Privatización de Hidroeléctricas
El 10 de abril de 2025 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 263/2025 (el “Decreto 263”), que continúa con el proceso de venta de las sociedades: (i) Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., (ii) Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., (iii) Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y (iv) Piedra Del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A. (las “Sociedades”), cuyos accionistas son Energía Argentina S.A. (“EA”) (98%) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (“NASA”) (2%).
Por su parte, tanto EA como NASA han quedado sujetas a privatización, en los términos del artículo 7 y anexo I de la Ley 27.742.
Al respecto, el Decreto 263 establece un plazo de quince (15) días desde su publicación para el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional para la venta del paquete accionario controlante de las Sociedades (el “Concurso”), de titularidad de EA y NASA. El Concurso será efectuado por la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y la Secretaría de Energía de la Nación.
El Decreto 263 es adicional a los Decretos 718/2024 y 895/2024, que habían iniciado el proceso para la privatización de las Sociedades.
Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Macarena Becerra, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Aprobación del Procedimiento para la Exportación de GNL
El 4 de abril de 2025, la Secretaría de Energía publicó la Resolución 145/2025 por la que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (el “Procedimiento” y “GNL”, respectivamente).
Esta medida se implementó en el marco del artículo 2 del Anexo II del Decreto 1057/2024 (puede consultar nuestros comentarios sobre el decreto aquí), mediante el que se estableció que la Secretaría de Energía de la Nación regularía el procedimiento aplicable a la exportación de GNL.
A continuación, detallamos los principales aspectos del Procedimiento:
1. Notificación de exportación de GNL
Las empresas interesadas en exportar GNL deberán presentar una solicitud ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos mediante la plataforma de Trámites a Distancia (TAD), en la que deberán acreditar:
- Disponibilidad proyectada, reservas posibles y/o probables, recursos prospectivos y capacidad de producción para la exportación de GNL para -por al menos- cinco (5) años desde la acreditación.
- Cantidades máximas de GNL en términos anuales, mensuales y diarios a exportar.
- Constancia de inicio de solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), en caso de corresponder.
- Consistencia técnica del proyecto, incluyendo las instalaciones existentes o a realizarse.
La Subsecretaría de Combustibles Líquidos tendrá diez (10) días hábiles administrativos para analizar la información presentada y, de existir observaciones, podrá intimar al interesado a subsanarlas. Asimismo, podrá solicitar aclaraciones e información adicional al interesado.
Por su parte, el interesado podrá efectuar presentaciones complementarias dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos de realizada la notificación.
La Secretaría de Energía podrá objetar total o parcialmente una exportación de GNL por falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional, inexactitud o falsedad en la documentación presentada, o por prácticas anticompetitivas. Las objeciones deberán realizarse dentro de los ciento veinte (120) días hábiles desde la notificación de exportación, y serán comunicadas formalmente al interesado, quien contará con treinta (30) días hábiles para subsanarlas.
Una vez subsanadas las observaciones, la Secretaría de Energía emitirá el certificado de “Autorización de Libre Exportación de GNL” a favor del interesado.
2. Autorización de Libre Exportación de GNL
La Autorización de Libre Exportación de GNL indicará el plazo para el inicio y finalización de la exportación, los volúmenes de GNL a exportar y la periodicidad de los informes a ser exigidos.
Con una anticipación no menor a noventa (90) días corridos a la fecha de inicio de la primera exportación, el autorizado deberá informar los volúmenes y precios, acreditar su inscripción como almacenador en el Registro de Almacenaje de Gas Natural de la República Argentina (RAGNar), acreditar la habilitación de la instalación ante dicho registro y presentar la constancia de habilitación por Sistema Registral en Aduana.
3. Estabilidad de la exportación de GNL
Las exportaciones autorizadas tendrán el carácter de firmes respecto de los volúmenes máximos autorizados, por un plazo de treinta (30) años desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción o sus ampliaciones o etapas sucesivas.
Siempre que se acredite periódicamente la disponibilidad exigida, el autorizado tendrá derecho a exportar GNL en forma continua, sin interrupciones, restricciones, reducciones o redireccionamientos, y podrá acceder en igualdad de condiciones que cualquier otro segmento de la demanda, a la producción, transporte, procesamiento y almacenamiento de gas natural para realizar las exportaciones de GNL.
4. Obligaciones del Exportador
El exportador de GNL deberá mantener vigentes las disponibilidades proyectadas exigidas y deberá acreditar (6) seis meses antes del vencimiento de la acreditación de disponibilidad vigente que dispone de gas suficiente para cubrir los (5) cinco años subsiguientes. En aquellos casos que impliquen obras de infraestructura, la Subsecretaría de Combustibles Líquidos podrá exigir acreditaciones por plazos mayores.
Además, el exportador estará obligado a informar cualquier cambio en las disponibilidades de gas, modificaciones sustanciales en la información presentada originalmente y los datos de exportaciones realizadas bajo el régimen de no objeción, incluyendo precios y cantidades.
5. Finalización, revocación y cesión
La Autorización de Libre Exportación de GNL finalizará automáticamente en la fecha indicada en el certificado, sin necesidad de interpelación o notificación al titular. No obstante, dicha autorización podrá revocarse por incumplimiento de las obligaciones del exportador, incumplimiento de los deberes de información o por incumplimiento formal o material de las condiciones de la autorización.
Por último, la Autorización de Libre Exportación de GNL podrá ser cedida, previa aprobación de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, mediante la presentación del acuerdo de cesión debidamente certificado y legalizado, debiendo el cesionario cumplir con las condiciones, requisitos y plazos establecidos en el Procedimiento.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Milagros Piñeiro, Victoria Barrueco o Manuel Crespi.
Términos iniciales para la asignación de capacidad incremental del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno y Tramos Finales de TGS
El 31 de marzo de 2025, la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución 136/2025 (la “Resolución 136”), mediante la cual:
- Aprueba el Pliego de Bases y Condiciones (“PBC”) para que Energía Argentina S.A. (“EA”) lleve adelante la Licitación Pública destinada a la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (“GPM”).
