Declaración de Emergencia del Sector Energético Nacional: RTI e Intervención de los Entes Reguladores

El día 18 de diciembre de 2023 se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nº 55/2023 (el “DNU 55”), en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Asimismo, mediante el DNU 55 se instruye a la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o la “SE”) a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a tales sectores con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

En tal marco, el DNU 55 dispone el inicio de un proceso de revisión tarifaria integral (“RTI”), con relación a los segmentos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, y habilita adecuaciones tarifarias transitorias.

Adicionalmente, el DNU 55 ordena la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), hasta la designación de los vocales titulares mediante el concurso público actualmente en curso.

Debajo se detallan los aspectos clave del DNU 55 y las consideraciones tenidas en cuenta para su dictado.

I. Consideraciones relevantes del DNU 55

El DNU 55 busca adoptar medidas urgentes ante las condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a usuarios de varios sectores del país y con el fin de evitar el deterioro de la calidad de la prestación de tales servicios públicos.

Asimismo, en forma general, el DNU 55 reconoce que la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y energía eléctrica bajo jurisdicción federal exhibe una situación caracterizada por la creciente obsolescencia de los activos, la insuficiente adecuación a las necesidades de la demanda actual y futura y la falta de renovación de las redes y su ampliación.

En particular, respecto del sector eléctrico, el DNU 55 reconoce que:

  1. No se han efectuado inversiones de magnitud en el sistema de transporte eléctrico, lo que ha derivado en la operación del sistema a plena capacidad, con congestiones en la Red de Alta Tensión. Es decir, el DNU 55 especifica que se presentan deficiencias estructurales en las redes de alta y media tensión que no han evolucionado al ritmo del crecimiento de las demandas máximas del servicio y de la instalación de la potencia de generación en sectores alejados de los puntos de consumo.
  1. En el corto y mediano plazo los niveles de reserva del sistema no evidencian certezas suficientes respecto del ingreso de nuevos equipos de generación y la disponibilidad firme y previsible de recursos primarios, fundamentalmente gas y gasoil, que actualmente se importan del exterior (la licitación TerConf recientemente adjudicada parece presentarse como un mitigante adecuado de tal situación).
  1. Desde el año 2003, los sistemas de remuneración establecidos por el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) no han dado señales suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda del servicio, ni han promovido la competitividad de los mercados de producción; y
  1. Que bajo los esquemas de remuneración vigentes (Resolución SE 869/2023 y sus antecedentes) no se ha promovido la competitividad de los mercados de producción ni se ha incentivado un mercado a término conforme los principios de la Ley N° 24.065.

Por otro lado, en cuanto a la infraestructura de transporte de gas natural se indica que, la producción local en el norte argentino de gas natural y la disponibilidad del recurso importado desde Bolivia han disminuido, aumentando los riesgos de desabastecimiento tanto de gas como energía eléctrica, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctricas e industrias radicadas en el centro y norte del país dependen del gas importado y no tienen como alternativa la posibilidad de utilizar combustibles líquidos.  Por ello, se resalta la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte, para poder abastecer el NOA con flujo de gas inverso al de diseño.

Debido a ello, el DNU 55 considera importante adoptar medidas de corto, mediano y largo plazo, y encauzar la prestación de las actividades de generación de energía eléctrica y producción de gas natural, y de los servicios públicos de transporte y distribución, bajo la plena vigencia de sus marcos regulatorios y de los contratos suscriptos por el Estado Nacional y las empresas prestadoras, con las adecuaciones y revisiones correspondientes.

II. Disposiciones relevantes del DNU 55

a) Instrucción a la Secretaría de Energía

El DNU 55 instruye a la Secretaría de Energía a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a los segmentos comprendidos en la emergencia, con el fin de:

  1. Establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso; y
  1. Mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

b) Revisión tarifaria integral (RTI) y ajustes transitorios

El DNU 55 inicia la revisión tarifaria integral (RTI) con relación a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural bajo la misma jurisdicción, estableciendo que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.

Hasta tanto culmine la RTI, los interventores del ENRE y el ENARGAS podrán aprobar adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la RTI.

c) Intervención del ENRE y del ENARGAS

Se intervienen el ENRE y del ENARGAS a partir del 1 de enero de 2024 (en rigor, éstos ya están intervenidos) y se faculta a la Secretaría de Energía a designar a sus interventores, que tendrán las facultades de gobierno y administración de los respectivos entes.

Además de la facultad de disponer adecuaciones tarifarias transitorias según lo indicado precedentemente, los interventores tienen facultades regulatorias y fiscalizadoras amplias.

Por último, el DNU 55 otorga a la SE un plazo de ciento ochenta (180) días para iniciar el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENARGAS, y para revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular, según corresponda, el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE, que se encuentra actualmente en trámite.

d) Participación ciudadana

El DNU 55 también dispone la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana en el proceso de adecuación tarifaria transitoria, conforme las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional”, o bien de acuerdo con el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga.

e) Coordinación federal

Toda vez que el DNU 55 es sobre las actividades mencionadas sujetas a jurisdicción federal, se invita a las provincias a coordinar con la Secretaría de Energía las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción.

 

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

by trsym

Javier Constanzó, nuevo socio en el área de Energía, Infraestructura y Recursos Naturales


Tenemos el agrado de anunciar el nombramiento de Javier Constanzó, Asociado Senior de la Firma, como Socio.

Javier se suma como socio junto con Nicolás Eliaschev a la práctica de Energía, Infraestructura y Recursos Naturales de la Firma, consolidando el liderazgo del Estudio en estas áreas clave.

Constanzó es un experto regulatorio y en derecho público, y cuenta con una destacada experiencia en la estructuración de proyectos de energía e infraestructura, con relevante involucramiento en transacciones de project finance, M&A, y otro tipo de transacciones corporativas, relacionadas con energía convencional y renovable. También asesora a clientes en una variedad de temas de infraestructura, principalmente en litio, representando bancos, sponsors, compañías mineras, y generadores de energía eléctrica.

Su contribución al campo legal ha sido reconocida con distinciones, incluyendo ser nombrado Rising Star por Legal500 en varias ocasiones.

Javier ha desempeñado roles clave a lo largo de su carrera como Asociado en Tavarone Rovelli Salim & Miani desde octubre de 2016, y ha contribuido a posicionar la práctica de energía e infraestructura de la firma como líder en el mercado. Asimismo, durante 2021-2022, se desempeñó como International Visiting Associate en la oficina de New York de Latham & Watkins, como miembro de la práctica de corporate y project finance, reincorporándose exitosamente a la firma luego de ello.

