Reformas de energía

Implicancias del DNU 70/2023 para el sector energético

A continuación se detallan las modificaciones más relevantes comprendidas en el título VIII, “Energía”:

I. Hidrocarburos

Se deroga el Decreto N° 1060/2000 que establecía plazos máximos de duración de los contratos de abastecimiento exclusivo de combustibles celebrados entre compañías petroleras y/o proveedoras de combustibles, y quienes exploten estaciones de servicio.

II. Energía Eléctrica

a. Contratos de exportación

Se deroga el Decreto N° 1491/2002 que disponía que los contratos de exportación por Potencia Firme y Energía Eléctrica Asociada y los Acuerdos de Comercialización de Generación relacionados con estas exportaciones:

1. no se encontraban comprendidos en lo dispuesto por la Ley Nº 25.561, modificatoria de la Ley de Convertibilidad 23.928 por la que se declaró la emergencia pública y la reforma del régimen cambiario en el año 2002;
2. no se encontraban comprendidos por lo dispuesto en el Decreto Nº 214 de 2002, que permitió la conversión a pesos de las obligaciones de dar sumas de dinero; y
3. serían facturados en Dólares Estadounidenses.

b. Ampliaciones de Transporte

Se deroga la Ley N° 25.822 que ratificaba y establecía la realización prioritaria del “Plan Federal de Transporte Eléctrico”, instrumentado por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o “SE”).

Asimismo, se deroga el Decreto N° 634/2003 que autorizaba a la Secretaría de Energía a, en el marco de ampliaciones de transporte en alta tensión o por distribución troncal,   re-determinar el canon o precio correspondiente a la parte faltante de ejecución de una ampliación hasta la habilitación comercial de esta.

c. Préstamos reintegrables

Se deroga el Decreto N° 311/2006 que aprobaba el otorgamiento de préstamos reintegrables del Tesoro Nacional al Fondo Unificado, creado por el Artículo 37 de la Ley Nº 24.065, destinados al pago de las obligaciones exigibles al Fondo Unificado para el cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

d. Energías Renovables

Se derogan los artículos 16 al 37 de la Ley Nº 27.424 de Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública. Entre los puntos establecidos en ellos se encuentran:

1. Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Generación Distribuida;
2. Beneficios promocionales; y
3. Régimen de fomento de la industria nacional

De acuerdo a los fundamentos del Decreto, resulta imperioso una simplificación en la Ley N° 27.424 de energía distribuida, eliminando la ayuda estatal y la estructura de control.

III. Facultades otorgadas a la Secretaría de Energía

Además, por el DNU se faculta a la SE a redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural. Este beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, conforme las tarifas vigentes en cada punto de suministro.

La SE también tendrá facultades para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias, y otros actores o agentes que integren los sistemas del servicio público de que se trate, en su carácter de responsables primarios.

Al respecto, esto podría implicar una modificación en la segmentación de tarifas de energía eléctrica y gas natural propuesta por el Decreto Nº 332/2022 (para mayor información sobre esta norma, acceder a nuestro Newsletter en el siguiente link).

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

by trsym

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.

2. 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).

3. 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

4. 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

2. 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.

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"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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