- Establece los lineamientos para la asignación de capacidad incremental del GPM y de los tramos finales del sistema de transporte operado por Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”).
1. Licitación de las obras de ampliación
La Licitación, a cargo de EA, tiene como objetivo contratar la ejecución y financiamiento de la ampliación del Tramo I del GPM, bajo modalidad “llave en mano”. Esta obra permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 14.000 m³/día de 9.300 kcal/m³, por encima de la capacidad base de la infraestructura actual y de la capacidad excedente del Tramo I del GPM (la “Capacidad Incremental”).
El adjudicatario de la Licitación tendrá a su cargo la operación y mantenimiento de la infraestructura de la ampliación y de la existente por quince (15) años desde la fecha de habilitación de la obra.
El procedimiento de selección se realizará mediante una licitación pública nacional e internacional, bajo la modalidad de etapa doble. En una primera etapa, se realizará la preselección de ofertas que cumplan con los requisitos de capacidad legal, económico-financiera, y técnica, y, en una segunda etapa, se seleccionará la mejor oferta en términos económicos.
Con relación a los oferentes, éstos deberán ser personas jurídicas constituidas en Argentina o en el exterior, pudiendo ser vehículos asociativos contractuales constituidos en Argentina, con capacidad legal para obligarse y sin impedimentos para contratar. En caso de presentación conjunta, deberán constituir una unión transitoria de empresas o un consorcio.
En cuanto a los requisitos económicos y financieros, deberán contar con un patrimonio neto mínimo de cuarenta millones de dólares (USD 40.000.000) al cierre del último ejercicio económico y un patrimonio neto promedio de los dos (2) últimos ejercicios económicos anuales no inferior a cuarenta millones de dólares (USD 40.000.000). Asimismo, los oferentes deberán poseer activos por al menos noventa y cinco millones de dólares (USD 95.000.000) al cierre del último ejercicio económico anual, y un total de activos promedio de los dos (2) últimos ejercicios económicos anuales no inferiores a ochenta millones de dólares (USD 80.000.000). En el caso de asociaciones se ponderará la participación de cada integrante para cumplir estos requisitos.
Todas las ofertas deberán estar acompañadas de una garantía de mantenimiento de oferta de cinco millones de dólares (USD 5.000.000) que podrá consistir en un depósito en cuenta bancaria, garantía bancaria, póliza de caución, títulos públicos o carta de crédito.
2. Lineamientos para la asignación de capacidad incremental
Los Lineamientos aprobados por la Resolución 136 se aplican a la asignación de capacidad en los siguientes concursos, a saber:
- Concurso GPM: Tiene por objeto adjudicar la Capacidad Incremental con punto de recepción en Tratayén y medida en el punto de entrega en Salliqueló, netos de gas retenido y, en su caso, los volúmenes de la capacidad opcional bajo la Licitación.
- Concurso tramos finales TGS: Tiene por objeto adjudicar la capacidad de transporte resultante de las obras sobre los tramos finales del sistema de transporte de TGS que fueren necesarias a raíz de la ampliación del Tramo I del GPM, con el fin de que los volúmenes de gas natural que circulen a través de la obra de ampliación del Tramo I del GPM puedan alcanzar los mercados de consumo. En el marco de este concurso, la capacidad ofrecida será de 12.000.000 m3/d de 9300 kcal/m3 en la zona de entrega GBA, netos de gas retenido, y 2.000.000 de m3/d de 9300 kcal/m3 con entrega en las subzonas de Buenos Aires Bahía Blanca, netos de gas retenido.
Los Lineamientos prevén la asignación directa de capacidad -mediante el prepago de los contratos de transporte respectivos-, con hasta un máximo equivalente al cuarenta por ciento (40%) del total de la capacidad incremental, y en su caso, la capacidad adicional. El sesenta por ciento (60%) restante será asignado bajo concursos de “open season”.
Bajo ambos concursos se prevé un plazo de servicio mínimo de un (1) año y uno máximo de treinta y cinco (35) años.
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Para información adicional, por favor contactar a Javier Constanzó, Nicolás Eliaschev, Milagros Piñeiro o Manuel Crespi.
Convocatoria de generación de almacenamiento “AlmaGBA”
La Secretaría de Energía de la Nación publicó el 17 de febrero de 2025 la Resolución 67/2025 (la “Secretaría de Energía” y la “Resolución 67”), que lanza la convocatoria abierta nacional e internacional denominada “Almacenamiento AlmaGBA” (la “Convocatoria”).
La Convocatoria busca incorporar nuevas centrales de generación-almacenamiento de energía eléctrica en las áreas de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur, a fin de sumar una potencia objetivo de 500 MW, y en un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.
Bajo la Convocatoria, los adjudicatarios celebrarán un contrato de generación de almacenamiento (el “Contrato Generación-Almacenamiento”) con las distribuidoras Edenor y Edesur, en el que CAMMESA actuará como garante de pago de última instancia.
Sin perjuicio de que el Contrato Generación-Almacenamiento aún debe ser publicado, a continuación se detallan los puntos salientes de la Convocatoria conocidos en el día de la fecha.
1. Objeto de la Convocatoria
El objeto de la Convocatoria es incorporar una potencia objetivo referencial de 500 MW de almacenamiento-generación en las áreas de concesión de Edenor y Edesur, a fin de mejorar la confiabilidad y condiciones del abastecimiento en el AMBA y en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), en determinados nodos de conexión (“NDC”).
Los oferentes seleccionados celebrarán sus respectivos Contratos de Generación-Almacenamiento, bajo los que deberá asegurarse la provisión de energía y puesta a disposición de potencia durante al menos cuatro (4) horas consecutivas por ciclo de descarga completa.
2. Potencia mínima y máxima por proyecto
La potencia mínima a ofertar será de 10 MW, mientras que la potencia máxima será la menor entre 150 MW o la indicada para cada NDC.