Constanzó completó un curso de posgrado en Finanzas y Derecho Corporativo de la Universidad del CEMA, un Máster en Derecho Público y Economía de la Pontificia Universidad Católica Argentina, y es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Además de su práctica privada, Javier es profesor de energía y derecho público en diversas universidades.

“En el contexto actual, con un nuevo Gobierno en la Argentina, vemos enorme potencial para nuevos negocios en las áreas de energía, infraestructura y recursos naturales. Javier brindará su experiencia a nuestra plataforma para reforzar una de nuestras prácticas lideres en el mercado” dijo Marcelo R. Tavarone, Managing Partner de la Firma.

“Javier es un jugador de equipo y un abogado con una fuerte vocación comercial que ha contribuido a formar una práctica robusta. Estoy muy orgulloso de su nombramiento como socio, y no tengo dudas de que continuará ayudando a ampliar nuestra participación en el mercado y a seguir proveyendo un servicio de calidad”, agregó Nicolás Eliaschev, socio de la práctica de Energía e Infraestructura.

Tavarone, Rovelli, Salim & Miani se posiciona como uno de los estudios de abogados full-service más destacados del mercado legal argentino, con una amplia trayectoria en asesoramiento integral a clientes corporativos y financieros y participación en transacciones y litigios de alta complejidad. Con este nombramiento el Estudio fortalece su presencia en la práctica de Energía, Infraestructura y Recursos Naturales en particular.

 

Contacto de comunicación: Paula Cafferata - paula.cafferata@trsym.com

by trsym

Creación del Protocolo Ambiental para Eventos Masivos

El 7 de diciembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 465/2023 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (la “Resolución”) que creó el Protocolo Ambiental para Eventos Masivos (el “Protocolo”) y mediante la cual se invita a los organizadores de eventos masivos a adherir a dicho Protocolo.

El Protocolo se inserta en el marco de la Agenda 2030 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), como una política pública adicional para lograr el cumplimiento de los ODS que tienda a reducir el impacto negativo que la vida urbana tiene sobre el ambiente.

En esa línea, el Protocolo destaca la importancia de gestionar de forma sostenible los eventos masivos, los cuales, si no son gestionados de forma sostenible, pueden ser generadores de impactos ambientales negativos.

Este Protocolo tiene como objetivo brindar herramientas que contribuyan a la reducción del impacto ambiental producido antes, durante y después del desarrollo de eventos masivos, mediante la presentación de acciones concretas e indicadores para medir el desempeño de la gestión ambiental del evento.

Así, a los fines de llevar adelante una correcta gestión de impactos ambientales en un evento masivo, es importante también considerar todos los impactos derivados de la obtención de materias primas, producción, transporte y fin de vida de todos los elementos que se utilizan para su realización.

Asimismo, el Protocolo identifica los siguientes ejes de acción para gestionar de forma sostenible los eventos masivos:

1) Residuos;
2) Consumo responsable;
3) Comunicación y educación ambiental;
4) Movilidad sostenible;
5) Energía;
6) Agua; e
7) Inclusión y Diversidad.

Sobre la base de estos ejes, el Protocolo propone ciertos indicadores cualitativos y cuantitativos para monitorear y contar con métricas que sirvan para fijar objetivos y mejoras a futuro.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Pablo Arrascaeta, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y Victoria Barrueco.

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Controles de cambio en la era Milei: se redefine el acceso para pagos de bienes y servicios

El 13 de diciembre de 2023, las nuevas autoridades del BCRA emitieron la Comunicaciones “A” 7917 y 7918 en virtud de las cuales se establecieron nuevas reglas para el pago de importaciones de bienes y servicios. A continuación, brindamos un resumen de las principales medidas:

Pagos de importaciones de bienes

SIRA

A partir del 13/12/2023, ya no será necesario contar con una SIRA ni convalidar la operación en la CCUCE para efectuar pagos de importaciones de bienes.

Importaciones de bienes realizadas antes del 13/12/23

El pago de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero hasta el 12/12/23 requerirá la conformidad previa del BCRA, excepto cuando:

  • el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas por entidades financieras locales o del exterior, o
  • el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas por organismos internacionales y/o agencias oficiales de crédito (ECAs), o
  • el cliente cuenta por el equivalente al monto a pagar con una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)” emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.21 de las normas de “Exterior y Cambios”, o
  • el cliente cuenta por el equivalente al monto a pagar con una “Certificación por aportes de inversión directa en el marco del Régimen de Fomento de la Economía del Conocimiento (Decreto Nº 679/22)”, emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.22. de las normas de “Exterior y Cambios”, y el pago se concreta mediante una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta especial para el régimen de fomento de la economía del conocimiento. Decreto Nº 679/22” del cliente.

Importaciones de bienes realizadas a partir del 13/12/23

El pago de importaciones de bienes que sean nacionalizadas a partir del 13/12/23 podrá ser realizado en forma diferida, es decir a partir del ingreso aduanero de los bienes, según los plazos que se indican a continuación:

  • Desde el registro de ingreso aduanero:
    • aceites de petróleo o mineral bituminoso,
    • gases de petróleo y demás hidrocarburos gaseosos,
    • hulla bituminosa sin aglomerar, y
    • energía eléctrica.
  • A partir de los 30 días corridos desde el ingreso aduanero:
    • productos farmacéuticos y/o insumos para elaboración local de los mismos, y
    • fertilizantes y/o productos fitosanitarios y/o insumos para su elaboración local.
  • A partir de los 180 días corridos desde el ingreso aduanero:
    • automotores terminados, y
    • posiciones arancelarias del punto 12.2 de las normas de Exterior y Cambios.
  • Restantes bienes:
    • un 25% desde los 30 (treinta) días corridos
    • un 25% adicional desde los 60 (sesenta) días corridos
    • otro 25% adicional desde los 90 (noventa) días corridos
    • el restante 25% desde los 120 (ciento veinte) días corridos.

