtuvo la aprobación de dos proyectos de Gas Plus (Nortero Noreste y Cerro Norte Oeste), que permitieron incrementar el precio promedio de venta del gas. En virtud de estas inversiones, Roch S.A. ha logrado disminuir la curva de declinación de las producciones evitando una reducción acentuada del nivel de reservas. En el primer semestre de 2016 la producción promedio fue de176 m3/día de petróleo y 0.62 MMm3/día de gas.
Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área
Durante el año 2012, se han efectuado intervenciones de pozos tendientes a poner en producción las reservas de Gas Probadas no Desarrolladas mediante una campaña de workovers. Adicionalmente, en lo que respecta a instalaciones de producción, se procedió a la instalación de una planta de tratamiento de gas en el yacimiento Océano, una Planta de Tratamiento de Agua en el yacimiento Campo Molino y la puesta en marcha del pozo El Gancho Este x-1, cuya producción abastecerá el gas necesario para la generación eléctrica del yacimiento El Indio (Area Moy Aike).
Durante el año 2013, se construyó un gasoducto de 9” de 6,5 km que permitió completar la vinculación del proyecto de Gas Plus de Cerro Norte Oeste con la Planta de Tratamiento de Cerro Norte. Este proyecto permitió incrementar el volumen de inyección de gas de la zona en un 20% y posibilitará el transporte y tratamiento del gas incremental proveniente de la campaña de perforación programada.
También se continuaron las obras de readecuación de instalaciones de tratamiento y producción de gas, petróleo y agua, y se efectuó una nueva campaña de fracturas y reparaciones de pozos para compensar la declinación natural del yacimiento.
Durante el período 2014-15 se llevó a cabo la perforación de 3 pozos en el Area Chorrillos, utilizando un equipo que se obtuvo mediante un acuerdo con la empresa Petrobras S.A., con objetivo de gas en la Serie Tobífera.
Provincia de Santa Cruz – Área Sur Rio Deseado Este[3]
El área Sur Río Deseado Este se encuentra localizada en la provincia de Santa Cruz (Cuenca del Golfo de San Jorge), en la zona conocida como Flanco Sur. El plazo de concesión de dicha Área expira en el año 2021. Roch S.A. mantiene una participación del 54,1408% y es actualmente el operador de la misma.
El área abarca 305,96 km2 y fue subdividida por los coconcesionarios en dos sub-áreas. El área de explotación (superficie de 50 km2) que incluye tres yacimientos de petróleo viscoso hacia el este del área (Estación Tehuelches, La Frieda y La Frieda Oeste) y un pozo de gas testeado (PBa.x-1 Punta Bauza). El área remanente (255,96 km2), que corresponde al sector oeste, los concesinarios cedieron una mayor participación a Apco Oil and Gas Internacional (Sucursal Argentina) equivalente al 88% de participación, la que luego fue cedida en un 50% a la firma Quintana E&P Argentina S.R.L a cambio de la realización de ciertas inversiones.
Al inicio de las operaciones, la Sociedad logró incrementar la producción en el área Sur Rio Deseado Este de 6 m3/día a 16 m3/día de petróleo. La producción de los primeros 9 meses de 2016 fue de 5.1 m3/día de petróleo.
Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área
Se han perfordo varios pozos verticales y un pozo horizontal con la intención de mejorar la productividad que se encuentra limitada por la calidad del petróleo pesado.
Adicionalmente se efectuaron varios ensayos de inyección de agua sobrecalentada como piloto para el diseño de un proyecto de inyección de vapor que permita hacer económica su explotación
En el lote remanente, la compañía Quintana E&P Argentina S.R.L perforó durante 2014 dos pozos exploratorios a la formación Cañadón Seco. Los mismos comprobaron la presencia de reservorios de muy buenas características y manifestaciones de petróleo de alta viscosidad; actualmente se encuentran en estudio.
Provincia de Mendoza – Área Llancanelo[4]
CAJÓN DE LOS CABALLOS
AGUA
BOTADA
El área Llancanelo se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), en la zona conocida como Mendoza Sur. El plazo de concesión expira en el año 2036.
En 1993, Alianza Petrolera Argentina S.A. obtuvo la concesión de explotación del área. En el año 2000, siendo ya Roch SA operadora del Area, la UTE cede una participación a YPF S.. El contrato de Farm Out suscripto con YPF S.A. incluía un compromiso de inversión de al menos U$S 7 millones en el área. YPF S.A. perforó dos pozos durante el año 2010 a los efectos de cumplir con dicho compromiso. Actualmente, la estructura de participación del área es la siguiente: YPF S.A. 61%, Alianza Petrolera Argentina S.A 29% y Roch S.A. 10%. El Área es operada por YPF S.A.
El área abarca 346,10 km2 y se considera el principal yacimiento de petróleo pesado (12º a 14,5º API) del país. Existe una limitación superficial de desarrollo como consecuencia de un area ambientalmente protegida adyacente a la Laguna Llancanelo. Si bien la concesión petrolera se extiende en la superficie total del bloque, la superficie a la que se puede acceder abarca 95 km2. Esto obliga a una estrategia de desarrollo que involucran pozos desviados y horizonatales para maximizar la recuperación final del bloque.
Existe un plan de desarrollo integral del yacimiento, denominado Plada, que contempla la perforación de 104 pozos horizontales. Actualmente, se están evaluando nuevas prácticas innovadoras con el objeto de delinear la estrategia de desarrollo más eficiente para el área.
La producción del primer semestre de 2016 fue de 190 m3/día.
A partir del año 2012 se inicia una campaña de perforación con actividad creciente hasta la actualidad, y que se tradujo en un incremento significativo de la curva de producción, que pasó de 20 m3/d a más de 250 m3/d en la actualidad.
Durante el año 2012, se perforaron 4 pozos (US$ 12 millones) tendientes a continuar con la evaluación del desarrollo del área mediante producción en frío a través de pozos horizontales. Adicionalmente se han invertido US$ 2 millones para completar las instalaciones transitorias que permitirán acompañar el plan de perforación en el área.
En el año 2013 se perforaron dos pozos de desarrollo con una inversión total de US$ 5,7 millones.
Provincia de Mendoza – Área Cajón de los Caballos.
El área de Cajón de los Caballos se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), sobre la porción identificada como Mendoza Sur. El Área es operada por Roch S.A. y el plazo de concesión expira en el 2025.
La producción del primer semestre de 2016 fue de 67 m3/día de petróleo.
Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área
Esta es un área extremadamente madura en la que Roch S.A. ha completado el desarrollo y mantenido la producción durante un lapso muy prolongado, debido fundamentalmente a la optimización de la producción, reparación y estimulaciones de pozos.
Desde el año 2013 se han definido una serie de nuevos reservorios potenciales dentro de la columna litológica que mejorarían la recuperación final del yacimiento. Actualmente se están haciendo intervenciones para evaluar las potencialidades de formaciones como el Grupo Neuquén, Precuyo superior, intrusivos y Vaca Muerta, que no fueron desarrollados en la etapa principal, dado que el mismo se enfocó sobre las formaciones Chachao (principal) y Precuyo inferior.
En 2016 se intervino un pozo en estudio para evaluar el potencial de los intrusivos. El resultado fue satisfactorio, con una producción inicial y mantenida en el tiempo de unos 10 m3/d de petróleo, lo cual abre una expectativa muy interesante para avanzar en el marco exploratorio que ofrecen estos reservorios, los más importantes de la región.
Provincia de Mendoza - Área Agua Botada
El área Agua Botada se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), en la zona conocida como Mendoza Sur, el área abarca 205,2 km2.
Durante el año 2014, Roch S.A. resultó adjudicatario de los derechos de exploración sobre el área, luego de participar en el concurso público correspondiente. En virtud de ello, suscribió un contrato de Unión Transitoria de Empresas con EMESA (Empresa Mendocina de Energía S.A.P.E.M) que regula las tareas de exploración, desarrollo y eventual explotación de hidrocarburos. La participación de Roch S.A. es del 88% y es el operador del Área.
El permiso de exploración contempla un período de exploración de hasta seis años, prorrogable hasta tres años adicionales, y un período de explotación de 25 años a partir de la declaración de comercialidad, pudiendo prorrogarse, previa aprobación del Poder Ejecutivo Provincial, por un lapso de 10 años.
A comienzos del año 2015 se realizó la intervención con equipo de workover del pozo AB.x-1 (Agua Botada), quedando productivo de petróleo con un caudal inicial de 22 m3/día. Se ha programado una nueva intervención del mismo para comienzos del año 2017, previendo realizar estimulaciones y apertura de nuevos reservorios, con antecedentes productivos en áreas vecinas.
El programa de inversiones continuará con la registración, procesamiento e interpretación de aproximadamente 120 km2 de sísmica 3D, previsto para el primer semestre del año 2017.
En razón de haberse verificado ciertos retrasos administrativos en la aprobaciones ambientales correspondientes, mediante Resolución 1150 /2016 el Ministerio de Economía Infraestructura y Energía de la provincia de Mendoza resolvió fijar como fecha de finalización del primer período exploratorio el día 20 de agosto de 2018.
Con fecha 10 de noviembre de 2016, la Sociedad suscribió un contrato de “Farm-In” con CLPerforación S.A. mediante el cual cedió a favor de CLPerforación S.A. el 44% de su participación sobre el permiso de exploración otorgado sobre el área Agua Botada. Bajo dicho contrato, CLPerforación S.A. se comprometió a i) realizar inversiones en el área por un valor total de US$ 6 millones a favor de la Sociedad, debiendo repagar dicha suma en varios desembolsos; y ii) al pago de un total de US$ 450.000 a favor de la Sociedad, debiendo repagar dicha suma el 17 de noviembre de 2016. En este sentido, con fecha 17 de noviembre de 2016, CLPerforación S.A. solicitó la extensión del plazo fijado para el repago de su obligación al 23 de noviembre de 2016. No obstante ello, el 29 de noviembre de 2016 la Sociedad notificó a CLPerforación S.A. la terminación del contrato por incumplimiento de pago.
Equipo de Perforación.
Adicionalmente a las inversiones descriptas precedentemente, la Sociedad ha importado un equipo mecánico de perforación modelo ZJ40 construido por la firma Rongli Petroleum Machinery Co. Ltd. El equipo se adquirió con todos sus periféricos, herramientas y respuestos necesarios para su operación.
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Operador
La Sociedad comenzó su actividad en el año 1990, como operador de un consorcio conformado por San Enrique Petrolera S.A., D.P.G. S.A. y Cadipsa S.A. en el área Cajón de los Caballos en la Cuenca Neuquina. Desde entonces, Roch S.A. ha operado casi la totalidad de las áreas en las cuales posee participación.
Durante el período 2008 a 2015, Roch S.A. ejecutó como operador un total de US$ 364 millones en inversiones. A lo largo de los años ha llevado a cabo campañas de perforación, fracturas, workovers, instalación de planta turboexpander y planta compresoras, construcción de gasoductos y oleoductos, etc. La Sociedad cuenta con un equipo de ingeniería y geociencias con gran experiencia en la Argentina que junto a su historial de más de 25 años lo convierten en un operador respetado en el mercado. Adicionalmente ha contribuido con el desarrollo de software petrolero en conjunto con la firma Infoil.
Uniones Transitorias de Empresas
UTE “Sur Río Deseado Este”
El 30 de enero de 2002, la Sociedad se suscribió un Contrato UTE con San Enrique Petrolera S.A. (“SEPSA”), a los fines de reglamentar sus derechos como co-concesinarios del área, en la que mantenían una participación del 70% y 30% respectivamente. En el mes de marzo de 2007, la Sociedad cedió a favor de Secra S.A. el 4% de los derechos sobre el área. En el año 2010, la Sociedad cedió a APCO el 16,9417% de dichos derechos.
Finalmente en junio del año 2012 los socios confirmaron la cesión a APCO del 71,4% de los derechos y obligaciones sobre toda la superficie del área no comprendida en el lote de explotación. Siendo el 50% de dicho 71,4% luego cedida a la firma Quintana E&P Argentina SRL (“Quintana”). Las tenencias actuales de la UTE son: ROCH 54,14%, APCO 16,96%, Petrolera El Trebol S.A. 24,9% y SECRA 4%..
La concesión de explotación (respecto de la cual la Sociedad es cotitular), vencerá el 27 de marzo de 2021 (es importante mencionar que se encuentra avanzado el potencial proceso de prorroga). El operador de la UTE es ROCH S.A.
UTE “SRDE II”
En virtud de la cesión realizada por APCO a Quintana el 44% de los derechos de exploración y explotación sobre le sector este del área, el 27 de diciembre de 2013, se suscribió un Acuerdo de UTE entre Roch S.A. , Quintana, APCO, SEPSA y SECRA S.A. (“SECRA”), denominada “Quintana E&P Argentina S.R.L. – APCO Oil & Gas International Inc. – Sucursal Argentina – Roch S.A. – San Enrique Petrolera S.A. – SECRA S.A. – SUR RÍO DESEADO ESTE II – UNIÓN TRANSITORIA DE EMPRESAS”. La participación en la UTE es la siguiente: APCO 44%, Quintana 44%, Roch S.A. 7,92%, Petrolera El Trebol S.A. 3,6% y SECRA 0.48%.
Al ser este sector parte de la concesión de explotación del área Sur de Rio Deseado Este, la concesión de explotación también vencerá el 27 de marzo de 2021. El operador es Quintana.
UTE “Agua Botada”
Durante el mes de agosto 2014, la Empresa Mendocina de Energía S.A. (“EMESA”) con participación estatal mayoritaria y la Sociedad celebraron un contrato de UTE, cuya denominación es “EMESA – Roch S.A. – Área: Agua Botada UTE”, con el objeto de llevar a cabo la exploración y eventual desarrollo y explotación del área de Agua Botada. El plazo de duración de la UTE será el necesario para llevar a cabo las tareas, actividades y prestaciones previstas para la consecución del objeto del contrato, conforme a los plazos máximos aplicables.
Las partes designaron como operador del área a Roch S.A. y la participación es la siguiente: EMESA 12% y ROCH 88%.
UTE “Llancanelo”
La Sociedad suscribió un Acuerdo de UTE respecto de los derechos de concesión que posee sobre el área Llancanelo (Provincia de Mendoza) con Alianza Petrolera Argentina S.A. (“Alianza”), YPF S.A. y San Enrique Petrolera S.A. La Sociedad es cotitular de la concesión de la explotación sobre esta área, dividiéndose las participaciones de la siguiente forma: Alianza 29%, YPF 61% y ROCH 10%.
La concesión de explotación vence el 28 de mayo de 2036, y es operada por YPF.
UTE “Santa Cruz Sur”
La UTE regula la relación da la Sociedad y de Glacco Compañía Petrolera S.A. (“Glacco”) como co-concesionarios sobre las áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océano. La Sociedad tiene una participación del 30% y Petrolera El Trebol S.A. del 70% (esto es, participan en la misma proporción que tienen derechos respecto del contrato de concesión).
Roch S.A. es el representante legal UTE y operador del área. Las concesiones vencen durante el año 2026.
UTE “Cajón de los Caballos”
Con fecha 23 de julio de 1992, se suscribió un contrato de UTE entre Cadipsa S.A. (“Cadipsa”), SEPSA y Desarrollos Petroleros y Ganaderos S.A. (“DPG”), cuyo objeto es la explotación, exploración complementaria y desarrollo de hidrocarburos en el área de Cajón de los Caballos (Provincia de Mendoza). Con fecha 5 de enero de 1998, Cadipsa celebró con Vintage Oil Argentina Inc. Sucursal Argentina (“Vintage”) un contrato de transferencia de fondo de comercio, en virtud del cual se realizó el 7 de julio de 2003 una ADENDA al contrato de UTE generando dos consecuencias: por un lado, Vintage pasa a ser miembro de la UTE (en reemplazo de Cadipsa); por otro lado, la denominación definitiva de la UTE es “SAN ENRIQUE PETROLERA S.A. – DPG S.A. – VINTAGE OIL ARGENTINA INC. SUCURSAL ARGENTINA – UNIÓN TRANSITORIA DE EMPRESAS”. La participación es la siguiente: Vintage 25%, Petrolera El Trebol S.A. 37,5% y DPG 37,5%. Roch S.A. no es miembro de la UTE pero es su representante y el operador del área.
En el mes de enero 2014, San Enrique, DPG y Sinopec Argentina Exploration and Production Inc. Sucursal Argentina (antes denominada Vintage) modificaron su denominación para reflejar este cambio de denominación.
La concesión de explotación vence el 6 de septiembre de 2025.
UTE “Río Cullen, Las Violetas y La Angostura”
Con fecha 23 de febrero de 2005, se suscribió el contrato de UTE entre la Sociedad, SEPSA, DPG, Dispet S.A. (ahora escindida y fusionada en Roch S.A., DPG y SEPSA), Río Cullen-Las Violetas S.A. (luego escindida y fusionada en Roch S.A., Apco Austral S.A. y Antrim Argentina S.A), Netherfield Corporation – Sucursal Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur (que transfirió su fondo de comerio a Antrim Argentina S.A.), a los fines de regular la realización de las tareas de exploración, desarrollo y explotación de las reservas de petróleo en el área de Río Cullen, Las Violetas y La Angostura (Provincia de Tierra del Fuego). La denominación de la UTE es “Río Cullen – Las Violetas S.A. – Netherfield Corporation, Sucursal Tierra del Fuego – Roch S.A. – San Enrique Petrolera S.A.- Desarrollos Ganaderos y Petroleros S.A. – Dispet S.A. – Río Cullen/Las Violetas/La Angostura – Unión Transitoria de Empresas”. En el año 2004, Roch S.A. había cedido el 4% de su participación de Secra S.A.
La participación según este contrato es: la Sociedad, 20,2861%; Apco Austral S.A., 25,7796%; Antrim Argentina S.A.: 25,7804%; Petrolera El Trebol S.A., 12,6154%; DPG, 11,538; SECRA S.A.: 4%.
La vigencia de los derechos sobre dichas áreas vencerá en el año 2026. El operador es ROCH.
Participaciones en sociedades
La Sociedad no tiene participaciones en sociedades.
Venta “Coirón Amargo”
Con fecha 11 de julio de 2016, la Sociedad cedió su porcentaje de participación (equivalente al 10%) de la totalidad de las obligaciones y derechos emergentes sobre (i) la Unión Transitoria de Empresas “Gas y Petróleo del Neuquén S.A. – Madalena Austral S.A. – Roch S.A. – Apco Oil & Gas International Inc. (Suc. Argentina) – UT (Area Coirón Amargo) y (ii) Acuerdo de Operación Conjunta celebrado por la Sociedad el día 9 de noviembre de 2007, correspondiente al Área Coirón Amargo, Provincia de Neuquén, Argentina, en una transacción que implicó dividir la actual superficie de dicha área (cediendo los derechos vinculados) en tres bloques, a O&G Developments Ltd. S.A., Apco Oil & Gas International Inc. (Suc. Argentina) y Madalena Austral S.A. La transacción quedó perfeccionada a través del a través del Decreto N° 1363 de la Provincia del Neuquén, publicado en el boletín oficial de dicha provincia el 7 de octubre de 2016.
Acuerdos comerciales de la Sociedad
Acuerdo UTE Río Cullen Las Violetas y otros UTE y ROCH con la Secretaría de Energía: Este acuerdo fue celebrado con la Secretaría de Energía (“SE”) a los efectos de reestructurar el precio del gas natural para resolver las necesidades de abastecimiento de butano del mercado interno, en particular, para usuarios de bajos recursos. Asimismo, ROCH se encuentra obligada a realizar un aporte a un fondo fiduciario creado por la Ley 26.020 cuyo objeto es atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo. Dicho aporte propenderá a que los precios de las garrafas de gas licuado de petróleo de 10, 12 y 15 kgs. se oferten a un precio diferencial menores a los precios de mercado para consumidores residenciales de bajos recursos.
Acuerdo UTE Río Cullen Las Violetas y otros UTE y ROCH con la Secretaría de Energía: Este acuerdo fue celebrado con la SE a los efectos de comprometerse a abastecer de garrafas de 10, 12 y 15 kgs. de gas licuado de petróleo propano a un precio diferencial menor a los precios de mercado para consumidores residenciales de bajos recursos en la Región Patagónica y determinadas zonas de la Provincia de Mendoza. Asimismo, ROCH se encuentra obligada en virtud de este acuerdo a vender una parte de su producción total del gas licuado de petróleo propano a ciertas empresas fraccionadoras adheridas al acuerdo para garantizar que no se altere el precio final de las garrafas en cuestión, disponiendo de la producción remanente para comercializarlo a precio de mercado.
Programa Gas Plus
La Resolución N° 24 de la SE de fecha 6 de marzo de 2008 creó un programa denominado “Gas Plus” mediante el cual se generó un esquema de incentivos a la incorporación de nueva producción de gas natural. La condición distintiva del programa es garantizar la libre comercialización del gas natural, conforme la categorización de la SE. Diversas UTEs, en las que ROCH es miembro, han obtenido la aprobación de sus proyectos por parte de la SE:
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Proyecto “Los Flamencos”: desarollado por la UTE “Río Cullen, Las Violetas y La Angostura”, bajo la concesión de explotación del área de Las Violetas (aprobado por la Resolución SE N° 1165/2011) en la Provincia de Tierra del Fuego. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: Ingredion Argentina S.A., Noble Argentina S.A., Vicentin S.A.I.C.
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Proyecto “Cerro Norte Oeste”: desarrollado por la UTE “Santa Cruz Sur”, bajo la concesión de explotación del área de los Chorrillos (aprobado por la Resolución SE N° 814/2010) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: NIDERA S.A., Celulosa Argentina S.A., FRANCOVIGH S.A. y Milkaut S.A.
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Proyecto “Cerro Norte”: desarrollado por la UTE “Santa Cruz Sur”, bajo la concesión de explotación del área de los Chorrillos (aprobado por la Resolución SE N° 215/2014) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmó un acuerdo de suministro de gas natural con Vicentin S.A.I.C.
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Proyecto “Nortero Noreste”: desarrollado por la UTE “Santa Cruz Sur”, bajo la concesión de explotación del área Campo Bremen (aprobado por la Resolución SE N° 1082/2010) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: Vicentin S.A.I.C.
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Proyecto “Santa Cruz Sur”: desarrollado por la UTE “Santa Cruz Sur”, bajo la concesión de explotación de las áreas de Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océano (aprobado por la Resolución SE N° 42/2016) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmó un acuerdo de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: Vicentin S.A.I.C., Alcalis de la Patagonia S.A y Termoandes S.A.
Seguros
Las operaciones de la Sociedad están sujetas a riesgos diversos. La Sociedad contrata seguros para cubrir algunos de estos riesgos, incluidos riesgos relacionados con los activos involucrados en las operaciones de explotación de hidrocarburos y generación de energía, responsabilidad de terceros, vehículos, edificios y otras actividades.
La Sociedad considera que mantiene seguros adecuados para sus operaciones en forma congruente con la práctica de las actividades en las que está involucrada. Según requiere la normativa vigente, los seguros se contratan con compañías aseguradoras argentinas que reaseguran sus riesgos total o parcialmente fuera del país. Las pólizas de seguro de la Sociedad en su gran mayoría son de carácter anual con inicio en diferentes épocas del año. Las franquicias conforme a las pólizas de seguro actuales de la Emisora son variables según el tipo y el monto de la cobertura.
Clientes
Dentro de la industria petrolera se identifican los siguientes subsectores: upstream, midstream y downstream. Roch posee participación tanto en la producción como en la comercialización del petróleo y gas de los yacimientos en los cuales opera por lo que su cartera de clientes se divide conforme sus dos principales líneas de negocio, y pertenecen al sector de midstream o downstream.
Petróleo
La producción neta a ROCH asciende a aproximadamente 3.637 m3 (promedio enero a julio) mensuales de petróleo crudo que son comercializados a través de diferentes canales conforme a la ubicación de los yacimientos de los cuales procede dicha producción.
Tanto en el caso de Tierra del Fuego como en el de Santa Cruz (que representan el 44% de la producción total) el crudo producido es comercializado habitualmente a través de buques tanques que arriban a las terminales de Punta Loyola (Santa Cruz) y Cruz del Sur (Tierra del Fuego). En el caso de Tierra del Fuego, Oil Combustibles, empresa de capitales nacionales que participa activamente en el proceso de downstream a través de su refinería ubicada en la localidad de San Lorenzo, Provincia de Santa Fe, es el principal cliente. La producción de Santa Cruz es vendida tanto a Oil Combustibles como a Axion.
El yacimiento de Llancanelo (que representa el 17.5% de la producción total de la Sociedad) produce petróleo crudo cuya comercialización es realizada a través de oleoductos y es adquirida por YPF para su refinería ubicada en la localidad de Luján de Cuyo, Provincia de Mendoza.
Gas
En este segmento de negocio ROCH participa con la venta de 319 Mm3/d de gas cuyo origen proviene de los yacimientos ubicados en la provincia de Santa Cruz (47%), Tierra del Fuego (52%) y Coirón Amargo (menos del 1%).
De acuerdo a la legislación vigente, se entregan volúmenes de gas a distintos segmentos del mercado:
- Segmento Industrial y Gas Plus (62%) a través de la entrega a comercializadores diversos que actúan como intermediarios en el mercado gasífero, siendo nuestro principal cliente Rafael G. Albanesi S.A., quién a su vez es la comercializadora mas importante del país con el 25% del mercado.
- Segmento de consumo residencial (33%) a través de la entrega a Distribuidoras de Gas Natural como Metrogas, Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana.
- Segmento de Generación (4%) a través de la Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego.
- Segmento GNC (1%).
El mix de venta se ha ido modificado en los últimos años, con la incorporación de nuevos proyectos de Gas Plus la compañía ha logrado incrementar las ventas en este segmento de precios mayores en comparación a los otros segmentos.
Como se puede observar en el siguiente gráfico, existe una marcada estacionalidad en la venta de gas, donde el consumo residencial aumenta durante los meses de invierno.
Competidores
Tanto el petróleo como el gas y sus derivados son insumos claves para el desarrollo de otras industrias. Como consecuencia del crecimiento económico y poblacional de los últimos años, la demanda de petróleo y gas ha crecido continuamente, superando en el caso del gas a la oferta disponible. Respecto de los crudos livianos, tanto la producción como la demanda se mantienen prácticamente en iguales niveles, situación que ha anulado la competencia entre productores
Existen aproximadamente 50 productores de petróleo y 45 productores de gas en Argentina. Más del 65% de la producción de petróleo está concentrada en dos operadores (YPF S.A. y Pan American Energy (Sucursal Argentina) LLC). El resto se divide entre operadores de distinto tamaño.
La producción total de gas en Argentina es de aproximadamente 124 MMm3/d, mientras que el volumen efectivamente disponible es inferior a los 100 MMm³/d. Total Austral S.A. e YPF S.A. son los productores líderes en el sector y en conjunto representan más del 55% del volumen producido, seguidos por American Energy (Sucursal Argentina) LLC y Petrobras Argentina S.A. que concentran un 19% de la producción y el resto se divide entre operadores de distinto tamaño.
Financiamiento y garantías otorgadas
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Con fecha 25 de junio de 2014 el Banco de la Ciudad de Buenos Aires otorgó un préstamo a la Sociedad por $29 millones en el cual se pactó una tasa de interés variable que se calcula en base a la siguiente fórmula: promedio tasa BADLAR bancos privados de los últimos 20 días hábiles publicados más 100 puntos básivos. El préstamo prevee un plazo de amortización de cuarenta y ocho meses con diez meses de gracia, es decir, en 38 cuotas mensuales y consecutivas, venciendo la primera de ellas en julio de 2015. El desembolso de las sumas fue pactado en dos trámos: i) el primer tramo por la suma de $ 100.000 desembolsados el 30 de junio de 2014; y ii) el segundo tramo, por una suma de $ 28,9 millones, desembolsado el 26 de agosto de 2014 . En el contrato se pactó que las sumas tomadas debían ser utilizadas a los efectos de la compra de un equipo perforador marca Truck Monted Drilling ZJ-40 (el “Equipo”). Con fecha 23 de febrero de 2015 la Sociedad obtuvo un préstamo por un monto de U$S 1.000.000, el cual devengaba una tasa fija en dólares del , 9,5% nominal anual.el cual fue cancelado en abril de 2016.
En garantía de los préstamos, ROCH constituyó los siguientes gravámenes: i) una hipoteca de primer grado por $ 20 millones sobre la unidad funcional Nº 257, ubicada en el piso 21 (oficina) y las unidades funcionales Nº 18, 19, 20, 21, 22, 31, 32 y 33 (cocheras) ubicadas en el 3º subsuelo del inmueble sito en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires; ii) un seguro de caución hasta tanto ROCH constituya una prenda en primer grado de privilegio sobre el Equipo por la suma de $ 29 millones sobre el Equipo perforador.
Adicionalmente, con fecha 12 de julio de 2016 la Sociedad, como prestataria, celebró un nuevo contrato de préstamo con el Banco por una suma de hasta U$S 1.000.000 por 365 días a una tasa del 6,5% con pago de interés mensual y capital al vencimiento, la que fue garantizada mediante la constitución de una hipoteca de 2º grado sobre el inmueble ubicado en la Av. Eduardo Madero 1020 piso 21. Dicho contrato fue aprobado por Acta de Directorio N° 315 del 11 de julio de 2016.
Al 30 de septiembre de 2016 la deuda con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires es de $ 19,6 millones por el préstamo celebrado el 25 de junio de 2014 y de U$S 1 millón por el préstamo celebrado el 12 de julio de 2016.
Emisión de Obligaciones Negociables simples no convertibles en acciones
La Asamblea General de Accionistas celebrada el 13 de noviembre de 2014, aprobó el ingreso de la Sociedad al régimen de oferta pública de valores negociables dispuesto por la CNV y previsto en la Ley N° 26.831, sus modificatorias y normas reglamentarias. Asimismo, autorizó la creación de un Programa Global de Emisión de Oligaciones Negociables de la Sociedad (el “Programa”) por un monto máximo en circulación en cualquier momento durante la vigencia del Programa de U$S 50.000.000 o su equivalente en otras monedas, títulos a ser emitidos en la forma de obligaciones negociables a corto plazo, mediano o largo plazo, simples, no convertibles en acciones, en los términos de la Ley N° 23.576 (Ley de Obligaciones Negociables).
El Programa tiene una vigencia de 5 años contados a partir de la fecha de aprobación por parte de la CNV, o el plazo máximo que pueda ser fijado por las futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el Directorio podrá decidir la extensión de su plazo de vigencia.
En virtud de la delegación por parte de la Asamblea Extraordinaria de Accionistas en el Directorio de la Sociedad de las facultades necesarias para determinar todos los términos, condiciones y características del Programa y de las emisiones a ser realizadas bajo el mismo, con fecha 13 de noviembre de 2014 se aprobó la emisión de la primera clase de obligaciones negociables por la suma de hasta U$S 15.000.000 (la “Primera Clase”) bajo el Programa.
Con fecha 28 de abril de 2015 se realizó la primera emisión de Obligaciones Negociables Clase 2 (“ON Clase 2”) por un valor nominal de U$S 15.000.000 que devengan una tasa de interés fija del 6,5% nominal anual, con vencimiento el 28 de abril del 2017. La amortización del capital será repagado íntegramente en pesos en un único pago equivalente al 100% del Valor Nominal de las ON Clase 2 convertido al tipo de cambio resultante del promedio aritmético simple de los últimos tres días hábiles previos al quinto día hábil anterior a la fecha de vencimiento anteriormente mencionada. Los intereses son pagados trimestralmente por la Sociedad siguiendo el mismo procedimiento a partir del 28 de julio de 2015 y en la fecha de vencimiento de la Clase 2.
De acuerdo con los términos y condiciones de emisión de las ON Clase 2, la Sociedad deberá cumplir con una serie de restricciones, que entre otras, y en términos generales, son las que se enumeran a continuación: (i) No constituirá, incurrirá, asumirá ni permitirá la existencia de ningún Gravamen sobre la totalidad o parte de sus bienes, activos o ingresos, presentes o futuros, excepto por los Gravámenes Permitidos enumerados en el Suplemento de Precio; (ii) adoptará todas las medidas necesarias para mantener vigente las concesiones otorgadas a su favor; (iii) pagará todos los impuestos, tasas, contribuciones y cánones que graven a la Sociedad o a sus ingresos, utilidades o activos; (iv) deberá continuar realizando su actividad principal, en la forma en que lo hace en la Fecha de Emisión y Liquidación; (v) podrá realizar y celebrar cualquier transacción que califiquen como actos o contratos con partes relacionadas, siempre que los términos de esa operación no sean menos favorables que los que se podrían razonablemente obtener de una persona que no sea una parte relacionada de la Sociedad en una operación comparable celebrada en ese momento como una operación entre partes independientes; (vi) no se podrá fusionar ni consolidar con persona alguna, ni transferir, ceder y/o vender la totalidad o un monto superior al cincuenta por ciento (50%) de sus activos a otra persona, salvo que se den los supuestos enumerados en el Suplemento de Precio.
Asimismo, con fecha 7 de diciembre de 2016 mediante Asamblea Extraordinaria de Accionistas se aprobó la renovación de la delegación de facultades en el Directorio de la Sociedad por el plazo de dos (2) años para determinar todas las condiciones de emisión de las obligaciones negociables a emitirse en el marco del Programa, con autorización para subdelegar en ciertos miembros del Directorio y/o gerentes de primera línea de la Sociedad. En uso de dichas facultades, el Directorio de la Sociedad resolvió con fecha 12 de diciembre de 2016 aprobar, entre otras cuestiones, la actualización de la información contable, comercial y financiera del Programa.
Contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A.
Con fecha 5 de agosto de 2015 la Sociedad suscribió un contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A. por hasta la suma de U$S 8.000.000, que fueron percibidos en cinco desembolsos, los que tuvieron lugar el 6 de agosto de 2015, el 14 de agosto de 2015, el 15 de septiembre de 2015, el 30 de octubre de 2015 y el 15 de diciembre de 2015. Dicho préstamo devenga una tasa de interés equivalente al 9,5% nominal anual sobre saldos y su amortización opera al vencimiento del plazo de doce meses contados desde la fecha del primer desembolso.
A efectos de garantizar el préstamo, la Sociedad emitió pagarés a la vista por el monto de capital e intereses adeudado ante cada desembolso. Adicionalmente, la Sociedad, como prestataria, acordó la celebración de ciertas adendas al contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A., accionista de la Sociedad, mediante el cual se extendió el plazo de cancelación del capital y los intereses hasta el 6 de diciembre de 2016.
Con fecha 14 de octubre de 2016 la Sociedad procedió a cancelar la totalidad de los intereses devengados y U$S 6,3 millones del capital, quedando al 31 de octubre de 2016 una deuda por capital de U$S 1,7 millones.
Con fecha 5 de diciembre de 2016 la Sociedad y Puerto Asís Argentina S.A. suscribieron la quinta adenda al contrato de préstamo, mediante la cual acordaron extender hasta el 26 de diciembre de 2016 el plazo de cancelacíon de capital pendiente de pago. A la fecha del presente se encuentra pendiente el saldo de U$S1.705.548,70 millones.
Sede Social
Las oficinas de la Sociedad se encuentran ubicadas en la sede social de la emisora sita en Av. Eduardo Madero 1020, Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires. En dicha sede los libros societarios, comerciales y registros contables de la Sociedad podrán ser consultados.
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA
El siguiente análisis de la dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora debe leerse conjuntamente con la Sección “Información Contable” y los Estados Financieros consolidados de la Sociedad. Este análisis de la dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera incluye manifestaciones a futuro que implican riesgos, incertidumbres y suposiciones. Entre estas manifestaciones a futuro se incluyen, entre otras, palabras tales como “prevé”, “anticipa”, “se propone”, “considera” y terminología similar. Los resultados reales pueden diferir de modo significativo de los previstos en estas manifestaciones a futuro como resultado de varios factores de riesgo, incluyendo los establecidos en la sección “Factores de Riesgo” y en otras secciones de este Prospecto.
