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Nueva licitación para generación de energía térmica: Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF”

El 27 de julio de 2023 se publicó la Resolución Nº 621/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 621”) que da inicio a la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF” (la “Convocatoria TerCONF”) con el fin de celebrar Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (“PPA”, por sus siglas en inglés Power Purchase Agreement) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).

Los adjudicatarios bajo la Convocatoria TerCONF suscribirán con CAMMESA un PPA a largo plazo, nominado en USD, cuya remuneración contempla un pago por disponibilidad de hasta USD 18.000 y pagos por energía suministrada.

Debajo efectuamos un análisis de los puntos salientes de la Convocatoria TerCONF.

1. Puntos relevantes de la Convocatoria TerCONF

1.1. Tipos de proyectos abarcados y renglones

A. Proyectos incluidos

Las ofertas podrán ser de cualquier tecnología de generación o cogeneración de energía eléctrica térmica, y podrán incluirse en los proyectos las obras asociadas de infraestructura de transmisión y/o combustibles, que permitan adicionar potencia confiable, instalando equipamiento nuevo o con menos de 15.000 horas de uso verificado.

B. Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF

La Convocatoria TerCONF incluye dos renglones:

(i) Renglón 1 “Generación Térmica para confiabilidad y abastecimiento del SADI” (el “Renglón 1”)

El Renglón 1 está conformado por: (a) 1.0. Repotenciación - Aumento de potencia habilitada comercialmente de Ciclos; Combinados existentes; (b) 1.1. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas; (c) 1.2. Mejora de eficiencia y de reserva regional; y (d) 1.3. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).

La potencia máxima requerida es de hasta 3000 MW, con un objetivo mínimo referencial de 2250 MW, según se indica a continuación:

Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno. Además, deben contar con instalaciones para combustible alternativo (gas oil y/o fuel oil) para al menos 120 horas a plena carga.

(ii) Renglón 2 “Generación Térmica para reemplazar, modernizar y eficientizar el parque de Tierra del Fuego” (el “Renglón 2”)

La potencia máxima requerida es de hasta 70 MW con un objetivo mínimo referencial de 30 MW. Asimismo, la unidad de generación para el despacho deberá ser menor a 15 MW. Este renglón tiene los siguientes mínimos/máximos:

Los proyectos del Renglón 2 en Tierra del Fuego serán solo a gas natural.

C. Potencia máxima y mínima:

La potencia ofertada máxima y mínima es la siguiente:

D. Provisión de Combustible

El combustible (gas natural o líquido alternativo) será provisto por CAMMESA.

Los oferentes deberán indicar en su oferta el Consumo Específico Neto Comprometido (Heat Rate), cuyo neto máximo a comprometer para cualquier combustible es de 1750 kcal/kWh para el Renglón 1.0, 2350 kcal/kWh para el Renglón 1.1 y 1.3 y de 2100 kcal/kWh para el Renglón 1.2 y el Renglón 2. El consumo específico referencial que se utilizará para evaluar la incidencia del consumo comprometido será de 2000 kcal/kWh.

E. Pago de disponibilidad 

El PPA contempla el pago de la potencia contratada en USD/MW-mes, con un límite de 18.000 USD/MW-mes, aplicando sobre este valor un factor de precio máximo para los diferentes renglones y condiciones. El factor para el Renglón 1.1 y 2 será igual 100%. El factor para el Renglón 1.2 y 1.3 será de 110%. El factor para el Renglón 1.0 será de 50%.

F. Prioridad de pago de los PPA

Los PPA tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución 621 tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica. La misma prioridad tienen los PPA adjudicados bajo las Resoluciones Nº 21/2016 y 287/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica.

1.2. Criterios de Admisibilidad

A. Personas jurídicas capacitadas para ser oferentes

Podrán presentar oferta en forma individual o en forma conjunta la o las personas jurídicas constituidas en la República Argentina o en el exterior, Sociedades de Propósito Específico ("SPE"), U.T. y Fideicomisos.

Cada oferente podrá presentar una o más ofertas. En caso de presentar más de una oferta, el oferente deberá llevar contabilidad separada para cada una de ellas.

Al momento de la adjudicación, si el oferente optó por suscribir el PPA con una SPE, se deberá acreditar el perfeccionamiento sobre la propiedad de la SPE y la cesión y perfeccionamiento en cabeza de la SPE de los requerimientos técnicos aplicables.

