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:

  1. el libre mercado;
  2. 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;
  3. 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;
  4. la asignación eficiente de los recursos;
  5. el incentivo a la celebración de contratos de largo plazo, la competitividad, la productividad y la integración al comercio mundial; y
  6. 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:

  1. el efectivo cumplimiento de los requisitos de solvencia económico-financiera;
  2. los estándares de patrimonio neto mínimos; y
  3. 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:

  1. 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
  2. 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:

  1. la falta de disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados;
  2. 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.
  3. la falta de exactitud o veracidad en la información y/o documentación respaldatoria de la operación de exportación.
  4. la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de hidrocarburos;
  5. las Prácticas anticompetitivas, incluyendo el “dumping” respecto del mercado interno en las mismas condiciones;
  6. la existencia y/u ocurrencia de variaciones imprevistas y significativas en precios de mercado interno; o
  7. 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:

  1. la adquisición y/o importación de los volúmenes de hidrocarburos de calidad equivalente; y/o
  2. 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. Autorizaciones de transporte de hidrocarburos encuadradas en el artículo 28 de la Ley de Hidrocarburos.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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:

  1. las condiciones de funcionamiento del mercado;
  2. la configuración de su producción, procesamiento, transporte, exportaciones y almacenaje;
  3. las proyecciones de producción nacional, de exportaciones y de demanda;
  4. las proyecciones de impacto en infraestructura existente y desarrollo de nueva infraestructura;
  5. las proyecciones de fuentes alternativas a partir de los flujos del comercio internacional;
  6. las proyecciones de demanda interna por zona geográfica, contemplando las eventuales restricciones de infraestructura y las previsiones de crecimiento; y
  7. 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:

  1. la disponibilidad de recursos suficientes;
  2. la documentación que acredite su solvencia técnica y económica;
  3. las cantidades máximas de GNL, en términos anuales, mensuales y diarios a exportar;
  4. la consistencia técnica del proyecto; e
  5. 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:

  1. la falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional que resulte de la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos;
  2. la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria de exportación de Gas Natural Licuado (GNL);
  3. la falta de exactitud o veracidad de la información y/o documentación presentada en respaldo de la operación de exportación; o
  4. 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:

  1. El mantenimiento de la vigencia de las disponibilidades proyectadas requeridas; y
  2. 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:

  1. El incumplimiento a las obligaciones del exportador; y
  2. 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:

  1. procesos de otorgamiento de licencia ambiental;
  2. abandono de pozos e instalaciones;
  3. pasivos ambientales;
  4. gestión de residuos, emisiones y/o efluentes;
  5. condiciones de seguridad y control de integridad de pozos;
  6. emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización);
  7. garantías y/o seguros u otros instrumentos económicos como respuesta ante contingencias o situaciones ambientales;
  8. procesos de participación pública y acceso a la información pública;
  9. responsabilidad social ambiental; y
  10. 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.

by trsym

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:

  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 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.

by trsym

Actualización del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista

El 1º de noviembre de 2024, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 20/2024 (la “Resolución 20”) de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía de la Nación (la “SCEM”), que modifica la Resolución 285/2024 (la “Resolución 285”) de la Secretaría de Energía. La Resolución 285, por su parte, había actualizado los valores del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) para las transacciones a partir de octubre de 2024.

La Resolución 20 es dictada en el marco de las emergencias dispuestas por los Decretos 55/2023 y 70/2023 (ver nuestros comentarios aquí y aquí). En este contexto, aclara que este sistema es de aplicación excepcional hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo.

Asimismo, la Resolución 20 determina que los nuevos valores de remuneración serán aplicables a partir de las transacciones económicas correspondientes a noviembre de 2024, y establece un Precio Spot máximo para la sanción de los Precios del Mercado en el MEM en diez mil novecientos setenta y nueve pesos por megavatio hora ($10.979/MWh).