El análisis es realizado para los períodos intermedios de 9 meses finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015, y los ejercicios anuales finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. Con posterioridad a la fecha de emisión de los estados financieros anuales correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 y los estados financieros intermedios condensados correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2016, no han ocurrido cambios que afecten significativamente la situación patrimonial y los resultados de la Emisora.
Principales Políticas Contables
- Aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera
Los estados financieros individuales de Roch S.A. son emitidos bajo las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) y se presentaron hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 conforme lo establecido por la Resolución Técnica N° 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) y por las Normas de la Comisión Nacional del Valores (“CNV”). La mencionada Resolución Técnica N° 26 establecía la adopción de las NIIF, tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés), con la sola excepción dispuesta en su sección 9, que establece que en los estados financieros individuales, las inversiones en subsidiarias, negocios conjuntos y sociedades asociadas (en su conjunto “inversiones en asociadas”), se contabilizarán utilizando el método del valor patrimonial proporcional descripto en la Norma Internacional de Contabilidad (“NIC”) N° 28, “Inversiones en Asociadas”. Este criterio difiere del establecido por la NIC 27, “Estados Financieros Separados”, según la cual se establece que todas las inversiones en asociadas deben ser contabilizadas en los estados financieros individuales al costo o a su valor razonable.
En los grupos de interés (preparadores de estados financieros, el regulador del mercado de capitales, consejos profesionales y miembros del Consejo Elaborador de Normas de Contabilidad y Auditoría - CENCyA), se solicitó modificar la Resolución Técnica N° 26 pero admitiendo sólo la alternativa de aplicación del método de participación de la NIC 28, basado principalmente en los siguientes argumentos: la práctica vigente en Argentina; la comparabilidad entre los estados financieros separados de diferentes empresas y de cada entidad con períodos anteriores; la búsqueda de una mejor aplicación del “devengado” y la dificultad para la obtención del valor razonable en forma fiable, para aplicar esta medición en la mayoría de las entidades que no cotizan en los mercados.
Consecuentemente la FACPCE aprobó durante el año 2016 la Resolución Técnica N° 43 sobre “Normas contables profesionales: Modificación de la Resolución Técnica N° 26 – ‘Adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) del Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) y de la Norma Internacional de Información Financiera para Pequeñas y Medidas Entidades (NIIF para las PYMES)’. La RT 43 tiene vigencia para los estados financieros correspondientes a ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2016 inclusive y, cuando sea aplicable, para los estados financieros de períodos intermedios correspondientes a los referidos ejercicios, permitiendo su aplicación anticipada para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2015.
A partir de dicho momento, las entidades que presenten estados financieros de acuerdo con las NIIF, lo harán en forma integral y sin modificaciones. El texto adoptado incluye el contenido completo de las normas tal cual fueron emitidas por el IASB, y con el carácter de obligatorio u orientativo que el mismo IASB establezca en cada documento (bases para arribar a las conclusiones, anexos, ejemplos de aplicación y cualquier otro contenido). Para su inclusión en los estados financieros separados de entidades que deban presentar estados financieros consolidados, las inversiones en entidades subsidiarias, negocios conjuntos y entidades asociadas se contabilizarán utilizando el método de la participación tal como lo definen las NIIF. No estando permitida, en consecuencia, la medición al costo o de acuerdo con la NIIF 9.
Las NIIF adoptadas son de aplicación obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inició el 1 de enero de 2013 (fecha de transición a NIIF).
- Clasificación en corriente y no corriente
La presentación en el estado de situación financiera distingue entre activos y pasivos, corrientes y no corrientes. Los activos y pasivos corrientes son aquellos que se espera recuperar o cancelar dentro de los doce meses siguientes al cierre del período o ejercicio sobre el que se informa.
Los activos y pasivos por impuestos corriente y diferido se presentan separados entre sí y de los otros activos y pasivos. Los activos o pasivos por impuestos diferidos son clasificados como activos (pasivos) no corrientes.
- Moneda funcional y de presentación
- De acuerdo a lo establecido por la NIC 21 “Efectos de las variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera”, la Dirección de la Sociedad ha definido el peso argentino como moneda funcional. Asimismo, de acuerdo con la Resolución General N° 562 de la CNV, la Sociedad debe presentar sus estados financieros en pesos.
- Asimismo, las NIIF y en particular la NIC 29, “Información financiera en economías hiperinflacionarias”, requieren la expresión de estados financieros en términos de la unidad de medida corriente en la fecha de cierre del período sobre el que se informa, en los casos en que se den ciertas características en el entorno económico del país. La interpretación generalizada para este tema es que la profesión contable de un país debería resolver la fecha de comienzo de aplicación del criterio de una manera consensuada. Dentro de un marco conceptual similar al de la NIC 29 para el tratamiento de los efectos de la inflación sobre los estados financieros, la profesión argentina, basándose en prácticas internacionales y a efectos de darle carácter general a la decisión, estableció como condición necesaria para la reexpresión de estados contables de entidades no públicas, la existencia de ciertas características en el entorno económico del país.
- En caso que se torne obligatoria la reexpresión de los estados contables a moneda homogénea de acuerdo con la NIC 29, el ajuste deberá practicarse tomando como base la última fecha en que la Sociedad ajustó sus estados contables para reflejar los efectos de la inflación.
- Criterios contables
Los estados financieros han sido confeccionados de conformidad con el criterio del costo histórico, considerando lo mencionado en las políticas contables significativas que se detallan más adelante.
- Flujos de efectivo
La Sociedad presenta los flujos de efectivo provenientes de actividades operativas utilizando el método indirecto. Los intereses pagados se presentan dentro de las actividades de financiación.
- Uso de estimaciones
La preparación de los estados financieros de acuerdo con NIIF, cuya responsabilidad es del Directorio de la Sociedad, requiere efectuar ciertas estimaciones contables y que el Directorio y la Gerencia realicen juicios al aplicar las normas contables. Las áreas y rubros contables que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los estados financieros son: (1) las reservas de crudo y de gas natural, (2) las provisiones para juicios y contingencias, (3) las provisiones para gastos de medio ambiente, (4) la determinación del cargo por impuesto a las ganancias y de impuestos diferidos, (5) la determinación de la influencia significativa en San Enrique Petrolera S.A., (6) el reconocimiento del Programa “Petróleo Plus” y el “Programa de Inyección excedente de Gas Natural” y (7) el deterioro del valor de los activos tangibles e intangibles.
- Uniones Transitorias de Empresas y contratos similares (“UTs”)
Las participaciones en UTs que otorgan a la Sociedad un porcentaje contractualmente establecido sobre los derechos de los activos y sobre las obligaciones que emergen del contrato, han sido consolidadas línea por línea, en función de la mencionada participación sobre los activos, pasivos, ingresos y gastos relacionados con cada contrato. Los activos, pasivos, ingresos y gastos correspondientes a las UTs se presentan en el estado de situación financiera y de resultados integrales de acuerdo con su naturaleza específica.
Políticas contables significativas
Las principales políticas contables adoptadas para los estados financieros de ROCH se exponen a continuación:
1) Moneda funcional
ROCH, sobre la base de los parámetros establecidos en la NIC 21 “Efectos de las variaciones de las tasas de cambio de la moneda extranjera”, ha definido como su moneda funcional, que es aquella que corresponde al entorno económico principal en el que opera, siendo normalmente la moneda en que genera y emplea el efectivo, el peso (moneda de curso legal de la República Argentina). Las transacciones en monedas distintas de la moneda funcional de la Sociedad se consideran transacciones en “moneda extranjera” y se contabilizan en su moneda funcional al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación (o, por razones prácticas y cuando el tipo de cambio no ha variado significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes). Al cierre de cada ejercicio, o al momento de su cancelación, los saldos de las partidas monetarias en moneda distinta a la moneda funcional se convierten al tipo de cambio vigente a dicha fecha y las diferencias de cambio, que surgen de tal valoración, se registran en el apartado “Resultados financieros” del Estado de Resultados Integrales del ejercicio en que se producen.
2) Activos financieros
La Sociedad realiza la clasificación de los activos financieros en el momento del reconocimiento inicial y la revisa a cada fecha de cierre de cada ejercicio, todo ello de acuerdo a las disposiciones establecidas por la NIIF 9 “Instrumentos Financieros”.
El reconocimiento inicial de un activo financiero se realiza por su valor razonable. Los costos de transacción que sean directamente atribuibles a la adquisición o emisión de un activo financiero son incluidos como parte del valor del mismo en su reconocimiento inicial para todos aquellos activos financieros que no sean medidos a valor razonable con cambios en resultados.
Con posterioridad a su reconocimiento inicial los activos financieros son medidos a costo amortizado solamente si las siguientes condiciones se cumplen (i) el activo es mantenido dentro de un modelo de negocio cuyo objetivo sea mantener los activos para obtener los flujos de efectivo contractuales (es decir, son mantenidos sin propósitos especulativos) y, (ii) las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente pagos del principal e intereses sobre el importe del principal pendiente. Si cualquiera de los dos criterios no es cumplido el instrumento financiero se clasifica a valor razonable con cambios en resultados.
Una pérdida de valor de los activos financieros valuados a costo amortizado se produce cuando existe una evidencia objetiva de que la Sociedad no será capaz de recuperar todos los importes de acuerdo a los términos originales de los mismos. El importe de la pérdida de valor se determina por diferencia entre el valor contable y el valor presente de los flujos de caja futuros descontados a la tasa de interés efectiva correspondiente al momento de reconocimiento inicial, siendo reconocido el importe resultante en los Estados de Resultados Integrales. Adicionalmente, si en períodos posteriores se pusiera de manifiesto una recuperación del valor del activo financiero valorado a costo amortizado, la pérdida por deterioro reconocida será revertida. Esta reversión tendrá como límite el valor en libros que hubiese tenido el activo financiero en caso de no haberse registrado la pérdida por deterioro de valor.
La Sociedad da de baja los activos financieros cuando expiran los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo del activo financiero o se transfiere el activo financiero.
En los casos en que fuere requerida la valuación de las sumas a cobrar a valores descontados, el valor descontado no difiere significativamente del valor nominal.
3) Inventarios
Los inventarios se valúan por el menor valor entre el costo y el valor neto de realización. El costo incluye los costos de adquisición (neto de descuentos, devoluciones y similares), transformación, así como otros costos en los que se haya incurrido para dar a las existencias su ubicación y condiciones para ser comercializados.
ROCH realiza una evaluación del valor neto de realización de las existencias al cierre de cada período o ejercicio, imputando con cargo a resultados la corrección de valor correspondiente en la medida que el valor contable exceda al valor neto realización. Cuando las circunstancias que previamente causaron la corrección de valor dejaran de existir, o cuando existiera clara evidencia de incremento en el valor neto de realización debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma.
En el caso de los materiales y repuestos se valúan al costo de adquisición.
4) Activos intangibles
La Sociedad reconoce los activos intangibles por su costo de adquisición, los cuales se amortizan de forma sistemática a lo largo de su vida útil. Al cierre de cada período o ejercicio dichos activos se encuentran valuados a su costo de adquisición, menos su correspondiente amortización acumulada y pérdidas por desvalorización, de corresponder.
A continuación se describen los principales activos intangibles de la Sociedad:
- Derechos de exploración: la Sociedad clasifica los derechos de exploración como activos intangibles, los cuales están valuados a su costo, netos de su correspondiente desvalorización, en caso de corresponder. En este orden, las inversiones relacionadas con campos en evaluación no se amortizan. Estas inversiones son analizadas, al menos una vez al año y, en cualquier caso, cuando aparece un indicio de que éstas pudieran haber perdido valor. En caso de producirse un deterioro de valor, éste es reconocido con cargo a resultados del ejercicio, registrando la correspondiente pérdida. Los costos de exploración (gastos de geología y geofísica, costos asociados al mantenimiento de las reservas no probadas y otros costos relacionados con la actividad de exploración) excluyendo los costos de perforación de los pozos exploratorios y la realización de la sísmica 3D, se imputan a resultados en el momento en que se incurren.
- Otros intangibles: en este apartado se incluyen principalmente costos relativos a aplicaciones informáticas y gastos de desarrollo activables. Los mismos se encuentran valuados a costo de adquisición, menos las correspondientes amortizaciones acumuladas y, de corresponder, las pérdidas por desvalorización. La amortización se calcula por el método de la línea recta en base a la vida útil estimada para cada tipo de activos. La Sociedad revisa anualmente la mencionada vida útil estimada.
La Sociedad no posee activos intangibles con vida útil indefinida.
5) Inversiones en asociadas
Las participaciones en sociedades asociadas son registradas por el método del valor patrimonial proporcional en virtud de la excepción establecida en la sección 9 de la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE. Sociedades asociadas son aquellas en las que la sociedad posee una influencia significativa, entendida como el poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de la participada, pero sobre las que no se ejerce control, ni control conjunto.
El método del valor patrimonial proporcional consiste en la incorporación en la línea del balance general “Inversiones en asociadas” del estado de situación financiera, del valor de los activos netos y plusvalías, correspondiente a la participación poseída en la sociedad asociada. El resultado neto obtenido en cada período o ejercicio correspondiente al porcentaje de participación en estas sociedades se refleja en el estado de resultados integrales en el rubro “Resultado de las inversiones en asociadas”.
Para la valuación de las inversiones en sociedades, se utilizan los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada período o ejercicio. Asimismo, los principios de contabilidad utilizados por las inversiones en asociadas son homogeneizados, en caso de ser necesario, con los de ROCH con el fin de presentar los estados financieros con base de normas de valoración y presentación homogéneas.
6) Bienes de uso
- Criterios generales:
Los bienes de uso se valúan al costo de adquisición más todos los gastos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento.
Los costos financieros correspondientes al financiamiento de terceros atribuibles directamente a la adquisición, construcción o producción de activos aptos, que son aquellos que requieren de un período sustancial antes de estar listos para el uso al que están destinados, son capitalizados como parte del costo de dichos activos hasta que los mismos estén aptos para su uso.
Los trabajos de reacondicionamiento mayores, que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, son activados y se amortizan por el método de la línea recta hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.
Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden la vida útil y/o incrementan la capacidad productiva de los bienes son activadas. A medida que los bienes de uso son reemplazados, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas son dados de baja.
Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el estado de resultado integral de cada período o ejercicio.
La recuperabilidad de estos activos es revisada una vez al año o siempre que haya un indicio de que pueda existir un deterioro en el valor de los activos.
Asimismo, las NIIF establecen criterios alternativos para la medición posterior al reconocimiento inicial de cada clase de bien que compone el rubro bienes de uso, previendo que se utilice el “modelo de costo” o el “modelo de revaluación”. La Dirección de la Sociedad ha optado por aplicar el “modelo de costo” para todas las clases de bienes que componen dicho rubro.
- Depreciaciones:
Los bienes no afectados directamente a la producción de petróleo y gas se deprecian siguiendo el método de la línea recta sobre la base de porcentajes de depreciación calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien. La Sociedad revisa anualmente la vida útil estimada de cada clase de bien.
- Actividades de producción de petróleo y gas:
La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Los costos originados en la adquisición de concesiones de explotación se activan en el apartado “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación” cuando se incurre en ellos.
Los costos de exploración, excluidos los costos de perforación de pozos exploratorios y la realización de sísmica 3D, son imputados a resultados cuando se incurren. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se activan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo exploratorio se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En esas situaciones, el costo del pozo exploratorio se mantiene activado si el mismo ha descubierto un volumen de reservas que justifique el desarrollo del mismo como pozo productivo y si la Sociedad está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple el costo del mismo es imputado a resultados.
Adicionalmente a lo mencionado previamente, la actividad exploratoria implica en muchos casos la perforación de múltiples pozos, a través de varios años, con el objetivo de evaluar completamente los proyectos. Esto último tiene como consecuencia, entre otras causas, la posibilidad de que existan pozos exploratorios que se mantienen en evaluación por períodos prolongados, a la espera de la conclusión de los pozos y actividades exploratorias adicionales necesarias para poder evaluar y cuantificar las reservas relacionadas con cada proyecto.
Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.
Los montos activados según los criterios anteriores son depreciados de acuerdo con el siguiente método:
- Los costos activados relacionados con actividades productivas, han sido depreciados por yacimiento, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas que se estima recuperar.
- Los costos activados relacionados con adquisiciones de ciertas instalaciones y propiedades y extensión de concesiones con reservas probadas, han sido depreciados por yacimiento, utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas totales.
Las depreciaciones se adecúan por los cambios en las estimaciones de las reservas probadas de petróleo crudo y gas con posterioridad a la fecha de exteriorización de dichos cambios. La Sociedad efectúa las revisiones de las estimaciones de reservas al menos una vez al año. Adicionalmente, las estimaciones de reservas son auditadas por ingenieros independientes de petróleo y gas.
- Costos de abandono de pozos:
Los costos por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos son activados a valores descontados, junto con los activos que le dieron origen y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al mismo valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en las estimaciones de las sumas a pagar descontadas son realizados considerando los costos corrientes incurridos para el abandono de pozos, campo por campo u otra información externa disponible, si las obligaciones para el abandono de pozos no fueran llevadas a cabo. Debido a la cantidad de pozos productivos o no abandonados aún, como así también, a la complejidad respecto a las diversas áreas geográficas en donde están localizados, los costos corrientes incurridos para el taponamiento de pozos son utilizados para estimar los costos futuros de abandono.
- Bienes de uso de naturaleza medioambiental
Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad de planta (u otro activo productivo); (b) se previene o limita la contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.
Los bienes de uso de naturaleza medioambiental y su correspondiente depreciación acumulada, se exponen en los estados financieros conjuntamente con el resto de elementos que forman parte de los bienes de uso, los cuales son clasificados de acuerdo con su naturaleza contable.
7) Provisiones
La Sociedad distingue entre:
- Provisiones: Se trata de obligaciones legales o asumidas por ROCH, surgidas como consecuencia de un suceso pasado para cuya cancelación se espera una salida de recursos y cuyo importe o plazo pueden ser inciertos. Una provisión se reconoce contablemente en el momento del nacimiento de la responsabilidad o de la obligación que determine la indemnización o pago, en la medida que su cuantía se pueda estimar de forma fiable y que la obligación de liquidar el compromiso sea probable o cierta. Las provisiones incluyen tanto a las obligaciones cuya ocurrencia no depende de hechos futuros (como son las provisiones por gastos de medioambiente y la provisión para obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos), como así también a aquellas obligaciones probables y cuantificables cuya concreción depende de la ocurrencia de un hecho futuro que se encuentra fuera del control de la Sociedad (como por ejemplo las provisiones para juicios y contingencias). El importe registrado como provisión corresponde a la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación, teniendo en cuenta los riesgos y las incertidumbres correspondientes; y
- Pasivos contingentes: Son aquellas obligaciones posibles surgidas de sucesos pasados cuya confirmación está sujeta a la ocurrencia o no de eventos fuera del control de la Sociedad, u obligaciones presentes surgidas de un suceso pasado cuyo importe no puede ser estimado de forma fiable o para cuya liquidación no es probable que tenga lugar una salida de recursos que incorporen beneficios económicos. Consecuentemente, los pasivos contingentes no se reconocen en los estados financieros, sino que los mismos son informados en nota en la medida que sean significativos, conforme a los requerimientos de la NIC N° 37, “Provisiones, Pasivos Contingentes y Activos Contingentes”.
Cuando un contrato se califica como oneroso, las obligaciones ineludibles que se deriven del mismo son registradas en los estados financieros como provisiones, neto de los beneficios esperados.
8) Deterioro del valor de los bienes de uso y activos intangibles
A los fines de evaluar la recuperabilidad de los bienes de uso y activos intangibles, la Sociedad compara el valor en libros de los mismos con su valor recuperable en la fecha de cierre del período o ejercicio, o más frecuentemente, si existieran indicios de que algún activo pudiera haberla sufrido. A tal efecto, los activos se agrupan en Unidades Generadoras de Efectivo (UGEs), en tanto que los mismos individualmente considerados no generen flujos de efectivo que sean independientes de los generados por otros activos o UGEs, todo ello teniendo en cuenta las condiciones regulatorias, económicas, operativas y comerciales. Considerando lo antes mencionado, los activos se han agrupado en ocho UGEs (agrupados básicamente por UTs), que son el mejor reflejo de la forma en que actualmente la Sociedad toma sus decisiones de gestión de los mismos para la generación de flujos de efectivo independientes.
El importe recuperable es el mayor entre el valor razonable menos el costo de venta y el valor de uso. Al evaluar el valor de uso, los flujos futuros de efectivo netos estimados se descuentan a su valor actual utilizando una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado.
Si el importe recuperable de un activo (o de una unidad generadora de efectivo) es inferior a su importe en libros, el importe en libros del mismo (o de la unidad generadora de efectivo) se reduce a su importe recuperable, reconociendo una pérdida por deterioro de valor como gasto en la línea “Desvalorización de bienes de uso” en el Estado de Resultados Integrales.
Las pérdidas por deterioro se distribuyen entre los activos de la UGE de forma proporcional a su valor neto contable. Consecuentemente, una vez registrada una pérdida por deterioro de valor correspondiente a un activo amortizable, la base de amortización futura tendrá en cuenta la reducción del valor del activo por cualquier pérdida de valor acumulada.
Cuando tienen lugar nuevos eventos, o cambios en circunstancias ya existentes, que evidencian que una pérdida por deterioro registrada en un período anterior pudiera haber desaparecido o haberse reducido, se realiza una nueva estimación del valor recuperable del activo correspondiente, para ver si es procedente revertir las pérdidas por deterioro registradas en períodos o ejercicios anteriores.
En el caso de una reversión, el importe en libros del activo (o de la unidad generadora de efectivo) se incrementa hasta la estimación revisada de su importe recuperable, de tal modo que este nuevo valor no supere el importe en libros que se habría determinado de no haberse reconocido ninguna pérdida por deterioro del valor para el activo (o la unidad generadora de efectivo) en períodos o ejercicios anteriores.
9) Metodología para la estimación del valor recuperable
La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los bienes de uso y activos intangibles consiste principalmente en el cálculo del valor de uso, a partir de los flujos de fondos futuros esperados derivados de la explotación de tales activos, descontados con una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado.
Al evaluar el valor de uso, se utilizan proyecciones de flujos de caja basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y gastos de las UGEs empleando previsiones sectoriales, resultados pasados y expectativas futuras de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Entre los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas en todas las UGEs, destacan los precios de compra y venta de hidrocarburos (incluyendo las tarifas aplicables a la distribución de gas), la regulación vigente, la estimación de incrementos de costos, los costos de personal y las inversiones.
La valoración de los activos de exploración y producción utiliza proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los campos de petróleo y gas, estando limitados por la finalización de las concesiones, permisos, acuerdos o contratos de explotación. Los flujos de efectivo estimados están basados entre otras cuestiones en niveles de producción, precios de “commodities” y estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas no desarrolladas, costos de producción, tasas de agotamiento de los campos, demanda y oferta de los mercados, condiciones contractuales y otros factores. Las reservas no probadas se ponderan por factores de riesgo asociados a las mismas y en función de la tipología de cada uno de los activos de exploración y producción.
10) Criterio de reconocimiento de ingresos
Los ingresos por ventas de petróleo crudo y gas natural se reconocen en el momento en que la propiedad y los riesgos son transferidos al cliente de acuerdo con las siguientes condiciones:
- La Sociedad transfiere al comprador los riesgos y beneficios significativos derivados de la propiedad de los bienes;
- La Sociedad no retiene el manejo de los bienes vendidos ni conserva el control efectivo sobre los mismos;
- El importe de los ingresos puede medirse de manera confiable;
- Se considera probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados con la transacción; y
- Los costos incurridos, o por incurrir, en relación con la transacción pueden medirse de manera confiable.
Los ingresos provenientes de tratamiento de gas y otros servicios prestados se reconocen por referencia a la prestación de los mismos y se determinan multiplicando la tarifa establecida en los respectivos contratos por las unidades de trabajo (metros cúbicos tratados y/u horas de personal) en el mes correspondiente.
Los ingresos relacionados con los programas de estímulo a la producción de petróleo crudo y a la inyección excedente de gas natural, se han considerado en base a la NIC 20 “Contabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a Revelar sobre Ayudas Gubernamentales”, la cual establece que no deben ser reconocidas hasta que no exista una razonable seguridad de que la entidad cumplirá con las condiciones ligadas a ellas; y se recibirán las subvenciones.
11) Arrendamientos
- Arrendamientos operativos
Los arrendamientos son clasificados como operativos cuando el arrendador no transfiere al arrendatario sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del bien objeto del mismo.
Los costos vinculados a arrendamientos operativos son reconocidos linealmente en resultados en cada período o ejercicio en las líneas “Alquileres varios y expensas” del cuadro de gastos del Estado de Resultados Integrales.
- Arrendamientos financieros
Los arrendamientos se clasifican como financieros cuando los términos del arrendamiento transfieren sustancialmente a los arrendatarios todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del bien sujeto a arrendamiento. Todos los demás arrendamientos se clasifican como operativos.
12) Pasivos financieros
Los pasivos financieros son reconocidos inicialmente a su valor razonable, neto de los costos de transacción incurridos. Dado que la Sociedad no tiene pasivos financieros cuyas características requieran la contabilización a valor razonable, de acuerdo a las NIIF vigentes, con posterioridad al reconocimiento inicial los pasivos financieros son valorados a costo amortizado. Cualquier diferencia entre el importe recibido como financiación (neto de costos de transacción) y el valor de reembolso, es reconocida en resultados a lo largo de la vida del instrumento financiero de deuda, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.
Los acreedores comerciales y otras cuentas a pagar son registrados por su valor nominal dado que su valor descontado no difiere significativamente del mencionado valor nominal.
Las gratificaciones al personal se contabilizan como un pasivo y un gasto por gratificaciones en base a las condiciones y políticas establecidas por la Sociedad. Se registra una provisión cuando la Sociedad está obligada contractualmente o cuando exista una práctica en el pasado que haya creado una obligación implícita para la Sociedad.
Las indemnizaciones al personal se contabilizan como un pasivo y un gasto de personal cuando la relación laboral cesa, por decisión del empleador, antes de la fecha normal de jubilación o cuando un empleado acepta un retiro voluntario a cambio de dicha indemnización.
La Sociedad no posee planes de contribuciones definidas, adicionales a la contribución efectuada al Régimen Nacional de la Seguridad Social de acuerdo con regulaciones vigentes en Argentina, ni planes de beneficios definidos. Asimismo, la Sociedad no mantiene ningún programa de pagos basados en acciones.
La Sociedad da de baja los pasivos financieros cuando las obligaciones son canceladas o expiran.
13) Impuestos, retenciones y regalías
- Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta
La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%.
Adicionalmente, la Sociedad determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio coincidirá con el monto mayor que surja de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias determinado aplicando la tasa vigente del 35% sobre la utilidad impositiva del ejercicio. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.
El período para inspecciones impositivas por impuesto a las ganancias en Argentina es de 5 años contados a partir de la presentación de la declaración jurada.
- Regalías, cánones y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos
Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos, el cual es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte y almacenamiento. Para el cálculo de las regalías, la Sociedad ha considerado acuerdos de precios a partir de operaciones de compraventa de petróleo crudo, obtenidos en el mercado para algunas calidades de dicho producto y ha aplicado estos precios, netos de los descuentos antes mencionados, en un todo de acuerdo con las disposiciones de la Ley N° 17.319 y sus modificaciones. Adicionalmente, en relación con la extensión del plazo original de concesiones de explotación, la Sociedad ha acordado el pago de un canon extraordinario de producción de un 3%. Las regalías y cánones extraordinarios de producción se imputan al costo de producción.
Los cargos por regalías en especie son registrados en los rubros “Ingresos ordinarios” y “Regalías, servidumbres y cánones” del Estado de Resultados Integrales
14) Cuentas de patrimonio neto
Las partidas de patrimonio neto han sido valuadas de acuerdo a las normas contables vigentes a fecha de transición. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo a decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias.
- Capital suscripto
Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y comprende a las acciones en circulación a su valor nominal.
- Prima de emisión
Corresponde a la diferencia entre el monto de suscripción de los aumentos de capital y el correspondiente valor nominal de las acciones emitidas.
- Reserva legal
De acuerdo con las disposiciones de la Ley General de Sociedades, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital suscripto.
- Reserva facultativa
Corresponden a las asignaciones efectuadas por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto para afrontar inversiones futuras.
- Resultados no asignados
Comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales. Adicionalmente, comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las nuevas normas contables.
De acuerdo con la Ley Nº 25.063, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo, excepto los que se distribuyan a accionistas radicados en países con los cuales existan convenios para evitar la doble imposición, los cuales estarán sujetos a una alícuota menor.
Adicionalmente, con fecha 20 de septiembre de 2013 fue promulgada la Ley N° 26.893, que estableció modificaciones a la Ley de Impuesto a las Ganancias, y que determinó, entre otros temas, un gravamen en concepto del mencionado impuesto con carácter de pago único y definitivo del 10% sobre los dividendos que se distribuyan en dinero o en especie -excepto en acciones o cuotas partes- a beneficiarios del exterior, y a personas físicas residentes en el país, sin perjuicio de la retención del 35% antes mencionada.
15) Efectivo y equivalentes de efectivo
En los estados de flujo de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a la vista en entidades bancarias, otras inversiones a corto plazo de gran liquidez con un vencimiento original de tres meses o menos desde el momento de su adquisición y los descubiertos bancarios.
Período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2016 comparado con el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2015.
Estado de Resultados
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | ESTADOS DE RESULTADOS COMPARATIVOS POR EL PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2016 Y 2015 | (cifras expresadas en miles de pesos) | CONCEPTO | Período finalizado el 30 de septiembre de 2016 | Períodofinalizado el 30 de septiembre de 2015 | Variación ($) | Ingresos ordinarios | 369.218 | 257.431 | 111.787 | Costo de ventas | (297.204) | (224.902) | (72.302) | Utilidad bruta | 72.014 | 32.529 | 39.485 | Resultado de inversiones en entes relacionados | 934 | 662 | 272 | Ganancia reconocida sobre venta de participación en asociada | 10.112 | - | 10.112 | Gastos de comercialización | (20.595) | (11.523) | (9.072) | Gastos de administración | (24.180) | (18.079) | (6.101) | Gastos exploratorios | (962) | (156) | (806) | Otros (egresos) ingresos netos | (214) | 787 | (1001) | Resultados financieros y por tenencia netos | (99.064) | (22.672) | (76.392) | Pérdida antes de impuesto a las ganancias | (61.955) | (18.452) | (43.503) |
Los resultados antes de impuesto a las ganancias por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2016, respecto del año anterior, han disminuido Ps. (43,503 millones, pasando de Ps. (18,452) millones a Ps. (61,955) millones. Por su parte, los resultados netos después de impuestos han disminuído en Ps. (30,532) millones, pasando de Ps. (10,727) millones en el 2015 a Ps. (41,259) millones en 2016. Esto se debe a diversos factores concurrentes que han afectado los distintos rubros del Estado de Resultados y que a continuación se detallan.
Ingresos ordinarios
Los ingresos ordinarios del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2016 ascendieron a Ps. 369,218 millones, en tanto que en idéntico período del año 2015 ascendieron a Ps. 257,431 millones, registrándose, en consecuencia, un incremento interanual de Ps. 111,786 millones, equivalentes a un 43%.
| INGRESOS ORDINARIOS POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2016 Y 2015 | |
| (cifras expresadas en miles de pesos) |
| CONCEPTO | Período finalizado el 30 de septiembre de 2016 | Período finalizado el 30 de septiembre de 2015 | VARIACIÓN |
| Ventas de petróleo | 164.496 | 129.138 | 35.358 |
| Ventas de gas natural | 84.026 | 62.116 | 21.910 |
| Ventas de gas plus | 62.182 | 15.768 | 46.414 |
| Ventas de propano y butano | 1.459 | 656 | 803 |
| Servicios prestados y otros | 47.521 | 41.590 | 5.931 |
| Subsidios | 42 | - | 42 |
| Regalias de gas entregadas en especie | 9.492 | 8.163 | 1.329 |
| Total | 369.218 | 257.431 | 111.787 |
Costo de ventas y otros gastos operativos
Los costos de ventas sufrieron un incremento de Ps. 72,30 millones ascendiendo a Ps. 297,20 millones. Los rubros principalmente afectados son los siguientes: Sueldos, cargas sociales y honorarios y retribuciones por servicios del orden de Ps. 22,73 millones. Depreciaciones de bienes de uso del orden de Ps. 19,35 millones. Costos de regalías, servidumbres y cánones del orden de los Ps. 18,95 millones. Tratamiento de crudo y compresión de gas del orden de Ps. 7,80 millones.
Gastos de comercialización:
Los gastos de comercialización sufrieron un incremento de Ps. 9,07 millones ascendiendo a
Ps. 20,59 millones, reflejado principalmente en los siguientes rubros:
Tratamiento de crudo y compresión de gas por Ps. 4,52 millones. Dichos servicios se cotizan en dólares y su incremento está asociado al incremento del tipo de cambio. Impuestos, tasas y contribuciones de Ps. 3,39 millones.
Gastos de administración:
Los gastos de administración se vieron incrementados en Ps. 6,10 millones ascendiendo a
Ps. 24,18 millones, reflejado principalmente en los siguientes rubros:
Honorarios y retribuciones por servicios por Ps. 2,24 millones. Alquileres varios y expensas por Ps. 1,80 millones. Impuesto, tasas y contribuciones por Ps. 1,41 millones.
Gastos Exploratorios:
Los gastos de exploración registraron un incremento de Ps. 0,81 millones ascendiendo a Ps. 0,96 millones.
Resultados financieros y por tenencia, netos:
Los resultados financieros netos sufrieron un incremento de Ps. 76,39 millones ascendiendo a
Ps. 99,06 millones, reflejado por intereses devengados netos por Ps. 17,17 millones y principalmente por la diferencia de cambio neta por Ps. 59,22 millones, generada a causa de la devaluación del tipo de cambio que impactó sobre el endeudamiento en dólares estadounidenses que posee la Sociedad.
Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias y neta del ejercicio:
Como consecuencia de lo descripto, la reducción en el resultado antes de Impuesto a las Ganancias fue de Ps. 43,50 millones, pasando de un resultado negativo de Ps. 18,45 millones antes de impuestos al 30 de septiembre de 2015, a un resultado negativo de Ps. 61,96 millones en el mismo período del año 2016. La variación más importante es el mencionado aumento del rubro “Resultados financieros netos” cuya causa principal se debió a la devaluación de la moneda.
El impuesto a las ganancias en consecuencia, disminuyó en Ps. 12,97 millones, en línea con las variaciones previamente descriptas.
La siguiente tabla muestra los recursos y la utilización de esos recursos para los períodos al 30 de septiembre de 2016 – 2015.
| Períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015 (cifras expresadas en miles de Pesos) | ||
| Flujo de Fondos | 2016 | 2015 |
| Flujo Neto – Operativo / | 82.104 | 19.619 |
| Flujo Neto – Inversiones | (48.367) | (184.414) |
| Flujo Neto – Financiación | (22.187) | 164.455 |
| Variación de Fondos | 11.550 | (340) |
El flujo neto de fondos provisto por las operaciones aumentó de Ps. 9,61 millones a Ps. 82,10 millones debido principalmente a la devaluación del tipo de cambio e intereses.
El flujo neto de fondos aplicado a inversión disminuyó de Ps. 184,41 millones para el año 2015 a Ps. 48,36 millones para el año 2016.
El flujo neto de fondos de financiación se redujo de Ps. 164,45 millones durante el año 2015 a Ps. (22,18) millones durante el año 2016.