3. Contrato Generación-Almacenamiento
Bajo el Contrato de Generación-Almacenamiento, se remunerará la potencia disponible y la energía suministrada, según sigue a continuación:
- Potencia de Almacenamiento Disponible, denominada en USD/MW-mes, en función del Valor Ofertado, del almacenamiento disponible, de la relación entre las Horas de Almacenamiento Validadas (“HAV”) y las Horas de Almacenamiento Comprometidas (“HACe”) en la Convocatoria, multiplicado por el Factor Anual (“FA”, que será decreciente y fijado inicialmente en 1,20 y 0,50 en el período final del Contrato Almacenamiento-Generación). La “Potencia de Almacenamiento Disponible” no podrá exceder 15.000 USD/MW-mes; y
- Energía Suministrada, igual a 10 USD/MWh.
Bajo el Contrato Generación-Almacenamiento Edenor y Edesur, según cada caso, serán los deudores principales, mientras que CAMMESA actuará como garante de última instancia.
En este sentido, de producirse una demora en el pago por dos o más períodos, se podrá requerir a CAMMESA que realice el pago adeudado.
Adicionalmente, se indica que la garantía de CAMMESA será como máximo de 12 meses consecutivos equivalentes a la remuneración bajo el Contrato Generación-Almacenamiento.
4. Cronograma de la Convocatoria
- Período de consultas: 19 de febrero – 4 de mayo de 2025.
- Publicación del Contrato-Generación-Almacenamiento: 31 de marzo de 2025.
- Publicación de respuestas: 24 de febrero – 11 de mayo de 2025.
- Presentación de ofertas: 19 de mayo de 2025.
- Adjudicación: 27 de junio de 2025.
- Firma de Contrato Generación-Almacenamiento: 30 de junio de 2025.
5. Condiciones de los oferentes y ofertas
En la Convocatoria se establecen los requisitos mínimos que deberán cumplir los oferentes y las ofertas, entre los que se destaca la obligatoriedad de presentar una garantía bancaria a primer requerimiento, para respaldar la oferta, de 10.000 USD/MW.
6. Invitación a otras jurisdicciones a realizar manifestación de interés
Adicionalmente, la Resolución 67 invita a las distintas jurisdicciones a través de sus empresas prestadoras del servicio público de distribución a, en caso de considerar oportuna la incorporación de almacenamiento para el desarrollo de infraestructura en su área de concesión, manifestar formalmente su interés a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SEE”) para su instrumentación, a ser gestionada de manera coordinada entre Nación, Provincia y empresa prestadora del servicio público de distribución de energía, tomando la Convocatoria como modelo.
Por último, se faculta al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y a la SEE a disponer las medidas que consideren necesarias para la implementación de la Convocatoria.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.
Normalización del Mercado Eléctrico Mayorista
El 29 de enero de 2025, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) publicó en su página web una sección de información complementaria a la Resolución 21/2025 de la SE (la “Resolución 21”) (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí).
Entre la documentación publicada se encuentra la nota enviada por la Secretaría de Energía a CAMMESA (la “Nota SE” y la “SE”, respectivamente) por la que la SE explica que, actualmente, el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) registra una limitada reserva disponible en materia de generación y transporte de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda, que convive con compromisos contractuales en materia de energía, potencia y combustibles asociados. Por ello, se necesita la implementación de un proceso de normalización gradual, que genere las condiciones para la inversión en todos los segmentos de la industria que permitan, progresivamente, aumentar la confiabilidad del abastecimiento, la eficiencia operativa, y la sustentabilidad económica del mercado y logren una desconcentración del mercado en CAMMESA.
En consecuencia, la SE elaboró los Lineamientos para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva (los “Lineamientos”), que se adjuntan a la Nota SE como anexo. En ellos, se detallan las modificaciones que se prevén para la gestión de combustibles, en la demanda en el MEM, la determinación de los precios y el funcionamiento del Mercado a Término (“MAT”) y del Mercado Spot.
Asimismo, se requiere a CAMMESA que publique en su página web la Nota SE, junto con los Lineamientos y, adicionalmente, un Informe Técnico sobre la situación del MEM (el “Informe Técnico”), fijando un plazo de treinta (30) días corridos a partir del 30 de enero de 2025, para que las Asociaciones representadas en CAMMESA se manifiesten sobre estos documentos, aunque las opiniones tendrán carácter no vinculante en el proceso de normalización del MEM.
Por su parte, el Informe Técnico ofrece un análisis integral, detallando ciertos aspectos regulatorios y operativos para garantizar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el contexto normativo vigente, con enfoque en:
- Establecimiento de un marco normativo que garantice la transparencia, competitividad y eficiencia del sistema eléctrico.
- Gradual descentralización de las responsabilidades operativas y comerciales actualmente concentradas en CAMMESA.
- Implementación de tarifas y remuneraciones que reflejen los costos reales del sistema, promoviendo inversiones y sustentabilidad.
- Revisión de los esquemas de gestión de combustibles, con énfasis en la transición hacia la autogestión por parte de los generadores.
- Adaptación de los mecanismos del Mercado Spot y del MAT para reflejar las nuevas condiciones del mercado.
- Identificación de necesidades de infraestructura y planificación para asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico.
En paralelo, CAMMESA tendrá un plazo de cuarenta y cinco (45) días corridos, a partir del 30 de enero de 2025, para elaborar:
- Un informe circunstanciado con un plan para implementar un procedimiento operativo de despacho y gestión transaccional;
- Un informe técnico que analice el impacto de las medidas propuestas en función de la oferta y demanda previstas ante distintos escenarios de abastecimiento y funcionamiento del MEM; y
- Un informe complementario que analice las consideraciones realizadas por las Asociaciones que agrupan a los Agentes del MEM.