Además, se sustituyen los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 285 que establecen: (i) los valores particulares a aplicar para determinar la remuneración de la generación térmica del MEMSTDF; (ii) la remuneración de la generación habilitada térmica; (iii) la remuneración de la generación habilitada hidroeléctrica y a partir de otras fuentes de energía; (iv) la remuneración de centrales hidráulicas administradas por Entes Binacionales, y (v) los criterios aplicables al repago/devolución de financiamientos para mantenimientos mayores y/o extraordinarios.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco, Manuel Crespi y/o Giuliana Manzolido.

by trsym

Energía eléctrica - Plan de Contingencia y Previsión 2024/2026: Régimen remuneratorio adicional y esquemas específicos para Generación, Transporte, Distribución y Grandes Usuarios

1. Resumen ejecutivo de la Resolución 294

El 2 de octubre de 2024 la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”), dictó la Resolución 294/2024 (la “Resolución 294”) que, en lo relevante:

  1. Establece un Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026 (el “Plan de Contingencia”), que comprende acciones aplicables a los segmentos de Generación, Transporte, Distribución de energía eléctrica y Grandes Usuarios Mayores.
  1. Respecto al segmento de generación:
    1. Incorpora un esquema de remuneración adicional, complementario y excepcional en base a potencia disponible y generación, con el objetivo de promover la disponibilidad de centrales térmicas con energía no contractualizada y en nodos críticos, aplicable desde diciembre 2024 a marzo 2026, prorrogable por doce (12) meses adicionales.
    2. Establece acciones específicas aplicables a la importación de energía eléctrica de ocasión en períodos de elevada exigencia del sistema y horas pico, así como un procedimiento de despacho excepcional tendiente a reducir los riegos de restricciones de abastecimiento en períodos de mayor consumo.
  1. Respecto al segmento de transmisión:
    1. Propicia modificaciones al Anexo 16 y a lo dispuesto en el Anexo 19 de los “Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios” aprobado por Resolución ex SEE 61/1992 y sus modificatorias (“Los Procedimientos”), para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.
    2. Instruye a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SSEE”) a implementar un esquema de disponibilidad preventiva en la red de alta tensión, distribución troncal, y prestadores adicionales de la función técnica de transporte (“PAFTT”), principalmente en nodos críticos con sobrecarga.
  1. Respecto al segmento de distribución, se solicita a los agentes distribuidores bajo jurisdicción federal -EDENOR y EDESUR- que manifiesten su voluntad de declarar unidades generadoras móviles (“UGEM”) instaladas en su red, que serán incorporadas como oferta de energía.
  1. Respecto a los Grandes Usuarios Mayores (“GUMAS”), se implementa un mecanismo de gestión de demanda de carácter voluntario, programado y remunerado, que permita contar con oferta de reducción de carga a precio.

2. Generación de energía eléctrica: esquema remuneratorio adicional

2.1. Condiciones para la aplicación del esquema remuneratorio adicional

La Resolución 294 aprueba un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia disponible (remuneración fija) y generación (remuneración variable) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmica en meses y horas críticas, aplicable desde diciembre de 2024 y hasta marzo de 2026. Este esquema podrá ser prorrogado por la SSEE, por doce (12) meses adicionales, sujeto a la presentación de un programa en el que se detallen las tareas de mantenimiento a realizar en cada unidad generadora, el que podrá ser presentado hasta treinta (30) días antes del vencimiento del período de verano en el mes de marzo del año 2026.

Para ello se habilitará a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica (a) sin contrato de abastecimiento MEM, (b) que no hayan adherido a la Resolución 59/2023 de la SE, y (c) que se encuentren en los nodos identificados como críticos, a adherir a un Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Confiabilidad (el “Compromiso de Disponibilidad”).

El Agente Generador interesado en adherir al Compromiso de Disponibilidad deberá manifestar su voluntad en tal sentido, dentro de los treinta (30) días corridos desde la publicación de la Resolución 294, mediante la presentación ante la SSEE, a través de una convocatoria a ser realizada por CAMMESA, de la Carta de Adhesión al Compromiso de Disponibilidad. En tal sentido, CAMMESA realizará una convocatoria para recibir la documentación requerida y los valores comprometidos de potencia, cuyos términos aún no han sido conocidos.

Finalmente, en el Anexo I a la Resolución 294 se detalla el Factor de Criticidad (“FC”) asignado a cada máquina habilitada para el esquema de remuneración adicional, y por el respectivo período de invierno o verano, según el caso.