Deuda financiera
Al 30 de septiembre de 2016 la deuda financiera ascendía a Ps. 402 millones principalmente por las Obligaciones Negociables Clase 2 emitidas con fecha 28 de abril de 2015 por U$S 15 millones y el contrato de préstamo que con Puerto Asis Argentina S.A.por U$S 8 millones. Este último préstamo se canceló parcialmente con posterioridad al 30 de septiembre de 2016, quedando un remanente de U$S 1,7 millones.
Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015 comparado con el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2014.
Estados de Resultados
| ESTADOS DE RESULTADOS COMPARATIVOS POR LOS EJERCICIOS 2015 Y 2014 | ||
| (cifras expresadas en miles de pesos) |
| 31/12/2015 | 31/12/2014 | Variación | Variación % | |
| Ingresos ordinarios | 357.226 | 305.670 | 51.556 | 16,9% |
| Costo de ventas | (315.345) | (258.579) | (56.766) | 22,0% |
| Utilidad bruta | 41.881 | 47.091 | (5.210) | -11,1% |
| Gastos de comercialización | (19.448) | (15.469) | (3.979) | 25,7% |
| Gastos de administración | (25.846) | (20.005) | (5.841) | 29,2% |
| Gastos de exploración | (214) | (2.926) | 2.712 | -92,7% |
| Otros (egresos) ingresos, netos | 290 | 2.523 | (2.233) | -88,5% |
| Resultado de las inversiones en asociadas | 276 | 886 | (610) | -68,8% |
| Resultados financieros netos | (109.656) | 6.618 | (116.274) | -1.756,9% |
| (Pérdida) Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias | (112.717) | 18.718 | (131.435) | -702,2% |
| Impuesto a las ganancias | 38.754 | (4.345) | 43.099 | -991,9% |
| (Pérdida) Utilidad neta e integral del ejercicio | (73.963) | 14.373 | (88.336) | -614,6% |
Los ingresos ordinarios por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, respecto del año anterior, han aumentado Ps. 51,56 millones, pasando de Ps.305,67 millones a Ps. 357,23 millones. Por su parte, los resultados netos después de impuestos han disminuido en Ps. (88,34) millones, pasando de Ps. 14,37 millones en el 2014 a Ps. (73,96) millones en 2015. Esto se debe a diversos factores concurrentes que han afectado los distintos rubros del Estado de Resultados y que a continuación se detallan.
Ingresos ordinarios
Los ingresos ordinarios del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 ascendieron a Ps. 357,23 millones, en tanto que en idéntico ejercicio del año 2014 ascendieron a Ps. 305,67 millones, registrándose, en consecuencia, un incremento interanual de Ps. 51,56 millones, equivalentes a un 16,9%. El incremento en el total de los ingresos ordinarios netos de Ps. 51,56 millones producido en el año, se debe fundamentalmente a mayores ventas de petróleo por Ps. 32,24 millones y de Gas Natural por Ps. 18,73 millones.
Dichos incrementos obedecieron principalmente a la suba promedio de los precios en dólares del gas que fue de aproximadamente un 4%, al aumento de las ventas de crudo en aproximadamente un 17% y a la devaluación del tipo de cambio producida a finales del año 2015.
| INGRESOS ORDINARIOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015 Y 2014 | |
| (cifras expresadas en miles de pesos) |
| Ingresos ordinarios | 31/12/2015 | 31/12/2014 | Variación | Variación % |
| Ventas de petróleo | 178.391 | 146.155 | 32.236 | 22,1% |
| Ventas de gas natural | 83.980 | 65.254 | 18.726 | 28,7% |
| Ventas de gas plus | 26.077 | 31.372 | (5.295) | -16,9% |
| Ventas de propano y butano | 775 | 1.023 | (248) | -24,2% |
| Tratamiento de gas | 96 | 395 | (299) | -75,7% |
| Servicios prestados | 54.332 | 51.539 | 2.793 | 5,4% |
| Regalías de gas entregadas en especie | 13.575 | 9.932 | 3.643 | 36,7% |
| Totales | 357.226 | 305.670 | 51.556 | 16,9% |
Costo de ventas
Los costos de venta sufrieron un incremento de Ps. 56,77 millones, ascendiendo a Ps. 315,34 millones. Los rubros principalmente afectados son los siguientes:
Costos de transporte de cargas líquidas y sólidas, honorarios y retribuciones por servicios de terceros del orden de los Ps. 22,70 millones. Sueldos, cargas sociales y otros gastos de personal del orden de Ps. 13,81 millones. Depreciaciones de bienes de uso del orden de Ps. 10,18 millones. Servidumbres, cánones y regalías de petróleo y gas del orden de Ps. 8,97 millones.
Gastos de comercialización:
Los gastos de comercialización sufrieron un incremento de Ps. 3,98 millones ascendiendo a
Ps. 19,45 millones, reflejado principalmente en los siguientes rubros:
Gastos de transportes y fletes (entrega de petróleo y gas) que presentó mayores cargos del orden de Ps. 2,66 millones afectado por el incremento en las ventas. Incremento en tratamiento de crudo y compresión de gas por Ps. 2,25 millones que tiene que ver con el incremento de los volúmenes comercializados. Una disminución en impuestos, tasas y contribuciones de Ps. 0,99 millones.
Gastos de administración:
Los gastos de administración se vieron incrementados en Ps. 5,84 millones ascendiendo a Ps. 25,85, reflejado principalmente en los siguientes rubros:
Honorarios y retribuciones por servicios presentó mayores cargos del orden de Ps. 3,88 millones. Un incremento de los impuestos a los créditos y débitos bancarios del orden de Ps. 1,49 millones.
Gastos Exploratorios:
Los gastos de exploración registraron una disminución de Ps. 2,71 millones debido principalmente a que en el año 2014 se contabilizó en resultados el pozo exploratorio CASx-5 del área Coirón Amargo (Neuquén).
Otros ingresos netos:
Durante el ejercicio 2014 el rubro “Otros ingresos, netos” se vio afectado por fuertes ingresos operativos de carácter “no recurrente” por la venta de certificados de Petróleo Plus correspondientes a la UT Río Cullen - Las Violetas - La Angostura (Tierra del Fuego). Estos implicaron una ganancia en 2014 de Ps. 2,52 millones. En 2015, “Otros ingresos, netos” ascendió a Ps. 0,29 millones.
Resultados financieros netos:
Los resultados financieros netos sufrieron una variación de Ps. 116,27 millones ascendiendo a Ps. 109,66 millones, reflejado por los intereses devengados y principalmente por la diferencia de cambio generada a causa de la devaluación previamente mencionada que impactó sobre el endeudamiento en dólares estadounidenses efectuado en el último año.
Resultados netos:
Como consecuencia de lo descripto, la reducción en el resultado antes de Impuesto a las Ganancias fue de Ps. 131,44 millones, pasando de un resultado positivo de Ps. 18,72 millones antes de impuestos en el año 2014 a un resultado negativo de Ps. 112,72 millones en el 2015. La variación más importante es el mencionado aumento del rubro “Resultados financieros netos” cuya causa principal se debió a la significativa devaluación de la moneda producida a finales del año 2015.
El impuesto a las ganancias en consecuencia, disminuyó en Ps. 43,10 millones, en línea con las variaciones previamente descriptas.
La siguiente tabla muestra los recursos y la utilización de esos recursos para los ejercicios 2015 – 2014 – 2013.
| Ejercicios económicos | |||
| Flujo de Fondos | 2015 | 2014 | 2013 |
| (Millones de Pesos) | |||
| Flujo Neto – Operativo / | 16,97 | 49,14 | 115,78 |
| Flujo Neto – Inversiones | (209,10) | (130,74) | (57,72) |
| Flujo Neto – Financiación | 185,21 | 43,98 | (16,04) |
| Variación de Fondos | (6,92) | (37,62) | 42,02 |
El flujo neto de fondos provisto por las operaciones disminuyó de Ps. 49,14 millones en 2014 a Ps. 16,97 millones en 2015 debido principalmente a la devaluación del tipo de cambio e intereses.
El flujo neto de fondos aplicado a inversión se disminuyó de Ps. (130,74) millones para el año 2014 a Ps. (209,1) millones para el año 2015.
El flujo neto de fondos de financiación se incrementó de Ps. 43,98 millones durante el año 2014 a Ps. 185,21 millones durante el año 2015.
Deuda financiera
A diciembre de 2014 la deuda financiera ascendía a Ps. 46,3 millones principalmente por los contratos de préstamo que la compañía mantenía con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires y con Puente Inversiones y Servicios S.A. A diciembre de 2015 la deuda financiera ascendía a Ps. 345,29 millones principalmente por la emsión de Obligaciones Negociables clase 2 emitidas con fecha 28 de abril de 2015 y por los contratos de préstamo con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires y con Puerto Asis Argentina S.A.
A continuación se describen los principales contratos financieros celebrados por la Sociedad:
Banco de la Ciudad de Buenos Aires
Con fecha 26 de junio de 2014 el Banco de la Ciudad de Buenos Aires otorgó un préstamo a la Sociedad por $29 millones en el cual se pactó una tasa de interés variable que se calcula en base a la siguiente fórmula: promedio tasa BADLAR bancos privados de los últimos 20 días hábiles publicados más 100 puntos básicos. El préstamo prevé un plazo de amortización de cuarenta y ocho meses con diez meses de gracia, es decir, en 38 cuotas mensuales y consecutivas, venciendo la primera de ellas en julio de 2015. El desembolso de las sumas fue pactado en dos tramos: i) el primer tramo por la suma de $ 100.000 desembolsados el 30 de junio de 2014; y ii) el segundo tramo, por una suma de $ 28,9 millones, desembolsado el 26 de agosto de 2014 . En el contrato se pactó que las sumas tomadas debían ser utilizadas a los efectos de la compra de un equipo perforador marca Truck Monted Drilling ZJ-40 (el “Equipo”). Con fecha 23 de febrero de 2015 la Sociedad obtuvo un préstamo por un monto de U$S 1 millón, el cual devengaba una tasa fija en dólares del, 9,5% nominal anual el cual fue cancelado en abril de 2016.
En garantía de los préstamos, ROCH constituyó los siguientes gravámenes: i) una hipoteca de primer grado por $ 20 millones sobre la unidad funcional Nº 257, ubicada en el piso 21 (oficina) y las unidades funcionales Nº 18, 19, 20, 21, 22, 31, 32 y 33 (cocheras) ubicadas en el 3º subsuelo del inmueble sito en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires; ii) un seguro de caución hasta tanto ROCH constituya una prenda en primer grado de privilegio sobre el Equipo por la suma de $ 29 millones sobre el Equipo perforador;.
Adicionalmente, con fecha 12 de julio de 2016 la Sociedad, como prestataria, celebró un nuevo contrato de préstamo con el Banco por una suma de hasta U$S 1 millón por 365 días a una tasa del 6,5% con pago de interés mensual y capital al vencimiento, la que fue garantizada mediante la constitución de una hipoteca de 2º grado sobre el inmueble ubicado en la Av. Eduardo Madero 1020 piso 21. Dicho contrato fue aprobado por Acta de Directorio N° 315 del 11 de julio de 2016.
Al 30 de septiembre de 2016 la deuda con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires es de $ 19,6 millones por el préstamo celebrado el 25 de junio de 2014 y de U$S 1 millón por el préstamo celebrado el 12 de julio de 2016.
UT Llancanelo, Provincia de Mendoza
AL 30 de septiembre de 2016, la Sociedad posee cuentas por pagar por un total de $34.151.143 a favor de la UT Llancanelo.
Emisión de Obligaciones Negociables simples no convertibles en acciones
La Asamblea General de Accionistas celebrada el 13 de noviembre de 2014, aprobó el ingreso de la Sociedad al régimen de oferta pública de valores negociables dispuesto por la CNV y previsto en la Ley N° 26.831, sus modificatorias y normas reglamentarias. Asimismo, autorizó la creación de un Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables de la Sociedad (el “Programa”) por un monto máximo en circulación en cualquier momento durante la vigencia del Programa de U$S 50 millones o su equivalente en otras monedas, títulos a ser emitidos en la forma de obligaciones negociables a corto plazo, mediano o largo plazo, simples, no convertibles en acciones, en los términos de la Ley N° 23.576 (Ley de Obligaciones Negociables).
El Programa tiene una vigencia de 5 años contados a partir de la fecha de aprobación por parte de la CNV, o el plazo máximo que pueda ser fijado por las futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el Directorio podrá decidir la extensión de su plazo de vigencia.
En virtud de la delegación por parte de la Asamblea Extraordinaria de Accionistas en el Directorio de la Sociedad de las facultades necesarias para determinar todos los términos, condiciones y características del Programa y de las emisiones a ser realizadas bajo el mismo, con fecha 13 de noviembre de 2014 se aprobó la emisión de la primera clase de obligaciones negociables por la suma de hasta U$S 15 millones (la “Primera Clase”) bajo el Programa.
Con fecha 28 de abril de 2015 se realizó la primera emisión de Obligaciones Negociables Clase 2 (“ON Clase 2”) por un valor nominal de U$S 15 millones que devengan una tasa de interés fija del 6,5% nominal anual, con vencimiento el 28 de abril del 2017. La amortización del capital será repagado íntegramente en pesos en un único pago equivalente al 100% del Valor Nominal de las ON Clase 2 convertido al tipo de cambio resultante del promedio aritmético simple de los últimos tres días hábiles previos al quinto día hábil anterior a la fecha de vencimiento anteriormente mencionada. Los intereses son pagados trimestralmente por la Sociedad siguiendo el mismo procedimiento a partir del 28 de julio de 2015 y en la fecha de vencimiento de la Clase 2.
De acuerdo con los términos y condiciones de emisión de las ON Clase 2, la Sociedad deberá cumplir con una serie de restricciones, que entre otras, y en términos generales, son las que se enumeran a continuación: (i) No constituirá, incurrirá, asumirá ni permitirá la existencia de ningún Gravamen sobre la totalidad o parte de sus bienes, activos o ingresos, presentes o futuros, excepto por los Gravámenes Permitidos enumerados en el Suplemento de Precio; (ii) adoptará todas las medidas necesarias para mantener vigente las concesiones otorgadas a su favor; (iii) pagará todos los impuestos, tasas, contribuciones y cánones que graven a la Sociedad o a sus ingresos, utilidades o activos; (iv) deberá continuar realizando su actividad principal, en la forma en que lo hace en la Fecha de Emisión y Liquidación; (v) podrá realizar y celebrar cualquier transacción que califiquen como actos o contratos con partes relacionadas, siempre que los términos de esa operación no sean menos favorables que los que se podrían razonablemente obtener de una persona que no sea una parte relacionada de la Sociedad en una operación comparable celebrada en ese momento como una operación entre partes independientes; (vi) no se podrá fusionar ni consolidar con persona alguna, ni transferir, ceder y/o vender la totalidad o un monto superior al cincuenta por ciento (50%) de sus activos a otra persona, salvo que se den los supuestos enumerados en el Suplemento de Precio.
Contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A.
Con fecha 5 de agosto de 2015 la Sociedad suscribió un contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A. por hasta la suma de U$S 8 millones, que fueron percibidos en cinco desembolsos, los que tuvieron lugar el 6 de agosto de 2015, el 15 de agosto de 2015, el 15 de septiembre de 2015, el 31 de octubre de 2015 y el 15 de diciembre de 2015. Dicho préstamo devenga una tasa de interés equivalente al 9,5% nominal anual sobre saldos y su amortización opera al vencimiento del plazo de doce meses contados desde la fecha del primer desembolso.
A efectos de garantizar el préstamo, la Sociedad emitió pagarés a la vista por el monto de capital e intereses adeudado ante cada desembolso.Adicionalmente, la Sociedad, como prestataria, acordó la celebración de ciertas adendas al contrato de préstamo con Puerto Asís Argentina S.A., accionista de la Sociedad, mediante el cual se extendió el plazo de cancelación del capital y los intereses hasta el 6 de diciembre de 2016.
Con fecha 14 de octubre de 2016 la Sociedad procedió a cancelar la totalidad de los intereses devengados y U$S 6,3 millones del capital, quedando al 31 de octubre de 2016 una deuda por capital de U$S 1,7 millones.
Con fecha 5 de diciembre de 2016 la Sociedad y Puerto Asís Argentina S.A. suscribieron la quinta adenda al contrato de préstamo, mediante la cual acordaron extender hasta el 26 de diciembre de 2016 el plazo de cancelación de capital pendiente de pago. A la fecha del presente, se encuentra pendiente el saldo de U$S1.7 millones.
Investigación, desarrollo, innovación, patentes y licencias.
La Sociedad no ha realizado durante el transcurso de los últimos tres ejercicios anuales actividades de investigación, desarrollo e innovación de patentes y licencias y/u otros tipos de innovaciones.
Información sobre tendencias.
El precio del petróleo en el mercado doméstico argentino ha evolucionado en los últimos años en función al precio del combustible en el surtidor y a la devaluación del Peso.
Esta lógica explica la disociación que el precio local ha evidenciado frente al precio internacional. En la actualidad se está discutiendo entre el Gobierno Nacional, Gobiernos Provinciales, Gremios y empresas productoras cual debe ser el precio en el mercado local. En este sentido, las discusiones actuales versan sobre la velocidad de convergencia del precio local a los valores internacionales.
Respecto al precio del Gas Natural, los dos segmentos de mayor influencia son el residencial y el industrial. Este último constituye el único segmento no regulado y su precio responde a una negociación entre productor y cliente. Durante el año 2016, el precio registró un aumento del orden del 7% respeto al año anterior . En cuanto al segmento residencial, el precio es en Pesos y es regulado por el Ministerio de Energía de la Nación quien estableció mediante la Resolución 212/16 un sendero de aumentos semestral con el objetivo de eliminar en el transcurso de cuatro años los subsidios existentes para este segmento.
Con respecto a los costos de producción, la devaluación de diciembre de 2015 permitió una disminución de los mismos en términos de dólares. Adicionalmente, se encuentran abiertas negociaciones entre sindicatos y empresas del sector focalizadas en incrementar la productividad en los yacimientos.
DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS
DIRECTORES Y GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA
Para mayor información sobre los Directores y la Gerencia de Primera Línea de la Sociedad, ver “Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización – Directores Titulares, Suplentes y Gerentes” del presente Prospecto.
La Emisora no tiene conocimiento de que a la fecha del presente Prospecto miembros del órgano de administración tengan acuerdos o entendimiento de ninguna clase con los accionistas mayoritarios, clientes, proveedores o terceros.
Vínculos entre Directores
Los Sres. Silvana Lorena Chacra, Javier Patricio Chacra, Evelyn Soraya Chacra mantienen un vínculo de consanguinidad de primer grado con el Sr. Ricardo Omar Chacra.
REMUNERACIÓN
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015, la Sociedad pagó a los Directores un monto total de Ps. $6.206.921. La Comisión Fiscalizadora recibió honorarios en conjunto, por el mismo ejercicio, de Ps. $225.000. El número anual bruto por salarios pagados a los gerentes, al 31 de diciembre de 2015, excluidos los montos cobrados como Directores, asciende a las suma de Ps 2.953.948. Este monto incluye gratificaciones a los gerentes, las cuales consisten en los bonos anuales otorgados por la Sociedad a los mismos por su desempeño.
EMPLEADOS
A la fecha del presente, la nómina de empleados activos es de 75 personas, empleadas de Roch, y 96 personas, empladas de UTEs operadas por Roch.
Al 31 de diciembre de 2015 la nómina de empleados activos es de 204.
En el siguiente cuadro se detalla la nómina de empleados de la Sociedad al cierre de los últimos tres ejercicios:
| Ejercicio | Empleados de ROCH S.A. |
| 31 de diciembre de 2015 | 101 |
| 31de diciembre de 2014 | 107 |
| 31de diciembre de 2013 | 99 |
| Ejercicio | Empleados de UTEs operadas por ROCH S.A. |
| 31 de diciembre de 2015 | 103 |
| 31de diciembre de 2014 | 96 |
| 31de diciembre de 2013 | 88 |
La Sociedad mantiene buenas relaciones con sus empleados. La Sociedad no emplea número significativo de empleados temporarios.
PROPIEDAD ACCIONARIA
Para mayor información sobre la Propiedad Accionaria, ver “Accionistas Principales y transacciones con Partes Relacionadas” del presente Prospecto.
ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS
ACCIONISTAS PRINCIPALES
A la fecha del presente Prospecto el capital social autorizado y emitido de la Sociedad asciende a $12.051.388, compuesto por 12.051.380 acciones ordinarias de valor nominal de $1 por acción y 8 acciones preferidas de valor nominal de $1 por acción todas ellas totalmente integradas.
El capital social está compuesto por tres clases de acciones: 8.008.562 acciones ordinarias Clases “A” y 6 acciones preferidas Clases “A”; 1.469.026 acciones ordinarias Clases “B” y 1 acción preferida Clase “B”; 2.573.792 acciones ordinarias Clases “C” y 1 acción preferida Clase “C”.
El siguiente cuadro representa la composición accionaria del Emisor a la fecha del presente Prospecto:
| Accionistas | DNI/CUIT | Domicilio | Origen | Total de acciones | Clase de Acciones* | Porcentaje de acciones |
| Ricardo Omar Chacra | DNI 8.275.823 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentino | 6.933.042 | Ordinarias Clase A | 57,52 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Claudia Constanza Ansaldi | DNI 23.781.824 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentina | 215.104 | Ordinarias Clase A | 1,78 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Silvina Lorena Chacra | DNI 26.096.214 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentino | 215.104 | Ordinarias Clase A | 1,78 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Juan Esteban Chacra | DNI 26.733.588 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentino | 215.104 | Ordinarias Clase A | 1,78 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Javier Patricio Chacra | DNI 27.940.389 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentino | 215.104 | Ordinarias Clase A | 1,78 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Evelyn Soraya Chacra | DNI 32.191.836 | Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Argentina | 215.104 | Ordinarias Clase A | 1,78 |
| 1 | Preferidas Clase A | |||||
| Puerto Asis Argentina S.A.(**) | CUIT 30-70603637-3 | Lavalle 190, piso 6, oficina L, Ciudad Autónoma de Buenos Aires | Sociedad Argentina | 1.469.026 | Ordinarias Clase B | 33,55 |
| 2.573.792 | Ordinarias Clase C | |||||
| 1 | Preferida Clase B | |||||
| 1 | Preferida Clase C | |||||
| TOTAL | 12.051.388 | 100 |
(*) Con fecha 5 de agosto de 2015, se celebró una enmienada al convencio de accionistas de fecha 24 de octubre de 2013 (enmendado con fecha 24 de octubre de 2013) en virtud del cual los accionistas de Roch resolvieron convertir la totalidad de las acciones preferidas clase A en acciones ordinarias clase A, encontrándose pendiente a la fecha del presente la celebración de la Asamblea de Accionistas a los efectos de reformar el estatuto de la Sociedad.
(**) Los accionistas de Puerto Asis Argentina S.A. son: (i) Greenock Trust Company Limited (73,59%); y (ii) Exotrade S.A. (26,41%). A la fecha del presente, la Emisora no cuenta con información para identificar al beneficiario final – persona física – de Puerto Asís Argentina S.A.
No existen opciones sobre acciones de la Emisora otorgadas a favor de sus Directores.
La Emisora no tiene conocimiento de que a la fecha del presente Prospecto existan arreglos cuya puesta en práctica pueda, en una fecha posterior, resultar en un cambio de control de la Emisora.
CAMBIOS DE TENENCIA ACCIONARIA
A partir del mes de septiembre del año 2009, Ricardo Omar Chacra es titular de 6.933.040 acciones ordinarias Clase A e International Finance Corporation (“IFC”) era propietaria de 1.469.024 acciones ordinarias Clase B.
El 24 de octubre de 2013 las acciones de IFC son transferidas a Puerto Asís Argentina S.A., quien a su vez suscribe 2.573.790 acciones ordinarias Clase C (por lo que alcanza un total de 4.042.814 acciones ordinarias entre Clase B y C) además de suscribir de 1 acción preferida Clase B y de 1 acción preferida Clase C. Ricardo Omar Chacra, en esa oportunidad también suscribió 1 acción preferida Clase A.
En las Asambleas Generales de Accionistas de fecha 22 de noviembre y el 27 de noviembre de 2013, en las cuales se resolvieron aumentos de capital, Puerto Asis Argentina S.A. suscribe 1 acción ordinaria Clase B y de 1 acción ordinaria Clase C en cada oportunidad, mientras que Ricardo Omar Chacra suscribió 1 acción ordinaria Clase A en cada emisión.
De esta manera, Ricardo Omar Chacra resulta titular de 6.933.042 acciones ordinarias Clase A y de 1 acción preferida Clase A, mientras que Puerto Asís Argentina S.A. lo es de 1.469.024 acciones ordinarias Clase B, de 2.573.790 acciones ordinarias Clase C, de 1 acción preferida Clase B y de 1 acción preferida Clase C.
INTERÉS DE EXPERTOS Y ASESORES
Ninguno de los expertos y asesores designados por la Sociedad en relación con el presente Programa es empleado de la Emisora sobre una base contingente, ni posee acciones de la Emisora o de sus subsidiarias, o tiene un interés económico importante, directo o indirecto, en la Emisora o que dependa del éxito de la oferta de las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa.
ESTRUCTURA Y ORGANIZACIÓN DE LA EMISORA Y SU GRUPO ECONÓMICO
Para una descripción de los accionistas principales de la Sociedad, véase “Accionistas Principales y Transacciones Con Partes Relacionadas”. La Sociedad no posee sociedades controladas ni tiene conocimiento otras sociedades pertenecientes al mismo grupo económico.
ACTIVO FIJO
La Sociedad posee 572 metros cuadrados de oficinas ubicadas en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Dicho inmueble se encuentra hipotecado en primer grado en garantía del financiamiento otorgado pro el Banco de la Ciudad de Buenos Aires. A su vez, la Sociedad posee un equipo mecánico autotransportable de perforación modelo ZJ40 (1000HP) construido por la firma Rongli Petroleum Machinery Co. Ltd. con todos sus periféricos, herramientas y respuestos necesarios para su operación.Para mayor información veáse “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de la Emisora—Deuda Financiera”. Para un detalle sobre los activos fijos de la Emisora y de las UTEs en las que es parte veáse el Anexo I de los estados contables de la Sociedad.
INFORMACIÓN CONTABLE
Estados contables y otra información contable
El presente Prospecto incluye como Anexo A los Estados Financieros de la Emisora correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y los períodos intermedios finalizados el 30 de septiembre de 2016 y 2015. El auditor actuante por los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fue el Contador Fernando G. Del Pozo, con domicilio en Florida 234, Piso 5 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Tº 254 Fº 138). El auditor actuante por el período intermedio finalizado el 30 de septiembre de 2015 fue el Contador Fernando G. Del Pozo, con domicilio en Florida 234, Piso 5 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Tº 254 Fº 138). El auditor actuante por el período intermedio finalizado el 30 de septiembre de 2016 fue Guillermo D. Cohen, con domicilio en Florida 234, Piso 5 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Tº 233 Fº 73)
Los Estados Financieros se encuentran acompañados de sus respectivos informes de auditoría emitidos por Deloitte & Co. S.A., quienes son contadores públicos independientes, de acuerdo al detalle incluido en la Subsección “Auditores – Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización ”.
La Emisora informa que no han ocurrido cambios significativos desde la fecha de los estados financieros y la fecha del Prospecto.
Procedimientos Legales y Reclamos Administrativos
Procedimientos legales
La Sociedad periódicamente es parte de procedimientos de arbitraje y acciones legales en el curso habitual de sus negocios, incluyendo ciertas controversias laborales, reclamos administrativos, reclamos no resueltos iniciados por terceros y controversias relacionadas con el pago de impuestos con ciertas provincias de Argentina. Adicionalmente, la Sociedad, junto con las principales compañías petroleras del país, es parte de procedimientos de recomposición ambiental como consecuencia de su actividad. La Sociedad considera, en consulta con sus asesores legales, que las contingencias mencionadas son remotas y que ninguno de los procedimientos de las acciones legales en las que la Sociedad está involucrada tendrá un efecto sustancial adverso sobre sus negocios, situación financiera o los resultados de sus operaciones.
Reclamos administrativos
Reclamo Programa Petróleo Plus
En el marco del Programa Petróleo Plus, creado mediante el Decreto PEN No 2014/08 y la Resolución SE No 1312/2008 (para mayor información ver sección “Promoción del Incremento de la Producción de Petróleo Crudo y Reservas. Programa Petróleo Plus” de este Prospecto), la Emisora solicitó, con fecha 4 julio 2012, el otorgamiento del beneficio previsto por dicho Programa Petróleo Plus. Mediante notificación del 18 de junio de 2013, la SE informó a la Emisora el otorgamiento del beneficio requerido, por un monto de U$S 19.575.138,45.
Con fecha 13 de mayo de 2014, y habiendo la Emisora utilizado U$S 14.400.000 del total del beneficio, la SE informó la modificación de su interpretación del Programa Petróleo Plus, bajo la cual el beneficio antes otorgado no correspondería, además de requerir la conformidad de la Emisora para deducir de los futuros certificados a ser emitidos bajo el Programa Petróleo Plus, los U$S 14.400.000 ya tomados por la Emisora.
La Emisora presentó el descargo correspondiente ante la SE y considera, en base a la opinión de sus asesores legales liderados por el Estudio Jurídico Cassagne Abogados, infundada e improcedente la pretensión de dicho organismo debido principalmente sobre la base de que el otorgamiento realizado es una correcta y justa aplicación del Programa Petróleo Plus, y que habiendo sido reconocido y otorgado el beneficio, este constituye un derecho adquirido de la Emisora. En virtud de ello, la Emisora, en base a la opinión de sus asesores legales, considera que el planteo de la SE tiene posibilidades remotas de prosperar.
A la fecha del presente, no ha sido resuelto el reclamo en sede administrativa. Sin perjuicio de ello, el 7 de abril de 2016 se dictó la Resolución N° 42/2016 del Ministerio de Energía y Minería que dispuso aprobar, en el marco de lo establecido por la Resolución N° 24 de fecha 6 de marzo de 2008, la solicitud ingresada por la Sociedad, correspondiente a la inclusión en el Programa Gas Plus a la producción de gas natural asociada a las Áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océano, todas ubicadas en el sur de la Provincia de Santa Cruz.
Reclamo Roch SA c/ Tierra del Fuego s/Decreto 3163/2011
El Decreto 3163/2011 de Tierra del Fuego determinó de oficio que el monto en concepto de regalías que la Emisora debía abonar, por la producción de petróleo crudo desde enero 2008 hasta diciembre 2009, ascendía a la suma de $8.966.815,50. El ajuste dispuesto por el Decreto 3163/2011 se origina en la pretensión de la Provincia de Tierra del Fuego de calcular las regalías sobre la base del precio establecido por la Disposición 1/2008 de la Subsecretaría de Combustibles, en lugar de realizarlo sobre el precio efectivamente obtenido por la Emisora por la venta de petróleo crudo a terceros. El 29 de febrero de 2012, la Emisora solicitó a la Corte Suprema de Justicia de la Nación una medida cautelar de no innovar para que la Provincia se abstenga de exigir el pago de los importes reclamados. Dicha medida cautelar de no innovar fue concedida por la Corte Suprema de Justicia de la Nación el día 26 de marzo de 2013. Consecuentemente, la Emisora solicitó a la Corte Suprema de Justicia de la Nación que declare la inconstitucionalidad de la Disposición 1/2008 de la Subsecretaría de Combustibles y de la Resolución 813/2010 de la Secretaría de Energía de la Nación, y por lo tanto la improcedencia del reclamo formulado por la Provincia mediante el Decreto 3163/2011. El 22 de octubre de 2015, la Procuración General de la Nación emitió un dictamen favorable, haciendo lugar a la demanda. El 2 de diciembre de 2015, la Corte Suprema de Justicia de la Nación ordenó que el expediente ingrese a estudio para dictar sentencia. En base a la opinión de nuestros asesores legales, la Emisora considera que las posibilidades de que prospere el reclamo realizado por la Provincia son remotas.
DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN
A continuación se detallan los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que podrán ser emitidas por la Sociedad en el marco del Programa. En los Suplementos de Precio correspondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, los cuales complementarán estos términos y condiciones generales con respecto a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión.
Creación del Programa de Obligaciones Negociables
La creación del Programa y la oferta pública de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en la Argentina han sido autorizadas por la CNV mediante la Resolución Nº 17.635 de fecha 9 de abril de 2015.
Colocación
La Emisora podrá vender Obligaciones Negociables periódicamente por sí misma, o través de uno o más agentes colocadores locales o extranjeros que se designen oportunamente en un Suplemento de Precio (los “Agentes Colocadores”). La Emisora celebrará con los Agentes Colocadores los convenios de colocación que sean necesarios a tal fin.
Cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa serán colocadas utilizando procedimientos de colocación, según se determine en el Suplemento de Precio respectivo, los cuales podrán ser el mecanismo de subasta pública o el mecanismo de formación de libro (book building), ello de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV (de acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° y concordantes de la Sección I, del Capítulo IV, Título VI de las mismas, tal como fueran modificadas y complementadas, incluyendo, sin limitación, la Resolución General 662/2016 de la CNV).
Los Agentes Colocadores designados bajo cualquier emisión a ser realizada bajo el Programa deberán convenir que las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas (i) al público en la República Argentina por la Emisora o a través de personas físicas o jurídicas autorizadas en virtud de las leyes y reglamentaciones de la República Argentina para ofrecer o vender Obligaciones Negociables al público en forma directa y (ii) si se ofrecieran en el exterior, a través de personas físicas o jurídicas autorizadas en virtud de las leyes y reglamentaciones de las jurisdicciones en las cuales se realice dicha colocación, de acuerdo a lo que establezca el Suplemento de Precio correspondiente.
Esfuerzos de Colocación
Respecto de la colocación en la Argentina, cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables serán ofrecidos y colocados por los Agentes Colocadores que designen oportunamente en el Suplemento de Precio aplicable a inversores en la República Argentina y/o en el exterior, mediante la distribución del Prospecto y/o del Suplemento de Precio respectivo a potenciales inversores, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° y concordantes de la Sección I, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV , tal como fueran modificadas y complementadas, incluyendo, sin limitación, la Resolución General 662/2016 de la CNV. En el Suplemento de Precio aplicable se incluirá la mención del sistema de colocación a utilizar.
La Emisora podrá distribuir prospectos preliminares en forma previa al otorgamiento de la autorización de la oferta pública por parte de la CNV, de acuerdo con lo previsto por el Artículo 8° y concordantes de la Sección II, Capítulo IX, Título II de las Normas de la CNV.
Durante el período de difusión, que deberá ser de al menos cuatro días hábiles (el que podrá reducirse a un día hábil, cuando el emisor revista el carácter de emisor frecuente de conformidad con lo establecido en la Resolución General 662/2016 de la CNV), los inversores serán invitados a suscribir las Obligaciones Negociables mediante la publicación de avisos en medios de difusión pública y/o a través de invitaciones cursadas telefónicamente y/o por correo y/o correo electrónico, u otros procedimientos similares de acuerdo a lo que se establezca en cada Suplemento de Precio. Los Agentes Colocadores distribuirán a los potenciales inversores, personalmente y/o por correo, copias del presente Prospecto y del Suplemento de Precio respectivo. Sin perjuicio de ello, los inversores interesados en obtener una copia del presente Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente a cada emisión podrán retirarlas en las oficinas de la Emisora y/o de los Agentes Colocadores, en el domicilio y horario que se establezca en el Suplemento de Precio respectivo y demás normativa aplicable.
De estar interesados, los inversores podrán presentar sus órdenes de compra dentro del período de licitación pública o subasta, cuya duración se determinará en cada Suplemento de Precio y será de al menos un día hábil, de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 1° y concordantes de la Sección I, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV tal como fueran modificadas y complementadas, incluyendo, sin limitación, la Resolución General 662/2016 de la CNV. En el Suplemento de Precio aplicable se incluirá la mención del sistema de colocación a utilizar..