Sin perjuicio de lo expuesto, el BCRA habilita el pago de importaciones de bienes en forma anticipada (antes del embarque) o a la vista (contra embarque), o el pago diferido (contra nacionalización) antes de los plazos mencionados en el punto anterior, únicamente en los siguientes supuestos:

  1. El cliente accede al mercado de cambios con fondos originados en una financiación de importaciones de bienes otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito del exterior en la medida que se cumplan las siguientes condiciones al momento del otorgamiento:
    1. las fechas de vencimiento y los montos de capital a pagar de la financiación otorgada sean compatibles con los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien:
      1. si el otorgamiento de la financiación es anterior de la fecha de arribo al país de los bienes, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán a partir de la fecha estimada de arribo al país de los bienes más 15 (quince) días corridos.
      2. si el otorgamiento de la financiación es posterior al arribo al país de los bienes pero anterior a su registro de ingreso aduanero, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán a partir de la fecha del otorgamiento más 15 (quince) días corridos,
      3. si el otorgamiento de la financiación es posterior a la fecha de registro de ingreso aduanero de los bienes, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán desde dicha fecha de registro.
    2. Cuando la operación encuadre en los incisos a) y b) del punto precedente, la entidad deberá adicionalmente contar con una declaración jurada del importador en la que se compromete, salvo situaciones de fuerza mayor ajenas a su voluntad, a concretar el registro de ingreso aduanero de los bienes dentro de los 15 (quince) días corridos de su arribo al país o de la fecha de otorgamiento de la financiación, según corresponda.
  1. El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos en concepto de anticipos o prefinanciaciones de exportaciones del exterior o prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por entidades financieras locales con fondeo en líneas de crédito del exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en los puntos 1.(i) y 1.(ii) anteriores.La entidad adicionalmente deberá contar con una declaración jurada del importador en la cual deja constancia de que será necesaria la conformidad previa del BCRA para la aplicación de divisas de cobros de exportaciones con anterioridad a la fecha de vencimiento que surge de las condiciones de plazo estipuladas para situaciones asociadas a un financiamiento.
  1. El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero con el exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en los puntos 1.(i) y 1.(ii) anteriores.La porción de los endeudamientos financieros con el exterior que sea utilizada en virtud de lo dispuesto en el presente punto no podrá ser computada a los efectos de otros mecanismos específicos que habiliten el acceso al mercado de cambios a partir del ingreso y/o liquidación de este tipo de operaciones.
  1. Se trata de un pago de importaciones de bienes enmarcado en el mecanismo previsto en el punto 7.11. de las normas de “Exterior y Cambios”.
  1. Se trata de pagos de importaciones de bienes de capital que se concreten en forma simultánea con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero con el exterior o un aporte de inversión extranjera directa que encuadren en el punto 7.10.2.2. de las normas de “Exterior y cambios”.
  1. El cliente accede para realizar un pago de capital de deudas comerciales por la importación de bienes según lo dispuesto en el punto 10.2.4. de las normas de “Exterior y Cambios”, antes de los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien y el cliente cuenta por el equivalente al valor que abona con:
    1. una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)” emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.21. de las normas de “Exterior y Cambios”, o
    2. una “Certificación por aportes de inversión directa en el marco del Régimen de Fomento de la Economía del Conocimiento (Decreto Nº 679/22)” y la operación se concreta mediante una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta especial para el régimen de fomento de la economía del conocimiento. Decreto Nº 679/22” del cliente.

Pagos e importaciones de servicios

SIRASE

A partir del 13/12/2023, ya no será necesario contar con una SIRASE ni convalidar la operación en la CCUCE para efectuar pagos de importaciones de servicios.

Importaciones de servicios realizadas antes del 13/12/23

 El pago de importaciones de servicios de no residentes, prestados y/o devengados hasta el 12/12/23 requerirá la conformidad previa del BCRA, excepto cuando:

  • el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas por entidades financieras locales o del exterior, o
  • el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas por organismos internacionales y/o agencias oficiales de crédito (ECAs), o
  • el cliente cuenta por el equivalente al monto a pagar con una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)” emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.21. de las normas de “Exterior y Cambios”, o
  • el cliente cuenta por el equivalente al monto a pagar con una “Certificación por aportes de inversión directa en el marco del Régimen de Fomento de la Economía del Conocimiento (Decreto Nº 679/22)”, emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.22. de las normas de “Exterior y Cambios”, y el pago se concreta mediante una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta especial para el régimen de fomento de la economía del conocimiento. Decreto Nº 679/22” del cliente.

Importaciones de servicios realizadas a partir del 13/12/23

El pago de importaciones de servicios de no residentes prestados y/o devengados a partir del 13/12/23 podrá ser realizado sin necesidad de contar con conformidad previa del BCRA cuando:

  1. El pago corresponde a una operación que encuadra en los códigos de concepto S03 (Servicios de transporte de pasajeros), S06 (Viajes, excluidas las operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos), S23 (servicios audiovisuales), S25 (servicios de gobierno), S26 (servicios de salud), S27 (otros servicios de salud), S29 (Operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos).
  1. El pago corresponde a gastos que abonen a entidades financieras del exterior por su operatoria habitual.
  1. El pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto S30 (Servicios de fletes por operaciones de importaciones de bienes) por servicios prestados o devengados a partir del 13/12/23 y el pago se concrete una vez transcurrido, desde la fecha de prestación del servicio, un plazo equivalente al cual podría comenzar a pagarse el bien transportado según lo dispuesto en los plazos previstos para el pago de importaciones de bienes anteriormente mencionados.
  1. El pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto S24 (Otros servicios personales, culturales y recreativos) prestados o devengados a partir del 13/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 90 (noventa) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.
  1. El pago corresponde a una operación que corresponde a un servicio no comprendido en los puntos 1 y 4 anteriores, y prestado por una contraparte no vinculada al residente a partir del 13/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 30 (treinta) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.
  1. El pago corresponde a una operación que corresponde a un servicio no comprendido en los puntos 1 y 4 anteriores, y prestado por una contraparte vinculada al residente a partir del 13/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 180 (ciento ochenta) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.

Sin perjuicio de lo expuesto, el BCRA habilita el pago de importaciones de servicios antes de los plazos mencionados en el punto anterior, únicamente en los siguientes supuestos:

  • El cliente accede al mercado de cambios con fondos originados en una financiación de importaciones de bienes otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito del exterior en la medida que se cumplan las siguientes condiciones al momento del otorgamiento:
    1. las fechas de vencimiento y los montos de capital a pagar de la financiación otorgada sean compatibles con los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien:
      1. si el otorgamiento de la financiación es anterior de la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos de pago mencionados anteriormente se computarán a partir de la fecha estimada de prestación o devengamiento del servicio más 15 (quince) días corridos.
      2. si el otorgamiento de la financiación es posterior de la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos anteriormente mencionados se computarán desde esta última fecha.
  • El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos en concepto de anticipos o prefinanciaciones de exportaciones del exterior o prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por entidades financieras locales con fondeo en líneas de crédito del exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en el punto 1.(i) anterior.
    La entidad adicionalmente deberá contar con una declaración jurada del importador en la cual deja constancia de que será necesaria la conformidad previa del BCRA para la aplicación de divisas de cobros de exportaciones con anterioridad a la fecha de vencimiento que surge de las condiciones de plazo estipuladas para situaciones asociadas a un financiamiento.
  • El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero con el exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en el punto 1.(i) anterior.La porción de los endeudamientos financieros con el exterior que sea utilizada en virtud de lo dispuesto en el presente punto no podrá ser computada a los efectos de otros mecanismos específicos que habiliten el acceso al mercado de cambios a partir del ingreso y/o liquidación de este tipo de operaciones.
  • Se trata de un pago de importaciones de bienes enmarcado en el mecanismo previsto en el punto 7.11. de las normas de “Exterior y cambios”.
  • El cliente accede para realizar un pago de capital de deudas comerciales por la importación de servicios antes de los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de servicio y el cliente cuenta por el equivalente al valor que abona con:
    1. una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22)” emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.21.,
    2. una “Certificación por aportes de inversión directa en el marco del Régimen de Fomento de la Economía del Conocimiento (Decreto Nº 679/22)” y la operación se concreta mediante una operación de canje y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta especial para el régimen de fomento de la economía del conocimiento. Decreto Nº 679/22” del cliente.

Bonos Para la Reconstrucción de una Argentina Libre (BOPREAL)

Asimismo, y a fin de abordar el pago de la deuda comercial por importaciones de bienes y servicios acumulada y pendiente de pago hasta el 12/12/2023, el BCRA dispuso mediante Comunicación “A” 7918 ofrecer al mercado Notas del Banco Central de la República Argentina en dólares estadounidenses con opción de rescate, de acuerdo con los siguiente términos y condiciones:

  • Sujetos elegibles: importadores de bienes y servicios, por hasta un monto equivalente a las importaciones que tengan pendientes de pago;
  • Plazo Máximo: hasta el 31 de octubre de 2027;
  • Moneda de Integración: integrados en pesos al tipo de cambio A3500 del día hábil anterior a la fecha de licitación;
  • Moneda de Pago: en Dólares Estadounidenses, con la posibilidad de amortización íntegra al vencimiento o con esquema de amortizaciones parciales según se defina en la licitación;
  • Opción de Rescate: podrán incluir cláusulas de rescate anticipado en favor de los tenedores, las cuales sólo podrán ser ejercidas a valor nominal pagadero en pesos al tipo de cambio A3500.Para viabilizar las opciones de rescate en favor del inversor se prevé un strip de dichas proporciones del total nominal un mes antes de cada fecha de ejercicio de opción. Estos strips pagarán dólares estadounidenses al vencimiento o pueden ejecutarse contra pesos dólar linked al BCRA en la fecha establecida de la opción de rescate. Si el tenedor decidiese ejercer la opción de rescate, deberá informar con una antelación de 5 días hábiles previos al vencimiento de dicha opción.
  • Intereses: tasa anual máxima del 5% a definir en el anuncio de la licitación, que podrá ser pagadera en forma trimestral o semestral en dólares estadounidenses.

 

Para información adicional, por favor contactar a Marcelo R. Tavarone, Julieta De Ruggiero, Francisco Molina Portela, Eduardo N. Cano, o Ramiro Catena.

by trsym

"Electricidad, litio e hidrógeno: desafíos y propuestas para una nueva era", por Nicolás Eliaschev y Javier Constanzó

La asunción del Presidente Milei nos da la oportunidad de reexaminar los desafíos que el país tiene en distintas materias. En este artículo ponemos el foco en electricidad, litio e hidrógeno, con una descripción básica de la coyuntura y con algunas propuestas iniciales, desde el punto de vista legal y regulatorio, que aportamos para que sean consideradas en adelante.

Electricidad

Transmisión

La situación de la red de transmisión en extra alta tensión y de distribución troncal es crítica. La capacidad para conectar nueva generación es reducida y prácticamente nula en ciertos nodos y corredores con abundancia de recursos renovables.

En tal contexto, la expansión de la infraestructura es clave para, entre otras cuestiones: (i) garantizar la seguridad del suministro eléctrico, (ii) desarrollar la actividad industrial (incluyendo, pero no limitado a, la minería en el NOA y en Cuyo), y (iii) viabilizar nueva potencia instalada, térmica o renovable.

Según cifras de la Secretaría de Energía, se requieren inversiones en el sector por aproximadamente ~US$ 9.900 millones, en un plan de incrementar la red de transmisión en un 36% de la capacidad de transporte y en un 42% de la capacidad de transformación.

Cuáles son los desafíos que surgen ante tal escenario

En primer lugar, los desafíos macroeconómicos, financieros y fiscales. En la elección de la alternativa para construir y financiar las obras estarán en juego las condiciones macroeconómicas y financieras -que incidirán entre otras cuestiones, en el costo del capital y viabilidad de que una porción sea financiada- y las fiscales -el déficit fiscal, indisponibilidad de recursos del tesoro, y recortes al gasto público proyectados-.

En estas condiciones, debe analizarse cuál será el mecanismo regulatorio que se adecúe mejor al contexto imperante y al tipo de obra. No es lo mismo hablar de obras neurálgicas o troncales para el sistema, que referirse a ciertas obras necesarias para viabilizar nueva generación o demanda de consumo por parte de ciertos usuarios-intensivos finales.

Bajo la regulación vigente, como regla general, las obras de ampliación de transmisión son por cuenta y orden del interesado, y pagadas por éste. De tal modo, no se prevé, en principio, el traslado a los usuarios finales, mediante tarifa, del monto de las inversiones asociadas a tales obras.

Desde otra perspectiva, los mecanismos PPP de la Ley 27.328 pueden dar más flexibilidad en ciertos aspectos. Quizás deba evaluarse si dicho esquema o alguna variación de éste deba ser utilizado, en esta nueva oportunidad, con una aproximación segmentada y modular, que permita tickets más pequeños y una multiplicidad de financistas por medio de una acumulación de financiamientos bilaterales, modelo que tuvo mucho éxito con el Programa RenovAr.

En este sentido, resultó interesante lo afirmado por TRANSENER en el último Energy Day organizado por este medio respecto a “etapabilizar” el plan de obras de transmisión en módulos que puedan ser acometidos en distintas etapas o con distintos proveedores o financistas.

Por otra parte, la Resolución SE 360/2023 aporta mecanismos interesantes para que la generación o ésta juntamente con la demanda, costeen obras de transmisión y reciban a cambio de ello una prioridad sobre el despacho asociado a tal infraestructura. Debe evaluarse la forma de robustecer este mecanismo dando la seguridad y garantías adicionales que puedan evaluarse como necesarias para potenciar esta modalidad.