Por último, la SE anunció que propicia dictar las normas necesarias relativas a la implementación del proceso de normalización del MEM para su entrada en vigor el 1º de noviembre de 2025, junto con la Programación Estacional de Verano. Sin perjuicio de ello, menciona que se dispondrán medidas anticipadas tendientes a eliminar las restricciones que limitan el funcionamiento del MEM.
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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco o Manuel Crespi.
Desregulación de la actividad de carga de vehículos eléctricos e híbridos eléctricos
El 29 de enero de 2025 la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”) publicó en el Boletín Oficial la Resolución 22/2025 (la “Resolución 22”), que deroga la Resolución 817/2023 de la SE (la “Resolución 817”).
La Resolución 817 había creado el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos (VE) y Vehículos Híbridos Eléctricos (VHE), y establecía la obligatoriedad de cargar vehículos eléctricos exclusivamente en estaciones de servicio.
Con el dictado de la Resolución 22, la SE consideró necesario avanzar con la desburocratización y simplificación de los procesos administrativos, en línea con el espíritu de reorganización del Estado reflejado en la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. De esta manera, la eliminación de este registro desregula la actividad de carga de VE y VHE, al permitir que diversos establecimientos ofrezcan este tipo de servicios.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Giuliana Manzolido.
Nuevas medidas de la Secretaría de Energía para la normalización del mercado eléctrico
El 28 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 21/2025 (la “Resolución 21”) de la Secretaría de Energía (la “SE”), que en lo sustancial:
- Rehabilita el mercado a término (“MAT”) de energía eléctrica entre privados para centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares que tengan fecha de habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2025;
- Permite a los generadores térmicos que operen en el mercado spot gestionarse su propio combustible; y
- Deroga parcialmente el régimen de “Energía Plus”, con efectos a partir del 31 de octubre de 2025 o del vencimiento de los contratos respectivos.
La Resolución 21 se enmarca en el proceso de normalización del mercado eléctrico encarado por el Gobierno Nacional con el fin de eliminar restricciones regulatorias, permitir más competencia en el segmento de generación de energía eléctrica, descentralizar la gestión de combustible, y promover un marco que permita la incorporación de nueva generación con un ingreso asociado a un contrato de abastecimiento (“PPA”) en condiciones negociadas entre privados.
Al respecto, se espera, en el corto y mediano plazo, el dictado de regulaciones adicionales y complementarias.
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Resolución 21.
1. Levantamiento parcial de la suspensión de los contratos del MAT
La Resolución 21 exceptúa de la suspensión temporal aplicable a la celebración de PPA en el MAT establecida por la Resolución 95/2013 (la “Resolución 95”), con respecto a los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear que sean habilitados comercialmente a partir del 1 de enero de 2025.
En tal sentido, debe recordarse que la Resolución 95 había suspendido el MAT entre grandes usuarios, distribuidores y generadores.
Con el dictado de la Resolución 21, tal suspensión queda parcialmente sin efecto, en tanto se rehabilita el MAT, pero sólo respecto de centrales comercialmente habilitadas a partir del 1 de enero de este año.
De esta forma, aquellos agentes generadores que inviertan en centrales nuevas podrán comercializar la potencia disponible y la energía generada en el marco de contratos entre privados en el MAT.
2. Posibilidad de gestión de combustible por parte de los generadores
La Resolución 21 modifica el artículo 8 de la Resolución 95, habilitando a los generadores térmicos que operan en el mercado spot (es decir, que no cuenten con un PPA) a gestionar, a partir de marzo de 2025, su propio combustible.
Tales generadores, por aplicación de la Resolución 95 en su versión original, tenían vedada la posibilidad de gestionar su combustible, reservando tal gestión a CAMMESA. A partir del 1 de marzo del corriente año, dichos generadores tendrán la opción de hacerlo por su cuenta reconociéndoseles los costos de combustible valorizándolos al precio de referencia aceptados en la declaración de costos variables de producción (“CVP”) más flete, costos de transporte y distribución, impuestos y tasas asociadas.
Sin perjuicio de ello, tales generadores podrán ser abastecidos de combustibles por CAMMESA, como proveedor de última instancia.
La Resolución 21 establece, asimismo, que, con el objeto de proveer los combustibles correspondientes a los PPA de generación térmica sin obligación de su gestión por generadores, la gestión quedará centralizada en CAMMESA.
3. Finalización del régimen de Energía Plus
Por otra parte, la Resolución 21 deroga, a partir del 1 de febrero de 2025, la mayoría de los artículos de la Resolución SE 1281/2006 (la “Resolución 1281”) que regulaba el régimen para el “Servicio de Energía Plus”. Ese régimen definía una “demanda base” de energía, que tomaba como punto de referencia el año 2005, y establecía que toda demanda adicional debía garantizarse a través de un contrato con una generadora encargada de construir nuevas plantas.
No obstante, la Resolución 21 ha dejado vigente el artículo 1 de la Resolución 1281 que, en lo esencial, dispone que:
- La energía comercializada en el mercado spot por los Agentes dependientes del Estado Nacional tendrá como destino prioritario el abastecimiento de las demandas atendidas por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), que no cuentan con la capacidad de contratar su abastecimiento en dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas por contratos del MAT.
- La energía eléctrica disponible en el mercado spot, generación hidroeléctrica sin contrato a la fecha de publicación de dicha resolución y generación térmica sin combustible propio, no incluida en lo definido previamente, deberá ser destinada a abastecer, en primer lugar a las demandas señaladas previamente y seguidamente a los suministros de las demandas de hasta trescientos kilovatios (300 kW) de potencia contratada que resulten ser clientes de los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica del MEM, en tanto no estén respaldadas por contratos en el MAT.
- Los Grandes Usuarios del MEM y las Grandes Demandas clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Distribuidores, en ambos casos mayores de trescientos kilovatios (300 KW), sólo estarán autorizados a contratar respaldo físico por el remanente no contratado en el MAT de su demanda de energía y potencia registrada en el Año Base, determinada según la metodología establecida en el Anexo II de la resolución, con la generación térmica, con disponibilidad de combustible, de los agentes del MEM existentes a la fecha de publicación de dicha resolución.