Asimismo, los Agentes Colocadores podrán realizar presentaciones (road shows) acerca de los términos y condiciones de la Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitirán bajo el Programa, y podrán recibir de dichos inversores órdenes de compra para la adquisición de las Obligaciones Negociables durante el período de subasta o licitación pública que se establezca en cada Suplemento de Precio.
El registro en todos los casos deberá llevarse en la República Argentina, por un medio computarizado de un mercado autorizado que será informado a la CNV en oportunidad de la emisión de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa, y podrá ser verificado por dicho organismo con anterioridad, al momento del cierre, o posteriormente.
Direccionamiento de las ofertas
La oferta de las Obligaciones Negociables correspondientes a una Clase y/o Serie en particular podrá estar dirigida a un determinado grupo de inversores, reservándose la Emisora el derecho de no aceptar las órdenes de compra de inversores que no cumplan con los criterios que definan el perfil de inversor al que esté dirigida la oferta que defina la Emisora en un Suplemento de Precio en particular.
En este sentido, la Emisora podrá dirigir la oferta de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa a inversores institucionales, incluyendo a entidades financieras, compañías de seguros, fondos comunes de inversión, otros fondos de inversión, gobiernos nacionales o provinciales, bancos centrales, organismos internacionales o multilaterales, como así también a otras personas jurídicas o físicas que sean titulares de activos que totalicen un monto mínimo determinado a definir bajo el Suplemento de Precio respectivo.
La Emisora tendrá amplias facultades para definir el perfil del inversor a los que dirigirá una o más Clases y/o Series bajo el Programa, siempre dentro del marco de lo previsto por el Artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales.
Adjudicación
El proceso de adjudicación de las Obligaciones Negociables será el establecido en el Suplemento de Precio respectivo, utilizando el mecanismo de colocación que se determine, de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales y sus modificatorias, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV, garantizándose la igualdad de trato entre los inversores.
Las Obligaciones Negociables podrán adjudicarse a la par, sobre la par, o bajo la par, al porcentaje de su valor nominal que determine libremente la Emisora y, en el caso que así la Emisora lo determine, conjuntamente con uno o más Agentes Colocadores; o de cualquier otra forma legal que determine el Suplemento de Precio de la Clase y/o Serie de que se trate (el “Precio de Suscripción”). Una vez determinado el Precio de Suscripción, la Emisora lo informará por 1 (un) Día Hábil a través de la publicación del aviso de suscripción en el boletín diario del mercado autorizado en la que listen las Obligaciones Negociables, de acuerdo con las Normas de la CNV, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”.
Las órdenes de compra contendrán una serie de requisitos formales que le aseguren a la Emisora y, en su caso, a los Agentes Colocadores, el cumplimiento de las exigencias normativas y la validez de dichas órdenes de compra. Los Agentes Colocadores podrán solicitar garantías que aseguren la integración de las ofertas realizadas por los Oferentes que presenten Órdenes de Compra, respetándose la igualdad de trato igualitario entre los inversores elegibles. Asimismo, los inversores interesados deben presentar toda la información y documentación que se les solicite, o que pudiera ser solicitada por los Agentes Colocadores para el cumplimiento de las normas legales penales sobre prevención del lavado de dinero y las normas del mercado de capitales que impiden y prohíben el lavado de dinero emitidas por la Unidad de Información Financiera, creada por ley Nº 25.246, sus modificatorias y complementarias, y de las Normas de la CNV y/o del BCRA. Los Agentes Colocadores podrán rechazar las órdenes de compra de no cumplirse con tales normas o requisitos. La falta de cumplimiento de los requisitos formales o de entrega de la documentación e información que pudiera corresponder, a satisfacción de los Agentes Colocadores, dará derecho a los Agentes Colocadores a dejar sin efecto la manifestación de interés u orden de compra respectiva, sin que tal circunstancia otorgue al oferente involucrada, la Emisora u otras personas, derecho a indemnización alguna. En caso de duda, se aplicará igual criterio.
INFORMACIÓN ADICIONAL
A continuación se consigna cierta información relacionada con el capital accionario de la Emisora y un breve resumen de ciertas disposiciones significativas de los Estatutos y la legislación argentina. Esta descripción no pretende ser completa y está limitada por los Estatutos de la Emisora y la legislación argentina aplicable.
Capital Social de la Emisora
A la fecha de este Prospecto el capital social de la Emisora es de $12.051.388, compuesto por 12.051.380 acciones ordinarias de valor nominal de $1 por acción y 8 acciones preferidas de valor nominal de $1 por acción todas ellas totalmente integradas.
El capital social está compuesto por tres clases de acciones:8.008.562 acciones ordinarias Clases “A” y 6 acciones preferidas Clases “A”; 1.469.026 acciones ordinarias Clases “B” y 1 acción preferida Clase “B”; 2.573.792 acciones ordinarias Clases “C” y 1 acción preferida Clase “C”..
A la fecha, la Emisora no posee por sí misma, ni por medio de subsidiarias, acciones propias en cartera.
A la fecha, la Emisora no tiene conocimiento de personas que tengan opción o hayan acordado, condicional o incondicionalmente opciones sobre su capital.
Evolución del Capital Social
Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N ° 37 de fecha 24 de octubre de 2013, se resolvió: (a) aumentar el capital social por la suma de $2.573.790 a la suma de $12.051.364, mediante la emisión de 2.573.790 acciones ordinarias Clase “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, y (b) aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.372, mediante la emisión de 6 acciones preferidas Clase “A”, 1 acción preferida Clase “B” y 1 acción preferida Clase “C”, todas ellas nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.364 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B”y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto.
Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N° 38 de fecha 22 de noviembre de 2013, se resolvió aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.380, mediante la emisión de 1 acción ordinaria Clase “C” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, 6 acciones ordinarias Clase “A” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción y 1 acción ordinaria Clase “B” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.372 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto.
Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N° 39 de fecha 27 de noviembre de 2013, se resolvió aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.388, mediante la emisión de 1 acción ordinaria Clase “C” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, 6 acciones ordinarias Clase “A” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción y 1 acción ordinaria Clase “B” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.380 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto. El trámite de Inscripción en la Inspección General de Justicia del aumento de capital señalado se encuentra, a la fecha del presente, en trámite de inscripción.
Acta constitutiva y estatutos
La Emisora es una sociedad anónima constituida de acuerdo con las leyes de la República Argentina. Tiene su domicilio social en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina. Fue constituida el 19 de abril de 1990 e inscripta en el Registro Público de Comercio con fecha 26 de abril de 1990 bajo el N° 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La Emisora tiene una duración de noventa y nueve años, contados a partir de su inscripción en el Registro Público de Comercio.
Con fecha 2 de marzo de 2015, por resolución del Directorio de la Emisora, se decidió el reordenamiento del estatuto social, el cual fue inscripto en la Inspección General de Justicia (Registro Público de Comercio) con fecha 16 de septiembre de 2016.
Objeto social de la Emisora
Conforme surge del artículo tercero del estatuto social la Emisora tiene por objeto dedicarse por cuenta propia, de terceros y/o asociada a terceros, a las siguientes actividades: A) Petroleras: exploración, explotación, cateo, extracción, transporte y comercialización de toda clase de hidrocarburos y sus derivados. Obras de infraestructura y reparación de obras ya existentes, como así también la fabricación, reparación y comercialización de todo tipo de equipos y herramientas relacionados con la industria petrolera y afines; B) Comerciales: compra, venta, permuta, importación, exportación, consignación, distribución de bienes muebles, inmuebles y semovientes, materias primas y productos elaborados. La explotación de patentes de invención, diseños y modelos industriales, artísticos y literarios; C) Informáticas: desarrollo, implementación y comercialización de Programas Informáticos, consultoria y capacitación, servicios de provisión de información, administración de sitios de Internet, provisión de soluciones de Internet, comercialización de programas informáticos de terceros, mantenimiento de sistemas informáticos, integración e ingeniería de sistemas, venta de hardware, software, periféricos, herramientas de desarrollo y diseño; D) Mandatos: mediante la representación legal y comercial de personas físicas y jurídicas, nacionales o extranjeras, pudiendo ejercer mandatos y representaciones, dando y aceptando comisiones, consignaciones, presentación a licitaciones públicas o privadas, administrando bienes y capital a terceros; E) Financieras: realización de operaciones financieras de inversión, financiación de operaciones comerciales, préstamos personales, avales y financiaciones a terceros, a corto, mediano y largo plazo, con o sin interés y operaciones de crédios, con garantías y/o sin ellas. Constitución y transferencia de hipotecas, prendas y otros derechos reales. Compraventa y negociación de papeles de crédito, acciones, títulos públicos y contratación de leasing. Aportes de capital a sociedades por acciones a constituirse o constituidas, para operaciones realizadas o a realizarse. Todas las operaciones con dinero propio. No se desarrollarán las operaciones comprendidas en la Ley de Entidades Financieras y la legislación complementaria, o de cualquier otra que se dicte en lo sucesivo en su reemplazo. A tal fin la Sociedad tiene plena capacidad jurídica para adquirir derechos, contraer obligaciones y ejercer los actos que no sean prohibidos por las leyes o por el estatuto.
Disposiciones estatutarias respecto de los Directores y de la Comisión Fiscalizadora
Conforme surge del artículo noveno del estatuto social, la dirección y administración de la Sociedad estará a cargo de un directorio integrado por un número de cinco (5) a seis (6) directores titulares, según lo determine la Asamblea, los que serán designados con mandato por un (1) ejercicio, pudiendo ser reelegidos indefinidamente. Cada clase de acciones designará un número de directores suplentes igual o menor al de titulares que le corresponda designar. Los directores suplentes llenarán las vacantes que se produzcan dentro de su respectiva clase en el orden de su designación cuando tal vancante se produzca, sea por ausencia, renuncia, licencia, incapacidad, inhabilidad o fallecimiento, previa aceptación por el directorio de la causal de sustitución cuando ésta sea temporaria. Los directores titulares y suplentes serán designados por voto mayoritario dentro de cada una de las clases de acciones ordinarias: (i) la Clase A eleigirá cuatro (4) directores titulares y hasta cuatro (4) directores suplentes mientras las acciones Clase A representen al menos el 50% de las acciones con derecho a voto más una acción ordinaria. No obstante, las acciones de la Clase A mantendrán el derecho de elegir cuatro (4) directores titulares y hasta cuatro (4) directores suplentes mientras las acciones de la Clase A mientras las acciones de la Clase A representaren al menos hasta el 25% de la acciones con derecho a voto siempre que dicha disminución en la participación accionaria se originare en un aumento de capital por aporte de activos petroleros o participaciones societarias de compañías titulares de activos petroleros, efectuados por los socios de las restantes clases. En cualquier otro caso de disminución de la particpación de las acciones Clase A en la participación del capital accionario de la Sociedad, se aplicarán las siguientes reglas: Si las acciones Clase A representarán menos del 50% de las acciones con derecho a voto más una acción ordinaria pero más del 30% de las acciones con derecho a voto, dicha clase elegirá un (1) director titular y un (1) suplente. En los dos últimos supuestos, los dos directores titulares restantes y los directores suplentes, de corresponder, de dicha clase serán elegidos por la Asamblea General, de acuerdo a las normas que reglamentan su funcionamiento. Si las acciones Clase A representaran menos del 10% de las acciones con derecho a voto, todos los directores de dicha clase serán elegidos por la Asamblea General, de acuerdo a las normas que reglamentan su funcionamiento: (ii) la Clase B elegirá un director titular y un suplente. Si las acciones Clase B optaren por no designar ningún director, entonces la Asamblea de Accionistas fijará el número de directores titulares en cinco (5) miembros titulares e igual o menor número de suplentes: y (iii) la Clase C eligirá un director titular y un suplente. Salvo por lo previsto anteriormente, si no se constituyera la Asamblea Especial de Accionistas de alguna clase, el o los directores desginados por dicha clase que se encuentren en funciones permanecerán en sus cargos hasta tanto sean reemplazados por la Asamblea Especial de Accionistas de la clase correspondiente.
El Directorio podrá funcionar con los miembros presentes, o comunicados entre sí por videoconferencia u otros medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes o palabras. El Directorio funcionará con la presidencia del presidente del Directorio o quien lo reemplace. El quórum se constituirá con la mayoría absoluta de los miembros que lo inegren con la presencia del director designado por la Clase C de acciones.
Conforme con el artículo décimo primero del Estatuto, el Directorio tiene todas las facultades para administrar y disponer de los bienes, incluso aquéllas para las cuales la ley argentina requiere poderes especiales, conforme al artículo 375 del Código Civil y Comercial de la Nación y artículo 9 del Decreto Ley N° 5965/63. Podrá especialmente operar con toda clase de bancos, compañías financieras o entidades crediticias, oficiales y privadas; dar y revocar poderes especiales y generales, judiciales, de administración u otros, con o sin facultad de sustituir, iniciar, proseguir, contestar o desistir denuncias o querellas penales y realizar todo otro hecho o acto jurídico que haga adquirir derechos o contraer obligaciones a la Scoiedad. La representación legal de la Sociedad corresponde al Presidente.
El Estatuto no contiene ninguna disposición relativa a la facultad de los Directores de: (a) votar sobre una propuesta, convenio o contrato en el cual el director tenga un interés personal, (b) a falta de quórum independiente, votar compensaciones para ellos o para cualquier miembro del órgano de dirección, y (c) tomar préstamos. El Estatuto tampoco obliga a los Directores a retirarse al cumplir una determinada edad ni obliga a que tengan una determinada cantidad de acciones para poder ser directores.
La fiscalización de la Sociedad será ejercida por una comisión fiscalizadora compuesta por tres (3) síndicos titulares y tres (3) suplentes. Un síndico titular y un suplente serán designados por las acciones Clase A, un síndico y un suplente serán designados por las acciones Clase B, y un síndico y un suplente serán designados por las acciones Clase C. Los síndicos serán elegidos por el período de un (1) ejercicio y tendrán las facultades establecidas en la Ley 19.550 y en las disposiciones legales vigentes. La comisión ficalizadora podrá ser convocada por cualquiera de los síndicos, sesionará con la totalidad de sus miembros y adoptará las resoluciones por mayoría.
Derechos, preferencias y restricciones atribuidas a las acciones
Según el Estatuto, la Sociedad podrá emitir acciones nominativas no endosables o escriturales, ordinarias o preferidas, las que podrán dividirse en clases, confiriendo los derechos y obligaciones que se les acuerden en su emisión. Las acciones preferidas tendrán derecho a un dividendo de pago preferente, de carácter acumulativo o no, y otros beneficios conforme con las condiciones de su emisión, careciendo de derecho a voto en las asambleas de conformidad con lo dispuesto en el artículo 217 de la Ley 19.550 y sus modificatorias. A la fecha de este Prospecto el capital social está representando por 12.051.380 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y por ocho acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” carturales de valor nominal $1 cada una.
El Estatuto establece que las ganancias realizadas y líquidas se destinan, en el siguiente orden: (i) a la constitución del fondo de reserva legal (aplicando el 5% de cada ejercicio hasta alcanzar el 20% del capital suscripto);y (ii) a la remuneración del Directorio y la Comisión Fiscalizadora. El saldo tendrá el destino que decida la asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporción a las respectivas integraciones dentro del año de su sanción. No hay en el Estatuto disposición alguna referida a la prescripción para cobrar estos dividendos.
Cuando una asamblea deba adoptar resoluciones que afecten los derechos de una clase de acciones, se requerirá el consentimiento o ratificación de dicha clase, otorgado en una asamblea especial de esa clase.
Asimismo, las siguientes resoluciones deben ser adoptadas con la presencia y el voto afirmativo del director designado por la Clase C de acciones: (i) la aprobación o modificación sustancial de cualquier presupuesto y plan de negocios o documentos similares de la Sociedad o una subsidiaria que se sometan a consideración del Directorio; (ii) la celebración, modificación sustancial y/o terminación anticipada de (1) un acuerdo relacionada con el gerenciamiento de la Sociedad y/o sus Subsidiarias con un tercero, incluyendo contratos de operación, o (2) los acuerdos en materia de servicios de consultoría que se presten a la Sociedad y/o sus subsidiarias por un monto superior a U$S 100.000 (o su equivalente en otras monedas) salvo por las que hubieran sido aprobados conforme al Punto (i); (iii) la terminación de figuras asociativas y/o joint ventures o Uniones Transitorias de Empresas por la Sociedad y/o sus subsidiarias; (iv) la asunción, la creación o modificación de deuda financiera por un monto total superior a 1,25 veces el EBITDA; (v) la venta, transferencia, arrendamiento u otro acto de disposición de cualquier activo sustancial de la Sociedad y/o sus subsidiarias o de los derechos de participación en Uniones Transitorias de Empresas con excepción de los derechos de explotación y exploración sobre el área de Coirón Amargo de la provincia de Neuquén; (vi) la creación de gravámenes, o el otorgamiento de cualquier tipo de garantía cuando la suma de las obligaciones garantizadas tiene un valor superior a U$S 500.000 (o su equivalente en otras monedas); (vii) la fijación, modificación y pago de cualquier plan de opciones, bonos, acuerdos de participación en los beneficios e incentivos de capital con un pago anual de más de U$S 200.000 de personal gerencial (o su equivalente en otras monedas); (viii) la celebración, modificación y terminación (que no sea de conformidad con sus términos) de un acuerdo entre la Sociedad, y el titular de Acciones de Clase A o sus familiares y/o cualquier persona directa o indirectamente controlante, controlada por o bajo el control común de esa persona; (ix) cambiar el negocio principal de la Sociedad; (x) la contratación de una empresa de inversión para asesorar a la Sociedad en el análisis y/o la implementación de una oferta pública o privada de acciones; y/o (xi) cualquier convenio, acuerdo, promesa o compromiso de hacer cualquiera de los actos antes descriptos.
Cabe destacar que el Estatuto no contiene ninguna disposición relativa: (a) al rescate de acciones, (b) a la creación de un fondo de rescate de acciones, (c) a la responsabilidad por otras compras de acciones por parte de la Emisora, (d) a discriminación contra cualquier tenedor, futuro o actual, de tales acciones como resultado de la tenencia, por tal tenedor, de una cantidad significativa de acciones.
Por último, el Estatuto prevé la constitución de un Comité de Auditoría integrado a ser integrado por tres directores titulares y un suplente que no ocupen cargos ejecutivos en la Sociedad. El Comité de Auditoría estará encargado, entre otras cosas, de revisar la información financiera trimestral y anual, supervisar los procesos de control interno y los resultados de las evaluaciones de eficacia y fiabilidad de los sistemas de información.
Asambleas de Accionistas
El artículo décimo tercero del Estatuto Social establece que las asambleas ordinarias y extraordinarias podrán ser citadas por primera convocatoria con al menos veinte (20) días de anticipación a la fecha de su celebración y con una antelación menor para temas de urgencia, en primera y en segunda convocatoria. Sobre la base de lo establecido por la Ley General de Sociedades N° 19.550, Sociedad celebrará asambleas al menos una vez por año.
Rigen el quórum y mayoría determinados por los artículos 243 y 244 de la Ley 19.550, respectivamente, según la clase de asamblea, convocatoria y materias de que se trate.
Las asambleas de accionistas y convocatoria a asambleas se regirán de acuerdo a lo normado por la Ley General de Sociedades y de acuerdo a lo expuesto en el Capítulo II del Título II de las Normas de la CNV.
Responsabilidad de los Accionistas
Conforme a la ley argentina, la responsabilidad de los accionistas por las pérdidas de una sociedad se limita a la integración de las tenencias accionarias suscriptas. Sin embargo, los accionistas que votaron a favor de una resolución que sea declarada posteriormente nula por un tribunal por ser contraria a la legislación argentina o los estatutos de una sociedad (o al reglamento, si lo hubiere) pueden ser considerados ilimitada y solidariamente responsables por los daños y perjuicios ocasionados como consecuencia de dicha resolución.
Conflicto de Intereses
Conforme a la ley argentina, si un accionista vota con respecto a un asunto en el cual tenga, por cuenta propia o ajena, intereses que se encuentran en conflicto con los intereses de la Emisora, dicho accionista será responsable por daños y perjuicios, pero solamente si dicho asunto no hubiera sido aprobado sin el voto de dicho accionista. Asimismo, la ley argentina establece que si un miembro del Directorio de la Emisora posee un interés en una operación comercial que entra en conflicto con los intereses de la Emisora, dicho director debe informar al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora y abstenerse de participar en la deliberación cuando se trate dicho asunto. Si ese director actúa de manera contraria a lo estipulado por dicha ley, será responsable ilimitada y solidariamente de los daños y perjuicios que surjan de su acción u omisión.
Derechos de Suscripción Preferente y de Acrecer
Conforme al artículo 194 de la Ley 19.550, en caso de un aumento de capital, cada tenedor de acciones ordinarias tiene un derecho de suscripción preferente respecto de nuevas acciones ordinarias en proporción a la cantidad de acciones poseídas. Los derechos de suscripción preferente pueden ser ejercidos a partir de la última publicación realizada en el Boletín Oficial y un periódico argentino de amplia circulación en la República Argentina durante un período de 30 días, con la condición de que dicho período podrá ser reducido a no menos de 10 días si así lo aprueba una asamblea extraordinaria de accionistas.
Asimismo, el Estatuto prevé en su artículo décimo sexto el derecho de venta por adhesión (tag–along rights) de los accionistas titulares de acciones Clase “B” y “C”. Dicho artículo establece que si cualquiera de los accionistas titulares de acciones Clase “A” desea transferir a favor de cualquier otra persona, directa o indirectamente, acciones de su titularidad, los accionistas titulares de acciones Clase “B” y “C” tendrán el derecho de transferir a dicho comprador la totalidad o una parte de las acciones de su titularidad.
Liquidación de la Emisora
La liquidación de la Emisora puede ser efectuada por el Directorio o por el liquidador designado por la asamblea, bajo la vigilancia del síndico. Cancelado el pasivo y reembolsado el capital, el remanente se repartirá entre los accionistas siguiendo el mismo esquema de distribución que para el caso de las ganancias realizadas y líquidas.
Otras disposiciones
El Estatuto no contiene disposiciones en razón de las cuales se deba revelar la propiedad de la tenencia accionaria ni contiene ningún artículo que pueda causar la demora, diferimiento o prevención de un cambio de control de la Emisora, el cual sólo podría operar en caso de fusión, adquisición o reestructuración societaria.
La legislación argentina no contiene limitaciones que pudieran resultar aplicables al caso de la Emisora en cuanto a restricciones a poseer acciones, tampoco así los Estatutos y demás documentación societaria de la Emisora.
Duración
Conforme a los Estatutos, la Emisora se encontrará en vigencia por 99 años contados desde la fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio. La duración de la Emisora puede ser prorrogada por resolución adoptada en una asamblea extraordinaria de accionistas.
Contratos importantes
Ni la Emisora ni otros miembros del grupo económico tienen, a la fecha, contratos importantes ajenos a los que celebran en el curso ordinario de los negocios, distintos de los detallados en otra sección de este Prospecto.
CONTROLES DE CAMBIO
En enero de 2002, con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, se declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria en Argentina y facultó al Poder Ejecutivo Nacional a establecer un sistema para determinar el tipo de cambio entre el peso y las monedas extranjeras y dictar normas y regulaciones cambiarias. En tal contexto, el 8 de febrero de 2002 a través del Decreto 260/2002, el Poder Ejecutivo Nacional estableció (i) un mercado único y libre de cambios (el “MULC”), a través del cual deben realizarse todas las operaciones de cambio en moneda extranjera, y (ii) que las operaciones de cambio en moneda extranjera deben ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado entre partes contratantes y cumplir con los requisitos y regulaciones que establezca el Banco Central (la cual, en sus aspectos principales, se detalla más abajo).
El 9 de junio de 2005, a través del Decreto 616/2005, el Poder Ejecutivo Nacional estableció que (i) los ingresos y egresos de divisas al MULC y toda operación de endeudamiento de residentes que pueda implicar un futuro pago en divisas a no residentes, deben ser objeto de registro ante el Banco Central, (ii) todo ingreso de fondos al MULC originado en el endeudamiento con el exterior, de personas humanas o jurídicas pertenecientes al sector privado, excluyendo los referidos a préstamos para comercio exterior y a las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados de valores autorizados que sean ingresado al MULC, deben pactarse y cancelarse de conformidad con el plazo mínimo de permanencia (tal como dicho término es definido más adelante), cualquiera sea su forma de cancelación; y (iii) debe constituirse un depósito nominativo, no transferible y no remunerado en moneda extranjera, durante un plazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el “Depósito”).
Con fecha 18 de diciembre de 2015, mediante la Resolución N° 3/2015 del Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas, (i) redujo a cero (0) el porcentaje del Depósito y (ii) estableció que el plazo mínimo de permanencia en el país de fondos sea de 120 días corridos desde la fecha de ingreso del monto pertinente (el “Plazo Mínimo de Permanencia”).
El 8 de agosto de 2016 el Banco Central modificó estructuralmente las normas cambiarias vigentes, instaurando un nuevo régimen cambiario mediante la Comunicación “A” 6037 que flexibiliza significativamente el acceso al MULC.
A continuación se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del Banco Central en relación con el ingreso y egreso de fondos de Argentina.
Ingreso de Fondos
Deuda Financiera con el exterior
Ingreso y liquidación de los fondos en el MULC
Las operaciones de endeudamiento financiero con el exterior del sector privado no financiero, del sector financiero y de gobiernos locales, no están sujetos a la obligación de ingreso y liquidación de los fondos en el MULC (Comunicación “A” 6037).
Independientemente de que los fondos sean o no ingresados al MULC en el caso de operaciones del sector privado no financiero y sector financiero es obligación el registro de la deuda en el “Relevamiento de pasivos externos y emisiones de títulos” (Com. “A” 3602 y complementarias) conforme lo previsto en el Artículo 1° del Decreto 616/05.
Plazo mínimo de endeudamientos financieros con el exterior ingresados al MULC
Todo endeudamiento de carácter financiero con no residentes del sector financiero y del sector privado no financiero ingresado al MULC, debe pactarse y cancelarse en plazos no inferiores al Plazo Mínimo de Permanencia, no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación, de corresponder.
Están exceptuados de lo dispuesto en el punto anterior, las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados de valores autorizados, y los saldos de corresponsalía de las entidades autorizadas a operar en cambios, en la medida que no constituyan líneas de crédito, en cuyo caso deben cumplir con los requisitos para los ingresos de préstamos financieros. Asimismo, los endeudamientos con Organismos Multilaterales y Bilaterales de Crédito y con las Agencias Oficiales de Crédito, en forma directa o por medio de sus agencias vinculadas, en la medida que la deuda a cancelarse se hubiere originado en préstamos de fondos que éstos hubieran concedido en cumplimiento de su objeto.
Egreso de fondos
Pago de servicios y de rentas (intereses, utilidades y dividendos)
No existe ningún tipo de restricción para acceder al MULC para realizar transferencias al exterior para el pago de servicios, intereses, utilidades y dividendos y adquisición de activos no financieros no producidos, cualquiera sea el concepto (fletes, seguros, regalías, asesoramiento técnico, honorarios, etc.). El acceso al MULC al efecto requiere la presentación de documentación en cumplimiento con los regímenes informativos del Banco Central establecidos por la Comunicación “A” 3602 y complementarias y la Comunicación “A” 4237 y complementarias, de corresponder.
Los no residentes tienen acceso al MULC por servicios, rentas y transferencias corrientes cobrados en el país acorde a las normas específicas que regulan el acceso al mercado por parte de no residentes.
Cancelación de servicios de deudas financieras con el exterior
En el caso de acceso al mercado de cambios por los servicios de capital de deudas financieras con el exterior, incluyendo la cancelación de stand by financieros otorgados por entidades bancarias locales, se deberá contar con declaración jurada del deudor de haber presentado, en caso de corresponder, la declaración de deuda del “Relevamiento de las emisiones de títulos de deuda y de pasivos externos del sector privado” y del cumplimiento del Plazo Mínimo de Permanencia.
Acceso al mercado de cambios para la atención de servicios de emisiones de títulos de deuda locales en moneda extranjera
Para el acceso al mercado de cambios para la atención de servicios de emisiones de títulos de deuda locales en moneda extranjera se deberá contar con declaración jurada del deudor de haber presentado, en caso de corresponder, la declaración de deuda del “Relevamiento de las emisiones de títulos de deuda y de pasivos externos del sector privado” establecido por la Comunicación “A” 3602 y complementarias.
Operaciones de cambios con no residentes
Mediante la Comunicación “A” 6037 se dio a conocer un reordenamiento y la nueva normativa aplicable para el acceso al MULC por parte de no residentes.
Al respecto, se establece que las entidades financieras podrán dar curso, con declaración jurada del cliente sobre el concepto por el cual se accede al mercado de cambios, en el caso de operaciones de venta de divisas para su transferencia al exterior; y venta de billetes, cheques y cheques del viajero en moneda extranjera, a los siguientes clientes no residentes en el país:
a. Organismos internacionales e instituciones que cumplan funciones de agencias oficiales de crédito a la exportación.
b. Representaciones diplomáticas y consulares y personal diplomático acreditado en el país por transferencias que efectúen en ejercicio de sus funciones.
c. Representaciones en el país de Tribunales, Autoridades u Oficinas, Misiones Especiales, Comisiones u Órganos Bilaterales establecidos por Tratados o Convenios Internacionales, en los cuales la República Argentina es parte, en la medida que las transferencias se realicen en ejercicio de sus funciones.
También podrán otorgar acceso al MULC a otros no residentes para la transferencia a cuentas propias en el exterior de fondos cobrados en el país, en la medida que cuenten con documentación que razonablemente demuestre que los fondos corresponden a:
i. Pagos de importaciones argentinas a la vista.
ii. Deudas externas de residentes por importaciones argentinas de bienes.
iii. Servicios, rentas y otras transferencias corrientes con el exterior.
iv. Deudas financieras originadas en préstamos externos de no residentes.
v. Rentas de Bonos y Préstamos Garantizados del Gobierno Nacional emitidos en moneda local.
vi. Recuperos de créditos de quiebras locales y cobros de deudas concursales, en la medida que el cliente no residente, haya sido el titular de la acreencia judicialmente reconocida en la quiebra o concurso de acreedores, con resolución firme.
vii. Herencias, de acuerdo a la declaratoria de herederos.
viii. Beneficios, o de los servicios o venta de los valores recibidos, otorgados por el Gobierno Nacional en el marco de lo previsto en las Leyes Nº 24.043, Nº 24.411 y Nº 25.914.
xi. Repatriaciones de inversiones directas en el sector privado no financiero, en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales, y/o en propiedades inmuebles, en la medida en que el beneficiario del exterior sea una persona humana o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que sean considerados “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal” en función de lo dispuesto por el Art. 1° del Decreto N° 589/13, sus normas complementarias y modificatorias (Comunicación “A” 5649), por los siguientes conceptos:
a. Venta de la inversión directa.
b. Liquidación definitiva de la inversión directa.
c. Reducción de capital decidida por la empresa local.
d. Devolución de aportes irrevocables efectuada por la empresa local.
La entidad interviniente deberá verificar el cumplimiento del Relevamiento de Inversiones Directas si resultara aplicable.
xii. Cobros de servicios o liquidación por venta de otras inversiones de portafolio (y sus rentas), en la medida que el beneficiario del exterior sea una persona física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que sean considerados “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal” en función de lo dispuesto por el Art. 1° del Decreto N° 589/2013, sus normas complementarias y modificatorias.
Estas repatriaciones de inversiones de portafolio comprende entre otras: inversiones en cartera en acciones y participaciones en empresas locales, inversiones en fondos comunes de inversión y fideicomisos locales, compra de carteras de préstamos otorgados a residentes por bancos locales, compra de facturas y pagarés por operaciones comerciales locales, inversiones en bonos locales emitidos en pesos y en moneda extranjera pagaderos localmente y las compras de otros créditos internos.
En estos casos, para acceder al mercado de cambios se deberá contar con la certificación de una entidad financiera o cambiaria local, sobre la fecha y monto de la liquidación en el mercado de cambios de los fondos correspondientes a la constitución de la inversión. Asimismo se deberá verificar el Plazo Mínimo de Permanencia a contar desde la fecha de ingreso de los fondos al país.
Los requisitos establecidos precedentemente, no serán de aplicación en los siguientes casos:
a. Cuando los fondos correspondan al cobro en pesos en el país de créditos que tengan su origen en deudas por importaciones cedidas por el importador a un tercero.
b. Cuando se trate de inversiones constituidas por personas humanas durante su residencia en el país, con fondos alcanzados por las normas del Decreto Nº 616/05, que posteriormente se radicaron en el exterior, en la medida que la entidad cuente con documentación que avale la fecha de cambio de residencia.
c. Cuando el origen de la inversión fuera el cobro en el país de alguna de las operaciones por las cuales el no residente hubiera tenido acceso al mercado para la repatriación de los fondos al momento del cobro.
xiii. Indemnizaciones decididas por tribunales locales a favor de no residentes.
En todos los casos listados previamente también es posible el acceso al MULC del residente para la transferencia de los fondos a favor del no residente. En todos estos casos, previamente a dar el acceso al MULC, la entidad interviniente debe controlar que se dé cumplimiento a los requisitos establecidos en las presentes normas. Cuando el acceso al MULC lo realiza el residente, el boleto de cambios se realizará a su nombre, y el concepto a declarar será el que corresponda al tipo de operación.
El resto de las operaciones de ventas de divisas y billetes, cheques y cheques de viajero en moneda extranjera a no residentes estará sujeto a la conformidad previa del Banco Central cuando el monto supere el equivalente de US$ 10.000 (dólares estadounidenses diez mil) por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios. Para las operaciones inferiores a dicho monto únicamente se requerirá la acreditación de identidad conforme a las normas aplicables en materia de “Documentos de identificación en vigencia” emitidas por el Banco Central.
Por los servicios de capital y renta de títulos públicos emitidos por el gobierno nacional en moneda extranjera y de otros bonos emitidos por residentes en moneda extranjera, que estén depositados por no residentes en cuentas de custodia locales, el no residente puede optar por las siguientes alternativas: el cobro en billetes en moneda extranjera, la acreditación de los fondos en una cuenta local en moneda extranjera a su nombre o la retransferencia de los fondos a una cuenta propia en el exterior. En estos casos, no se realizan boletos de cambio.
Si con posterioridad al pago de los servicios realizados, el beneficiario de los fondos quiere convertir los fondos cobrados en moneda extranjera a moneda local, se debe efectuar la compra en el mercado de cambios en base a la normativa general en concepto de inversiones de portafolio de no residentes.
Las operaciones realizadas por cuenta y orden de clientes no residentes por intermediarios comprendidos o no en la Ley de Entidades Financieras, que no sean Administradoras de fondos de Jubilaciones y Pensiones o de Fondos Comunes de Inversión, deben efectuarse a nombre del cliente no residente que accede al mercado de cambios.
Formación de activos externos de residentes
De conformidad con lo establecido por la Comunicación “A” 6037, las personas humanas residentes, las personas jurídicas del sector privado constituidas en el país que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, los patrimonios y otras universalidades constituidos en el país y los gobiernos locales podrán acceder al MULC sin requerir la conformidad previa del Banco Central, por el conjunto de los siguientes conceptos: inversiones directas de residentes, inversiones de cartera en el exterior de residentes, y compra de billetes en moneda extranjera, y cheques de viajeros por parte de residentes, en cada caso, cuando se reúnan las siguientes condiciones:
i. Por las compras de billetes en moneda extranjera y de divisas por los conceptos señalados que superen el equivalente de US$ 2.500 (dólares estadounidenses dos mil quinientos) por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios, la operación sólo puede efectuarse con débito a una cuenta a la vista abierta en entidades financieras locales a nombre del cliente, o con transferencia vía MEP a favor de la entidad interviniente de los fondos desde cuentas a la vista del cliente abiertas en una entidad financiera, o con pago mediante cheque de la cuenta propia del cliente.