Ninguno de los mecanismos descriptos genéricamente más arriba será suficiente por separado para atender a todas las necesidades de ampliación. Por ello será necesario diseñar (y combinar) las mecánicas legales y regulatorias de acuerdo con la obra que se trate, el interés que pueda haber del sector privado, y las condiciones de borde impuestas por la macroeconomía.

Para las obras neurálgicas o troncales el apoyo del sector público en las primeras etapas no debe descartarse, en especial bajo la forma de los instrumentos regulatorios y de garantía que éste puede aportar con el fin de movilizar capital privado y dar la seguridad necesaria.

En tal sentido, cuando hablamos de apoyo público, no nos referimos, ciertamente, a erogaciones que vayan directamente a solventar las obras. Nos referimos, antes bien, a instrumentos como garantías o avales soberanos, acuerdos de indemnidad, garantías o contragarantías de terceros (provistas por agencias multilaterales, de crédito a la exportación o de desarrollo, put options, derechos contractuales para acreedores, entre otros, cuyo objeto sea dar confort al sector privado y financiero, para deriskear la inversión desde el punto de vista soberano y obtener un credit enhancement particularmente útil cuando el crédito soberano no es lo suficientemente robusto para otorgar el nivel de seguridad requerido por inversores y financieros.

El despliegue de las obras troncales y el apoyo necesario a tal fin puede combinarse con las expansiones que, por sus características, puedan ser gestionadas por los generadores y grandes usuarios.

Generación Térmica

La generación térmica ha tenido un dinamismo interesante en los pasados años. Como resultado de las licitaciones convocadas por la Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017, se incorporaron más de 5 GW de ciclos simples y combinados, tecnologías eficientes, de rápida respuesta, y fundamentales como reserva de potencia del sistema.

Recientemente, en la licitación TerConf, se han adjudicado alrededor de 3340 MW, que permitirán adicionar nueva potencia y dar mayor confiabilidad al sistema en el corto y mediano plazo.

Respecto de la generación térmica no contractualizada, se abren ciertos interrogantes en cuanto a los siguientes aspectos:

  • Régimen remuneratorio: A la fecha, los generadores legacyson remunerados bajo los términos de la Resolución SE 869/2023. Esta resolución es una continuadora de la Resolución SE 95/2013. Este esquema no es eficiente ni da las señales correctas para la remuneración del capital y de la operación y mantenimiento, por lo que deberá evaluarse su cambio, ya sea considerando opciones que impliquen la contractualización de esta generación u otras.
  • Suministro de combustible: Desde el año 2013, a partir de la Resolución SE 95/2013, los generadores no pueden adquirir por sus propios medios el combustible -gas o líquido- necesario para operar sus activos, salvo por un interín breve, luego del dictado de la Resolución 70/18 y casi inmediatamente derogada. Las circunstancias fácticas bajo las cuales se impidió la gestión de combustible han variado sustancialmente, y no hay razones operativas o de disponibilidad del suministro que no permitan ir hacia un esquema bajo el cual los generadores puedan adquirir su propio combustible.
  • Mercado a Término: Bajo los términos de la Ley 24.065, los generadores pueden contractualizar potencia o energía bajo un mercado a término, con condiciones a ser determinadas y negociadas entre las partes. Sin embargo, con la Resolución SE 95/2013, este mercado ha quedado suspendido indefinidamente y los generadores convencionales se ven impedidos de actuar bajo este ámbito. Así como se ha permitido a los generadores renovables contractualizar energía bajo el MATER, y se ha dado un enorme dinamismo a la actividad, no se advierten razones de índole operativa o sistémicas que impidan reanudar este mercado, derogando la Resolución SE 95/2013. La reanudación de este mercado puede dinamizar al sector térmico, al mismo tiempo descentralizando el offtaker de los PPA y dar un incentivo interesante para la construcción de nueva generación.

Renovables

Las energías renovables han tenido un desarrollo sumamente relevante en estos últimos años, bajo el marco de las Leyes 26.190 y 27.191 (votadas por casi la unanimidad del arco político), y a través de los sucesivos programas de RenovAr, sus reversiones a baja escala (RenMDI y MiniRen), y por el mercado a término a partir de fuentes renovables (MATER). Se trata de un mercado robusto, dinámico, y que ha sido fuente de inversiones locales y cross-border.

En un contexto de descarbonización global, con regulaciones de origen en términos de cumplimiento de generación a partir de fuentes renovables en la cadena de valor de productos exportables, una matriz más verde y alineada con tales estándares internacionales adquiere mayor relevancia aún.

Este sector posee un enorme potencial de desarrollo aún, y ha adquirido una dinámica propia potenciada a través del MATER, que vemos con mucho potencial para seguir desarrollándose en una era en la que se prioricen los acuerdos entre privados.

El mandato legal de consumo de energía a partir de fuentes renovables del 20% al 2025 aún está en vías de cumplimiento: este número ronda aproximadamente el 13% lo que importa un 7% adicional a construir para finales del 2025. Asimismo, bajo los planes de transición energética al 2030 y 2050, se plantea un objetivo a largo plazo de continuar incorporando renovables en +7,5GW para 2030 y entre +30 y +45 GW para 2050.

A tal fin, es conveniente que, con la antelación suficiente en aras de una mayor previsibilidad y seguridad jurídica, se debata en el Congreso la extensión del plazo de las Leyes 26.190 y 27.191, que han sido catalizadoras para el desarrollo del sector. Debe destacarse que, en las condiciones actuales, las renovables son competitivas por si solas sin necesidad de ningún subsidio o incentivo estatal y el principal desafío del sector es la expansión de la transmisión, según se ha indicado más arriba.

Desde otra perspectiva, la indisponibilidad de la red puede ser un potenciador de otros segmentos como la autogeneración distribuida o la construcción de instalaciones de baterías (BESS) en sectores nodales de la red de extra y media tensión.

Tampoco puede descartarse el rol del Estado en dar las señales correctas a la demanda, y la normalización de los precios relativos, que puedan orientar a los clientes a sumarse al MATER y salir del esquema de compras conjuntas de CAMMESA, más aún, si como se habilita la contractualización de toda la generación, tal como se ha sugerido más arriba.

Hidroeléctricas

Durante el semestre en curso, han comenzado a vencer los contratos de concesión para la explotación de centrales hidroeléctricas firmados a partir del año 1993 por el Estado Nacional en carácter de concedente con las respectivas empresas concesionarias.