La Resolución 21 prevé que la incorporación de nuevos contratos o renovación de contratos en el MAT del MEM bajo la modalidad de “Servicio Energía Plus” tendrá como fecha límite de vigencia el 31 de octubre de 2025. Sin embargo, los contratos vigentes bajo la modalidad de “Servicio Energía Plus” se continuarán transaccionando en iguales condiciones hasta su finalización.
4. Derogación de Resolución 354/2020
El artículo 2 de la Resolución 21 deroga a partir del 1 de febrero de 2025, la Resolución SE 354/2020 que, entre otros aspectos, había determinado un régimen de volúmenes firmes de gas para CAMMESA y un sistema de despacho centralizado de gas en dicha entidad, con un orden de prioridad allí regulado.
5. Costo de la Energía No Suministrada programada
Por último, se fija el Costo de la Energía No Suministrada programada en 1.500 USD/MWh a partir del 1° de febrero de 2025, con un porcentaje transitorio de escalones de falla respecto de la demanda de:
- Hasta 5%: 350 USD/MWh
- Hasta 10%: 750 USD/MWh
- Más de 10%: 1.500 USD/MWh
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Convocatoria a Audiencia Pública para la Revisión Tarifaria de Transporte de Energía Eléctrica 2025-2029
El 22 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 74/2025 (la “Resolución 74”) del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que convoca a una Audiencia Pública con el objeto de tratar las propuestas tarifarias presentadas por las empresas de transporte de energía eléctrica TRANSENER S.A., TRANSBA S.A., TRANSPA S.A., DISTROCUYO S.A., TRANSNEA S.A., TRANSNOA S.A., TRANSCOMAHUE S.A. y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (“EPEN”) en el marco del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas para el próximo período 2025-2029, previo a definir las tarifas a aplicar.
La audiencia se realizará el día 25 de febrero de 2025 a las 08:30 horas, mediante una plataforma digital, y será transmitida en simultáneo a través de una plataforma de streaming, que se informará en la página web del ENRE.
En este contexto, podrá participar como orador toda persona física o jurídica, pública o privada, que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el procedimiento de Audiencia Pública aprobado por la Resolución ENRE 30/2004. Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente debidamente certificado, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre.
Aquellos interesados en participar como expositores deberán inscribirse en el Registro de Participantes a través de la página web del ENRE, que estará habilitado a partir de las 00:00 horas del día 8 de febrero de 2025 hasta el día 22 de febrero de 2025 a las 23:59 horas.
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Ley Bases: Reglamentación de Hidrocarburos y Gas Natural
El día 29 de noviembre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 1057/2024 (el “Decreto 1057”), que aprueba la reglamentación de los Capítulos I, II y VI del Título VI de la Ley N.º 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (la “Ley Bases”), modificatorios de la Ley 17.319 de Hidrocarburos (la “Ley de Hidrocarburos”), la Ley 24.076 de Gas Natural (la “Ley de Gas Natural”), y la legislación ambiental conforme la Ley 27.007 (la “Legislación Ambiental”).
Para acceder a nuestros comentarios anteriores sobre esta temática en la Ley Bases, por favor ver aquí.
A continuación, se detallan los aspectos principales del Decreto 1057:
1. Reglamentación de la Ley de Hidrocarburos
1.2. Objetivos de política energética
A fin de alcanzar los objetivos de política energética establecidos por el artículo 3 de la Ley 17.319 (según fuera modificado por el artículo 102 de la Ley Bases), las actividades de exploración, explotación, procesamiento, transporte, almacenaje, industrialización y comercialización de hidrocarburos y/o sus derivados deberán llevarse a cabo de conformidad con:
- el libre mercado;
- el incentivo de la competencia a través de la máxima participación de actores en la cadena de producción y en los distintos sectores que componen la oferta;
- el alineamiento de los precios internos a los resultantes de los productos y/o servicios finales de las actividades objeto de transacciones internacionales, considerando las condiciones para la seguridad de suministro, teniendo como referencia las respectivas paridades de importación y de exportación, con el objetivo de reducir y/o eliminar los factores que causan distorsiones para alcanzar dicho alineamiento;
- la asignación eficiente de los recursos;
- el incentivo a la celebración de contratos de largo plazo, la competitividad, la productividad y la integración al comercio mundial; y
- la seguridad del suministro presente y futuro de hidrocarburos.
1.2. Definiciones
En línea con los objetivos de la Ley de Hidrocarburos, se entenderá por precio de comercialización en el mercado interno el resultante de la oferta y la demanda de la libre comercialización.
Por su parte, la expresión hidrocarburos comprende el petróleo crudo, el gas natural y los subproductos líquidos y gaseosos extraídos del petróleo crudo, del gas natural y/o sus derivados.
En lo relativo al almacenaje, ésta comprende todo tipo de hidrocarburos y sus derivados, incluyendo modalidades aéreas y subterráneas.
Asimismo, se introduce el concepto de seguridad de suministro en el mercado interno, que comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno, incluyendo las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos.
1.3. Permisos, concesiones, autorizaciones y habilitaciones
Se establece que los interesados en desarrollar estas actividades deberán constituir domicilio en la República Argentina y acreditar:
- el efectivo cumplimiento de los requisitos de solvencia económico-financiera;
- los estándares de patrimonio neto mínimos; y
- la capacidad técnica adecuada.
Asimismo, en cuanto al transporte interjurisdiccional e internacional, el Estado Nacional otorgará concesiones y/o autorizaciones de transporte en los casos en que el ducto para el transporte de hidrocarburos y/o sus derivados tenga por finalidad:
- el comercio interjurisdiccional entre la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CABA”) y/o una (1) o más provincias, o entre dos (2) o más provincias; o
- la exportación o importación, total o parcial.