B. Garantía de Mantenimiento de Oferta

Los oferentes deberán suministrar una garantía de mantenimiento de oferta, de acuerdo con los montos que se indican a continuación:

C. Punto de Entrega

Los proyectos deberán identificar su Punto de Entrega (el “PDI”), el cual debe estar incluido en el Anexo 3, pero se permite solicitar la incorporación de un PDI no contemplado en dicho anexo, el cual será evaluado por la Secretaría de Energía y CAMMESA.

D. Documentación a presentar en la oferta

Se sigue un esquema de doble sobre -Sobres “A” y “B”-, con la propuesta técnica y económica, respectivamente.

Bajo el Sobre “A”, se deberá acreditar el inicio de los siguientes trámites: (a) la disponibilidad del inmueble, (b) uso del suelo, (c) agente del MEM, (d) acceso a la capacidad de transporte, y (e) habilitaciones ambientales.

Bajo el “Sobre B” se deberá incluir la oferta económica.

1.3. Aspectos principales del PPA

Se acompaña como Anexo de la Convocatoria TerCONF el modelo de PPA a suscribir por los eventuales adjudicatarios, cuyos aspectos principales son:

• Fecha objetivo para el COD: La fecha objetivo para alcanzar la habilitación comercial (“COD”, por sus siglas en inglés Commercial Operation Date), es: (a) Renglón 1.0, 1/1/2025; (b) Renglón 1.1 y Renglón 2, 1/10/2025; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 1/4/2026.
• Fecha límite para el COD: La fecha límite para alcanzar el COD es: (a) Renglón 1.0, 30/06/2027; (b) Renglón 1.1 y 2, 31/03/2028; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 30/09/2028.
• Fecha de inicio del plazo del PPA: Ocurrirá ante la ocurrencia de lo último entre (a) la fecha efectiva de COD o (b) seis (6) meses previos a la fecha objetivo para el COD.
• Fecha de finalización del plazo del PPA: El PPA finaliza es, para el Renglón 1.0, 31/12/2034; para los Renglones 1.1 y 2, 30/09/2040; y para los Renglones 1.2 y 1.3, 31/03/2041. De tal modo, el plazo estimado para PPAs bajo el Renglón 1.0 es de 10 años, mientras que para los PPAs de los restantes renglones, dicho plazo se extiende por 15 años.
• COD Parcial: Se permite alcanzar el COD parcial, con un esquema de remuneración reducido hasta que se obtenga el COD por la totalidad de la potencia comprometida.
• Fuerza Mayor: El PPA incluye un listado de eventos que no serán constitutivos de fuerza mayor, y se permite la rescisión del PPA por un evento de fuerza mayor extendido.

1.4. Otros aspectos

A. Esquema de pagos hasta la habilitación comercial

A diferencia de convocatorias anteriores, no se prevé una garantía de cumplimiento de la habilitación comercial, sino un esquema de pagos.

Quienes resulten adjudicatarios deberán acreditar los pagos según el siguiente esquema hasta el mes correspondiente a la fecha de habilitación comercial del proyecto:

1. Dentro de los diez (10) días hábiles posteriores a la notificación de adjudicación de las ofertas adjudicadas deberán abonar 2.500 USD/MW. A tal pago se le deberá descontar el pago integrado en concepto de garantía de mantenimiento de oferta.
2. Dentro de los siguientes diez (10) días hábiles del inicio de cada mes calendario posterior al del primer pago requerido, se continuará con un esquema de pagos por mes calendario con la siguiente secuencia, correspondiendo proporciones diferenciales de devolución de los montos integrados hasta la habilitación comercial:

El incumplimiento al pago de dichas sumas implicará la terminación del PPA.

El saldo de lo recaudado en tal concepto será remitido a la cuenta de apartamiento para la expansión del sistema de transporte, la cual será administrada por CAMMESA a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el 23/24 Abastecimiento Eléctrico (FOTAE) (ver nuestro informe aquí).

B. Cronograma

Desde la publicación de la Convocatoria TerCONF y hasta el 29 de agosto de 2023 (de no mediar prórroga), se habilita la realización de consultas por parte de los eventuales interesados.

La fecha de presentación de ofertas está fijada para el 31 de agosto de 2023, mientras que la adjudicación de ofertas, para el 10 de octubre próximo. Finalmente, el 15 de octubre de 2023 se iniciaría el período de firma de los PPA.

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, María Eugenia Muñoz y/o Rocío Valdez.

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Modificaciones en las normas de implementación del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable

El 20 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 608/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 608”), que incorporó modificaciones a las normas de implementación de la Ley 27.424 del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable, aprobadas por la Resolución 314/2018 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía (las “Normas de Implementación del Régimen”).