Ante la incertidumbre del vencimiento del plazo original de la concesión, la voluntad inicial del Estado Nacional de traspasar dichos activos a ENARSA, luego matizada después de distintas prórrogas, junto con una nueva administración que abiertamente ha declarado estar en favor de una participación privada mayoritaria, el nuevo gobierno deberá definir de qué modo se seguirá con estas concesiones.

En tal sentido, el régimen remuneratorio actual más la imposibilidad de vender energía en el contrato a término, atentan contra potenciales mejoras y/o expansiones de la infraestructura existente. Deberá tomarse en consideración este aspecto en la definición general acerca del modelo que seguirá esta actividad.

Distribución

La normalización de los precios y las tarifas de energía eléctrica a efectos de recomponer el valor agregado de distribución de las concesionarias del servicio público de distribución es un desafío, considerando el estado actual de las redes y la calidad del servicio, pero en un contexto social sumamente delicado.

El atraso tarifario sumado al contexto inflacionario y de depreciación del peso, ha llevado a que los usuarios finales paguen una tarifa que no es representativa del costo real de la electricidad y atenta contra un servicio de calidad, seguro, eficiente, e impide la ampliación de la red existente.

Resulta necesario concretar la revisión tarifaria integral (RTI), de acuerdo con los lineamientos de la Ley 24.065 y las reglas de cada contrato de concesión, segmentando usuarios y protegiendo a los sectores sociales más vulnerables. En el ínterin, eventuales ajustes transitorios a cuenta de la RTI que eventualmente se implemente, pueden recomponer temporalmente la situación crítica tarifaria del sector, dando mayores herramientas para un suministro en condiciones seguras. Mismo criterio aplica para las RTI que puedan disponerse con respecto al segmento de transmisión.

Para una normalización de la cuestión tarifaria, entre otros aspectos, resulta sumamente relevante que cese la intervención del ENRE, y se nombre a los miembros de su directorio mediante concurso público y abierto de antecedentes.

Litio

A pesar de los desafíos macroeconómicos, el sector ha tenido un desarrollo relevante y muestra signos saludables de cara a un crecimiento sostenido. La inversión ha sido canalizada principalmente mediante financiaciones offshore a las controlantes de los proyectos o mediante financiaciones de tipo híbrida contra recurso del sponsor y garantías soberanas en algún que otro caso.

Argentina se ha posicionado como el cuarto productor a nivel mundial y posee recursos de clase mundial. El litio constituye un recurso vital para la transición energética, y geopolíticamente sumamente importante.

Para continuar desarrollándose, es clave la cooperación público-privada mediante regulaciones sectoriales con garantías adecuadas para los desarrolladores, explotadores, y financistas, regímenes de incentivos a la producción y exportación, y el desarrollo de la infraestructura asociada (puertos, carreteras, redes de transmisión).

Asimismo, es fundamental asegurar el libre acceso al mercado de cambios, así como la posibilidad de conservar divisas generadas por la exportación sin necesidad de liquidarlas en el mercado local, además de asegurar estabilidad fiscal de manera clara y comprensiva de tributos nacionales y provinciales.

Asimismo, tratados internacionales de integración y libre comercio son fundamentales para dar mayor dinamismo al sector, así como la posibilidad de contratos de inversión específicos por proyecto. En un contexto de integración global, la necesidad de que la Argentina se integre a los mecanismos de la IRA (Inflaction Reduction Act), de modo de que Estados Unidos sea un destino de exportación de minerales, particularmente litio, resulta prioritaria y hasta urgente.

Hidrógeno

El desarrollo del hidrógeno en sus distintas variantes, y el hidrógeno verde concretamente, son un foco de interés y visto como un vector de la transición energética.

Al respecto, existen diversos proyectos de ley ingresados al Congreso de la Nación, que han quedado sin tratamiento, pese a los fructíferos debates intersectoriales que vienen dándose en paralelo al seno parlamentario.

Para facilitar el desarrollo del hidrógeno, como hemos dicho en oportunidades anteriores, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad.

Para ello, el marco regulatorio debe prever: (a) un régimen de estabilidad extendido, acorde a los plazos de investigación y desarrollo, y repago del capital y amortización, (b) libres barreras de exportación/importación, (c) acceso irrestricto al mercado único libre de cambios (MULC), con la posibilidad de repatriar dividendos, (d) un balance entre la obligatoriedad del componente nacional y la disponibilidad de éste localmente, y que dicho requerimiento sea de tipo promocional más que compulsivo y penalizable, y (e) una cooperación integral, federal, e intersectorial entre los Estados Nacionales, provinciales, municipales, el sector privado local, y el sector privado y gubernamental internacional.

Notas finales

En estas líneas, hemos resumido algunos de los desafíos más relevantes en materia de electricidad, litio e hidrógeno, aportando algunas ideas de lo legal y regulatorio para colaborar con su desarrollo

Esperamos que el nuevo gobierno pueda dar señales adecuadas para la promoción de estas industrias.

Entendemos que todo ello redundará en beneficios para nuestro país.

 

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Este artículo, escrito por nuestro socio Nicolás Eliaschev y nuestro asociado senior Javier Constanzó, fue publicado hoy en EconoJournal.

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La Secretaría de Energía establece nuevos cargos para los GUDIs

El 5 de diciembre de 2023 se publicó la Resolución 976/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 976”), que establece nuevos cargos denominados “Cargo Estabilizado GUDIs” y “Ajuste Complementario de Potencia GUDIs”, aplicables a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del Mercado Mayorista Eléctrico (“MEM”) y del Mercado Eléctrico Mayorista Del Sistema Tierra Del Fuego (“MEMSTDF”).

Según lo indicado en los fundamentos de la Resolución 976, se busca implementar un mecanismo que permita eliminar las diferencias de precios entre los usuarios con iguales características de demanda, para que éstos puedan decidir de forma voluntaria caracterizarse como Agente MEM, y de esta manera posibilitar la ampliación del mercado de contratos con el objetivo de habilitar nueva oferta de generación y favorecer la sinergia entre la habilitación de nueva demanda y oferta. En este sentido, se propone potenciar la realización de nuevos proyectos de generación, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y generando el marco jurídico adecuado que permita el desarrollo de este nuevo mercado.

A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Resolución 976:

1. Usuarios alcanzados y aplicación temporal

La Resolución 976 es de aplicación a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del MEM y del MEMSTDF, y los cargos contemplados en la Resolución 976 serán incluidos en la transacción económica del mes de febrero de 2024.