1.4. Exportación de hidrocarburos y/o sus derivados
Los sujetos que produzcan, procesen, refinen, comercialicen, almacenen y/o fraccionen hidrocarburos y/o sus derivados, tendrán el derecho a exportarlos libremente, y su actividad no podrá ser interrumpida durante todo el período o programa de embarques o entregas no objetados una vez cumplidos los requisitos en el Decreto 1057 y normativa complementaria.
Asimismo, la Secretaría de Energía (la “SE”) llevará un registro de las operaciones de exportación que fueren notificadas, de las que fueren objetadas y de aquéllas que efectivamente fueren realizadas. Provisoriamente será aplicable el Registro de Contratos de Operaciones de Exportación previsto por el artículo 1º del Decreto 645/2002 y en la Resolución 241/2017 de la ex Secretaría de Recursos Hidrocarburíferos (la “SRH”).
En esta línea, la SE deberá establecer el procedimiento para objeciones a la exportación de hidrocarburos, respetando el principio de libertad de exportación de hidrocarburos y sus derivados y la seguridad del suministro al mercado interno, así como también los principios administrativos de celeridad, economía, sencillez y transparencia, a fin de simplificar y agilizar la tramitación.
A los fines de la notificación de la exportación, el interesado deberá presentar la documentación detallada en los artículos 12 y 13 del Anexo I del Decreto 1057, referida a (i) el resumen de la operación a realizar; (ii) la capacidad productiva; (iii) los compromisos comerciales; (iv) los requisitos del país de destino; (v) la información del representante legal; y (vi) la proyección semestral y anual de los volúmenes, la calidad del petróleo, el puerto u oleoducto desde donde se realizará la operación y la fecha estimada de carga (dentro del plazo de diez (10) días).
Adicionalmente, cuando el período o programa de entregas supere un (1) año desde la fecha de presentación inicial, se deberá acreditar el derecho a disponer de los volúmenes referidos en la notificación de la exportación. Dicha acreditación deberá renovarse de acuerdo a las pautas que dicte la SE.
La SE podrá requerir información adicional al interesado, en cuyo caso, los plazos para la formulación de objeciones estarán suspendidos. El interesado podrá, dentro de los quince (15) días hábiles administrativos de realizada la presentación inicial, acompañar documentación complementaria.
La SE podrá objetar total o parcialmente la exportación de hidrocarburos dentro del plazo de treinta (30) días hábiles administrativos contados a partir de la presentación de la notificación de exportación, de manera fundada en estudios y análisis técnico-económicos, y observando los principios de igualdad, razonabilidad, proporcionalidad y no discriminación, únicamente con sustento en las siguientes razones técnicas y/o económicas que afecten la seguridad del suministro:
- la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados;
- la falta de acreditación -en el caso de exportación de hidrocarburos y/o sus derivados cuyos términos exijan la acreditación a lo largo de su vigencia- de la disponibilidad proyectada de producción propia o cantidades firmes acordadas con productores, o reservas probadas, posibles y/o probables, o recursos, o su capacidad de producción.
- la falta de exactitud o veracidad en la información y/o documentación respaldatoria de la operación de exportación.
- la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de hidrocarburos;
- las Prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno en las mismas condiciones;
- la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno; o
- la falta de proporcionalidad respecto de las proyecciones informadas conforme a lo determinado en los artículos 12 y 13 y la seguridad de suministro al mercado interno.
En este sentido, se aclara que los volúmenes excedentes a las necesidades del mercado interno no podrán afectar la seguridad del suministro. Por lo tanto, la SE podrá fundadamente objetar total o parcialmente exportaciones debido a variaciones significativas e imprevistas en los precios de los hidrocarburos en el mercado interno, en forma temporaria y hasta que dicha situación haya finalizado. Asimismo, podrá tomar medidas puntuales frente a circunstancias excepcionales, como caso fortuito o fuerza mayor, que comprometan objetivamente la seguridad del suministro.
Cuando la necesidad del mercado interno requiera volúmenes similares a los de exportación, los interesados con volúmenes de exportación objetados total o parcialmente, podrán reemplazarlos a su costo, previa aprobación de la SE, siempre que se encuentren disponibles en condiciones razonables, mediante:
- la adquisición y/o importación de los volúmenes de hidrocarburos de calidad equivalente; y/o
- la renuncia total o parcial al ejercicio del derecho de exportación durante el período de afectación de la seguridad del suministro del mercado interno.
Cuando la SE no hubiere formulado objeciones dentro del plazo previsto, el interesado tendrá derecho a obtener la “Constancia de Libre Exportación”, la cual indicará el plazo para el inicio y finalización de las exportaciones, -y, de corresponder, la periodicidad de la obligación de acreditar la disposición de los recursos- a los fines de su presentación ante la Dirección General de Aduanas (“DGA”) dependiente de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (“ARCA”), a los efectos del despacho del producto a exportar.
En caso de incumplimientos graves en el inicio, finalización y en los volúmenes de la exportación, la SE podrá disponer la caducidad de la autorización, debiendo el interesado realizar una nueva notificación de exportación.
1.5. Intervención del ENARGAS
Los acuerdos de exportación que impliquen la construcción de nuevas instalaciones y/o nuevas conexiones a los gasoductos, o el uso de cualquiera de los sistemas existentes, u otras alternativas de transporte de gas, requerirán la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”) en los términos del Decreto 729/1995.
1.6. Volúmenes de gas excedentes
La Constancia de Libre Exportación emitida por la SE podrá contemplar la exportación de volúmenes de gas excedentes a las cantidades establecidas en forma diaria, aunque estarán sujetos a interrupción y no serán contabilizados como parte del volumen total a exportar previsto en la Constancia de Libre Exportación.
1.7. Cesión
Los derechos a realizar una exportación no objetada, así como las Constancias de Libre Exportación emitidas, podrán ser cedidos total o parcialmente en favor de quienes reúnan y cumplan las condiciones y requisitos previstos en el Decreto 1057, previa verificación e intervención de la SE.