Mediante la Resolución 608 se agregó a la categorización de Usuarios-Generadores según su potencia instalada (Usuarios-Generadores Pequeños, Medianos y Mayores), una categorización según su composición y se incorporó la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”.

A continuación, se desarrollan los cambios introducidos por la Resolución 608.

I. Incorporación de nuevas categorías de Usuario-Generador

La Resolución 608 modificó el Capítulo 2 referido a Usuario-Generador de las Normas de Implementación del Régimen con el fin de incorporar las categorías de “Usuarios Generadores Individual”, “Usuario Generador Comunitario” y “Usuario Generador Comunitario Virtual”, según su composición.

En base a ello, de acuerdo con su composición, los sujetos podrán ser:

1. Usuarios-Generadores Individuales: refiere a un único usuario con un equipamiento de generación distribuida de fuentes renovables mediante el cual genere energía para su autoconsumo e inyecte sus excedentes a la red de distribución;
2. Usuarios-Generadores Comunitarios: refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios del servicio público con puntos de suministros diferentes cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor. Para ello, deben previamente declarar ante la distribuidora la administración en conjunto de un equipo de generación distribuida vinculado o no a alguno de los puntos de suministro de dichos usuarios. En caso de que no sea así, la distribuidora será la encargada de determinar la factibilidad de conexión y cargos adicionales que ello implique; o
3. Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales: son Usuarios Generadores Comunitarios, pero cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores cuyas características tecnológicas lo permitan. Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente.

Se debe tener en cuenta que, los Usuarios Generadores Comunitarios y Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales, podrán conectar equipos de generación distribuida comunitaria a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo.

II. Incorporación de la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”

Por otro lado, en línea con la introducción de la distinción de Usuarios-Generadores Comunitarios, la Resolución 608 incorporó al Capítulo 1 referido a Definiciones de las Normas de Implementación del Régimen, la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”, como: “el acuerdo de voluntades que vincula al Distribuidor con los Usuarios-Generadores Comunitarios”.

Asimismo, dispone que este “deberá incluir el porcentaje de participación de cada uno de los usuarios en el esquema comunitario a fin de distribuir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes”. Además, establece que “cualquier modificación en la composición deberá ser informada a la distribuidora con una antelación de al menos treinta (30) días”.

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone, y/o Rocío Valdez.

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Algunas notas sobre el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030” y los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050”

Esta semana se conocieron los lineamientos sobre transición energética trazados por la Secretaría de Energía de la Nación, en dos documentos llamados: “Plan Nacional de Transición Energética al 2030” (“PTE 2030”) y los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050” (“LT 2050”). El PTE 2030 y LT 2050 fueron aprobados mediante Resolución Nº 517/2023 y Resolución Nº 518/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación. En este documento se abordan los puntos más relevantes.

1. PTE 2030

1.1. Escenario y variables consideradas

Para elaborar el PTE 2030, se han asumido los siguientes supuestos y condiciones de aquí al 2030, entre ellas:

1. Crecimiento del producto bruto interno del 2% anual de largo plazo.
2. Incremento de la demanda eléctrica del 1,5% interanual, y de gas natural, en alrededor del 1,1%.
3. Crecimiento de la demanda de combustibles del 2,3% interanual.
4. Crecimiento de la producción de gas natural para consumo local entre 2,4% y 3%, y de la producción de petróleo, ente 3,4% y 6%.
5. Reducción de la participación de generación térmica del 59% al 35% (no obstante, contempla 3000 MW de la futura licitación próxima a ser convocada).

1.2. Metas cuantitativas

El PTE 2030 propone las siguientes metas cuantitativas:

1. No exceder la emisión neta de 349 millones de tCO₂ para toda la economía.
2. Reducción por eficiencia energética y uso responsable de la energía de al menos un 8% de la demanda energética.
3. Superación del 50% de renovables en la generación eléctrica (en la actualidad, dicho porcentaje ronda el 14%, lo cual implicaría aproximadamente 7.5 GW de nueva capacidad instalada).
4. Penetración de autos eléctricos del 2% del parque de vehículos.
5. Objetivo de 1.000 MW de generación distribuida renovables (en la actualidad, existe algo más de 18 MW de generación distribuida instalada, sobre la legislación aplicable en la materia y consideraciones adicionales, ver nuestro reporte aquí).
6. Ampliación de la red de transmisión eléctrica de alta tensión en 5.000 km de nuevas líneas (ver nuestros reportes sobre el Plan Nacional de Expansión de Redes aquí y sobre el reciente llamado a presentar manifestaciones de Interés para obras de transmisión, aquí).