2.2. Términos principales del Compromiso de Disponibilidad

Los términos principales del compromiso de disponibilidad se incluyen como Anexo I a la Resolución 294 y se detallan seguidamente:

  1. Características del compromiso: Puesta a disposición de la potencia de cada máquina comprometida, de manera constante o variable mensualmente, y actualizable en forma previa al inicio de cada período.
  2. Vigencia: Desde el 01/12/2024 hasta el 31/03/2026, prorrogable por doce (12) meses adicionales, aplicable a los períodos de invierno y verano únicamente.
  3. Potencia comprometida: Será la declarada para cada mes y cada máquina, no menor al 50% de la potencia neta instalada.
  4. Precio:
    1. Precio Potencia Comprometida: US$ 2.000/MW-mes, ajustado según el FC asociado a cada máquina (1,25 para Alto; 1,00 para Medio; y 0,75 para Bajo).
    2. Precio Potencia Adicional: Como la diferencia positiva entre la potencia media real generada y mensual y la potencia comprometida mensual, en cuyo caso, el precio de la potencia adicional será igual al 50% del Precio Potencia Comprometida.
    3. Precio de la Energía Generada: Ajustable por el FC, y según la tecnología de generación y combustible.

3. Sector de Transporte de Energía

Como se mencionó, se propician mecanismos regulatorios incorporando modificaciones al Anexo 16 y a lo dispuesto en el Anexo 19 de Los Procedimientos para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.

Además, se instruye a la SSEE a implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva con el ENRE y los Concesionarios de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal y los PAFTT, principalmente en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga, a fin de contar con la conexión de los transformadores de reserva cuando se requiera su uso.

Para ello, el ENRE deberá informar a la SSEE dentro del plazo de quince (15) días desde la publicación de la Resolución 294, aquellas obras en ejecución dentro de la red de Alta Tensión y transporte por Distribución Troncal que se encuentren con un avance significativo, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

4. Sector de Distribución de Energía

La SSEE deberá solicitar al ENRE que instruya a las empresas distribuidoras de jurisdicción federal para que, dentro de un plazo máximo de quince (15) días desde la publicación de la Resolución 294, presenten un Programa de Atención de Contingencias (el “Programa de Atención”) ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión, para ser remitidos a la SE. Este deberá detallar como mínimo:

  1. las acciones de mantenimiento preventivo para evitar fallos mayores y asegurar que la infraestructura existente funcione a su máxima capacidad;
  2. el alistamiento de medios físicos incluyendo las disponibilidades de las UGEM, propias o contratadas, y humanos para afrontar las contingencias;
  3. un centro de atención telefónica, de funcionamiento continuo, con personal apto y suficiente para atender las consultas y/o reclamos de los usuarios; y
  4. un esquema de atención proactiva hacia los usuarios por parte de los prestadores del servicio público de distribución, con información suficiente respecto de las condiciones del servicio y en caso de corresponder su restitución.

Adicionalmente, el informe deberá contener el régimen de sanciones ex-post por incumplimiento de las acciones previstas en los términos de los Contratos de Concesión vigentes.

Por otra parte, CAMMESA deberá solicitar a los Agentes Distribuidores bajo jurisdicción federal su voluntad de declarar a CAMMESA las UGEM de terceros que tengan instaladas en su red para ser utilizadas en el periodo de verano, conforme las disposiciones de los respectivos Contratos de Concesión. Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal.

Asimismo, se invita a los entes reguladores de las jurisdicciones provinciales a establecer un procedimiento de gestión de la demanda para los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del MEM que permita adecuar las condiciones de abastecimiento en días y horas de alta exigencia en el sistema.

5. Grandes Usuarios Mayores

Se implementa un mecanismo de gestión de demanda de los GUMAS cuyos requerimientos máximos declarados sean mayores a diez megavatios (10 MW), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio, conforme se detalla en el Anexo II a la Resolución 294.