1.8. Instrucción a la SE
Se instruye a la SE a efectuar las adecuaciones normativas necesarias para el cumplimiento de los objetivos de la Ley de Hidrocarburos conforme las modificaciones introducidas por la Ley de Bases. En particular, las resoluciones 241/2017 de la SRH, las Resoluciones 360/2021 y 175/2023 de la SE, y los Decretos 860 y 861/1996.
Además, durante la vigencia de la emergencia del sector energéticos declarada por la Ley Bases, la SE evaluará la evolución de las exportaciones de hidrocarburos y/o sus derivados, y podrá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia los objetivos del Decreto 1057.
Asimismo, se instruye a la SE a elaborar, junto con las Provincias y la CABA los pliegos modelo para atender explotaciones en áreas en la Plataforma Continental y Mar Territorial, en áreas convencionales y en áreas no convencionales.
1.9. Autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento y almacenamiento
Se distinguen los siguientes tipos de concesiones, autorizaciones y licencias:
- Concesiones de transporte de hidrocarburos encuadradas en el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos, otorgadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley Bases. En este caso, se aclara que sus plazos se computarán conforme lo establecido en el artículo 32 del Decreto 1057, el que dispone que las concesiones otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley Bases, el término de las mismas incluirá sus eventuales extensiones de acuerdo al marco normativo aplicable a cada una de ellas.
- Concesiones de transporte de hidrocarburos no encuadradas en el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos, otorgadas con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley Bases.
- Autorizaciones de transporte de hidrocarburos encuadradas en el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos.
- Autorizaciones de transporte de hidrocarburos: (i) para titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, almacenaje, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos, y (ii) las dedicadas exclusivamente al transporte de hidrocarburos, no encuadradas en el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos.
- Autorizaciones de transporte de hidrocarburos que integran complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, o afectadas a plantas de licuefacción de gas natural o autorizaciones de almacenamiento subterráneo en yacimientos.
- Licencias de transporte de gas natural y/o sus extensiones en el marco de la Ley de Gas Natural.
Las autorizaciones y habilitaciones de transporte, procesamiento y almacenaje constarán en el Registro de la SE, que comprenderá las autorizaciones y habilitaciones otorgadas por el Poder Ejecutivo Nacional, las Provincias y la CABA.
1.10. Información anual
Los permisionarios de exploración y los concesionarios de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, junto con la información de reservas comprobadas, no comprobadas y recursos contingentes, la información correspondiente a los recursos prospectivos de hidrocarburos líquidos y gaseosos de las áreas de su titularidad, la que deberá ser certificada por auditores externos de reconocida idoneidad y experiencia. Junto a la certificación de reservas y recursos deberán presentarse las proyecciones de producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales (“shale” y “tight”), incluyendo el total de los recursos remanentes de cada área.
2. Reglamentación de la Ley de Gas Natural
2.1. Exportación e importación de Gas Natural Licuado (“GNL”)
El Decreto 1057 deroga el artículo 3 del Anexo I del Decreto 1738/1992, que regulaba las exportaciones e importaciones de GNL.
La libre exportación e importación de GNL, según el Decreto 1057, comprende a los sujetos que produzcan, procesen, refinen, comercialicen, almacenen y/o fraccionen hidrocarburos. La SE regulará el procedimiento aplicable, contemplando la evaluación de la totalidad de las etapas del proyecto de exportación, el impacto en la infraestructura existente y el desarrollo de nueva infraestructura, atento a la magnitud de su escala, los mayores plazos y montos de inversión requeridos.
Asimismo, se introduce la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos, que será un estudio realizado por la SE, y contemplará:
- las condiciones de funcionamiento del mercado;
- la configuración de su producción, procesamiento, transporte, exportaciones y almacenaje;
- las proyecciones de producción nacional, de exportaciones y de demanda;
- las proyecciones de impacto en infraestructura existente y desarrollo de nueva infraestructura;
- las proyecciones de fuentes alternativas a partir de los flujos del comercio internacional;
- las proyecciones de demanda interna por zona geográfica, contemplando las eventuales restricciones de infraestructura y las previsiones de crecimiento; y
- una estimación de los recursos gasíferos técnicamente recuperables, convencionales y no convencionales, distribuidos por cuenca.
Este estudio se actualizará al menos cada cinco (5) años o cuando una nueva solicitud de exportación de GNL lo justifique.
En cuanto a la exportación de GNL, los interesados deberán presentar la documentación detallada en el artículo 4 del Anexo II del Decreto 1057, que acredite:
- la disponibilidad de recursos suficientes;
- la documentación que acredite su solvencia técnica y económica;
- las cantidades máximas de GNL, en términos anuales, mensuales y diarios a exportar;
- la consistencia técnica del proyecto; e
- informar si a la fecha de inicio del trámite ha solicitado la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (“RIGI”).
La SE podrá solicitar aclaraciones o información adicional, lo que suspenderá el plazo para expedirse. El interesado podrá realizar presentaciones complementarias dentro de los treinta (30) días hábiles administrativos de realizada la notificación de exportación.
Por su parte, la SE podrá objetar la exportación de GNL total o parcialmente de manera fundada, por las siguientes razones técnicas y/o económicas:
- la falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional que resulte de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos;
- la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de Gas Natural Licuado (GNL);
- la falta de exactitud o veracidad de la información y/o documentación presentada en respaldo de la operación de exportación; o
- las prácticas anticompetitivas, incluyendo el ‘“dumping”’ respecto del mercado interno en las mismas condiciones.
La normativa establece un período de ciento veinte (120) días hábiles administrativos desde la presentación de la notificación de exportación para que la SE formule objeciones. En caso de que no lo hiciera, deberá emitir la “Autorización de Libre Exportación de GNL”, junto con la documentación correspondiente en favor del interesado, la que indicará el plazo para el inicio y la finalización y los volúmenes de las exportaciones de GNL -y, de corresponder, la obligación de acreditar la disponibilidad del recurso-. Sin embargo, la SE podrá otorgar prórrogas al plazo de finalización en los casos en los que el interesado acredite una causa justificada.