2. Cargos contemplados

a) Cargo Estabilizado GUDIs

El Cargo Estabilizado GUDIs se calculará como la diferencia entre el Precio Medio de la Energía del MEM y la sumatoria del Precio de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) establecido mediante la Resolución 884/2023, para toda la demanda de sus clientes caracterizados como GUDIs con excepción de los establecimientos públicos de educación y salud.

b) Ajuste Complementario de Potencia GUDIs

El Ajuste Complementario se determinará en base a la diferencia entre el Precio de la Reserva Mensual y el sancionado estabilizado Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y aplicado a la diferencia entre el requerimiento máximo y medio del conjunto de Grandes Usuarios.

3. Intervención de la Subsecretaría de Energía Eléctrica

La Secretaría de Energía faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a dictar los actos necesarios, a los fines de resolver las cuestiones relativas a la interpretación y aplicación de la Resolución 976.

 

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

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Buscamos abogados/as junior o intermediate para el área de Energía

Estamos seleccionando abogado/as junior o intermediate para el área de Energía.

¿Por qué TRS&M?

  • Estudio joven, con estructura horizontal y fuerte involucramiento de los socios y de los asociados con los clientes.
  • Muy buen clima de trabajo. ¡En el 2022 logramos la certificación de Great Place to Work!
  • Estudio dinámico y abierto a los cambios (todos los años hacemos encuestas para revisar oportunidades de mejora).
  • Capacitación permanente a través de programa de capacitaciones (jurídicas + inglés).
  • Programa de beneficios: política de maternidad/paternidad, Gympass, y otros.
  • Trabajo interdisciplinario en equipo con otros departamentos del Estudio.
  • Foco en el desarrollo de los abogados (procesos anuales de gestión del desempeño y follow-up constante).
  • Trabajo en asuntos de relevancia, complejidad y sofisticación en un Estudio líder en el área.

¿Cuáles son los requisitos?

  • Abogados/as recibidos/as.
  • Inglés avanzado (parte de las entrevistas serán en este idioma).
  • Experiencia mínima de 1 año en Estudios, preferentemente en áreas de Corporate, Energía, o Derecho Administrativo.
  • Interés en trabajar y desarrollarse dentro del Estudio.

Responsabilidades

  • Participación en proyectos de infraestructura y energía, en fases del desarrollo, construcción, operación y mantenimiento.
  • Preparación, revisión y negociación de contratos relacionados con dicha industria.
  • Asesoramiento diario regulatorio a clientes.
  • Constante interacción con clientes y otros departamentos del estudio.

 

Si te interesa sumarte a nuestro equipo y cumplís con los requisitos, por favor envianos tu CV actualizado a ana.aftalion@trsym.com hasta el 15 de diciembre.

En caso de que no cumplas con los requisitos, pero te interese trabajar en nuestro Estudio, por favor escribinos a RRHH@trsym.com.

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Novedades en el sector hidrocarburífero: Se crea el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos

El 1 de diciembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 970/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución”) que creó el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos (el “Programa”).

El Programa tiene como objetivos:

  1. Promover acciones tendientes a la detección, medición, cuantificación y validación de las emisiones fugitivas en las actividades de exploración y producción de hidrocarburos;
  2. Organizar y sistematizar la información obtenida a partir de las mediciones realizadas; y
  3. Propiciar la implementación de planes de mitigación y reducción de emisiones fugitivas derivadas de la actividad hidrocarburífera.

Los sujetos obligados –personas físicas y/o jurídicas que lleven a cabo actividades de exploración y/o producción de hidrocarburos en el territorio de la República Argentina– deberán presentar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación:

  1. Un Plan Anual de Medición de Emisiones Fugitivas;
  2. Un Plan Integral, a cinco (5) años, de reducción y/o captación de emisiones fugitivas, mediante el cual se implementen medidas concretas que prioricen la eficiencia y aprovechamiento del recurso gas, y la reducción y/o captación de emisiones.

La información que surja de los mencionados planes será publicada en el sitio web de la Secretaría de Energía de la Nación.

Asimismo, los sujetos obligados que cuenten con instalaciones nuevas –aquellas cuyo diseño y construcción comience con posterioridad a la publicación de la Resolución– propenderán a la incorporación de buenas prácticas y acciones de gestión, adecuadas para la minimización de las emisiones fugitivas producidas desde la etapa de planificación y diseño de aquellas.

Los plazos de cumplimiento, así como cualquier otro aspecto referido a la implementación de la Resolución, estarán sujetos a la reglamentación que se dicte en consecuencia.

En efecto, el Programa contribuye al cumplimiento de los objetivos y compromisos asumidos por el Estado Nacional en materia de cambio climático en el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030”, los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050” y el segundo “Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático”.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Pablo Arrascaeta, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y Victoria Barrueco.

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Apuntes sobre las Guías para la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental y sobre Participación Pública en la Evaluación Ambiental

El día 30 de noviembre de 2023 se dieron a conocer la “Guía para la elaboración de Estudios de Impacto Ambiental” (la “Guía EsIA”) y la “Guía sobre Participación Pública en la Evaluación Ambiental” (la “Guía PP”), ambas aprobadas mediante la Resolución Nº 23/2023 (la “Resolución”) de la Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.

La Resolución tiene como fin garantizar la implementación plena y efectiva de los derechos de acceso a la información ambiental, la participación pública en los procesos de toma de decisiones ambientales, y el acceso a la justicia en asuntos ambientales.

La Resolución se funda en la Ley Nº 27.566 que aprueba el Acuerdo de Escazú y la Ley Nº 25.675 General del Ambiente, que identifica la Evaluación de Impacto Ambiental (la “EIA”) como uno de los instrumentos claves de la política y gestión ambiental.

A continuación, se detallan los puntos más relevantes.

Guías para la Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental

1. Objetivos, alcance y destinatarios

La Guía EsIA busca contribuir al cumplimiento de la Ley Nº 27.520 de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global y del Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático a 2030 a través de criterios generales que consideren el cambio climático y de lineamientos conceptuales y metodológicos generales para la elaboración de un Estudio de Impacto Ambiental (“EsIA”).