La entidad deberá contar con una declaración jurada del cliente en la que conste que con la operación de cambio a concertar se cumple este límite para sus operaciones en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios.
ii. En el caso de ventas de divisas a residentes para la constitución de inversiones de portafolio en el exterior, la transferencia debe tener como destino una cuenta a nombre del cliente que realiza la operación de cambio, abierta en bancos del exterior, bancos de inversión u otras instituciones del exterior que presten servicios financieros y sean controladas por bancos del exterior, que no estén constituidos en países o territorios no considerados cooperadores a los fines de la transparencia fiscal en función de lo dispuesto por el Artículo 1° del Decreto N° 589/13 y complementarias ni en países o territorios donde no se aplican, o no se aplican suficientemente, las Recomendaciones del Grupo de Acción Financiera Internacional. A estos efectos se deberá considerar como países o territorios declarados no cooperantes a los catalogados por el Grupo de Acción Financiera Internacional (www.fatf-gafi.org).
La identificación de la entidad del exterior donde está constituida la cuenta y el número de cuenta del cliente, deben quedar registrados en el boleto de cambio correspondiente.
Mercado de capitales
Las operaciones de valores que se realicen en bolsas y mercados de valores autorizados, deberán abonarse por alguno de los siguientes mecanismos: (i) en pesos, (ii) en moneda extranjera mediante transferencia electrónica de fondos desde y hacia cuentas a la vista en entidades financieras locales, y (iii) contra cable sobre cuentas del exterior. En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones de compra-venta de valores mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros (Comunicación “A” 4308).
Regímenes Informativos del Banco Central
Relevamiento de emisiones de títulos y de otras obligaciones externas del sector privado financiero y no financiero
Mediante la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002, y modificatorias, se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Pasivos Externos y Emisiones de Títulos, para las personas humanas y jurídicas del sector privado financiero y no financiero que registren pasivos de todo tipo con residentes en el exterior (en pesos o moneda extranjera) a fin de cada trimestre. No corresponde declarar las deudas originadas y canceladas en un mismo trimestre calendario.
Relevamiento de inversiones directas
Mediante Comunicación “A” 4237 del 10 de noviembre de 2004 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Inversiones Directas en el país de no residentes y en el exterior de residentes. Se considera inversión indirecta aquélla que refleja el interés duradero del residente de una economía (inversor directo) por una entidad residente de otra economía (empresa de inversión directa), lo que se evidencia, por ejemplo, con una participación en el capital social o votos no menor a un 10,00%. El régimen informativo establecido por esta Comunicación “A” 4237 tiene carácter semestral.
CARGA TRIBUTARIA
El siguiente es un resumen general de ciertas cuestiones sobre el régimen impositivo argentino como resultado de la tenencia y disposición de obligaciones negociables. Dicho resumen no es un análisis completo ni una enumeración de la totalidad de las regulaciones, cuestiones o consecuencias fiscales posibles que puedan resultar de interés para un tenedor de Obligaciones Negociables y se realiza a título meramente informativo. Si bien se entiende que el presente resumen es una interpretación razonable de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no puede asegurarse que los tribunales o autoridades impositivas estarán de acuerdo con la presente interpretación o que no ocurrirán cambios en dicha legislación. Este resumen está basado en las leyes impositivas de la República Argentina según se hallan en vigencia a la fecha de este Prospecto, y está sujeto a cualquier modificación en las leyes de la República Argentina que pueda entrar en vigencia después de dicha fecha. Se aconseja a los compradores potenciales de las Obligaciones Negociables consultar a sus propios asesores impositivos sobre las consecuencias derivadas de una inversión en las Obligaciones Negociables conforme a las leyes impositivas de su país de residencia (incluyendo Argentina), entre ellas, sin carácter taxativo, las consecuencias derivadas del cobro de intereses y la venta, rescate o cualquier forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.
Argentina
Oferta Pública y exenciones impositivas
La Ley de Obligaciones Negociables establece –entre otras condiciones para hacer efectivo el tratamiento impositivo preferencial previsto en dicha ley- que las obligaciones negociables deben ser colocadas por oferta pública autorizada por la Comisión Nacional de Valores de acuerdo a lo establecido en la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV.
Impuesto a las Ganancias
Intereses
Excepto por lo dispuesto en contrario en el presente, los pagos de intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos del impuesto a las ganancias (“Impuesto a las Ganancias”) argentino en virtud de lo dispuesto en el artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables (la “Exención del Artículo 36”), en la medida que se emitan en cumplimiento de lo dispuesto en dicha ley y satisfagan los requisitos de exención allí dispuestos. De conformidad con el Artículo 36 de dicha ley, los intereses pagados sobre obligaciones negociables estarán exentos del impuesto a las ganancias en la medida que se cumplan los siguientes requisitos y condiciones (los “Requisitos y Condiciones de Exención”):
(i) se trate de obligaciones negociables que sean colocadas por oferta pública autorizada por la CNV, en cumplimiento de la Ley de Mercados de Capitales y las Normas de la CNV;
(ii) los fondos a obtener mediante la colocación de las Obligaciones Negociables deberán ser utilizados por Central Puerto para: (i) inversiones en activos físicos situados en Argentina, (ii) la integración de capital de trabajo en Argentina, (iii) la refinanciación de pasivos y/o (iv) la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a Central Puerto siempre que los fondos derivados de la misma se apliquen a los destinos antes especificados; y
(iii) Central Puerto deberá acreditar ante la CNV, en el tiempo y forma que determinen las reglamentaciones aplicables, que los fondos obtenidos de la oferta de las Obligaciones Negociables fueron utilizados para cualquiera de los fines descriptos en el apartado (ii) precedente.
Para los beneficiarios del exterior (comprendidos en el Título V de la ley del impuesto a las ganancias, que se refiere a personas físicas, sucesiones indivisas o personas ideales residentes en el extranjero que obtengan una renta de fuente argentina) (“Beneficiarios del Exterior”) no rigen las disposiciones contenidas en el artículo 21 de esa ley ni la del artículo 106 de la Ley 11.683. Por tal razón, la aplicación de la exención expuesta previamente no dejará de obrar en aquellos supuestos en los que por la misma pueda resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.
Las Normas de la CNV establecen ciertas condiciones y requisitos con respecto a la colocación pública de obligaciones negociables. Si la emisión no cumple con los Requisitos y Condiciones de Exención, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en esa ley y, por ende, la emisora será responsable del pago de los impuestos que hubiera correspondido a los tenedores. En tal caso, Central Puerto debería tributar, en concepto de Impuesto a las Ganancias, la tasa máxima (35%) prevista en el artículo 90 de la Ley de Impuesto a las Ganancias sobre el total de la renta devengada a favor de los inversores. Central Puerto intentará cumplir con los Requisitos y Condiciones de Exención. La AFIP reglamentó mediante la Resolución General Nº 1516/2003, modificada por la Resolución General N°1578/2003, el mecanismo de ingreso del Impuesto a las Ganancias por parte de la emisora en el supuesto en que se entienda incumplido alguno de los requisitos del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.
El Decreto N° 1.076/92, con sus modificaciones en virtud del Decreto No. 1.157/92, ambos ratificados por Ley N° 24.307 (el “Decreto”), derogó la Exención del Artículo 36 en relación con los tenedores de obligaciones negociables sujetos a las normas de ajuste impositivo por inflación conforme al Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina (en general, sociedades anónimas, las sociedades en comandita por acciones, las sociedades de responsabilidad limitada, las sociedades en comandita simple, las asociaciones civiles y fundaciones, las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1 de la Ley N° 22.016, los fideicomisos constituidos conforme las disposiciones de la Ley N° 24.441 -excepto aquellos en los que el fiduciante posea la calidad de beneficiario, excepción que no es aplicable en los casos de fideicomisos financieros o cuando el fiduciante-beneficiario sea beneficiario del exterior-, los fondos comunes de inversión no comprendidos en el primer párrafo del Artículo 1 de la Ley N° 24.083, toda otra clase de sociedades o empresas unipersonales constituidas en el país, los comisionistas, rematadores, consignatarios y demás auxiliares de comercio no incluidos expresamente en la cuarta categoría del Impuesto a las Ganancias (“Entidades Argentinas”). Como resultado, las Entidades Argentinas estarán sujetas al Impuesto a las Ganancias sobre los intereses que surgen de las Obligaciones Negociables.
Los intereses pagados a las Entidades Argentinas (que no sean entidades financieras según la ley 21.526) están sujetos, en general, a una retención equivalente al 35% del monto de los intereses pagados. Dicha retención debería computarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias a ser integrado por dichos tenedores.
Por lo tanto, la exención establecida en virtud del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables es aplicable solamente a (i) personas físicas (incluidas sucesiones indivisas) residentes en Argentina, y (ii) beneficiarios extranjeros (sea personas físicas o jurídicas).
Ganancias de Capital
En la medida que se cumplan los Requisitos y Condiciones de Exención, las personas físicas y sucesiones indivisas residentes y radicadas en Argentina y los beneficiarios del exterior sin un establecimiento permanente en el país se encuentran exentos del Impuesto a las Ganancias con respecto a ganancias de capital derivadas de la venta u otra forma de disposición de las Obligaciones Negociables.
Los beneficiarios del exterior (de acuerdo con el Título V de la Ley de Impuesto a las Ganancias, incluyendo personas físicas, sucesiones indivisas o sociedades residentes en el exterior que no tengan un establecimiento estable en Argentina) (los “Beneficiarios del Exterior”) no están sujetos a las disposiciones del Artículo 21 de dicha ley o del Artículo 106 de la Ley N° 11.683 (t.o. 1998 y sus modificatorias) que establece que las excepciones otorgadas en Argentina no son aplicables si implican la transferencia de ganancias a autoridades impositivas extranjeras.
De acuerdo con el Decreto N° 1076/92, las Entidades Argentinas están sujetas al Impuesto a las Ganancias sobre las ganancias de capital derivadas de la venta u otra forma de disposición de las Obligaciones Negociables, según lo disponen las leyes impositivas argentinas. Por lo tanto, las Entidades Argentinas están alcanzadas por el Impuesto a las Ganancias sobre la venta u otra forma de disposición de las Obligaciones Negociables.
En caso de que no se cumplieran con los Requisitos y Condiciones de Exención, respecto de las personas físicas residentes fiscales en Argentina, el artículo 20 inciso w) de la Ley de Impuesto a las Ganancias establece que se encuentran exentos los resultados provenientes de operaciones de compraventa, cambio, permuta, o disposición de acciones, cuotas y participaciones sociales, títulos, bonos y demás valores, obtenidos por personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país, en tanto no resulten comprendidas en las previsiones del inciso c) del artículo 49 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, excluidos los originados en las citadas operaciones, que tengan por objeto acciones, cuotas y participaciones sociales, títulos, bonos y demás valores, que no coticen en bolsas o mercados de valores y/o que no tengan autorización de oferta pública.
El artículo 42 del reglamento de la Ley de Impuesto a las Ganancias, según la modificación introducida por el Decreto 2334, establece que se encuentran comprendidos en la exención que establece el Artículo 20, inciso w), de la ley, los resultados provenientes de la enajenación de acciones, cuotas y participaciones sociales -incluidas cuotas partes de fondos comunes de inversión-, títulos, bonos y demás valores, que se realicen a través de bolsas o mercados de valores autorizados por la Comisión Nacional de Valores, entidad autárquica actuante en la órbita de la Subsecretaría de Servicios Financieros de la Secretaría de Finanzas del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, obtenidos por personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país, siempre que esas operaciones no resulten atribuibles a empresas o explotaciones unipersonales comprendidas en los incisos b), c) y en el último párrafo del Artículo 49 de la ley.
Impuesto sobre los Bienes Personales (“IBP”)
Las personas físicas domiciliadas en Argentina y las sucesiones indivisas allí radicadas, por los bienes ubicados en el país y en el exterior-, como así también las personas físicas domiciliadas en el exterior y las sucesiones indivisas allí radicadas, por los bienes ubicados en Argentina, se encuentran obligadas al pago de un impuesto anual sobre los bienes personales situados en el país y en el exterior (tales como las Obligaciones Negociables) respecto de los cuales fueran titulares al 31 de diciembre de cada año.
En el caso de personas físicas domiciliadas en Argentina y sucesiones indivisas radicadas en Argentina, el IBP recae sobre los bienes gravados existentes al 31 de diciembre de cada año cuyo valor en conjunto supere los siguientes montos: (i) para el periodo fiscal 2016, AR$800.000; (ii) para el período fiscal 2017, AR$ 950.000; (iii) para el período fiscal 2018, AR$ 1.050.000.
En caso de que el valor en conjunto de los bienes existentes al 31 de diciembre exceda las sumas mencionadas en el párrafo anterior, el IBP aplicará exclusivamente sobre los montos que excedan dichas sumas, a una alícuota de: (a) para el período fiscal 2016: 0,75%; (b) para el período fiscal 2017: 0,50%; (c) para el período fiscal 2018 y siguientes: 0,25%.
En cuanto a las personas físicas domiciliadas en el exterior y las sucesiones indivisas allí radicadas, tales sujetos están alcanzados por el impuesto sobre los bienes sobre el valor de los bienes de su titularidad situados en Argentina a las alícuota mencionadas anteriormente. No corresponde ingresar el impuesto cuando su importe resulte igual o inferior a $ 250,00, y únicamente sobre el monto que exceda dicha suma.
Si bien las Obligaciones Negociables en poder de personas físicas domiciliadas o sucesiones indivisas radicadas fuera de Argentina técnicamente estarían sujetas al IBP, el procedimiento para el cobro de este impuesto no ha sido establecido en la Ley de IBP (Artículos aplicables de la Ley N° 23.966 y sus modificatorias), reglamentada por el Decreto N° 127/96 (y sus modificaciones), en la medida que las Obligaciones Negociables se hallen directamente en poder de dichas personas físicas o sucesiones indivisas en los supuestos en que no exista un sujeto local domiciliado o radicado en el país que tenga la disposición, tenencia, custodia o depósito. El sistema de “obligado sustituto” establecido en el párrafo primero del Artículo 26 (una persona domiciliada o residente en el país que tenga la tenencia, custodia, depósito o disposición de obligaciones negociables) no se aplica a las Obligaciones Negociables (párrafo tercero del Artículo 26 de la Ley de IBP).
La Ley de IBP establece como presunción legal irrefutable que las obligaciones negociables emitidas por emisores privados argentinos, de titularidad directa de entidades extranjeras que (a) se encuentren domiciliadas en una jurisdicción que no exige que las acciones o títulos privados sean detentados en forma nominativa y (b) que (i) de conformidad con sus estatutos o la ley aplicable, estén únicamente autorizadas a realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su lugar de constitución y/o (ii) no les esté permitido realizar ciertas actividades autorizadas en sus propios estatutos o por la ley aplicable en su jurisdicción de constitución, se considerarán que son de titularidad de personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en el país, encontrándose, en consecuencia, sujetas al pago del IBP. En esos casos, la ley impone la obligación de abonar el impuesto a los bienes personales a una alícuota del incrementada en un 100% para el emisor privado argentino (el “Obligado Sustituto”). De conformidad con la Ley de IBP, el Obligado Sustituto está autorizado a obtener el reintegro del importe abonado en la forma antes descripta, incluso reteniendo o ejecutando directamente los bienes que dieron origen a dicho pago.
La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes entidades extranjeras que sean titulares directas de títulos valores tal como lo son las Obligaciones Negociables: (a) compañías de seguros; (b) fondos abiertos de inversión; (c) fondos de pensión; y (d) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén radicadas en países cuyos bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Basilea.
El Decreto Nº 812/96 del 24 de julio de 1996 -decreto reglamentario de la ley del impuesto- establece que la presunción legal antes analizada no se aplicará a las acciones y títulos de deuda privados, tal como es el caso de las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas ubicadas en Argentina o en el extranjero. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplique a las Obligaciones Negociables y que la emisora no sea responsable por el IBP como Obligados Sustitutos, según lo establece la Resolución Nº 2.151/06 de la Administración Federal de Ingresos Públicos, la emisora debe conservar una copia certificada de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y constancia de que dicha autorización se encontraba vigente al 31 de diciembre del año en que corresponda la liquidación del impuesto.
Adicionalmente, la Ley 27.260 establece en su artículo 63 que los contribuyentes que hubieran cumplido con sus obligaciones tributarias correspondientes a los dos períodos fiscales inmediatos anteriores al período fiscal 2016, y que cumplan con los requisitos del artículo 66 (en general, no poseer deudas con AFIP y no haber adherido al régimen de exteriorización voluntario ni al de regularización de obligaciones tributarias establecidos en la Ley 28.260) gozarán de la exención del impuesto sobre los bienes personales por los periodos fiscales 2016, 2017 y 2018 inclusive.
Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta
El impuesto a la ganancia mínima presunta (el “IGMP”) grava la titularidad de ciertos activos cuyo valor supere AR$200.000 al momento del cierre de su ejercicio. Las sociedades constituidas en el país, las asociaciones civiles y fundaciones domiciliadas en Argentina, las empresas o explotaciones unipersonales ubicadas en el país pertenecientes a personas domiciliadas en el mismo, las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1º de la Ley Nº 22.016, los fideicomisos constituidos en el país conforme a las disposiciones de la Ley N° 24.441 (excepto los fideicomisos financieros), los fondos comunes de inversión constituidos en el país no comprendidos en el Artículo 1º de la Ley Nº 24.083 y sus modificaciones, y los establecimientos estables domiciliados o ubicados en el país para el desarrollo de actividades en el país pertenecientes a sujetos del exterior son sujetos pasivos del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.
Las Obligaciones Negociables de titularidad directa de Entidades Argentinas se incluirán en la base imponible de los tenedores al momento de liquidar el pago del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. Este impuesto se grava a una alícuota equivalente al 1,00% (o 0,20% en el caso de entidades financieras argentinas, de las compañías de seguros sometidas al control de la Superintendencia de Seguros de la Nación y de las sociedades de leasing, cuyo objeto principal sea la dación de bienes en leasing de acuerdo con la Ley N° 25.248 y como actividad secundaria realicen exclusivamente actividades financieras) del valor de los bienes de propiedad de las personas antes mencionadas, incluidas las Obligaciones Negociables, cuyo valor supere en conjunto la suma de Ps. 200.000.
El pago del Impuesto a las Ganancias de un determinado ejercicio fiscal se puede acreditar contra el pago del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta exigible en el mismo ejercicio fiscal. Todo excedente del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta abonado puede computarse como un crédito con respecto al Impuesto a las Ganancias exigible dentro de los diez ejercicios fiscales siguientes.
A efectos del IGMP las obligaciones negociables que coticen en bolsas o mercados se valúan al último valor de negociación a la fecha de cierre del ejercicio. Las obligaciones negociables que no coticen en bolsas o mercados se valúan por su costo, incrementado, de corresponder, con los intereses y diferencias de cambio que se hubieren devengado a la fecha indicada.
Los no residentes no se encuentran sujetos a este impuesto por sus inversiones en las Obligaciones Negociables, sean o no colocadas por oferta pública o privada. Únicamente estarán sujetos a este impuesto si se considera que se trata de establecimientos estables domiciliados o ubicados en el país para el desarrollo de actividades en el país pertenecientes a sujetos del exterior. La tenencia de Obligaciones Negociables no es suficiente para considerar la existencia de un establecimiento permanente.
En virtud de lo dispuesto por la Ley 27.260, el impuesto a la ganancia mínima presunta se deroga para los ejercicios que se inicien a partir del 1º de octubre de 2019.
Impuesto al Valor Agregado
De conformidad con el artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, los pagos de intereses sobre obligaciones negociables están exentos del Impuesto al Valor Agregado en la medida que las Obligaciones Negociables se emitan en cumplimiento de los Requisitos y Condiciones de Exención antes descriptos. Esta exención también se extenderá a las operaciones financieras y prestaciones relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses y cancelaciones de las obligaciones negociables y sus garantías.
De conformidad con la ley del impuesto al valor agregado, la transferencia de los títulos no está gravada por dicho impuesto aun si no se cumplen los Requisitos y Condiciones de Exención.
Si la emisión no cumple con los Requisitos y Condiciones de Exención, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en esa ley y, por ende, la emisora será responsable del pago de los impuestos aplicables. En este caso, la alícuota aplicable será el 21%, excepto para los casos especiales contemplados por la Ley de Impuesto al Valor Agregado.
Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias
En virtud de la Ley N° 25.413, con su modificatoria, se creó un Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias (en adelante, el “ICD”) aplicable sobre: (i) los créditos y débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras que se rigen por la Ley N° 21.526, y sus modificaciones (la “Ley de Entidades Financiera”) cualquiera fuera su naturaleza; (ii) los créditos y débitos mencionados en el apartado (i) en los que no se utilicen cuentas bancarias por entidades que se rijan por la Ley de Entidades Financieras, cualquiera sea su denominación, los mecanismos empleados para llevarlos a cabo (incluso a través del movimiento de efectivo) y/o su instrumentación jurídica; y (iii) ciertos movimientos o entregas de fondos, propios o de terceros, realizados por cualquier persona, por cuenta propia o por cuenta y/o a nombre de otra, cualquiera sea el método utilizado para llevarla a cabo.
La alícuota general aplicable tanto para los débitos como los créditos es del 0,6% (de acuerdo con lo establecido en el Artículo 1° de la Ley N° 25.413). Sin embargo, existen alícuotas reducidas del 0,075% e incrementadas del 1,2%. Las transacciones enumeradas en los puntos (i) y (ii) anteriores están sujetas a una alícuota del 1,2%.
En el caso de titulares de cuentas bancarias sujetos a la alícuota general del 0,6%, el 34% del impuesto determinado y recibido por el agente de retención sobre los montos depositados en dichas cuentas podrá computarse como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias y/o el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. En el caso de titulares de cuentas bancarias sujetas a la alícuota del 1,2%, podrán tomar el 17% del impuesto abonado como pago a cuenta en el Impuesto a las Ganancias y/o el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.
Existen exenciones en éste impuesto vinculadas con el sujeto y con el destino de las cuentas. Se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del BCRA) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país. No existen exenciones que prevean la no aplicación de este impuesto sobre los pagos de intereses y sobre los resultados de las ventas de obligaciones negociables.
Impuesto de Sellos
El Impuesto de Sellos grava los contratos instrumentados en las provincias argentinas o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires o los contratos instrumentados en una de dichas jurisdicciones o en el exterior, pero que produzcan efectos en otra jurisdicción argentina.
El Artículo 236, inciso 39, apartado b) del Código Fiscal de Santa Fe (t.o. 2014 y modificatorias) establece que los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de las acciones y demás títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV están exentos del impuesto de sellos. Esta exención no será de aplicación si en el plazo de 90 días corridos no se solicita su autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV o si la colocación de los mismos no se realiza en un plazo de 180 días a partir de ser concedida por la CNV la autorización para tal fin.
Con respecto a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a continuación se describen los aspectos más relevantes del gravamen:
La alícuota general del Impuesto de Sellos será 1% y, en la medida que el Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires no incluya reglamentaciones especiales, se aplicará sobre una base imponible equivalente al valor económico fijado en cada contrato.
En lo que respecta a las obligaciones negociables, el Artículo 470, inciso 53 del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables emitidas conforme al régimen de las Leyes N° 23.576 y 23.962 y sus modificatorias están exentos. Esta exención comprende a los aumentos de capital que se realice para la emisión de acciones a entregar por conversión de las obligaciones negociables emitidas en virtud de las leyes mencionadas en el párrafo anterior, como así también, la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen a la emisión, sean anteriores, simultáneas o posteriores a la misma.
El Artículo 470 inciso 50 del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que están exentos los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza vinculados y/o necesarios para posibilitar el incremento de capital social, emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la ley 17.811, por parte de sociedades o fideicomisos financieros debidamente autorizados por la CNV a hacer oferta pública de dichos títulos valores. Esta exención ampara los instrumentos, actos, contratos, operaciones y garantías vinculadas con los incrementos de capital social y/o las emisiones mencionadas precedentemente, sean aquellos anteriores, simultáneos, posteriores o renovaciones de estos últimos hechos. Asimismo, esta exención no se aplica si en un plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los mismos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.
Se recomienda a los potenciales inversores en obligaciones negociables considerar la posibilidad de que se aplique este impuesto en otras jurisdicciones sobre la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables.
Impuesto sobre los Ingresos Brutos
Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que puedan estar sujetos a la presunción de habitualidad en cualquier jurisdicción en la cual obtengan sus ingresos por intereses originados en la tenencia de Obligaciones Negociables, o por su venta o transferencia, podrían resultar gravados con este impuesto a tasas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada provincia argentina salvo que proceda la aplicación de alguna exención. Ciertas jurisdicciones como la Provincia de Santa Fe, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires eximen los intereses, actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia sobre las obligaciones negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables cuando estuvieran exentas del impuesto a las ganancias (es decir, se hayan cumplido los Requisitos y Condiciones).
Los potenciales adquirentes residentes en el país deberán considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en función de su residencia y actividad económica.
Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias
Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Santa Fe, Buenos Aires, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Salta, etcétera) han establecido regímenes de percepción del impuesto sobre los ingresos brutos que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.
Estos regímenes se aplican, en general, a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción.
Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango entre 0,01% y 5%.
Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.
Los potenciales adquirentes residentes en el país deberán considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en función de su residencia y actividad económica.
Tasa de Justicia
En caso de que sea necesario instituir procedimientos de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables, se gravará la correspondiente tasa de justicia (actualmente del 3% en la Ciudad de Buenos Aires) sobre el monto de cualquier reclamo presentado ante los tribunales de Argentina con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Otras Consideraciones
A nivel federal en Argentina, la transferencia gratuita de bienes a herederos, donantes, legatarios o donatarios no está sujeta a ningún impuesto.
A nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires (“PBsAs”) estableció por medio de la Ley N° 14.044 un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (el “ITGB”) con vigencia a partir del 01/01/2010. La Ley N° 14.044 fue modificada por la Ley N° 14.200 (publicada en el Boletín Oficial de la PBsAs el 24 de diciembre del 2010), por la Ley 14.808 (publicada en el Boletín Oficial de PBsAs el 22 de enero del 2016) y reglamentada por la Resolución 91/2010 de la Agencia de Recaudación de la PBsAs (publicada en el Boletín Oficial de la PBsAs el 7 de febrero del 2011). Las características básicas del ITGB son las siguientes:
El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.
Son contribuyentes del ITGB las personas físicas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.
Para los contribuyentes domiciliados en la PBsAs el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la PBsAs como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la PBsAs, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la PBsAs.
Se consideran situados en la PBsAs, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando estos estuvieren domiciliados en la PBsAs; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la PBsAs al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la PBsAs.
Están exentas del ITGB las transmisiones gratuitas de bienes cuando su valor en conjunto sea igual o inferior a AR$ 78.000, monto que se eleva a AR$ 325.000 cuando se trate de padres, hijos y cónyuges.
En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 4% al 21,925%, según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.
La transmisión gratuita de obligaciones negociables podría estar alcanzada por el ITGB en la medida que forme parte de transmisiones gratuitas de bienes cuyos valores en conjunto -sin computar las deducciones, exenciones ni exclusiones- sean superiores a AR$ 78.000 o AR$ 325.000 cuando se trate de padres, hijos y cónyuges.
La provincia de Entre Ríos sancionó en el año 2013, mediante la Ley Nº 10.197, un impuesto a la transmisión gratuita de bienes, que puede aplicarse si los beneficiarios se encuentran domiciliados en dicha Provincia o si los activos que se transmiten (como los Títulos) están ubicados en la misma. El hecho imponible y las alícuotas aplicables son similares a los del ITGB de la PBsAs. En el Decreto 2554/2014 (publicado en el Boletín Oficial de la provincia de Entre Ríos el 24 de octubre del 2014) se estableció que estarán exentas del impuesto a la transmisión gratuita de bienes las transmisiones gratuitas de bienes cuando no superen el monto de Ps. 60.000, o Ps. 250.000 cuando se trate de padres, hijos o cónyuges.
Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.
Convenios para evitar la doble imposición internacional
Argentina ha celebrado convenios para evitar la doble imposición con varios países (Alemania, Australia, Austria, Bélgica, Bolivia, Brasil, Canadá, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Reino Unido, Italia, Noruega, Países Bajos, Rusia, Suecia, Suiza y Uruguay). Los convenios firmados con Chile y México no han entrado en vigor por estar aún pendiente el cumplimiento de los requisitos previstos en las respectivas legislaciones internas. Actualmente no existe ningún convenio en vigencia entre Argentina y los Estados Unidos.
Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones de baja o nula tributación
De acuerdo con la presunción legal establecida en el Artículo 18.1 de la Ley N° 11.683 y sus modificatorias, los ingresos de fondos provenientes de países de baja o nula tributación (o países no incluidos dentro del listado de Países Cooperadores publicados en el sitio web de la AFIP) se consideran como incrementos patrimoniales no justificados para el receptor local, cualquiera sea la naturaleza o tipo de operación de que se trate. Los incrementos patrimoniales no justificados están sujetos a los siguientes impuestos:
- se determinará un impuesto a las ganancias a la alícuota del 35% sobre la emisora calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
- también se determinará el impuesto al valor agregado a una alícuota del 21% sobre la emisora calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
Aunque el significado del concepto “ingresos provenientes” no está claro, podría interpretarse como cualquier transferencia de fondos:
(i) desde una cuenta en un país de baja o nula tributación o desde una cuenta bancaria abierta fuera de un país de baja o nula tributación pero cuyo titular sea una entidad localizada en un país de baja o nula tributación.
(ii) a una cuenta bancaria localizada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de la Argentina pero cuyo titular sea un sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales.
El sujeto local o receptor local de los fondos puede refutar dicha presunción legal probando debidamente ante la autoridad impositiva que los fondos provienen de actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por una tercera persona en dicha jurisdicción o que dichos fondos fueron declarados con anterioridad.
Mediante el Decreto N° 589/2013, publicado el 30/5/2013 en el Boletín Oficial, se eliminó el listado de jurisdicciones de baja o nula tributación que regía desde noviembre de 2000 en el Decreto Reglamentario 1344/1998. Este Decreto abandona el sistema de lista negra y lo reemplaza por uno de lista blanca que incluirá a las jurisdicciones o regímenes especiales que se consideran cooperadores a los fines de la transparencia fiscal. Toda referencia a “países de baja o nula tributación” deberá entenderse efectuada a países no considerados “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal”.
Asimismo, establece que serán considerados países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o regímenes tributarios especiales cooperadores a los fines de la transparencia fiscal, aquellos que suscriban con el Gobierno de la República Argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula de intercambio de información amplia.
La condición de “país cooperador” quedará sin efecto cuando los convenios sean denunciados, dejen de tener aplicación o cuando, pese a la plena aplicación de los convenios, se verifique la falta de intercambio efectivo de información entre los países. La consideración como país cooperador podrá ser reconocida también en la medida en que el país respectivo haya iniciado con el Gobierno Argentino las negociaciones para suscribir alguno de los convenios de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula de intercambio de información amplio.
La lista blanca es elaborada y actualizada por la AFIP y se encuentra publicada en su sitio web: http://www.afip.gov.ar/
EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR.
Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA
A continuación se efectúa un resumen de ciertos aspectos relacionados con la regulación de la industria del petróleo y del gas en Argentina. Este resumen no pretende ser considerado como un análisis exhaustivo de todas las leyes y normas aplicables a dicha industria en la Argentina ni un análisis completo ni una enumeración de la totalidad de las cuestiones que puedan resultar de interés para un tenedor de Obligaciones Negociables. Este resumen se realiza a título informativo, se basa en las leyes y reglamentaciones vigentes en la Argentina a la fecha del presente Prospecto y se encuentra sujeto a cualquier modificación posterior de dichas leyes y reglamentaciones que pueda entrar en vigencia con posterioridad a la fecha de este Prospecto. No puede garantizarse que los tribunales y autoridades gubernamentales responsables de la aplicación de dichas leyes y reglamentaciones estarán de acuerdo con la interpretación de las mismas que se efectúa en el siguiente resumen o que no habrá cambios en dichas leyes y reglamentaciones o en la interpretación de las mismas por parte de tales tribunales y autoridades gubernamentales. Se aconseja a los potenciales inversores consultar a sus asesores legales para obtener un análisis más detallado al respecto.
PANORAMA GENERAL
La industria del petróleo y del gas en la Argentina ha estado y actualmente se encuentra sujeta a determinadas políticas y reglamentaciones que han dado lugar a precios internos regulados más bajos que los precios prevalecientes en el mercado internacional, regulaciones a la exportación, requerimientos de abastecimiento al mercado local que requieren redireccionar los suministros de la Sociedad a los mercados industriales o de exportación para aplicarlos a satisfacer la demanda de los consumidores locales, y derechos aduaneros sobre la exportación incrementales sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permite exportar. El Gobierno implementó estas regulaciones de precios y exportaciones y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local.
La industria de los hidrocarburos en la Argentina se encuentra regulada, a nivel federal, por la Ley Nº 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”), la cual fue dictada en el año 1967 y modificada por la Ley Nº 26.197 en 2007, la cual complementó la estructura legal para la exploración y producción de hidrocarburos, por la Ley Nº 24.076 ( la “Ley de Gas Natural”), dictada en 1992, la cual estableció la base para la desregulación de las industrias de transporte y distribución de gas natural, y por la Ley Nº 27.007 de 2014. El Poder Ejecutivo emite reglamentaciones para complementar estas leyes.
La Ley de Hidrocarburos limita a cinco el número de concesiones que pueden ser otorgadas a una entidad cualquiera y también limita el área total de permisos de exploración que puede ser otorgada a una sola entidad. En octubre de 2004, el Congreso Argentino dictó la Ley Nº 25.943 creando una nueva compañía energética de propiedad estatal, Energía Argentina S.A., denominada como “ENARSA”. El objeto social de ENARSA es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, el transporte, el almacenamiento, la distribución, comercialización e industrialización de esos productos, así como también el transporte y la distribución de gas natural y la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Además, la Ley Nº 25.943 otorgó a ENARSA todas las concesiones de exploración con respecto a las áreas offshore ubicadas más allá de 12 millas náuticas desde la línea costera hasta el límite exterior de la plataforma continental que estaban vacantes al momento de entrada en vigencia de esta ley, es decir, el 3 de noviembre de 2004.
Además, en octubre de 2006, la Ley Nº 26.154 creó un régimen de incentivos impositivos dirigidos a alentar la exploración de hidrocarburos y que se aplica a los nuevos permisos de exploración otorgados con respecto a las zonas offshore otorgadas a ENARSA y aquellas sobre las cuales no se han otorgado derechos a terceros en virtud de la Ley de Hidrocarburos, siempre que las provincias en las cuales estuvieron ubicados los reservorios de hidrocarburos adhieran a ese régimen. Asociarse con ENARSA es una condición previa para gozar de los beneficios que brinda el régimen creado por la Ley Nº 26.154. Los beneficios incluyen: el reintegro anticipado del impuesto al valor agregado por las inversiones hechas y los gastos incurridos durante el período de exploración y por las inversiones hechas dentro del período de producción, la amortización acelerada de las inversiones hechas en período de exploración y el reconocimiento acelerado de los gastos en conexión con la producción a lo largo de un período de tres años en vez de a lo largo de la duración de la producción, y exenciones al pago de derechos de importación por activos de capital no fabricados dentro de la Argentina.
La propiedad de los yacimientos de hidrocarburos fue transferida a las provincias a través del dictado de las siguientes disposiciones legales que efectivamente modificaron la Ley de Hidrocarburos:
- En 1992, la Ley N° 24.145 (la “Ley de Privatización de YPF”), aprobó la transferencia del derecho de dominio sobre las reservas de hidrocarburos a las provincias en que aquellas están ubicadas. Sin embargo, esta ley establecía que la transferencia estaba condicionada al dictado de una ley que modificara la Ley de Hidrocarburos para contemplar la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado.