En caso de incumplimientos graves, la SE podrá disponer la caducidad de la autorización, y el interesado deberá tramitar una nueva notificación de exportación.
2.2. Obligaciones del exportador
Se establecen como obligaciones del exportador:
- El mantenimiento de la vigencia de las disponibilidades proyectadas requeridas; y
- La obligación de informar a la SE cualquier modificación en la documentación provista.
2.3. Causales de revocación
Son causales de revocación de la autorización para exportar:
- El incumplimiento a las obligaciones del exportador; y
- El incumplimiento material y significativo de los términos y condiciones de la Autorización de Libre Exportación de GNL.
Previo a la revocación, la SE deberá intimar a los titulares a fin de que subsanen tales incumplimientos, otorgando a los notificados la oportunidad del descargo en un plazo de diez (10) días hábiles administrativos.
2.4. Cesión
Los derechos a realizar una exportación de GNL no objetada en los términos de la presente reglamentación, así como la Autorización de Libre Exportación de GNL emitida, previa verificación de la SE, podrán ser cedidos total o parcialmente en favor de quienes reúnan y cumplan las condiciones y requisitos previstos en el Decreto 1057.
2.5. Transporte o distribución de gas
Se sustituye el artículo 6 del Anexo I del Decreto 1738/1992, reglamentario de la Ley de Gas Natural, de manera que el prestador tendrá derecho a una única prórroga de veinte (20) años a partir del vencimiento del plazo inicial de treinta y cinco (35) años de su habilitación, siempre y cuando haya cumplido en lo sustancial (incluyendo la corrección de las deficiencias observadas por el ENARGAS) todas las obligaciones a su cargo.
En este sentido, se faculta al Ministerio de Economía para que suscriba los acuerdos de prórroga, incluyendo los acuerdos de renegociación contractual que resulten necesarios para garantizar la continuidad de la normal prestación de los servicios durante el plazo de prórroga del contrato de licencia.
2.6. Procedimientos y control jurisdiccional
Se sustituye el inciso 3) e la reglamentación de los artículos 65 a 70 de la Reglamentación de Ley 24.076, aprobada como Anexo I del Decreto N° 17381992, por el siguiente: “(3) El recurso previsto en el artículo 66 de la ley será concedido libremente y al sólo efecto devolutivo. El plazo de interposición del recurso es el previsto en el artículo 25 bis de la Ley Nacional de Procedimientos Administrativos N° 19.549 y sus modificatorias”.
La reglamentación original preveía efectos suspensivos al recurso -decisiones de naturaleza jurisdiccional del ENARGAS-, y no se aclaraba expresamente el plazo aplicable para su presentación.
Por su parte, se sustituye el inciso 8) del mismo articulado, admitiendo otros mecanismos de consulta pública distintos a la consulta pública para la revisión tarifaria de los respectivos licenciatarios de transporte y/o distribución.
Finalmente, se sustituye el inciso 9) a) de dicho articulado, asignando efecto suspensivo al recurso previsto en el artículo 73 de la Ley de Gas Natural -sanciones impuestas por el ENARGAS-.
3. Legislación ambiental
A fin de elaborar un proyecto de legislación uniforme y armónica en materia medioambiental, el Decreto 1057 instruye a la SE a identificar la normativa vigente y los aspectos ambientales, para asegurar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera y establecerá un procedimiento para coordinar el trabajo conjunto y los sistemas informativos con las provincias y con la coordinando esfuerzos con las provincias y la CABA. El marco normativo armonizado deberá regular:
- procesos de otorgamiento de licencia ambiental;
- abandono de pozos e instalaciones;
- pasivos ambientales;
- gestión de residuos, emisiones y/o efluentes;
- condiciones de seguridad y control de integridad de pozos;
- emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización);
- garantías y/o seguros u otros instrumentos económicos como respuesta ante contingencias o situaciones ambientales;
- procesos de participación pública y acceso a la información pública;
- responsabilidad social ambiental; y
- inspecciones y sanciones.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Victoria Barrueco y/o Giuliana Manzolido.
Se prorroga la emergencia del Sector Energético Nacional
El día 20 de noviembre de 2024, mediante el Decreto 1023/2024 (el “Decreto 1023”), se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada en diciembre de 2023 por el Decreto 55/2023 (el “Decreto 55”) (ver nuestros comentarios sobre el Decreto 55, aquí).
El Decreto 1023 abarca los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural, y prorroga la emergencia hasta el 9 de julio de 2025.
A continuación, se detallan los aspectos principales del Decreto 1023:
I. Instrucciones a la Secretaría de Energía
Mediante el Decreto 1023 se instruye a la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”) a continuar con la implementación de las acciones necesarias e indispensables, respecto de los segmentos comprendidos, con el fin de:
- establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, y
- mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando 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.
II. Revisión tarifaria integral y adecuaciones transitorias
El Decreto 55 había dado inicio a una revisión tarifaria integral (la “RTI”) de 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. En relación con la RTI, el Decreto 1023 establece que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de este proceso no podrá exceder del 9 de julio de 2025.
Asimismo, el Decreto 55 había facultado a los interventores del ENRE y el ENARGAS a 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 resultara de la RTI. Respecto de este punto, el Decreto 1023 establece que, durante el proceso de adecuación tarifaria transitoria, se deberán implementar mecanismos que aseguren la participación ciudadana 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.
III. Intervención del ENRE y ENARGAS
Adicionalmente, el Decreto 1023 prorroga la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) hasta la constitución, designación y puesta en funcionamiento del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos.
En el ejercicio de su cargo, los interventores deberán ajustar sus facultades de gobierno y administración del ENRE y del ENARGAS a la Ley 24.065 de Energía Eléctrica, a la Ley 24.076 de Gas Natural, al Decreto 55 y al Decreto 1023.
IV. Coordinación federal
Por último, se invita a las provincias a coordinar con la SE las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción.
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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.