1.3. Metas cualitativas

Asimismo, el PTE 2030 propone las siguientes metas cualitativas:

1. Creación de condiciones propicias para el desarrollo local de la cadena de valor de tecnologías de energía limpia, incluyendo nuevas tecnologías no convencionales y emergentes.
2. Creación de nuevos puestos de trabajo locales y sostenibles relacionados en el sector.
3. Reducción de la pobreza energética según se establezcan las necesidades que conlleva este concepto.
4. Facilitación de una transición energética justa.

1.4. Inversiones requeridas

Para el cumplimiento de las metas delineadas en el PTE 2030, el documento estima que se requerirá una inversión relevante por parte del sector privado y/o público, por un total aproximado de 86.642 MM U$S. De tal monto global, se estima que alrededor de 23.362MM U$S serán para nueva potencia eléctrica; 3.817MM U$S para transmisión y 10.272 MM U$S en distribución eléctrica; 10.000 MM U$S en GNL; 27.777 MM U$S en eficiencia energética; 911 MM US$ para generación distribuida, y 503 MM U$S en H2 de bajas emisiones.

Entendemos que dada la magnitud de capital necesario para cumplir con las pautas del PTE 2030 será esencial la participación del sector privado y de entidades multilaterales, y dicha participación también requerirá, en gran medida, de las adecuadas condiciones sectoriales y macroeconómico financieras del país en general.

1.5. Acciones para cumplir con los objetivos del PTE 2030

¿Cuáles son las medidas y/o acciones que se contemplan en el PTE 2030, de modo tal de posibilitar el cumplimiento de los objetivos y metas allí trazadas? Entre ellas, podemos destacar las siguientes:

1. Actualización de las Leyes 26.190 y 27.191: Se encuentra bajo estudio la necesidad de realizar una actualización de dichas leyes, en línea con los desarrollos tecnológicos de las fuentes renovables. En tanto este régimen finaliza en 2025, una eventual reforma debería considerar la adecuación normativa para extenderlo, y el régimen de incentivos fiscales, impositivos y aduaneros a ser contemplados.
2. Ley de Generación Distribuida: La posibilidad de revisar el decreto reglamentario de la ley, de modo tal de facilitar un mayor número de adhesión de las provincias.
3. Nuevos marcos regulatorios: Se mencionan nuevos marcos regulatorios que se han elaborado, respecto a proyectos de ley de eficiencia energética, promoción de H2 de bajas emisiones de carbono (para información adicional sobre H2 y el proyecto de ley, ver aquí, GNL, y e-mobility.

Entre otras acciones, el PTE 2030 asume la continuidad de subastas RenovAr y el desarrollo del MATER, así como de otro tipo de programas específicos.

2. LT 2050 – escenarios y principales cifras

El LT 2050 considera tres escenarios, denominados “base”, “optimista” y “ambicioso”. Los tres escenarios comparten una evolución similar hasta el año 2030, momento a partir del cual éstos divergen. De estos tres escenarios, destacamos lo siguiente:

2.1. Nueva potencia instalada

Bajo el escenario base, se consideran 54 GW de nueva potencia instalada; 58 GW bajo el escenario optimista; y 69 GW en el escenario ambicioso. De dichos valores globales, se destaca una gran participación de renovables: 34 GW en el escenario base; 38 GW en el escenario optimista; y 45 GW en el ambicioso.

Según el LT 2050, ello supone inversiones en torno a 101.536 MM U$S en el escenario base; 107.016 MM U$S en el escenario optimista; y 113.679 MM U$S bajo el escenario ambicioso.

Asimismo, se consideran inversiones en generación distribuida en torno al 2.273 MM U$S en todos los escenarios modelados.

Se destaca la elevada cuota de participación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables en la matriz, a saber, 80% en el escenario base; 84% en el optimista; y 87% en el ambicioso.

2.2. Ampliaciones de la red de transmisión

Se considera, respecto de ampliaciones de red de transmisión, una inversión en torno a 7.594 MM U$S en el escenario base; 8.829 MM U$S en el escenario optimista; y U$S 10.688 en el escenario ambicioso. A la fecha, el LT 2050 no establece metas cuantitativas en términos de nueva capacidad de transporte.

2.3. GNL

Respecto al GNL, si bien no el LT 50 establece metas cuantitativas, asume inversiones en alrededor de 22.500 MM U$S, 30.000 MM U$S y 40.000 MM U$S en cada escenario respectivo.

2.4. H2

Finalmente, se consideran inversiones en H2 de bajas emisiones en montos sumamente considerables, a saber, 9.574 MM U$S, 21.440 MM U$S y 31.545 MM U$S en cada escenario.

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

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