- En octubre de 1994, se reformó la Constitución de la Nación Argentina, en virtud de lo cual el Artículo 124 otorgó a las provincias el control primario de los recursos naturales ubicados dentro de sus territorios.
- En agosto de 2003 el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 546/03 transfirió a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos en determinadas ubicaciones designadas como “áreas de transferencia”, así como también en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.
- En enero de 2007 la Ley Nº 26.197 reconoció el derecho de propiedad de las provincias sobre los yacimientos de hidrocarburos de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución de la Nación Argentina (incluyendo yacimientos respecto de los cuales se habían otorgado concesiones con anterioridad a 1994) y le otorgó a las provincias el derecho de administrar esos reservorios.
Marcos regulatorios provinciales
Sin perjuicio de la transferencia del dominio originario de los yacimientos mencionada, y la consecuente facultad de otorgar permisos y concesiones sobre éstos, y de controlar los permisos y concesiones en cuestión, algunas provincias han emitido sus propios marcos regulatorios del sector hidrocarburífero, aplicable a las actividades de dicho sector que tienen lugar dentro de sus respectivas jurisdicciones, tal el caso de la exploración y explotación de yacimientos. Conforme con cierta jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la medida en que dichos marcos regulatorios se aparten de o contradigan a las normas federales sobre hidrocarburos (por ejemplo, al prever una base de cálculo de regalías diferente a la regulada a nivel nacional o prever causales de caducidad de concesiones diferentes a las establecidas en las normas federales), y no sean simples reglamentaciones locales tendientes a aplicar en el ámbito provincial las facultades transferidas por el Estado Nacional, aquellos deberían ser declarados inconstitucionales.
Es posible que las autoridades de las provincias en las cuales la Emisora realiza actividades, pretendan aplicarle a ésta disposiciones locales reguladoras del mercado de los hidrocarburos, sobre temas ya regulados por normas federales o cuya regulación incumbe exclusivamente a las autoridades nacionales; en este caso, si dichas disposiciones locales fueran contrarias a las disposiciones federales, o efectivamente hayan regulado cuestiones reservadas exclusivamente a las autoridades nacionales, y su aplicación causara un perjuicio a la Emisora, ésta podría iniciar acciones a los efectos de obtener la inaplicabilidad de dichas normas locales y que se declare su inconstitucionalidad.
La Emisora realiza actividades de exploración y explotación en yacimientos ubicados en Neuquén y Mendoza, en virtud de concesiones de explotación propias así como de acuerdos con otras empresas titulares de concesiones de explotación o permisos de exploración. Dichas provincias tienen sus propios marcos regulatorios de la industria hidrocarburífera.
En el caso de Neuquén, por medio de la Ley N° 2453 (reglamentada por el Decreto N° 3124/04) se reguló la industria hidrocarburífera dentro del territorio de esa provincia. Dicha ley contiene disposiciones que, en líneas generales, sigue los lineamientos de las normas federales sobre hidrocarburos; sin perjuicio de ello, contiene disposiciones que, analizadas en abstracto, podrían ser consideradas contrarias al marco regulatorio federal de los hidrocarburos.
Existen precedentes jurisprudenciales en los que se declaró la inconstitucionalidad de algunas disposiciones de esa ley (Corte Suprema de Justicia de la Nación, “Chevron San Jorge S.R.L. c/Neuquén, Provincia del s/acción declarativa de inconstitucionalidad”, 1 de noviembre de 2011, fallo en el cual se declaró la inconstitucionalidad de una disposición de la ley que impedía deducir, a los efectos del cálculo de la base sobre la cual se pagarán las regalías correspondientes a hidrocarburos gaseosos, el volumen de gas utilizado para generación eléctrica en el yacimiento, lo cual es permitido por las normas federales).
La adecuación de las disposiciones provinciales, a las normas federales que regulan el mercado hidrocarburífero, deberá analizarse en cada caso en concreto, con el fin de determinar si aquellas son constitucionales o no. Asimismo, para declarar la inconstitucionalidad, es necesario que la norma cause un daño a quien solicita tal declaración. Hasta el momento, la Emisora no ha cuestionado la constitucionalidad de ninguna disposición de esa ley ni de otra norma reglamentaria o complementaria, dictada por la Provincia de Neuquén.
Asimismo, por medio del Decreto N° 1447/12 (modificatorio del Decreto N° 1703/10) la provincia de Neuquén modificó el artículo 10 del Decreto N° 3124/04 y reguló el procedimiento y los requisitos para el encuadramiento de lotes “bajo evaluación” a fin de evaluar la comercialidad de yacimientos de hidrocarburos, sean éstos convencionales o no convencionales.
La provincia de Mendoza también cuenta con una ley de hidrocarburos propia de características similares a la de la provincia de Neuquén.
LA LEY N° 26.741
El 3 de mayo de 2012, la Ley N° 26.741 (“Ley de Expropiación”) fue aprobada por el Congreso argentino y el 7 de mayo, se publicó en el Boletín Oficial de la República de Argentina. La mencionada ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.
El artículo 3 de la Ley de Expropiación establece que los principios de la política de hidrocarburos de la República de Argentina son los siguientes:
a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones;
b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas;
c) La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales;
d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo;
e) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto;
f) La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado;
g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos;
h) La obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
De acuerdo al artículo 2 de la Ley de Expropiación, el Poder Ejecutivo Nacional, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines de dicha ley con el concurso de los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.
Creación del Consejo Federal de Hidrocarburos
El artículo 4 de la Ley N°26.741 crea el Consejo Federal de Hidrocarburos, el que se integrará con la participación de a) el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y el Ministerio de Industria, a través de sus respectivos titulares y b) las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a través de los representantes que cada una de ellas designen. De acuerdo al artículo 5, son funciones del Consejo Federal de Hidrocarburos las siguientes: a) promover la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales, a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la presente; y b) expedirse sobre toda otra cuestión vinculada al cumplimiento de los objetivos de la presente ley y a la fijación de la política hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración.
Expropiación de las acciones de YPF Sociedad Anónima de propiedad de Repsol YPF
Con el propósito de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Asimismo, la Ley de Expropiación establece la expropiación del cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de Repsol YPF GAS S.A. representado por el sesenta por ciento (60%) de las acciones Clase A de dicha empresa, pertenecientes a Repsol Butano S.A., sus controlantes o controladas.
Tras intensas negociaciones, en el mes de febrero de 2014 la Argentina y Repsol llegaron a un acuerdo en virtud del cual Argentina pagará a Repsol la suma de US$ 5.000 millones. A efectos de la cancelación de dicho monto la Argentina entregará bonos públicos argentinos por un valor nominal de US$ 5.000 millones (ampliables hasta un monto adicional de US$ 1.000 millones). Dicho acuerdo fue aprobado por el Congreso Argentino con fecha 23 de abril de 2014, mediante la Ley N° 26.932 y consecuentemente Repsol ya ha recibido los bonos acordados.
De acuerdo al artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias deberá realizarse en forma equitativa, teniendo asimismo en cuenta para tal fin los niveles de producción de hidrocarburos y de reservas comprobadas de cada una de ellas.
Derechos de los nuevos accionistas
A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado nacional a favor de los Estados provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada por el plazo mínimo de cincuenta (50) años a través de un pacto de sindicación de acciones.
Cualquier transferencia posterior de las acciones sujetas a expropiación se encuentra prohibida sin la autorización del Congreso de la Nación con el voto de las dos terceras partes de sus miembros.
DECRETO N° 1277/12
Con fecha 27 de julio de 2012 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 1277/2012 (el “Decreto”), reglamentario de la Ley de Expropiación, constituyendo las disposiciones allí establecidas, el “Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina”. Entre otros, el decreto mencionado establece: la creación de un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”) quien elaborará anualmente, en el marco de la Política Hidrocarburífera Nacional, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el cual deberán inscribirse los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles; y la obligación de los sujetos inscriptos de presentar antes del 30 de septiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones, incluyendo un detalle de sus metas cuantitativas en materia de exploración, explotación, refinación y/o comercialización y transporte de hidrocarburos y combustibles, según corresponda; dicho Plan Anual de Inversiones debe ser aprobado por la Comisión.
La Comisión adoptará las medidas de promoción, fomento y coordinación que estime necesarias para el desarrollo de nuevas refinerías en el Territorio Nacional, que permitan garantizar el crecimiento de la capacidad de procesamiento local de acuerdo a las metas y exigencias del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; en materia de precios, y según lo dispone el Decreto, a los fines de asegurar precios comerciales razonables, la Comisión establecerá los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno. Asimismo, publicará precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles, los cuales deberán permitir cubrir los costos de producción atribuibles a la actividad y la obtención de un margen de ganancia razonable. El incumplimiento de las disposiciones del Decreto y normas complementarias podrá dar lugar a las siguientes sanciones: multa; apercibimiento, suspensión o eliminación del registro a que se refiere el artículo 50 de la Ley de Hidrocarburos, e incluso la caducidad de las concesiones o permisos.
A su vez, el Decreto deroga aquellas disposiciones de los Decretos N° 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 (los “Decretos de Desregulación”) que establecían, entre otras cuestiones, el derecho a la libre disponibilidad de la producción de hidrocarburos, la libertad para pactar los precios de comercialización de hidrocarburos y la libre disponibilidad, respecto de las restricciones del mercado cambiario, de hasta el 70% de las divisas generadas en cada operación de comercialización.
Cabe aclarar que, con fecha 18 de enero de 2013, la Comisión emitió la Resolución N° 1/2013 por medio de la cual creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el marco del cual, los sujetos interesados en participar e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto podían presentar ante la Comisión un “Proyecto de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” hasta el día 30 de junio de 2013 (plazo que fue prorrogado hasta el 4 de octubre de 2013). Dicha Resolución N° 1/2013 fue reglamentada por la Resolución N° 3/2013 de la Comisión.
El 8 de julio de 2013, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 927/2013, estableciendo, en el marco de los principios y objetivos de la Ley de Expropiación, un tratamiento fiscal diferenciado, por un plazo de tiempo determinado —desde su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina, esto es 17 de julio de 2013, hasta el día 31 de diciembre de 2014, inclusive, conforme modificación introducida por el Decreto N° 560/2014— para la importación de los bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias detalladas por su anexo, como una medida tendiente a favorecer la actualización del equipamiento y maquinarias de las empresas del sector hidrocarburífero.
Con fecha 2 de septiembre de 2013, la Comisión aprobó mediante Resolución N° 35/2013 el Reglamento Operativo para el acceso al Tratamiento Fiscal Diferenciado previsto por el Decreto N° 927/2013. Posteriormente, a través del dictado de la Resolución Nº 60/2016, el Ministerio de Energía y Minería aprobó el Nuevo Reglamento Operativo para el Acceso al Tratamiento Fiscal Diferenciado previsto por el Decreto Nº 927/2013.
Asimismo, en noviembre de 2013, la Comisión mediante la Resolución N° 60/2013, modificada por las Resoluciones Nº 22 y 39/2014 (reglamentada por Resolución N° 83/2013), creó el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” con el objeto de incluir a aquellas empresas que acrediten la condición de tener una “inyección base” inferior a los 4.000.000 m3. Los sujetos interesados en participar e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto N° 1277/12 podían peticionar ante la Comisión su inscripción hasta el 30 de abril de 2014 inclusive.
En enero de 2014, la Comisión, mediante la Resolución N° 1/2014 (modificada por la Resolución N° 18/2014 y N° 28/2014), aprobó el “Procedimiento para la importación de Petróleo Crudo Liviano” aplicable desde el 17 de enero de 2014 hasta el 31 de enero de 2015.
La Comisión, con fecha 5 de agosto de 2014, modificó esta resolución por medio de la Resolución 139/2014, la cual dispuso que los sujetos mencionados previamente podrán solicitar su inscripción al “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” en dos (2) períodos trimestrales dentro del año calendario y mientras se mantenga la vigencia de ese programa: del 1 de enero al 31 de marzo de 2014, y del 1 de julio al 30 de septiembre de 2014.Esta Resolución estableció que, en atención a la importancia que reviste el programa allí creado y para lograr los objetivos dispuestos por la Ley de Expropiación, resultaba necesario extender los alcances de ese programa. Por ello, además de extender los plazos de inscripción (lo cual se analizó en el párrafo anterior), modificó el período a considerar para calcular la “Inyección Base” y el “Precio Base” previstos en los términos y condiciones del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Así, se dispuso que se entenderá por “Inyección Base” a la inyección equivalente al promedio diario para el período comprendido durante los SEIS (6) meses inmediatamente anteriores al inicio del período de inscripción trimestral en que la empresa se inscriba. En igual sentido, se dispuso que se entendería por “Precio Base” al precio promedio ponderado correspondiente al período comprendido durante los seis (6) meses inmediatamente anteriores al inicio del período de inscripción trimestral de los precios del gas natural establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno, conforme el detalle que calcule cada Empresa Beneficiaria, en sus respectivas solicitudes de inscripción y/o “Proyectos de Inversión para la Inyección de Gas Natural”, según sea el caso, sujeto a verificación y posterior aprobación por parte de la Comisión.
Por otra parte, la Resolución 139/2014 dispuso, con el objetivo de ampliar el alcance del programa mencionado, que podrán peticionar la inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida todas aquellas empresas interesadas sin límites máximos de inyección de gas natural (Empresas Beneficiarias con Inyección Previa), y aquellas empresas que no posean registros de inyección de gas natural (Empresas Beneficiarias sin Inyección Previa).
Adicionalmente, dado que en la Resolución Nº 60/13 se estableció que en caso de empresas que tengan firmas subsidiarias o que pertenezcan a un grupo económico que posea otras sociedades productoras de gas natural dentro del país, se tomarían los volúmenes y la información en forma consolidada, al no contemplarse en esa norma el supuesto de que las firmas inscriptas adquirieran, luego de su inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, otras empresas no inscriptas, se consideró procedente establecer en la Resolución 139/2014 que si una empresa o grupo económico inscripto al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural o bien al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, adquiriese a otra empresa no participante de alguno de estos programas, dicha empresa no participante únicamente podrá solicitar su inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida como una empresa separada del grupo económico del cual forma parte.
Cabe destacar que la misma Resolución 139/2014 aclara que las modificaciones que por medio de esa norma se introducen tendrán vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial (lo que ocurrió el día 8 de agosto de 2014) siendo aplicables, únicamente, a las empresas que soliciten su inscripción con posterioridad a su entrada en vigencia. Respecto a las empresas que hubieren presentado sus solicitudes de inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, al día 30 de abril de 2014, se mantendrán las bases y condiciones del Programa vigentes a esa fecha.
La Comisión, con fecha 5 de agosto de 2014, por medio de la Resolución 140/2014 modificó la Resolución 83/2013. Esta resolución estableció un plazo de 45 días para que las Empresas Beneficiarias del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, presenten ante la Comisión la documentación exigida en el apartado a) del punto 4 del Anexo de la Resolución Nº 83/2013. Asimismo, esta resolución derogó el apartado h) del punto 4 del Anexo de la Resolución Nº 83/2013, implementando así un sistema de pago provisorio mediante el cual las Empresas Beneficiarias del Programa podían pedir un pago provisorio y a cuenta de hasta un porcentaje equivalente al 75% de la compensación económica que solicitaren.
Mediante Resolución Nº 185/2015 la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas sin Inyección” a fin de incluir a aquellas empresas que no tuvieran registros de inyección de gas natural y que adquirieran áreas pertenecientes a empresas inscriptas al “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” o al “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para empresas con Inyección Reducida”, pero que durante el período en el que la empresa vendedora hubiese calculado su inyección base, la inyección total proveniente de las áreas en cuestión hubiese sido nula.
En forma posterior, la Comisión dictó la Resolución Nº 74/2016, dejando sin efecto la Resolución Nº 185 y creando el “Programa de Estímulo a los Nuevos Proyectos de Gas Natural”, a fin de incentivar a la producción de gas natural para el caso de empresas que presentaran nuevos proyectos y que no fueran beneficiarias de los programas antes descriptos.
DECRETO 929/2013
El 11 de julio de 2013, el Poder Ejecutivo de la Nación dictó el Decreto 929/2013. Por medio de este decreto se promueve la inversión en explotación hidrocarburíferas. Así, allí se dispone los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, con permisos de exploración y/o concesiones de explotación, o bien terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten a la Comisión un proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000), calculada al momento de presentación del proyecto y a ser invertidos durante los próximos cinco (5) años del proyecto, pueden solicitar su inclusión en el régimen de promoción de inversiones previsto en esta norma.
Los sujetos que sean incluidos en el régimen de promoción, y por lo tanto accedan a los beneficios allí previstos, deben cumplir con el plan de inversión y desarrollo de reservorios comprometido.
Al respecto, cabe señalar que los beneficios previstos son:
- a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución del proyecto de inversión presentado, los beneficiarios gozarán del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos a raíz de la ejecución de dichos proyectos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, si éstos fueran aplicables;
- el 100% de las divisas provenientes de la exportación del porcentaje de hidrocarburos mencionado en el punto anterior, serán de libre disponibilidad y el beneficiario no estará obligado a ingresar las divisas al mercado argentino, siempre que la ejecución del proyecto de inversión presentado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000); y
- en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento (en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319) los sujetos incluidos en el régimen promocional gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos proyectos de inversión, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el punto (a), un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. A tales efectos, la Comisión establecerá por vía de reglamentación un mecanismo de compensación pagadero en pesos.
Asimismo, en este supuesto, los productores de hidrocarburos incluidos en el régimen de promoción, tendrán derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación de acuerdo a lo dispuesto en el punto (a), más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución de sus respectivos proyectos de inversión hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000).
Asimismo, el decreto aquí mencionado contiene disposiciones específicas sobre explotación no convencional de hidrocarburos. En esa línea, el Decreto 929/13 dispone que se entenderá por explotación no convencional de hidrocarburos la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad. Con relación a ello, el Decreto 929/13 dispone que:
- Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos, que hayan sido incluidos en el régimen promocional creado por ese decreto, tendrán derecho a solicitar (ante las autoridades provinciales o nacionales, dependiente del lugar donde encuentre ubicada el área hidrocarburífera) una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” (la cual se otorgará en los términos establecidos en la Sección 3a del Título II de la Ley Nº 17.319).
- Las respectivas autoridades de aplicación de la Ley Nº 17.319 mencionadas en el punto (a) podrán dentro del área de concesión subdividir el área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y otorgar la nueva concesión mencionada en el punto (a), que recaerá sobre el titular de la concesión del área que así lo solicite.
La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes, debiendo la autoridad concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión que derivó en la creación del área hidrocarburíferas no convencional. Queda establecido que la nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la Ley Nº 17.319.
Téngase en cuenta que la propuesta de subdivisión del área, para crear una nueva área de hidrocarburos no convencionales, sólo podrá ser aprobada previa resolución fundada que declare que no procede al momento de dicha aprobación, la aplicación al concesionario del régimen sancionatorio por incumplimientos a las disposiciones de la Ley Nº 17.319 y/o de las normas provinciales que resultaren de aplicación.
- El plazo de la nueva Concesión de Explotación no Convencional será el establecido por la Ley Nº 17.319, es decir 25 años al que se podrá adicionar en forma anticipada y simultánea con la nueva concesión la extensión del plazo de 10 años previsto en dicha ley, bajo la condición de efectivo cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en la legislación hidrocarburífera para los concesionarios de explotación, reconociéndose todos los derechos y obligaciones estipulados en la Ley Nº 17.319 para tales concesionarios.
- Los titulares de una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La delimitación de esas áreas adyacentes, será facultad de la autoridad concedente (es decir, la provincia o el Estado Nacional, según donde se encuentre ubicada el área hidrocarburífera).
El 15 de julio de 2013, la Comisión dictó la Resolución N° 9/2013, por medio de la cual se aprueba el Reglamento de Requisitos y Condiciones para la presentación y posterior incorporación, en su caso, de los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos en el marco del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado por Decreto Nº 929/2013.
LA LEY Nº 26.197
La Ley Nº 26.197, que modificó la Ley de Hidrocarburos, transfirió a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la propiedad sobre todos los yacimientos de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios y en los mares adyacentes hasta 12 millas náuticas desde la costa. La Ley Nº 26.197 también dispone que los yacimientos de hidrocarburos ubicados más allá de las 12 millas náuticas desde la costa hacia el límite exterior de la plataforma continental permanezcan dentro de la propiedad del Gobierno.
De acuerdo con la Ley Nº 26.197, el Congreso de la Nación continuará dictando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de hidrocarburos existentes dentro de todo el territorio argentino (incluyendo su mar), pero los gobiernos de las provincias donde están ubicados los reservorios de hidrocarburos serán responsables del cumplimiento de esas leyes y reglamentaciones, la administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades otorgantes de permisos de exploración y concesiones explotación. Sin embargo, las facultades administrativas otorgadas a las provincias serán ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que la complementan.
Por consiguiente, aun cuando la Ley Nº 26.197 estableció que las provincias serán responsables de la administración de los yacimientos de hidrocarburos, el Congreso de la Nación Argentina retuvo su facultad de emitir normas y regulaciones concernientes al marco legal de los hidrocarburos. Además, el Gobierno retuvo la facultad de determinar la política energética nacional.
Se indica expresamente que la transferencia no afectará los derechos y las obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación ni la base para el cálculo de regalías, las cuales se calcularán de acuerdo con el título de concesión y pagadas a la provincia donde están ubicados los yacimientos.
La Ley Nº 26.197 dispone que el Gobierno retiene la facultad de otorgar concesiones de transporte para: (i) concesiones de transporte ubicadas dentro del territorio de dos o más provincias y (ii) concesiones de transporte que tengan como destino directo la exportación de hidrocarburos. Consiguientemente, las concesiones de transporte que están ubicadas dentro del territorio de una sola provincia y que no están conectadas con instalaciones de exportación, son transferidas a las provincias.
Finalmente, la Ley Nº 26.197 otorga las siguientes facultades a las provincias: (i) el ejercicio en forma total e independiente de todas las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidos por la Ley Nº 26.197, (ii) la ejecución y cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales relacionadas con inversiones, información y producción racional y canon y pago de regalías, (iii) la prórroga de plazos legales y/o contractuales, (iv) la aplicación de sanciones establecidas en la Ley de Hidrocarburos y (v) todas las demás facultades relacionadas con el poder otorgado por la Ley de Hidrocarburos.
Sin perjuicio de la transferencia de yacimientos mencionada, y la consecuente facultad de otorgar permisos y concesiones sobre éstos, y de controlar los permisos y concesiones en cuestión, algunas provincias han emitido sus propios marcos regulatorios del sector hidrocarburífero, aplicable a las actividades de dicho sector que tienen lugar dentro de sus respectivas jurisdicciones, tal el caso de la exploración y explotación de yacimientos. Conforme con cierta jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la medida en que dichos marcos regulatorios se aparten de o contradigan a las normas federales sobre hidrocarburos (por ejemplo, al prever una base de cálculo de regalías diferente a la regulada a nivel nacional o prever causales de caducidad de concesiones diferentes a las establecidas en las normas federales), y no sean simples reglamentaciones locales tendientes a aplicar en el ámbito provincial las facultades transferidas por el Estado Nacional, aquellos deberían ser declarados inconstitucionales.
La Emisora se encuentra sujeta a normas provinciales que regulan la actividad hidrocarburífera y que, conforme la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, podrían ser consideradas inconstitucionales.
LA LEY Nº 27.007
La Ley 27.007 estableció variados cambios en la Ley de Hidrocarburos, entre los cuales se encuentran la modificación del Plazo Básico de los permisos de exploración, el cual se compone (en función de la modificación efectuada) de 2 períodos básicos de 3 años cada uno y un período de prórroga de 5 años. A su vez, para el caso del Plazo Básico de los permisos de exploración de objetivo no convencional, se establecen 2 períodos básicos de 4 años y un período de prórroga de 5 años. Será necesario cumplir con todas las obligaciones para pasar al segundo periodo exploratorio y luego del segundo periodo exploratorio deberán se deberá restituir el 50% del área exploratoria. En el caso de exploraciones en la plataforma continental y el mar territorial, cada uno de los períodos en que se subdivide cada Plazo Básico, puede ser incrementado en 1 año.
Por otra parte, se eliminó la prohibición de ser titular simultáneamente, y de manera directa o indirecta, de más de 5 permisos de exploración o 5 concesiones de explotación.
Las concesiones de explotaciones no convencionales se regulan independientemente de las convencionales, pudiéndose requerir, por parte de los concesionarios, la subdivisión del área existente en nuevas áreas de explotación no convencional y el otorgamiento, para cada una de éstas, de la correspondiente concesión de explotación.
Asimismo, los titulares de una concesión de explotación no convencional, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional (la cual deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburo, no obstante que el titular de aquella podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos) siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes.
Los plazos de concesión serán de 25 años para las explotaciones convencionales, 35 años para las no convencionales y 30 años en plataforma continental, todos ellos prorrogables por 10 años siempre que se hayan cumplido con las obligaciones correspondientes, estén produciendo hidrocarburos en esa área y presenten un plan de inversión consistente y la autoridad de aplicación podrá cobrar un bono de prórroga. La Ley 27.007 no prevé límites a las cantidades de prórrogas que el concesionario pude solicitar.
Las regalías serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos las cuales serán, a nivel provincial, de un 12%, con posibilidad de sumar hasta un 3% en la primera prórroga de la concesión (previendo la ley un tope de 18% para las siguientes prórrogas). En las explotaciones no convencionales se podrá fijar un adicional de 3%. En los casos de las concesiones de explotación en la plataforma continental y el mar territorial, corresponderá el pago de una regalía total que no podrá superar el dieciocho por ciento (18%). El poder ejecutivo nacional o provincial podrá reducir las regalías en caso de concesiones no convencionales y se prohíbe al Estado el establecimiento de futuras áreas reservadas para sus entidades o empresas.
Además de lo expuesto, la ley prevé que la autoridad de aplicación (nacional o provincial, según donde se encuentre ubicada la concesión) podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga.
La secretaría de Energía de la Nación será la titular de los permisos de exploración y de concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales (quitándole este poder a ENARSA). Los contratos acordados con ENARSA podrán ser renegociados por el Poder Ejecutivo Nacional.
Por último cabe señalar que, en línea con lo previsto en el Decreto 929/13, la Ley 27.007 establece un régimen de promoción de la actividad hidrocarburífera. Así, se dispone que el Estado Nacional incorporará al Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante el decreto mencionado, a los proyectos que impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a doscientos cincuenta millones de dólares estadounidenses (U$S 250.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros tres (3) años del proyecto. Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos proyectos.
El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios previstos en los artículos 6 y 7 del Decreto 929/13, será el siguiente: a) Explotación Convencional: veinte por ciento (20%), b) Explotación No Convencional: veinte por ciento (20%), c) Explotación costa afuera: sesenta por ciento (60%).
Los proyectos que se presenten deberán ser aprobados por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Los titulares de dicho proyecto aprobado deberán efectuar los siguientes aportes a la provincia en la cual se llevará a cabo el proyecto: a) Dos coma cinco por ciento (2,5%) del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria; b) Un monto a ser determinado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, en función de la magnitud y el alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado nacional.
NORMATIVA DICTADA POR EL NUEVO GOBIERNO
El 10 de diciembre de 2015, el nuevo presidente electo, Mauricio Macri, dictó el Decreto N° 13/2015, modificando la Ley de Ministerios y creando el Ministerio de Energía y Minería.
De acuerdo con la norma citada, el Ministerio de Energía y Minería tiene facultades para definir y cumplir con los objetivos y las políticas con respecto a todos los asuntos relacionados con la energía y la minería, incluidos los hidrocarburos, de conformidad con las leyes y reglamentaciones aplicables. Específicamente, el decreto establece que dicho ministerio tiene la facultad de regular, promover y supervisar la actividad hidrocarburífera en nombre del Gobierno Federal, conforme a la Ley N° 27.007.
El 29 de diciembre de 2015, a través del Decreto N° 272/2015 se disolvió la Comisión, cuyas funciones y facultades fueron asumidas por el Ministerio de Energía y Minería. A este último se le encomendó llevar a cabo una revisión integral de las reglas que rigen los requisitos de inscripción y presentación de información aplicables a empresas que se desempeñan en el sector de hidrocarburos. Las empresas que operan en el sector de hidrocarburos de Argentina están obligadas a presentar información técnica, cuantitativa y/o económica ante el Ministerio de Energía y Minería, la cual se utiliza para evaluar el desempeño del sector.
Por otra parte, mediante Resolución Nº 31/2016, el Ministerio de Energía y Minería le ordenó a ENARGAS llevar a cabo una revisión integral de las tarifas vigentes en el mercado de gas natural con relación a las licencias. Se estipuló que el proceso de revisión debía concluirse dentro de un año a partir del dictado de la resolución.
Esta medida implicó un fuerte aumento en las boletas de gas a pagar por los usuarios, lo cual derivó en diversos amparos realizados por usuarios y asociaciones de usuarios y consumidores que fueron concentrados en una sola acción colectiva por la Sala II de la Cámara Federal de la Plata en la causa “Centro de Estudios para la Promoción de la Igualdad y la Solidaridad y otros c/ Ministerio de Energía y Minería s/ Amparo colectivo”. Luego del fallo de Cámara que suspendió la vigencia de dichas resoluciones por haber sido dictadas sin audiencias públicas previas, el Gobierno Nacional apeló la sentencia y la Corte Suprema de Justicia de la Nación falló el día 18 de agosto de 2016, confirmando el fallo de Cámara.
En consecuencia, el ENARGAS convocó a audiencias públicas para el día 16 de septiembre de 2016 mediante el dictado de la Resolución N° 3957/2016. El 7 de octubre de 2016 se publicaron en el Boletín Oficial las resoluciones del ENARGAS que tuvieron por objeto declarar la validez de la Audiencia Pública celebrada durante septiembre de 2016 y que aprobaron con vigencia a partir del mismo 7 de octubre los nuevos cuadros tarifarios de las empresas prestatarias de los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural.
Ese mismo día, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 212/E2016 del Ministerio de Energía y Minería, mediante la cual se actualizaron los nuevos cuadros tarifarios del servicio de gas natural luego de la Audiencia Pública que se desarrolló entre el 16 y el 18 de septiembre de 2016 convocada tras el fallo de la Corte antes mencionado. Además, la Resolución Nº 212:
- Determinó los nuevos Precios en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte para el gas natural.
- Estableció porcentajes máximos de aumento para los precios de gas en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte respecto a la factura emitida al mismo usuario con relación al mismo período de facturación correspondiente al año anterior.
- Mantuvo la tarifa social para la protección a los sectores socio-económicamente más vulnerables e incentiva el uso responsable y eficiente de los recursos con una bonificación para aquellos usuarios que tuvieran un ahorro del 15% o más en su consumo, comparado con el del año anterior.
- Fijó los nuevos Precios del Gas Propano destinados a la distribución de Gas Propano Indiluido por redes. Asimismo, para aquellos usuarios Residenciales que registraron un ahorro del 15% o más con respecto al mismo período del año 2015, se estableció una bonificación.
- A través de sus considerandos, expresa que se implementarán ajustes por porcentajes fijos en los meses de abril y octubre de cada año, hasta llegar a la eliminación total de los subsidios en el año 2019, momento en el cual se prevé alcanzar los precios de mercado.
La Resolución N° 212/E2016 instruyó al ENARGAS a que, sobre la base de la situación económico-financiera de las empresas Licenciatarias y a cuenta de la Revisión Tarifaria Integral, aplicara una adecuación de las tarifas de transición vigentes de los Servicios Públicos de Transporte y Distribución de Gas Natural.
Por medio de la Resolución Nº 212-E/16 también se instruyó a la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos a elaborar semestralmente y elevar a dicho Ministerio para su aprobación la propuesta de precios en Punto de Ingreso al Sistema de Transporte correspondiente a cada semestre.
EMERGENCIA PÚBLICA
El 6 de enero de 2002 el Congreso de la Argentina dictó la Ley de Emergencia Pública, que representó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta esa fecha, y derogó la Ley de Convertibilidad que había estado vigente desde 1991 y había atado el peso al dólar en una paridad uno a uno. Además, la Ley de Emergencia Pública otorgaba al Poder Ejecutivo del Gobierno la facultad de dictar todas las reglamentaciones necesarias con el fin de superar la crisis económica en la que la Argentina se encontraba inmersa. Entre estas facultades, se incluye la posibilidad de regular transitoriamente los precios de insumos, bienes y servicios. La situación de emergencia declarada por la Ley N° 25.561 ha sido extendida hasta el 31 de diciembre de 2015 por la ley 26.896. El Poder Ejecutivo Nacional está autorizado para ejercer los poderes delegados por la Ley N° 25.561 hasta la fecha indicada.
Las siguientes son las medidas más significativas dictadas desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha en la Argentina para superar la crisis económica:
- Conversión a pesos de (i) todos los fondos depositados en entidades financieras a una tasa de cambio de $ 1,40 por cada dólar y (ii) todas las obligaciones (por ejemplo, préstamos) con entidades financieras denominadas en moneda extranjera y regidas por la ley argentina a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1,00. Los depósitos y obligaciones convertidos en pesos serían de allí en adelante ajustados por un índice de estabilidad de referencia, denominado el Coeficiente de Estabilidad de Referencia (“CER”), publicado por el Banco Central. Las obligaciones regidas por el derecho no argentino no han sido convertidas a pesos bajo las nuevas leyes.
- Conversión a pesos a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1,00 de todas las obligaciones entre partes privadas pendientes al 6 de enero de 2002 regidas por la ley argentina y pagaderas en moneda extranjera. Las obligaciones así convertidas en pesos serían ajustadas a través del índice CER, según se explicó en el párrafo anterior. En el caso de obligaciones no financieras, si como resultado de la conversión obligatoria a pesos el valor intrínseco resultante de los bienes o servicios que fueren el objeto de la obligación fuese mayor o menor que su precio expresado en pesos, cualquiera de las partes podrá pedir el ajuste equitativo del precio. Si éstas no pudieren ponerse de acuerdo sobre ese ajuste equitativo del precio, cualquiera de las partes podrá recurrir a los tribunales. El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 689/02 estableció una excepción a la Ley de Emergencia Pública y sus reglamentaciones, estableciendo que los precios de los contratos de compraventa y transporte de gas natural de largo plazo destinados a la exportación celebrados previo al dictado del Decreto 689 y denominados en dólares no serán convertidos a pesos ($ 1,00 por cada US$ 1.00).
- Conversión a pesos a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1.00 de todas las tarifas de servicios públicos, la eliminación del ajuste de tarifas por índices extranjeros tales como el Índice de Precios de Compra (PPI por sus siglas en inglés)/ Índice de Precios al Consumidor (CPI por sus siglas en inglés), y la imposición de un período de renegociación con las autoridades gubernamentales de allí en adelante.
- Imposición de derechos de exportación de hidrocarburos, instruyendo al Poder Ejecutivo del Gobierno a la determinación de la alícuota correspondiente a los mismos. La aplicación de estos derechos de exportación han sido extendidos hasta enero de 2017 por la ley 26.732.
- Creación de cargos tarifarios a pagar por ciertos usuarios de servicios de transporte y distribución de gas, por sujetos consumidores que reciben el gas directamente de los productores y por las empresas que procesen gas natural
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
La Ley de Hidrocarburos establece el marco legal básico para la regulación de la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo del Gobierno a crear una política nacional para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la Argentina, con el principal objetivo de satisfacer la demanda doméstica.