La Guía EsIA tiene como destinatarios a los profesionales responsables de la elaboración del EsIA y a los organismos con incumbencia en la revisión técnica y licenciamiento ambiental de proyectos.

b. Organización de los capítulos del EsIA

La Guía EsIA sugiere organizar el EsIA en los siguientes capítulos:

  1. Resumen ejecutivo;
  2. Presentación - Marco normativo e institucional;
  3. Descripción de proyecto – Alternativas;
  4. Área de estudio y área de influencia;
  5. Línea de base;
  6. Evaluación: identificación y análisis de impactos; y
  7. Medidas de mitigación - Plan de gestión ambiental (PGA).

c. Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental

La Guía EsIA propone la integración de la variable del cambio climático en las distintas fases del EsIA, avanzando e incorporando información de manera iterativa a lo largo del proceso de EIA. Se sugiere la inclusión de la variable de cambio climático en la EIA mediante dos enfoques:

  1. Adaptación: evalúa cómo el cambio climático puede influir en el proyecto, considerando los posibles escenarios y riesgos climáticos que podrían afectar al ciclo de vida previsto; y
  2. Mitigación: considera cómo el proyecto puede influir en la emisión de gases de efecto invernadero (“GEI”), considerando para ello las acciones por parte del proponente destinadas a evitar o reducir las emisiones de GEI o incluso ampliar su absorción a través de depósitos o sumideros.

Guía sobre Participación Pública en la EIA

a. Alcance y destinatarios

La Guía PP busca ampliar y diversificar los mecanismos de participación pública en asuntos ambientales.

Se trata de una guía de alcance general, por lo que las pautas prácticas sugeridas deben adaptarse a cada política, plan, programa o proyecto a evaluar, de acuerdo a su escala, marco normativo aplicable, contexto y complejidad social, económica y cultural.

Sus principales destinatarios son los proponentes, los organismos promotores, los profesionales responsables de la elaboración de EsIA y otras oficinas de la Administración Pública que intervienen.

b. Niveles y alcances de la participación pública

La participación pública tiene diversos alcances según el tipo de involucramiento que promueva la autoridad evaluadora o la persona proponente. Así, se pueden identificar por lo menos cuatro niveles de participación (información, consulta, diálogo y toma de decisiones) que pueden tener lugar en diversos momentos del ciclo del proyecto, según sea su dimensión y la estrategia definida para el involucramiento de actores clave.

Es importante recordar que el artículo 7 del Acuerdo de Escazú insta a las autoridades a asegurar el derecho a la participación, no solamente al momento de otorgar la autorización original a un proyecto o actividad, de aprobar un plan, una política o un programa, o de tomar alguna decisión respecto de otros asuntos de interés público, sino también en el caso de que posteriormente se hagan revisiones, reexaminaciones, cambios de significancia o actualizaciones relevantes vinculadas al permiso, aprobación o decisión.

c. La participación pública en la EIA

En la EIA, la participación pública se concreta en el proceso de comunicación y diálogo entre los actores clave en donde se promueve la generación y el acceso a la información y el conocimiento de sus preocupaciones, intereses, opiniones y propuestas. Esta tiene el propósito de mejorar la calidad de las decisiones de las autoridades y de las acciones de la persona proponente y, de ese modo, contribuir a la mejora del proyecto, su diseño, operación y gestión ambiental adaptativa.

La participación pública pretende establecer un diálogo entre los denominados “actores clave”, a fin de que las autoridades maximicen la calidad de sus decisiones. Se consideran actores clave a aquellos individuos, grupos o instituciones que son afectados o afectan el desarrollo de determinadas actividades y que tienen información, recursos, experiencia o la capacidad de influenciar la acción.

Para ello, la Guía PP propone la técnica cualitativa de “mapeo de actores”, que permite identificarlos, comprender sus intereses y cómo cada uno puede afectar la viabilidad del proyecto.

d. Mecanismos de consulta pública y técnicas para fortalecer la participación.

Los mecanismos de consulta son diversos. Pueden tomar el formato de talleres multisectoriales, consultas virtuales, eventos de cocreación, mesas de diálogo, audiencias de mediación o negociación, visitas directas (puerta a puerta) a comunidades, mesas de gestión participativa, comités de monitoreo y seguimiento, entre otros. Específicamente, la Guía PP describe cuatro mecanismos: las mesas de diálogo, las consultas públicas, la mediación o negociación asistida y los comités de monitoreo ambiental.

e. Documento de divulgación para EIA.

Para optimizar el acceso a la información ambiental y la participación en la toma de decisiones en forma efectiva, la Guía PP propone la presentación de un documento de divulgación que facilite la comprensión de los EsIA para el público en general no especializado. Se conforma de una síntesis que explica, de forma concisa, la siguiente información:

  1. Objetivos y justificación del proyecto;
  2. Persona proponente del proyecto (pública o privada);
  3. Principales actividades previstas y cronograma de ejecución de la obra o actividad;
  4. Localización y descripción de áreas de influencia establecidas, incluyendo cartografía;
  5. Potenciales impactos ambientales y sociales identificados;
  6. Plan de gestión ambiental, que contiene las medidas de mitigación asociadas para evitar, reducir, restaurar o compensar tales impactos y aspectos sobresalientes de su seguimiento;
  7. Mecanismo de participación propuesto, acciones previstas y medios de contacto que permitan gestionar consultas, quejas y reclamos; y
  8. Conclusiones.

 

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

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Emisión de Obligaciones Negociables Adicionales Clase IX, Clase X y Clase XI por U$S 37.839.699 de Albanesi Energía S.A.

Asesores legales de los agentes colocadores en la emisión por parte de Albanesi Energía S.A. de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase IX por un valor nominal de 6.920.773 UVAs, equivalente a $2.804.504.843, a tasa de interés fija del 3,8% nominal anual, con vencimiento el 13 de febrero de 2026, Obligaciones Negociables Adicionales Clase X por un valor nominal de U$S 26.791.276 a tasa de interés fija del 5,00% nominal anual, con vencimiento el 21 de septiembre de 2025 y las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI por un valor nominal U$S 4.314.018 a tasa de interés fija del 9,50% nominal anual, con vencimiento el 21 de marzo de 2026, emitidas en el marco de su Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables simples por hasta U$S 250.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor).

Banco de Servicios y Transacciones S.A., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Facimex Valores S.A. e Invertir en Bolsa S.A. actuaron como Agentes Colocadores de las tres clases de Obligaciones Negociables, mientras que Puente Hnos. S.A., Adcap Securities Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Invertir en Bolsa S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A., Nación Bursátil S.A., Banco Santander Argentina S.A., Bull Market Brokers S.A. y Global Valores S.A. actuaron como Agentes Colocadores de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase X y las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI. A su vez, SBS Capital S.A. y Balanz Capital Valores S.A.U. actuaron como Organizadores en la emisión de la Clase IX, siendo SBS Trading S.A. el Agente de Liquidación, mientras que SBS Trading S.A. y Banco de Servicios y Transacciones S.A. actuaron como Organizadores para las Clases X y XI, siendo Banco de Servicios y Transacciones el Agente de Liquidación.

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