En virtud de la Ley de Hidrocarburos, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación. La Ley de Hidrocarburos permite también el reconocimiento superficial del territorio no cubierto por permisos de exploración o concesiones de explotación, con autorización de la Secretaría de Energía y/o de la autoridad provincial competente, según lo determinado por la Ley Nº 26.197, y con el permiso del propietario de la propiedad privada. La información obtenida como resultado del reconocimiento superficial debe ser dada a la Secretaría de Energía y/o a la autoridad provincial competente, quienes no podrán revelar esta información por un plazo de dos años sin el permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en conexión con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las autoridades federales y/o las autoridades provinciales competentes, según corresponda, pueden otorgar permisos de exploración a través de concursos. Los permisos otorgados a terceros en conexión con el proceso de desregulación y desmonopolización se otorgaron de acuerdo con los procedimientos detallados en los Decretos de Desregulación. En 1991, el Poder Ejecutivo Nacional creó un programa bajo la Ley de Hidrocarburos (conocido como el “Plan Argentina”) en virtud del cual se licitaban permisos de exploración. El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de hidrocarburos dentro del área determinada por el permiso. Cada permiso de exploración puede cubrir solo áreas no probadas que no excedan los 10.000 km² (15.000 km² offshore), y puede tener un plazo de hasta 14 años (17 años para la exploración offshore). El plazo de 14 años está dividido en tres períodos básicos y un período de prórroga. El primer período básico es de hasta cuatro años, el segundo período básico es de hasta tres años, el tercer período básico es de hasta dos años y el período de prórroga es de hasta cinco años. A la finalización de cada uno de los primeros dos períodos básicos, las áreas cubiertas por el permiso se reducen, como mínimo, al 50% de las áreas restantes cubiertas por el permiso, y el titular del permiso puede decidir qué parte del área conserva. A la finalización de los tres períodos básicos, el titular del permiso debe devolver toda el área remanente al Gobierno, a menos que el titular solicite un período de prórroga, en cuyo caso ese otorgamiento es limitado al 50 % del área restante.
Si el titular de un permiso de exploración descubre cantidades comercialmente explotables de petróleo o de gas, tiene el derecho de obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de esos hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán vigencia durante 25 años desde la fecha del otorgamiento de la concesión de explotación, con más el lapso no transcurrido del permiso de exploración. La Ley de Hidrocarburos establece además que el período de concesión pueda ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, con sujeción a que los términos y condiciones sean aprobados por la autoridad concedente al momento de la prórroga.
Según la Ley Nº 26.197, la facultad para prorrogar los plazos de permisos y concesiones de explotación existentes y nuevos ha sido conferida a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentra ubicado el bloque pertinente (y al Gobierno con respecto a los bloques offshore más allá de las 12 millas náuticas). A efectos de estar habilitado para obtener la prórroga de una concesión de explotación, el concesionario de explotación debe haber cumplido con todas sus obligaciones bajo la Ley de Hidrocarburos, incluyendo, aunque no limitado al pago de impuestos y regalías y el cumplimiento de obligaciones ambientales, de inversión y de desarrollo.
Luego del vencimiento del período de prórroga de 10 años de las concesiones actuales, las provincias tienen el derecho de otorgar nuevas concesiones o contratos con respecto a los bloques pertinentes.
Una concesión de explotación también otorga al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción de hidrocarburos, siempre que esas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. Una concesión de explotación da derecho al titular a obtener una concesión de transporte a efectos de evacuar los hidrocarburos producidos en el área.
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación establecen la obligación de los titulares de llevar a cabo todos los trabajos que les correspondan por la Ley de Hidrocarburos, observando las técnicas más adecuadas y eficientes, y de hacer las inversiones comprometidas. Además, los titulares deben:
- Evitar daños a los yacimientos de hidrocarburos y el desperdicio de hidrocarburos;
- Adoptar medidas adecuadas para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, a la industria pesquera, a las redes de comunicación y a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; y
- Cumplir con todas las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales aplicables.
Asociación con empresas públicas para explorar y/o explotar áreas hidrocarburíferas
Respecto de ciertas áreas hidrocarburíferas ubicadas en Neuquén y Santa Cruz (“Coirón Amargo”, “La Carmen” y “La Tehuelche”), con relación a las cuales la Emisora realizará actividades de exploración/explotación, cabe señalar que dicha actividad se realiza en virtud de acuerdos con Gas y Petróleo de Neuquén S.A.(la cual es una sociedad anónima con participación mayoritaria del estado de la provincia correspondiente). Esta asociación se hace por medio de (a) Uniones Transitorias de Empresas y (b) Contratos de operación de explotación/explotación de hidrocarburos.
En razón de los acuerdos señalados, la Emisora tiene derecho a parte de la producción hidrocarburíferas de los yacimientos en cuestión, de conformidad con los porcentajes acordados en los respectivos contratos.
Pago de regalías y canon
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, los titulares de concesiones de explotación también deben pagar regalías a la provincia donde se realiza la producción. Se paga una regalía del 12%, y un adicional de 3% en ciertas concesiones cuyo plazo ha sido extendido, sobre el valor a boca de pozo (igual al precio donde el producto es entregado, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones) de la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados. El valor se calcula sobre la base del volumen y el precio de venta del petróleo crudo y gas producidos, menos los costos de transporte y almacenamiento. Adicionalmente, de acuerdo a la Resolución N° 435/2004 de la Secretaría de Energía, si el titular de una concesión destina producción de petróleo crudo para su procesamiento en sus plantas, dicho titular debe acordar con las autoridades provinciales, o la Secretaría de Energía, según corresponda, el precio de referencia a ser utilizado para el cálculo de regalías.
Considerando que, como resultado de la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, que elevó los derechos de exportación sobre ciertos hidrocarburos, las sociedades comenzaron a negociar considerando esta nueva norma el precio del petróleo crudo en el mercado doméstico, el cual después sería usado como base para el cálculo de regalías, la Subsecretaría de Combustibles de la Secretaría de Energía dictó entonces la Disposición N° 1/08 que establece un precio mínimo de referencia para el cálculo de las regalías no permitiendo ajustes de calidad que disminuyan dicho precio.
Cabe señalar asimismo que la Disposición N° 1/08, ratificada por la Resolución 813/2010 de la Secretaría de Energía, ha sido recurrida exitosamente por otras empresas petroleras, argumentando que esa norma es contraria a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y con relación al mecanismo de cálculo de regalías. Estas empresas han obtenido de la Corte Suprema de Justicia de la Nación medidas cautelares ordenando, provisionalmente, que la Disposición N°1/08 no sea aplicada a las mismas (conf. “Colhue Huapi S.A. c/ Chubut s/incidente de medida cautelar”, 6 de julio de 2010, “Chevron Argentina SRL c/ Santa Cruz y otros s/ medida cautelar”, 29 de diciembre de 2009, “Enap Sipetrol Argentina S.A c/ Chubut s/medida cautelar”, 29 de diciembre de 2009 y, “Petro Andina Resources Ltd. c/ La Pampa s/medida cautelar”, 19 de octubre de 2010).
Adicionalmente, la Ley de Emergencia Pública, la cual creó las retenciones a las exportaciones, estableció que éstas no serían deducidas del precio de exportación a los fines de calcular las regalías del 12%. El gasto de regalías incurrido en la Argentina se contabiliza como un costo de producción. De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, cualquier hidrocarburo producido por el titular de un permiso de exploración antes del otorgamiento de una concesión de explotación está sujeto al pago del 15% por regalías.
La Corte Suprema de Justicia de la Nación ha hecho lugar a numerosas medidas cautelares por las cuales suspendió la aplicación de normas provinciales que establecían criterios diferentes a los establecidos en las normas nacionales, para el cálculo de regalías. Conforme con ese criterio, las provincias no podrían dictar normas que alteren la alícuota aplicable para el cálculo de las regalías ni tampoco podrían dictar normas que alteren la base de cálculo, pues la emisión de normas en ese sentido correspondería al Estado Nacional.
Además, en virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área del permiso o la concesión y que varía dependiendo de la fase de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. Adicionalmente, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1454/07, publicado en el Boletín Oficial de fecha 17 de octubre de 2007, aumentó el monto del canon de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que son pagaderos a las provincias en las cuales están ubicados los yacimientos de hidrocarburos o, en el caso de campos offshore y otros campos determinados, al Gobierno.
Caducidad de permisos de exploración y concesiones de explotación
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o de transporte pueden caducar ante cualquiera de los siguientes hechos:
- Falta de pago de una anualidad del canon respectivo dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
- Falta de pago de regalías dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
- Incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversión, trabajo o ventajas especiales,
- Por trasgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación correspondiente o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos,
- En el caso de permisos de exploración, la falta de solicitud de la concesión de explotación dentro de los 30 días de determinada la existencia de cantidades comercialmente explotables de hidrocarburos,
- La quiebra del titular del permiso o concesión,
- El fallecimiento o la finalización de la existencia legal del titular del permiso o concesión, o
- Si no se transportare hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o la violación reiterada de las tarifas autorizadas para ese transporte.
La Ley de Hidrocarburos establece además que, de manera previa a la declaración de caducidad, la autoridad de aplicación deberá otorgar al concesionario que hubiere incumplido, un período para la subsanación de la infracción que será determinado por la Secretaría de Energía y/o las autoridades provinciales competentes.
Prórroga de las concesiones de explotación
Cuando una concesión venciere o concluyere, todos los pozos de hidrocarburos, el equipo de operación y mantenimiento y las instalaciones pasarán automáticamente a la provincia donde el reservorio está ubicado o al Gobierno en el caso de reservorios bajo jurisdicción federal (es decir, ubicados en la plataforma continental o más allá de las 12 millas náuticas offshore), sin indemnización al titular de la concesión.
La Ley de Hidrocarburos establece que las solicitudes deben ser presentadas por lo menos seis meses antes de la fecha de vencimiento de la concesión, es una práctica de la industria comenzar el proceso mucho antes, tradicionalmente tan pronto como la factibilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión más allá del plazo de la concesión se hagan visibles.
Presentación de informes y certificaciones sobre reservas hidrocarburíferas
El 16 de marzo de 2006 la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 324/06 estableciendo que los titulares de permisos de exploración y concesiones de hidrocarburos debían presentar ante esa agencia detalles de sus reservas probadas existentes en cada una de sus áreas, cada año, con la certificación de un auditor externo de reservas. Los titulares de concesiones de hidrocarburos que exportaren hidrocarburos tienen la obligación de certificar sus reservas probadas de hidrocarburos. La certificación antes mencionada solo tiene el significado establecido por la Resolución S.E. Nº 324/06.
Mediante Resolución Nº 69/2016 de la Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos se aprobó la actualización de la clasificación, definiciones, metodologías de cálculo y demás requisitos que deben observarse con motivo de la presentación de las certificaciones de reservas y recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el marco de la Resolución S.E. Nº 324/06.
Prohibición de asociación y/o contratación con empresas que realicen actividades de exploración o explotación en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas
En marzo de 2007, la Secretaría de Energía dictó la Resolución N º 407/2007 modificada por la Resolución N° 194/2013 que aprobó nuevas normas sobre el Registro de Empresas Petroleras. De acuerdo a la Resolución 407/2007 y su modificatoria,, las empresas titulares de Concesiones de Producción y Permisos de Exploración, tienen prohibido contratar o de alguna manera beneficiarse de cualquier empresa o entidad que esté desarrollando o ha desarrollado actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas pertinentes. Las disposiciones de la Resolución Nº 407/2007 han sido incorporadas a la Ley N° 26.659, publicada en el Boletín Oficial el 13de abril de 2011, lo que aumenta la importancia del nivel de regulación de tales disposiciones. Adicionalmente, las disposiciones de la Ley N° 26.659 prohíben llevar a cabo tareas técnicas, económicas, financieras y de consultoría con personas o entidades que están desarrollando actividades exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes. Finalmente, la Ley N ° 26.659 establece que la Secretaría de Energía elaborará una lista de personas y entidades que están desarrollando actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes.
En diciembre de 2013, el Congreso de la Nación dictó la Ley N° 26.915 que modifica la Ley N° 26.659 y establece la aplicación de sanciones penales y administrativas a empresas que desarrollen actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina, sin la correspondiente autorización de las autoridades argentinas.
En este sentido, la Ley N° 26.915, establece la pena de prisión de 10 a 15 años, multas por el equivalente al valor de mercado de 20.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial a quienes encarguen o realicen, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos mediante la exploración, extracción, transporte o almacenamiento de hidrocarburos en el lecho o en el subsuelo del mar territorial o en la plataforma continental argentinos, sin autorización de las autoridades argentinas.
La condena importa además del decomiso de equipos y materiales empleados en la ejecución de los actos ilícitos y de los hidrocarburos, la extinción de todo permiso de exploración o concesión de explotación o de transporte de hidrocarburos o minera, de toda concesión o licencia originada en cualquier tipo de contrato otorgado o aprobado por el Estado Nacional o las provincias y la caducidad de los beneficios impositivos o previsionales que hubieren sido acordados en beneficio del autor del hecho, entre otras sanciones.
En el caso de que las actividades prohibidas sean ejecutadas en nombre, con la ayuda o en beneficio de una persona jurídica, la pena de prisión se aplicará a los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible. A su vez, a la persona jurídica se le podrán aplicar las siguientes sanciones: multas equivalentes al valor de mercado de 100.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI); suspensión total o parcial de actividades, por hasta diez (10) años; suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el Estado, por hasta diez (10) años; cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad; publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa del condenado.
Conforme al artículo 10 de la Ley N° 26.915, la competencia para la instrucción y el juzgamiento de los hechos previstos en ella corresponde a la justicia federal.
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
En junio de 1992 se aprobó la Ley del Gas Natural, que dispone la privatización de Gas del Estado Sociedad del Estado (“Gas del Estado”) regulando el transporte y la distribución de gas natural, y la desregulación del precio del gas natural. Para llevar a cabo la privatización de Gas del Estado las principales cinco líneas troncales del sistema de transmisión de gas se dividieron en dos sistemas principalmente sobre una base geográfica (los sistemas de gasoductos troncales norte y sur). El objetivo era dar acceso a ambos sistemas a las fuentes productoras de gas y a los principales centros de consumo, en Buenos Aires y sus alrededores. Estos sistemas fueron transferidos a dos nuevas compañías de transporte. El sistema de distribución de Gas del Estado se dividió en ocho compañías regionales de distribución, incluyendo dos compañías de distribución para dar servicio al área del Gran Buenos Aires. Las acciones de cada una de las compañías de transporte y de distribución se vendieron a consorcios de oferentes privados. Del mismo modo, en 1997, se otorgó a oferentes privados una licencia de distribución para las provincias de Chaco, Formosa, Entre Ríos, Corrientes y Misiones.
La estructura regulatoria para la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, bajo el cual los productores de gas tienen acceso abierto a capacidad disponible futura en los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria.
Se construyeron gasoductos transfronterizos para interconectar Argentina, Chile, Brasil y Uruguay y productores han exportado gas natural a los mercados chilenos y brasileros en la medida en que lo permite el Gobierno. Durante los últimos años las autoridades argentinas han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, incluyendo la emisión de una instrucción de suministro interno en virtud de la Disposición S.S.C. Nº 27/04 y las Resoluciones Nº 265/04, 659/04 y 752/05 (las cuales requieren que los exportadores suministren gas natural al mercado local argentino) instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de regulaciones a las exportaciones de gas natural impuestas a través de compañías transportadoras y/o comisiones de emergencia creadas para tratar situaciones de crisis.
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
La Ley de Hidrocarburos permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones de 35 años para el transporte de petróleo, gas y derivados luego de la presentación de ofertas licitatorias competitivas. En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales correspondientes tienen las mismas facultades. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un período adicional de diez años luego de ser solicitado al Poder Ejecutivo. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:
- Transportar petróleo, gas y derivados
- Construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para operación eficiente de un sistema de tuberías.
El titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a aprobación de la Secretaría de Energía para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas revierten al Gobierno sin ningún pago al titular. Los gasoductos y sistemas de distribución transferidos en el marco de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural.
Adicionalmente, en virtud de la Ley Nº 26.197, todas las concesiones de transporte ubicadas íntegramente dentro de la jurisdicción de una provincia y no conectadas directamente a un ducto de exportación revierten a esa provincia. El Poder Ejecutivo retiene la facultad de regular y hacer cumplir todas las concesiones de transporte ubicadas dentro de dos o más provincias y todas las concesiones de transporte conectadas directamente a ductos de exportación.
REFINACIÓN
Las actividades de refinación de petróleo crudo llevadas a cabo por productores de petróleo u otros están sujetas a la inscripción previa de las compañías petroleras en el registro que lleva la Secretaría de Energía y al cumplimiento de disposiciones ambientales y sobre seguridad, como también a la legislación ambiental provincial e inspecciones municipales de seguridad e higiene. En enero de 2008, la Secretaría de Comercio Exterior emitió la Resolución Nº 14/2008, mediante la cual se ordenó a las compañías refinadoras a optimizar su producción con el objetivo de obtener los máximos volúmenes de acuerdo con su capacidad.
Por medio del Decreto N° 2.014/2008 de fecha 25 de noviembre de 2008 emitido por el Poder Ejecutivo Nacional, se creó el programa de Refinación Plus, destinado a fomentar la producción de combustible diesel y gasolina. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. De acuerdo a dicho programa, las empresas refinadoras que emprendan la construcción de una nueva refinería o la ampliación de la capacidad de refinación y/o conversión de una refinería existente, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, tendrán derecho a recibir créditos de derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394/2007 (modificada por la Resolución N° 1/2013) y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción.
EXPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS
Bajo la Ley de Hidrocarburos y los Decretos de Desregulación, los titulares de concesiones de explotación tienen el derecho de producir y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que extraen, y están habilitados para disponer de esa producción en el mercado local o en el de exportación, con sujeción, en cada caso, a las condiciones que se describen a continuación. Sin embargo, tal disponibilidad fue afectada a raíz de la sanción de la Ley N° 26.741 y el Decreto N° 1277/12. Véase “La Ley N° 26.741” y “Decreto N° 1277/12”.
La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo Nacional a regular los mercados argentinos del petróleo y el gas y prohíbe la exportación de petróleo crudo durante los períodos en que el Poder Ejecutivo Nacional encuentre que la producción interna es insuficiente para satisfacer la demanda interna. Si el Poder Ejecutivo Nacional restringe la exportación de combustible crudo y productos o la libre disponibilidad del gas natural, los Decretos de Desregulación establecen que los productores, refinadores y exportadores recibirán un precio:
- En el caso de petróleo crudo y productos, que no sea inferior al precio del petróleo crudo y de los productos importados de calidad similar, y
- En el caso del gas natural, no inferior al 35% del precio internacional por m3 del Arabian Light Oil, 34º API.
Asimismo, los Decretos de Desregulación requieren expresamente que el Poder Ejecutivo Nacional notifique con doce meses de anticipación todas las futuras regulaciones a las exportaciones. No obstante las disposiciones precedentes, algunas resoluciones dictadas con posterioridad (la Resolución S.E. 1679/04, la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 532/04 y la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción) han modificado el mecanismo de precios mencionado precedentemente, estableciendo una tasa variable con un valor máximo del precio neto de exportación de 42 US$/bbl (47 US$/bbl para la Cuenca Neuquina), este precio es el utilizado para la compra de refinerías a productores. Además han fijado una tasa mínima del 45%, que equivale a una retención efectiva del 31% sobre el precio bruto.
PROMOCIÓN DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y RESERVAS
Programa Petróleo Plus
Mediante el Decreto N° 2.014/2008 del 25 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo Nacional creó el programa Petróleo Plus, destinado a fomentar la producción de petróleo crudo y el aumento de las reservas a través de nuevas inversiones en exploración y desarrollo. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. El programa autoriza a las empresas de producción, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, que aumentan su producción y reservas en el ámbito del programa, a recibir certificados de crédito fiscal utilizables sobre derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394 / 2007 (modificada por la Resolución 1/2013) y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción.
En julio de 2015, a través del Decreto N° 1.330/2015 el Poder Ejecutivo dispuso dejar sin efecto el Programa Petróleo Plus y crear un mecanismo para la devolución de los créditos fiscales de ese programa.
Productos refinados
En abril de 2002, el Gobierno y las principales compañías petroleras en Argentina llegaron a un acuerdo sobre un subsidio dado por el Gobierno a las compañías de transporte público de colectivos. El Convenio de Estabilidad de Suministro de Gas Oil fue aprobado mediante el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 652/02 y aseguró a las compañías de transporte la provisión necesaria de gasoil a un precio fijo de Ps. 0,75 por litro desde el 22 de abril de 2002 hasta el 31 de julio de 2002. Acuerdos posteriores entre el Gobierno y las principales compañías petroleras en argentina extendieron el esquema de subsidios hasta diciembre de 2009, habiendo sido revisado el precio antes mencionado en ciertas ocasiones, siendo el actual de 1,30 pesos por litro.
En marzo de 2009, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.390/2009 autorizó al Jefe de Gabinete a firmar acuerdos anuales extendiendo el subsidio para el gasoil destinado a compañías de transporte para el año fiscal 2009 y hasta la finalización de la emergencia pública declarada por la Ley de Emergencia Pública y sus modificaciones, y ordenó a dicho funcionario incorporar las modificaciones necesarias con el objeto de extender la posibilidad de compensar con créditos por impuestos a las exportaciones de todos los productos hidrocarburíferos actualmente exportados, y en su defecto, en efectivo. El esquema de subsidios ha continuado vigente sobre la base de la comunicaciones mensuales de la Secretaría de Transporte de la Argentina indicando a las compañías petroleras los volúmenes a ser distribuidos a cada beneficiario de los subsidios, habiendo asimismo continuado el Gobierno con la correspondiente compensación a las compañías petroleras por las entregas de gasoil hechas bajo el esquema antes indicado.
La Secretaría de Energía ha emitido una serie de resoluciones que afectan el mercado de combustibles. Por ejemplo, la Resolución S.E. Nº 1.102/04 creó el Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenamiento, Distribuidores y Vendedores Mayoristas de Combustibles e Hidrocarburos, y de Gas Natural Comprimido; la Resolución S.E. Nº 1.104/04 creó un módulo de información de precio de venta mayorista como parte integrante del sistema federal de información de combustibles, así como también un mecanismo para la comunicación de precios y volúmenes a cargo de los titulares de las empresas inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Empresas Elaboradoras y/o Comercializadoras; la Resolución S.E. Nº 1.834/05 obliga a las estaciones de servicio y/u operadores de bocas de expendio y/o consumo propio de combustibles líquidos e hidrocarburos que hubieren pedido suministro de gasoil, y que aún no se les hubiere efectuado el suministro, a comunicar esa situación a la Secretaría de Energía; la Resolución S.E. Nº 1.879/05 estableció que las compañías refinadoras registradas por la Secretaría de Energía que fueren partes en contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y el expendedor de combustible, deben asegurarle a éste el suministro continuado, confiable, regular y no discriminatorio, dando el derecho al expendedor de obtener el producto de una fuente alternativa, y ante ello, cobrar la diferencia extra en los costos correspondientes a la compañía refinadora.
La Disposición S.S.C. Nº 157/06 de la Subsecretaría de Combustibles dispone que los operadores de estaciones de servicios que son parte de contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y la estación de servicios, y que por alguna razón estuvieren buscando rescindir de ese contrato, deberán informar la rescisión en forma anticipada a la Subsecretaría de Combustibles a fin de informar a la Secretaría de Comercio Interior. El Secretario de Comercio Interior debe: (i) emitir una declaración con relación a la validez de la rescisión del contrato y (ii) emplear todos los medios necesarios para permitir que la estación de servicios que está rescindiendo el contrato celebre otro contrato con una compañía refinadora y/o comercializador de combustibles para garantizarle el suministro de combustible.
La Resolución S.E. Nº 1.679/04 reinstaló el registro de operaciones de exportación de gasoil y petróleo crudo creado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 645/2002, y ordenó a los productores, comercializadores, compañías refinadoras y cualquier otro agente del mercado que estuviere interesado en exportar gasoil o petróleo crudo a que registren esa operación y prueben que la demanda interna se encuentra satisfecha y que han ofrecido al mercado local el producto a ser exportado. Asimismo, la Resolución S.E. N° 1338/06 incorporó otros productos hidrocarburíferos al régimen de registro creado por el Decreto N° 645/02, incluyendo nafta, fuel oil y sus mezclas, diesel oil, aerokerosene o jet fuel, asfaltos, ciertos petroquímicos, ciertos lubricantes, coque y derivados para uso petroquímico. La Resolución Nº 715/2007 de la Secretaría de Energía facultó al Director Nacional de Refinación y Comercialización a determinar las cantidades de gasoil que serán importadas por cada compañía, en períodos determinados del año, para compensar las exportaciones de productos incluidos bajo el Régimen de la Resolución Nº 1679/04; el cumplimiento de esta obligación de importar gasoil es necesario para obtener autorización para exportar los productos incluidos bajo el Decreto Nº 645/2002, (crudo, fuel oil, gasoil, carbón de coque y nafta, entre otros). Asimismo, la Resolución Nº 25/06 de la Secretaría de Comercio Interior, dictada dentro del marco de la Ley N° 20.680, impone a las compañías refinadoras argentinas la obligación de abastecer toda la demanda razonable de gasoil, suministrando ciertos volúmenes mínimos (establecidos por la resolución) a sus usuarios habituales, principalmente distribuidores y operadores de estaciones de servicio.
El 17 de agosto de 2010, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 295/2010, la cual estableció que el precio de comercialización de los combustibles líquidos debía ser nivelado de nuevo a los precios vigentes el 31 de julio de 2010. Esta resolución fue impugnada con éxito por otra empresa y mediante una medida cautelar se concedió la suspensión de los efectos de esta Resolución. La Resolución fue derogada posteriormente por la Resolución N° 543/2010 de la Secretaría de Comercio Interior.
Asimismo, el 1 de febrero de 2011, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 13/2011, la cual indicaba que el precio de los combustibles líquidos tenía que ser retrotraído a los precios vigentes al 28 de enero de 2011. Esta resolución también requería que las refinerías y las compañías petroleras continúen suministrando cantidades de combustible al mercado interno compatible con el volumen de entregas del año anterior, ajustado por la correlación positiva entre el aumento de la demanda de combustible y el producto bruto interno. Sin embargo, el 28 de marzo de 2011, la Secretaría de Comercio Interior derogó la Resolución N° 13/2011, por medio de la Resolución N° 46/2011, alegando modificaciones en las condiciones de mercado.
Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos
El 11 de julio de 2013, el PEN dictó el Decreto N° 929/2013 por medio del cual creó el “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, en el marco de las Leyes Nº 17.319, 26.197 y 26.741, aplicable a todo el territorio nacional. El Decreto N° 929/2013 fue reglamentado por medio de la Resolución N° 9/2013 de la Comisión.
Pueden solicitar la inclusión en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos en cuestión aquellos que: (i) estén inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, (ii) sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional, las provincias o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según corresponda, y/o (iii) sean terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos. Los interesados deben presentar ante la Comisión un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de mil millones de dólares calculada al momento de la presentación del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos y a ser invertidos durante los primeros cinco años del proyecto.
La inclusión en este Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos implica para los sujetos beneficiarios el deber de cumplir con los planes de inversión y desarrollo de reservorios comprometidos en sus respectivos proyectos.
Los beneficios previstos por el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos consisten en que a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, el sujeto gozará del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. Además, el volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado.
En caso de tratase de una modalidad asociativa, el Decreto N° 929/2013 prevé que las partes podrán convenir de qué modo se distribuirá entre ellas la aplicación del beneficio descrito precedentemente.
Además, los beneficiaros del régimen que exporten hidrocarburos, tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del 20% de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto de mil millones de dólares.
Por otro lado, se prevé que si la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento (en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319), los sujetos incluidos en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del MULC por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas, siempre que la ejecución del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos mil millones de dólares
Asimismo, se otorga a los gobiernos provinciales y al de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la facultad de otorgar beneficios complementarios a los mencionados previamente.
Por otra parte, los sujetos incluidos en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos tienen derecho a solicitar una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” (entendida esta como la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad), en determinados casos.
GAS NATURAL
Mercado Electrónico del Gas
En febrero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04 (i) creó el Mercado Electrónico del Gas (“MEG”) para las operaciones de venta spot diaria de gas natural y un mercado secundario de servicios de transporte y distribución y (ii) estableció deberes de información para los compradores y vendedores de gas natural con relación a sus respectivas operaciones comerciales, requeridos como condición para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural a través del sistema de transporte (ulteriormente regulado por la Resolución Nº 1.146/04 de noviembre de 2004 y la Resolución Nº 882/05 emitidas por la Secretaría de Energía). De acuerdo con el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04, todas las ventas spot diarias de gas natural deben ser negociadas dentro del ámbito del MEG.
Acuerdos con productores de gas natural para satisfacer la demanda interna
En febrero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181/04 autorizó a la Secretaría de Energía a negociar con los productores de gas natural un mecanismo de ajuste de precios del gas natural suministrado a industrias y compañías de generación de electricidad.
El 13 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía homologó una propuesta de acuerdo con los productores de gas natural con relación al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011 (el “Acuerdo 2007-2011”), dándole a esos productores un plazo de cinco días hábiles para adherirse al Acuerdo 2007-2011. Si dentro de ese plazo el Acuerdo 2007-2011 no fuere firmado por una cantidad suficiente de productores que lo hagan viable, la Secretaría de Energía desestimaría el Acuerdo y dictaría los Procedimientos de Abastecimiento Complementario al Mercado Interno 2007-2011 (los cuales no se describen en la Resolución Nº 599/07). La Emisora suscribió el Acuerdo 2007-2011.
Si bien los productores están autorizados a retirarse del Acuerdo 2007-2011 en virtud de sus términos, si así lo hicieran, dichos productores serían tratados como cualquier productor que no haya suscripto el Acuerdo 2007-2011 en primer lugar, estando sujetos igualmente a requerimientos de inyección de gas, por parte del Estado Nacional, en caso que la producción provista por los productores firmantes no alcance a satisfacer la demanda prevista en el acuerdo, los cuales serán pagados a precios inferiores a los que recibiría un productor firmante por dicho suministro adicional de gas.
Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 172 mediante la cual se extienden temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución 599/07, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la Resolución previamente indicada.
La Resolución N° 599/07 determina la venta de gas a un precio de 56 $/Mm3 para el gas residencial (aprox. 0,50 US$/MMBtu) y 115 $/Mm3 para el GNC e industria (1,00 US$/MMBtu). Los volúmenes son determinados por el Gobierno, según la demanda estacionaria. De esta manera el precio de venta del gas tuvo una disminución en promedio del 70%, ya que el precio de venta previo a la resolución era de 2 US$/MMBtu.
El objeto del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales. Los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011 se comprometerían a abastecer una parte de los niveles de demanda acordados según su participación determinada sobre la base de la producción total de los 36 meses previos a abril de 2004. El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas respecto de los términos de los contratos de suministro de cada segmento del mercado y ciertos límites de precios para cada segmento de los niveles de demanda acordados. Con el fin de garantizar la demanda de gas natural del mercado local que exceda los niveles de demanda acordados, la Resolución S.E. Nº 599/07 mantiene la validez de las Resoluciones que implementaron los cortes de los compromisos de exportación de gas natural y el redireccionamiento de esos volúmenes de gas natural hacia determinados sectores del mercado local. La Resolución también señala que el Acuerdo 2007-2011 no obsta a la eventual suspensión o caducidad de los permisos de exportación.
La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.070/2008 publicada en el Boletín Oficial del 1 de octubre de 2008, ratifica el acuerdo complementario al acuerdo 2007-2011, suscripto entre los Productores de Gas Natural y la Secretaría de Energía el 19 de septiembre de 2008 (el “Acuerdo Complementario”) cuyo objeto es (i) la reestructuración de precios de gas en boca de pozo y la segmentación de la demanda residencial de gas natural y (ii) establecer el aporte de los productores de gas natural al Fondo Fiduciario creado por la Ley N° 26.020. El Acuerdo Complementario también contiene ciertos requerimientos vinculados a la provisión de Gas Licuado de Petróleo al mercado doméstico. A través de la Resolución N° 1070/08, la Secretaría de Energía determinó los precios bases para el segmento residencial aplicable a los productores que firmen el Acuerdo Complementario. Con fecha 13 de enero de 2010 se firmó una Adenda al Acuerdo Complementario estableciendo el aporte del sector de los Productores al Fondo Fiduciario creado por la Ley N° 26.020 para el período comprendido entre el 1 de Enero y el 31 de diciembre de 2010. Con fecha 25 de Enero de 2011 se firmó una segunda Adenda al Acuerdo Complementario (aprobada por Resolución N° 277/2012) que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2011. Finalmente, el 20 de diciembre de 2011 se suscribió una tercera Adenda al Acuerdo Complementario (ratificada por la Resolución N° 55/2012) que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2012.
A su vez, la Resolución N° 55/2012 estableció lo siguiente respecto de los no firmantes del Acuerdo 2007-2011: (i) el incremento en el precio del gas natural establecido en el Acuerdo Complementario no será aplicable al gas natural inyectado en el sistema de gas natural por los no firmantes del Acuerdo; (ii) el gas natural inyectado por los no firmantes será consumido primero en el orden de prioridad por los usuarios residenciales, cuyas tarifas se encuentran en el rango más bajo; y (iii) los no firmantes deberán cumplir con los compromisos asumidos por los productores de gas natural bajo el Acuerdo 2007 – 20011, extendido por la Resolución N° 172. El 20 de marzo de 2012, la Resolución SE N° 55/2012 fue complementada por la Resolución del ENARGAS N° 2087/2012 (modificada por la Resolución ENARGAS N° 2088/2012) que establece, entre otros, el procedimiento de distribución que deben seguir las empresas para asegurar los montos a ser depositados en el fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020. Además, según esta resolución, los productores no firmantes de la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente a 2012 no les es permitido cargar a los consumidores abastecidos directamente por las empresas distribuidoras los precios incrementales para el precio del gas en boca de pozo según lo establecido por las Resoluciones N° 1070/2008 y 1417/2008. Consecuentemente, los productores no firmantes tienen que facturar los precios más bajos que estaban en vigor antes de la adopción de dichas resoluciones para el gas suministrado a las empresas de distribución.
El 17 de julio de 2009 el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y los Productores de Gas Natural firmaron un acuerdo en el cual: (i) se fijan los precios de gas natural en boca de pozo para el segmento usina eléctrica desde julio hasta diciembre de 2009 y (ii) se fija un incremento del precio del gas natural, a partir de agosto de 2009, a percibir por los productores de Gas Natural por sus ventas al segmento residencial, cuyo valor será ajustado mensualmente de forma tal que los montos resultantes representen el 50% de lo recaudado por el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural.
El 17 de Diciembre de 2010 ciertos productores de gas natural firmaron un acuerdo que fija el porcentaje de Gas Natural Licuado regasificado que será asignado a cada productor de gas natural por el año 2011, lo cual deberá ser computado para los compromisos de proveer gas natural a las distribuidoras bajo la Resolución N° 599/07.
Procedimientos para dirigir la producción de gas con el objeto de satisfacer la demanda interna
Con fecha 4 de octubre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 1410/2010 del ENARGAS mediante la cual se aprueba un “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas” que implementa nuevas pautas a seguir para el despacho de gas natural aplicable a todos los sujetos de la industria del gas, imponiendo nuevas y más severas regulaciones a la disponibilidad de gas por parte de los productores, y según se menciona a continuación:
- Las Distribuidoras quedan habilitadas a nominar todo el gas necesario para atender la Demanda Prioritaria, aun cuando se trate de volúmenes que excedan los que la SE les hubiese asignado en virtud del Acuerdo 2007-2011 homologado por la Resolución SE N° 599/07.
- Los Productores están obligados a confirmar todo el gas natural requerido por las Distribuidoras para abastecer la demanda prioritaria. Las participaciones de los productores en tales volúmenes están en línea con las participaciones determinadas según el Acuerdo 2007-2011. No podemos en consecuencia predecir la demanda estimada del mercado argentino que deberá ser satisfecha por los productores, con independencia de ser un productor “firmante o no firmante” del Acuerdo 2007/2011 homologado por Resolución N° SE 599/07.
- Una vez abastecida la demanda prioritaria, se deben confirmar los volúmenes solicitados por el resto de los segmentos, quedando en el último orden de prioridades las exportaciones.
- En caso que las confirmaciones del productor sean por un volumen menor al solicitado, las transportistas serán las encargadas de adecuar las confirmaciones redireccionando el gas hasta completar el volumen requerido por las distribuidoras para la demanda prioritaria. Este mayor volumen deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes. Si el productor no hubiere confirmado gas a otros clientes desde la misma cuenca de origen, el faltante será solicitado al resto de los productores de gas.
En consecuencia, el Procedimiento impone una obligación “solidaria” de suministro a todos los Productores en caso de una inyección deficiente de un productor.
A través de la Resolución Nº 89/2016, el Ministerio de Energía y Minería resolvió establecer los volúmenes de gas natural que podrán solicitar las prestadoras del servicio de distribución para abastecer a la demanda prioritaria en el marco de la Resolución Nº 1.410. Asimismo, instruyó al ENARGAS a adoptar las medidas necesarias para implementar el procedimiento de operación diaria de los sistemas de transporte y distribución, modificar y complementar los procedimientos de administración de despacho de gas natural dispuestos pos las Resoluciones Nº 716/1998 y 1.410/2010.
Programa Gas Plus
La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 (publicada el 13 de marzo de 2008 en el Boletín Oficial), un programa denominado “Gas Plus” para incentivar la producción de gas natural, resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa Gas Plus no estará sujeto al Acuerdo 2007-2011 y particularmente no estará sujeto a las condiciones de precio establecidas en dicho acuerdo. Para ser parte de ese programa, es necesario que el productor haya firmado el Acuerdo 2007-2011 y que se mantenga como parte de ese acuerdo.
La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.031/2008 (publicada en el Boletín Oficial del 12 de septiembre de 2008), modificó la Resolución Nº 24/2008, estableciendo las condiciones personales que los peticionantes deberán tener para solicitar la aprobación de un proyecto en los términos del programa Gas Plus. Mediante Resolución Nº 695/2009 de la Secretaría de Energía se modificaron ciertas condiciones para solicitar Gas Plus exigiendo el cumplimiento de los compromisos asumidos con anterioridad.
Fondo fiduciario para atender importaciones de gas natural
El Decreto del Poder Ejecutivo N° 2067/2008 (publicado en el Boletín Oficial del 3 de diciembre de 2008 y reglamentado por Resolución N° 1451/2008), creó el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural y toda aquella necesaria para complementar la inyección de gas natural que sean requeridas para satisfacer las necesidades nacionales. El Fondo Fiduciario estará integrado por los siguientes recursos: (i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por los sujetos consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución de gas natural y por las empresas que procesen gas natural; (ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales; y (iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los sujetos activos del sector. Este decreto ha sido objeto de diversos reclamos judiciales por distintas compañías del sector y de usuarios del servicio de distribución de gas natural. En ese sentido, juzgados de diversas zonas del país han dictado en su oportunidad medidas cautelares suspendiendo, en cada caso, los efectos derivados de la aplicación del mencionado decreto. Con fecha 8 de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó la Resolución N° 1982, complementaria del Decreto N° 2067/2008. La resolución mencionada ajusta los importes del Cargo establecido por el Decreto N° 2067/2008 como así también amplía los sujetos alcanzados, incluyendo los servicios residenciales, procesamiento de gas (entre otros, el gas consumido por el “Retención Térmica de Planta”) y centrales de generación eléctrica, entre otros. La presente medida es de aplicación para los consumos que se efectúen a partir del 1 de diciembre de 2011. Con fecha 24 de noviembre de 2011 se dictó la Resolución ENARGAS N° 1991 ampliando los sujetos alcanzados por el cargo mencionado. El Artículo 54 de la Ley N° 26.784 que aprobó el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2013, dispuso que el cargo y el fondo fiduciario creados por el Decreto N° 2.067/0208 se regirá por lo previsto en la Ley N° 26.095 que estableció cargos específicos para el desarrollo de obras de infraestructura energética para la expansión del sistema de generación, transporte y/o distribución de los servicios de gas y electricidad, considerándose incluidos dentro de las previsiones de la citada ley todos los actos dictados en el marco del Decreto N° 2.067/2008. Asimismo, la mencionada ley facultó al Poder Ejecutivo nacional a dictar todas las normas complementarias, aclaratorias y modificatorias que sean necesarias para hacer efectivo lo dispuesto por la Ley N° 26.095.
Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico
En marzo de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 265/04 adoptando medidas con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de la electricidad. Entre las medidas adoptadas estaban:
- La suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural,
- La suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes de exportación de gas natural,
- La suspensión de todas las solicitudes de nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas o a ser presentadas ante la Secretaría de Energía, y
- Autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte.
En marzo de 2004, la Subsecretaría de Combustibles, en virtud de las facultades otorgadas por la Resolución S.E. Nº 265/04, emitió la Disposición S.S.C. Nº 27/04 estableciendo el programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte. Entre otras cosas, la Disposición Nº 27/04 estableció un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, en ausencia de autorización expresa de la Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas por volúmenes que excedan el volumen las exportaciones registradas durante el año 2003.
En junio de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 659/04, la cual estableció un nuevo programa para asegurar el abastecimiento de gas natural al mercado local (que sustituye al programa creado por la Disposición S.S.C. Nº 27/04). Bajo la Resolución S.E. Nº 659/04 (modificada por la Resolución S.E. Nº 1.681/04), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido a escasez de gas natural en el mercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen al mercado local volúmenes adicionales de gas natural más allá de aquellos que esos productores se hubieren comprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos de exportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a los productores exportadores por las autoridades gubernamentales.
Este programa fue nuevamente modificado y complementado por la Resolución S.E. Nº 752/05 emitida por la Secretaría de Energía en mayo de 2005, que redujo aún más la capacidad de los productores de exportar gas natural y creó un mecanismo bajo el cual la Secretaría de Energía puede requerir a los productores exportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un período estacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco están contractualmente comprometidos por los productores exportadores.
La Resolución S.E. Nº 752/05 también establece (i) un mercado especial, abierto y anónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gas natural en condiciones de mercado reguladas, y cuya demanda está garantizada por la Secretaría de Energía a través de la Inyección Adicional Permanente requerida a los productores exportadores y (ii) un mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales y comerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la Secretaría de Energía a través de la imposición de Inyección Adicional Permanente mencionada anteriormente.
En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquier consumidor directo puede ofertar para la compra de gas natural a término al precio promedio del gas natural de exportación neto de retenciones por cuenca. El volumen necesario para satisfacer las ofertas irrevocables estandarizadas que no hubieren sido satisfechas, se requerirá como Inyección Adicional Permanente hasta el final del período estacional durante el cual se hubieran efectuado las ofertas no satisfechas (octubre-abril o mayo-septiembre). Esa Inyección Adicional Permanente es requerida a los productores que exportan gas y que inyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas no satisfechas La Resolución Nº 1.886/2006 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de enero de 2007, prorrogó la vigencia de este mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas hasta el año 2016, y facultó a la Subsecretaría de Combustibles a suspender su vigencia cuando esté satisfecha la demanda doméstica de gas natural ya sea mediante regulaciones, acuerdos o debido al descubrimiento de reservas.
Mediante la Resolución S.E. Nº 1.329/06, posteriormente complementada por la Nota SSC Nº 1.011/07, la Secretaría de Energía forzó a los productores a dar primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a las compañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En términos generales, estas regulaciones subordinan todas las exportaciones de gas natural a la entrega previa de volúmenes de gas natural suficientes para satisfacer la demanda local.
Asimismo, desde el severo invierno argentino de 2007 y con posterioridad a ello, la mayoría de los productores de gas así como también las compañías transportadoras, han recibido instrucciones del Gobierno de suspender las exportaciones, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumos residenciales chilenos y otros consumos específicos.
A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrá la Ley de Expropiación en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase "La Ley de Expropiación".
Gas licuado de petróleo (GLP)
La Ley Nº 26.020 sancionada el 9 de marzo de 2005 establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de GLP. Esta Ley regula las actividades de producción, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de GLP en Argentina y declara esas actividades como de interés público. Entre otras cosas, la ley:
- crea el Registro de Envases de GLP obligando a los fraccionadores de GLP a registrar los envases de su propiedad,
- protege las marcas comerciales de los fraccionadores de GLP,
- crea un sistema de precios de referencia, en virtud del cual la Secretaría de Energía publicará periódicamente precios de referencia para el GLP vendido en envases de 45 kilogramos o menos,
- requiere a la Secretaría de Energía cumplir con las siguientes tareas: (i) crear mecanismos de transferencia de GLP con el fin de garantizar el acceso al producto a todos los agentes de la cadena de abastecimiento, (ii) establecer mecanismos para la estabilización de los precios de GLP cobrados a los fraccionadores locales de GLP y (iii) junto con la CNDC, hacer un análisis del mercado de GLP y su comportamiento, con el fin de establecer límites a la concentración del mercado en cada fase del mismo, o a la integración vertical a lo largo de la cadena de la industria de GLP. Esas limitaciones deben incluir a sociedades vinculadas, subsidiarias, y sociedades controladas, y
- otorga libre acceso a las instalaciones de almacenamiento de GLP y
- crea un Fondo Fiduciario para atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo envasado para usuarios de bajos recursos y para la expansión de redes de gas a zonas no cubiertas por redes de gas natural. Estará integrado por los siguientes recursos: a) la totalidad de los recursos provenientes del régimen de sanciones establecido en la ley N°. 26.020, b) los fondos que por Ley de Presupuesto se asignen; c) los fondos que se obtengan en el marco de programas especiales de créditos que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales y d) Los aportes específicos que la Autoridad de Aplicación convenga con los operadores de la actividad.
La Secretaría de Energía estableció, a través de varias resoluciones subsiguientes, precios de referencia aplicables a las ventas de envases de GLP de menos de 45 kilogramos y a las ventas de GLP al por mayor exclusivamente a fraccionadores de GLP. Asimismo, la Secretaría de Energía aprobó el método para calcular la paridad de exportación de GLP que será actualizada mensualmente por la Subsecretaría de Combustibles. La Secretaría de Energía aumentó en el año 2007 los volúmenes de GLP a ser vendidos a los fraccionadores a los precios de referencia establecidos en las resoluciones mencionadas precedentemente.
La Disposición N° 168/05 de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación requiere que las compañías que intentan exportar GLP obtengan primero la autorización de la Secretaría de Energía. Las compañías que buscan exportar GLP deben demostrar primero que la demanda local ha sido satisfecha o que se ha hecho una oferta de vender GLP en el mercado local y ésta fue rechazada.
La Resolución N° 127/08, de marzo de 2008, modificó la tasa sobre los derechos de exportación del GLP. Determinando una tasa variable con un valor de corte del precio neto de exportación de 250 US$/m3 (aprox. 455 US$/tn). Además fijó una tasa mínima del 45%, que equivale a una retención efectiva del 31% sobre el precio bruto.
En septiembre de 2008 (Resolución N° 1070/08), el precio interno del GLP pasó de 990 $/tn a 100 $/tn más una compensación de 350 $/tn a pagar con un fondo fiduciario, cuyos ingresos son fruto de la retención de un aumento al acuerdo de precios de gas firmado en junio de 2007. A partir del mes de junio de 2011, el aporte del fondo fiduciario al precio del LPG a MI Acuerdo, pasó a ser de 470 $/tn.
El 19 de septiembre de 2008 la Secretaría de Energía y los productores de GLP firmaron el Acuerdo Complementario. El acuerdo aplica sólo al GLP vendido a fraccionadores que declaren su intención de envasar dicho GLP en garrafas de 10,12 y 15 kg. El Acuerdo Complementario requiere a los productores de GLP que provean a los fraccionadores el mismo volumen de GLP suministrado al año anterior y que acepten el precio por tonelada establecido en el acuerdo. El vencimiento de ese acuerdo operó el 1 de diciembre de 2009, pudiendo ser prorrogado sólo por voluntad de las partes manifestada en forma expresa.
El 29 de diciembre de 2010 los productores de GLP firmaron una segunda modificación al Acuerdo Complementario mediante la cual se extendió su plazo hasta el 31 de diciembre de 2011. Dicha segunda modificación estableció que los productores de GLP debían suministrar al mercado en 2011, el mismo volumen vendido durante 2010.
El 16 de marzo de 2012, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N°. 77 de la Secretaría de Energía, que ratificó la ejecución de la ampliación del Acuerdo Complementario para el año 2012 respecto a la provisión de garrafas de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos para los usuarios residenciales. Esta Resolución establece que todos los productores de GLP, independientemente de que sean parte o no del Acuerdo Complementario, deben suministrar los volúmenes los volúmenes de GLP a ser determinado por la Secretaría de Energía argentina a los precios de referencia establecidos en el Acuerdo Complementario del que la Sociedad fue suscriptora. El incumplimiento de tales obligaciones puede dar lugar a la aplicación de las sanciones de embotellado de GLP establecidos en la Resolución, incluida la prohibición de exportar GLP y la limitación de las ventas de GLP en el mercado interno. Mediante la Resolución N° 429/2013 de la Secretaría de Energía, de fecha 4 de julio de 2013, se dispuso la prórroga del acuerdo de estabilidad de precio del GLP, Butano y/o mezcla hasta el 31 de diciembre de 2013. Posteriormente, mediante la Resolución N° 37/2014 de la Secretaría de Energía, se prorrogó el acuerdo hasta el 30 de abril de 2014.
A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrá la Ley de Expropiación y su decreto reglamentario en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase "La Ley N° 26.741" y “Decreto N° 1277/12”.
Regulación del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios de GNC y del precio de venta de GNC al público
Por medio de la Resolución N° 1445/12, la Secretaría de Energía de la Nación, en ejercicio de las facultades atribuidas por el Decreto N° 1277/12, reguló el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios GNC. En ese sentido, estableció un precio de $0,4945 por m3 de gas natural de 9300 Kcal, sin impuestos.
Adicionalmente, esa norma dispuso que el precio de venta al público de GNC se deberá mantener a los mismos valores vigentes al día 8 de agosto de 2012.
Regulaciones ambientales argentinas
La sanción de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, reformada en 1994, y de nuevas leyes nacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal del daño al medio ambiente. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más vigilante en lo atinente al acatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones por violaciones ambientales.
De acuerdo con el nuevo texto de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, todos los habitantes argentinos gozan del derecho a un ambiente sano y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según lo establezca la ley aplicable. El Gobierno establece los presupuestos mínimos para la protección del medio ambiente en tanto que las provincias y los municipios establecen los presupuestos específicos y las normas regulatorias.
Conforme las normas reseñadas, el poder de policía en materia ambiental es concurrente entre las provincias y el Estado Nacional.
Las leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales relacionadas con la calidad ambiental en Argentina afectan las operaciones de la Sociedad. Estas leyes y reglamentaciones fijan estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otras responsabilidades en caso de violación de dichos estándares y prevén la obligación de recomponer en determinadas circunstancias.
En general, nos encontramos sujetos a los requisitos de las siguientes leyes ambientales argentinas (incluidas sus disposiciones reglamentarias):
- Constitución Nacional (artículos 41 y 43);
- Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675;
- Ley de Gestión Integral de Residuos de Origen Industrial y de Actividades de Servicio N° 25.612;
- Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;
- Ley de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;
- Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;
- Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;
- Código Penal; y
- Código Civil y Comercial de la Nación, que establece las normas generales del derecho de daños.
Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo límites a la descarga de desperdicios asociados con las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos de indemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidad por hechos ilícitos extracontractuales respecto de sustancias tóxicas. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones y permisos asociados y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.
Asimismo, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales, incluyendo aquellas relativas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, etc.
Mediante la Resolución Nº 404/94, la Secretaría de Energía modificó la Resolución Nº 419/93, y creó el Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad, los cuales pueden actuar con respecto a áreas de almacenamiento de hidrocarburos, refinerías de petróleo, estaciones de servicio de gas natural, plantas comercializadoras de combustibles y plantas de fraccionamiento de GLP en contenedores o cilindros. La resolución dispone que las auditorías externas de refinerías de petróleo, estaciones de servicio y todas las plantas de almacenamiento de combustibles deben ser realizadas por profesionales inscriptos en el Registro. Las compañías que fabrican y comercializan combustibles tienen prohibido suministrar esos productos a las estaciones de servicio que no cumplen con sus obligaciones. Las sanciones por no realizar las auditorias y las tareas de reparación o de seguridad incluyen la descalificación de plantas o estaciones de servicio de gas. Además hay un conjunto de obligaciones en relación con los sistemas subterráneos de almacenamiento de combustible, incluyendo un mecanismo para la notificación instantánea en caso de pérdidas o sospecha de pérdidas de las instalaciones de almacenamiento.
El citado Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad fue luego reemplazado, por medio de la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, por el Registro de Universidades Nacionales para la Realización de Auditorías Técnicas, Ambientales y de Seguridad, por lo que las auditorías de los tanques de almacenamiento, bocas de expendio, refinerías de combustible, etc., debe ser realizado por las universidades nacionales allí inscriptas.
Durante el año 2005 la Secretaría de Energía, mediante la Resolución Nº 785/05, modificada por la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, creó el Programa Nacional de Control de Pérdidas de Tanques Aéreos de Depósito de Hidrocarburos, una medida dirigida a reducir y corregir la contaminación ambiental causada por los tanques aéreos de depósito de hidrocarburos.
La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y no pretende ser una descripción global del marco regulatorio argentino en materia ambiental. El resumen se basa en las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presente Prospecto, estando las mismas sujetas a cambios.
Impuestos
Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales y aranceles aduaneros normales sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a esos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y contra determinados incrementos impositivos a nivel provincial y municipal, salvo incremento general de impuestos.
En virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual de superficie que se basa en la cantidad de km² de cada área y que varía dependiendo de la etapa de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. El 17 de octubre de 2007, el Boletín Oficial publicó el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.454/07, el cual incrementó de manera importante el monto de las tasas de superficie de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que deben pagarse a las distintas jurisdicciones donde están ubicados los campos de hidrocarburos. Véase “Información sobre la Emisora - Exploración y Explotación”.
Además, las “ganancias netas” (según la definición de la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones, devengadas de la actividad como titulares de permisos o concesiones podrían estar sujetas a la aplicación de un impuesto especial a las ganancias del 55%. Este impuesto nunca fue aplicado. Cada permiso o concesión otorgada a una entidad distinta ha dispuesto que el titular del permiso o concesión está sujeto, en cambio, al régimen tributario general argentino.
Luego de la introducción de precios de mercado para los productos de petróleo downstream en conexión con la desregulación de la industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto, basado en el volumen, sobre las transferencias de determinados tipos de combustible, reemplazando al régimen anterior, el cual se basaba en el precio regulado. La Ley Nº 25.745 modificó, con vigencia a partir de agosto de 2003, el mecanismo para el cálculo del impuesto, reemplazando el antiguo valor fijo por litro según el tipo de combustible por un porcentaje aplicable al precio de venta, manteniendo el antiguo valor fijo como impuesto mínimo.
Derechos de Exportación
En 2002, el Gobierno comenzó a implementar derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. La Resolución Nº 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, vigente desde el 16 de noviembre de 2007, aumentó los derechos de exportación sobre las exportaciones argentinas de petróleo (según las define el regulador), petróleo crudo y otros productos derivados del crudo. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional supera el precio de referencia, que está fijado en US$ 60,9/barril, el productor podrá cobrar US$ 42/barril, y la diferencia restante es retenida por el Gobierno como derecho de exportación. Si el precio internacional de las exportaciones argentinas de petróleo estuviere por debajo del precio de referencia pero por encima de US$ 45/barril, se aplicará una tasa de retención del 45%. Si ese precio estuviere por debajo de US$45/barril, el derecho de exportación aplicable se determinará dentro de los 90 días hábiles.
Además, el procedimiento de cálculo descripto anteriormente también se aplica a otros productos del petróleo y lubricantes sobre la base de distintas tasas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores.
La Resolución N° 127 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país (abandonando el precio de referencia del Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia antes aplicable). Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución N° 127 dispuso que en caso que el precio internacional del producto según informe diariamente la Secretaría de Energía se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución N° 127 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 45%. En caso de que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor cobrará el monto máximo establecido por la Resolución para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el Gobierno en concepto de derechos de exportación.
Repatriación de moneda extranjera
El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.589/89, relacionado con la desregulación de la industria upstream del petróleo, permitía a las compañías dedicadas a actividades de producción de hidrocarburos en Argentina vender y disponer libremente de los hidrocarburos producidos. Adicionalmente, bajo el Decreto Nº 1.589/89, los productores de petróleo tenían derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% del producido en moneda extranjera que recibimos por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, pero debíamos repatriar el 30% restante a través de los mercados de cambio de la Argentina.
En julio de 2002 el Procurador del Tesoro de la Nación emitió elDictamen Nº 235 que estableció que se tendría que haber liquidado el 100% de los créditos por exportaciones en Argentina, en lugar del 30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89, basado en el supuesto de que el Decreto Nº 1.589/89 había sido sustituido por otros decretos (Decreto Nº 530/91 y 1.606/01) emitidos por el Gobierno. Luego de este dictamen, sin embargo, el Gobierno emitió el Decreto Nº 2.703/02 ordenando al Banco Central aplicar el régimen del 70%/30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89.
Finalmente, y como resultado de la nueva política cambiaria impulsada por el Gobierno, mediante el dictado del Decreto No. 1722/2011, del 26 de octubre de 2011, se restableció el Decreto No. 2581/64 exigiendo que todas las empresas de petróleo y gas, deben repatriar el 100% de sus créditos en moneda extranjera vinculados a exportaciones y negociarlas en el MULC.
Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo
El concepto de lavado de dinero se utiliza generalmente para referirse a operaciones que tienen el objeto de ingresar fondos de actividades delictivas en el sistema institucional y así transformar ganancias por actividades ilegales en activos de origen aparentemente lícito.
El 13 de abril de 2000, el Congreso de la Nación aprobó la Ley Nº 25.246 (modificada por las Leyes Nº 26.087, 26.119, 26.268, 26.683 y 26.734 (la “Ley de Prevención del Lavado de Activos del Financiamiento del Terrorismo y otras Actividades Ilícitas” o la “Ley de Prevención del Lavado de Activos”), que tipifica el lavado de activos como un delito penal. Además, la ley, que reemplazó diversos artículos del Código Penal de la Nación, estableció sanciones severas para cualquier persona que participe en dichas actividades ilícitas, y creó la UIF, que establece un régimen penal administrativo.
A continuación se incluye un resumen de determinadas disposiciones relativas al régimen de lavado de dinero y financiamiento del terrorismo dispuestas por las leyes de Prevención del Lavado de Activos, Financiamiento del Terrorismo y Antiterrorismo según fueran modificadas y complementadas por otras normas y regulaciones emitidas por la UIF, el Banco Central, la CNV y otras entidades reguladoras. Se recomienda a los inversores consultar con sus propios asesores legales y leer las leyes mencionadas y sus decretos reglamentarios. La UIF es el organismo responsable del análisis, tratamiento y transmisión de información a los efectos de prevenir e impedir el lavado de activos provenientes de diferentes actividades delictivas y el financiamiento del terrorismo. El Código Penal de la Nación define al lavado de dinero como un delito que se comete cuando una persona convierte, transfiere, administra, vende, grava, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado, bienes provenientes de un acto ilícito, con la consecuencia posible de que, el origen de los bienes originarios o los subrogantes, adquieran la apariencia de un origen lícito, y siempre que su valor supere la suma de Ps. 300.000, sea en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí. Las penas establecidas son las siguientes:
- de tres (3) a diez (10) años de prisión y multas de dos (2) a diez (10) veces el monto de la operación;
- la pena prevista en el inciso (i) será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo cuando (a) el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza y (b) cuando el autor fuera funcionario público y hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones;
- si el valor de los bienes no superare la suma indicada de Ps. 300.000, el autor será reprimido con la pena de prisión de seis (6) meses a tres (3) años.
El Código Penal de la Nación también sanciona a quien recibiere dinero u otros bienes de origen delictivo con el fin de hacerlos aplicar en una operación que les de la apariencia posible de un origen lícito.
Conjuntamente con las prácticas internacionalmente aceptadas, la Ley de Prevención del Lavado de Activos no asigna responsabilidad por controlar estas operaciones ilícitas meramente a las entidades gubernamentales, sino que también asigna ciertos deberes a varias entidades del sector privado tales como bancos, operadores bursátiles, entidades de intermediación financiera y empresas de seguros que están legalmente obligadas a informar a las partes. Estas funciones consisten básicamente en funciones de captación de información.
De acuerdo con dicha ley, las siguientes personas, entre otras, están obligadas a informar a la UIF: (i) las entidades financieras y las empresas aseguradoras; (ii) las entidades cambiarias y las personas humanas o jurídicas autorizadas por el Banco Central para operar en la compraventa de divisas bajo forma de dinero o de cheques extendidos en moneda extranjera o mediante el uso de tarjetas de crédito o débito, o en la transferencia de fondos dentro del país o al exterior; (iii) agentes y sociedades de bolsa, administradoras de fondos comunes de inversión, agentes del mercado abierto electrónico y todos aquellos intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores; (iv) las empresas dedicadas al transporte de caudales, empresas prestatarias o concesionarias de servicios postales que realicen operaciones de giros de divisas o de traslado de distintos tipos de moneda o billete; (v) organismos de la administración pública como el Banco Central, la Administración Federal de Ingresos Públicos, la Superintendencia de Seguros de la Nación, la CNV y la IGJ; (vi) los profesionales matriculados por Consejos Profesionales de Ciencias Económicas y los escribanos públicos; y (vii) las personas humanas o jurídicas que actúen como administradores, fiduciarios, intermediarios o agente de fideicomisos.
Las personas humanas y jurídicas sujetas a la Ley de Prevención del Lavado de Activos deben cumplir con obligaciones, entre ellas: (i) recabar de sus clientes documentos que prueben fehacientemente su identidad, personería jurídica, domicilio, demás datos que en cada caso se estipule (el principio básico de la normativa, es la internacionalmente conocida política de “conozca a su cliente”); (ii) informar cualquier hecho u operación sospechosa. A los efectos de esta ley se consideran operaciones sospechosas aquellas transacciones que, de acuerdo con los usos y costumbres de la actividad que se trate, como así también de la experiencia e idoneidad de las personas obligadas a informar, resulten inusuales, sin justificación económica o jurídica o de complejidad inusitada o injustificada, sean realizadas en forma aislada o reiterada (independientemente de su monto); y (iii) abstenerse de revelar al cliente o a terceros las actuaciones que se están realizando en cumplimiento de la mencionada ley. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa, las personas humanas o jurídicas antes mencionadas no podrán oponer ante la UIF los secretos bancario, bursátil o profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad. La AFIP sólo podrá revelar a la UIF la información en su posesión en aquellos casos en que el reporte de la operación sospechosa hubiera sido realizado por dicho organismo y con relación a las personas humanas o jurídicas involucradas directamente en la operación reportada. En los restantes casos, la UIF requerirá el levantamiento del secreto fiscal al juez federal competente en materia penal quien dispondrá que la AFIP divulgue la información en su poder.
De acuerdo con la Resolución Nº 229/2014 de la UIF, tanto el Banco Central como la CNV son considerados “Órganos de Contralor Específicos” que en tal carácter deben colaborar con la UIF en la evaluación del cumplimiento de los procedimientos de prevención de lavado de activos por parte de las partes legalmente obligadas a informar sujetas a su control. A estos fines, están facultados a supervisar, monitorear e inspeccionar dichas entidades, y de ser necesario, implementar ciertas medidas y acciones correctivas. La Resolución 121/2011 de la UIF según fuera modificada (la “Resolución 121”) es aplicable a entidades financieras sujetas a la Ley de Entidades Financieras, a entidades sujetas a la Ley Nº 18.924 y sus modificatorias y a personas humanas y jurídicas autorizadas por el Banco Central a intervenir en la compra-venta de moneda extranjera con fondos en efectivo o cheques emitidos en moneda extranjera o a través del uso de tarjetas de débito o crédito o en la transferencia de fondos dentro o fuera del territorio nacional. La Resolución Nº 229/2011 de la UIF, según fuera modificada o complementada por las Resoluciones Nº 52/2012 y 140/2012 (la “Resolución 229”) es de aplicación a agentes y sociedades de bolsa, administradoras de fondos comunes de inversión, agentes del mercado abierto electrónico, intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores que operen bajo la órbita de bolsas de comercio con o sin mercados adheridos y los agentes intermediarios inscriptos en los mercados de futuros y opciones cualquiera sea su objeto. La Resolución 121 y la Resolución 229 regulan, entre otras cuestiones, la obligación de reunir documentación de clientes y las condiciones, obligaciones y restricciones para el cumplimiento de la obligación de informar respecto de operaciones sospechosas de lavado de activos y financiamiento del terrorismo.
La Resolución 121 y la Resolución 229 establecen normas generales en relación con la identificación del cliente (incluso la distinción entre clientes ocasionales y clientes regulares) la información a ser requerida, la documentación que debe ser presentada y los procedimientos para detectar e informar las operaciones sospechosas.
El Banco Central y la CNV también debe cumplir con las reglamentaciones de lavado de dinero estipuladas por la UIF, inclusive el reporte de operaciones sospechosas o inusuales.
Las Normas de la CNV (modificadas en septiembre de 2013) incluyen un capítulo especial respecto de “Prevención del Lavado de Dinero y Financiación del Terrorismo” y dejan constancia de que las personas allí establecidas (Agentes de Negociación, los Agentes de Liquidación y Compensación (que sean operadores de bolsa), los Agentes de Distribución y Colocación, y los Agentes de Administración de Productos de Inversión Colectiva, Agentes de Custodia de Productos de Inversión Colectiva, Agentes de Corretaje, Agentes de Depósito Colectivo y las sociedades emisoras respecto de aquellos aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o préstamos significativos que reciba, sea que quien los efectúe tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados) deben ser consideradas legalmente obligadas a informar, conforme a la Ley de Prevención del Lavado de Activos y por lo tanto deben cumplir con todas las leyes y regulaciones vigentes en relación con la materia, incluso las resoluciones emitidas por la UIF, decretos reglamentarios referidos a las resoluciones promulgadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas en relación con la lucha contra el terrorismo y las resoluciones (y sus anexos) emitidas por el Ministerio de Relaciones Exteriores y Culto. Asimismo, las Normas de la CNV imponen ciertas restricciones en relación con los acuerdos de pago (limitando, entre otras cuestiones, el monto en efectivo que las entidades allí establecidas podrían recibir o pagar por día y por cliente, a Ps. 1.000) e imponen ciertas obligaciones de información.
Además, las Normas de la CNV establecen que las entidades mencionadas anteriormente únicamente llevarán a cabo las operaciones contempladas según el régimen de oferta pública cuando dichas operaciones sean llevadas a cabo u ordenadas por personas constituidas, domiciliadas o residentes en países, dominios, jurisdicciones, territorios o estados asociados y regímenes tributarios especiales considerados cooperadores a los fines de la transparencia fiscal incluidos en el listado del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 589/2013, artículo 2(b). Cuando dichas personas no se encuentren incluidas en dicho listado y en sus jurisdicciones de constitución califiquen como intermediarios registrados de una entidad bajo el control y supervisión de un organismo que desarrolla funciones similares a las de la CNV, solo se les permitirá llevar a cabo operaciones si presentaran prueba indicando que la comisión de valores pertinente de su jurisdicción ha firmado un memorándum de entendimiento para la cooperación e intercambio de información con la CNV.
En febrero de 2016, mediante Decreto N° 360/2016 se creó el “Programa de Coordinación Nacional para el Combate del Lavado de Activos y la Financiación del Terrorismo”, en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos otorgándosele la función de reorganizar, coordinar y fortalecer el sistema nacional anti lavado de activos y contra la financiación del terrorismo, en atención a los riesgos concretos que puedan tener impacto en el territorio nacional y a las exigencias globales de mayor efectividad en el cumplimiento de las obligaciones y recomendaciones internacionales establecidas por las Convenciones de las Naciones Unidas y los estándares del Grupo de Acción Financiera (GAFI), las cuales serán llevadas a cabo a través de un Coordinador Nacional designado al efecto; y se modificó la normativa vigente estableciendo que sea el Ministerio de Justicia y Derechos Humanos la autoridad central del Estado Nacional para realizar las funciones de coordinación interinstitucional de todos los organismos y entidades del sector público y privado con competencia en esta materia, reservando a la UIF la capacidad de realizar actividades de coordinación operativa en el orden nacional, provincial y municipal en lo estrictamente atinente a su competencia de organismo de información financiera.
Recientemente, en el contexto del programa voluntario y excepcional de declaración de la Ley N° 27.260 y su decreto reglamentario N° 895, se le aclaró que la UIF tiene la facultad de compartir información con otras agencias públicas de investigación e inteligencia, previa resolución fundamentada del Presidente de la UIF y en la medida de que existan pruebas confiables y consistentes de la perpetración de ciertos delitos tipificados en la Ley de Prevención del Lavado de Dinero. Por su parte, de conformidad con la Resolución N° 92/2016 de la UIF, los sujetos obligados a informar a la UIF deben implementar un sistema especial de gestión del riesgo. A su vez, la UIF implementó un mecanismo de reporte especial para operaciones efectuadas en virtud del citado régimen de sinceramiento fiscal antes del 31 de marzo de 2017.
Por estas razones, podría ocurrir que uno o más participantes en el proceso de colocación y emisión de las Obligaciones Negociables, tales como los agentes colocadores se encuentren obligados a recolectar información vinculada con los suscriptores de las Obligaciones Negociables e informar a las autoridades operaciones que parezcan sospechosas o inusuales, o a las que les falten justificación económica o jurídica, o que sean innecesariamente complejas, ya sea que fueren realizadas en oportunidades aisladas o en forma reiterada.
LOS INVERSORES QUE DESEEN SUSCRIBIR LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES DEBERÁN SUMINISTRAR TODA AQUELLA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE LES SEA REQUERIDA POR EL O LOS COLOCADORES Y/O LA EMISORA PARA EL CUMPLIMIENTO DE, ENTRE OTRAS, LAS NORMAS SOBRE LAVADO DE ACTIVOS DE ORIGEN DELICTIVO EMANADAS DE LA UIF O ESTABLECIDAS POR LA CNV.
PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CALIFICADOS CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA DEL nuevo CAPÍTULO XIII, TITULO XI, DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO, Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EL MISMO EN EL SITIO WEB DEL Ministerio de HACIENDA Y FINANZAS PÚBLICAS (WWW.ECONOMIA.GOb.AR O WWW.INFOLEG.GOb.AR), EN EL SITIO WEB DE LA UIF (WWW.UIF.GOb.AR) y la cámara de diputados de la nación www.diputados.gob.ar
DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN
Los documentos relativos al Programa podrán ser consultados en la sede social de la emisora sita en Av. Eduardo Madero 1020, Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”. La Emisora entregará copias de dichos documentos a los interesados que así lo soliciten, a través del siguiente contacto: David Hanono, dirección de e-mail [email protected], teléfono (54-11) 4315-7624.
Estados FINANCIEROS de ROCH
Los estados financieros anuales correspondientes al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y los estados financieros trimestrales correspondientes a los períodos de 9 meses finalizados al 30 de septiembre de 2016 y 2015, se encuentran a disposición de los interesados en las oficinas de la Emisora ubicadas en la Av. Eduardo Madero 1020 Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”.
| EMISORA |
| ROCH S.A. Av. Eduardo Madero 1020 - Piso 21°(CP1106ACX) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina |
| ASESORES LEGALES DE LA EMISORA |
| Bruchou, Fernández Madero & Lombardi Ing. Butty 275 – Piso 12° (C1001AFA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina |
| AUDITORES |
| Deloitte & Co. S.A. Florida 234, piso 5, Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina |
- Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en los mismos asciende a 20,2861% ↑
- Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en los mismos asciende a 30% ↑
- Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en el área Sur Río Deseado Este asciende a 54,14% ↑
- Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en el área Llancanlo asciende a 10 % ↑