En este Anexo se instruye al OED a recibir ofertas de reducción de carga de los GUMAS habilitados, que deberán ser realizadas a la Programación Semanal incluyendo la reducción propuesta respecto a la demanda prevista en las horas de posible convocatoria, incluyendo el precio ofertado en US$/MWh y las horas disponibles cada día, con un límite máximo de ocho (8) horas diarias, y se establece un precio máximo de trescientos cincuenta dólares estadounidenses por megavatio hora (US$ 350 /MWh) para la energía asociada a cada oferta de reducción de carga.

6. Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia

Se crea en el ámbito de la SE el Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia (el “Comité de Seguimiento”), que realizará un monitoreo continuo y con evaluaciones periódicas.

El Comité de Seguimiento estará conformado por un integrante de la SSEE, el ENRE, CAMMESA, los agentes Generadores, Transportistas, Grandes Usuarios y Distribuidores bajo jurisdicción federal, y podrá invitar a participar de sus reuniones a aquellos organismos que considere relevantes a los efectos de cumplir su función.

La SSEE deberá proponer a la SE aquellas acciones modificatorias y/o complementarias al Plan de Contingencia que se estimen convenientes para asegurar la regularidad, efectividad y continuidad en la prestación del servicio público de electricidad, en función de las tareas desarrolladas por el Comité de Seguimiento.

7. Disposiciones adicionales

Se instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a relevar el estado de situación y cumplimiento de las acciones de promoción de la eficiencia energética a corto, mediano y largo plazo, dispuestas por el Decreto 140/2007, por el que se aprobaron los lineamientos del Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (el “PRONUREE”) y el Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía (“PROUREE”) en edificios públicos de la Administración Pública Nacional. Asimismo, deberá proponer y ayudar a implementar, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética en instalaciones de la Administración Pública Nacional, y medidas que permitan bajar consumos y/o reducir emisiones de Gases Efecto Invernadero de la flota pública, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Asimismo, invita a las Provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a adherir a la Resolución 294.

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

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Actualización del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista

El día 30 de septiembre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 285/2024 (la “Resolución 285”) de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación (la “SE”), que modifica la Resolución 233/2024 (la “Resolución 233”) de la SE. La Resolución 233, por su parte, había actualizado los valores del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) para las transacciones a partir de septiembre de 2024.

La Resolución 285 es dictada en el marco de lo dispuesto por los Decretos 55/2023 y 70/2023 (ver nuestros comentarios aquí y aquí), y aclara que este sistema resulta de aplicación excepcional hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo.

Asimismo, la Resolución 285 determina que los nuevos valores de remuneración serán aplicables a partir de las transacciones económicas correspondientes a octubre de 2024, y establece un Precio Spot máximo para la sanción de los Precios del Mercado en el MEM en diez mil trescientos cincuenta y ocho pesos por megavatio hora ($10.358/MWh).

Además, se sustituyen los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 233 que establecen: (i) los valores particulares a aplicar para determinar la remuneración de la generación térmica del MEMSTDF; (ii) la remuneración de la generación habilitada térmica; (iii) la remuneración de la generación habilitada hidroeléctrica y a partir de otras fuentes de energía; (iv) la remuneración de centrales hidráulicas administradas por Entes Binacionales, y (v) los criterios aplicables al repago/devolución de financiamientos para mantenimientos mayores y/o extraordinarios.

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

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Aumento del límite de potencia en Generación Distribuida

El día 3 de septiembre de 2024 la Secretaría de Energía (la “SE”) publicó la Resolución 235/2024 (la “Resolución 235”) que sustituye el Capítulo 2 “El Usuario-Generador” del Anexo de la Resolución N° 314/2018 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía (la “Resolución 314”).

La Resolución 314 en su redacción original, preveía la división de los Usuarios-Generadores en tres categorías según la potencia del equipamiento de generación en: pequeños (“UGpe”), medianos (“UGme”) y mayores (“UGma”). Posteriormente, la SE emitió la Resolución N° 608/2023 que modificó el mismo Capítulo e incorporó las figuras de “Usuario Generador Comunitario” y “Usuario Generador Comunitario Virtual”, permitiendo el agrupamiento de Usuarios Generadores y tendiendo a la incorporación de Equipamiento de Generación Distribuida de mayor escala.

La modificación más relevante introducida por la Resolución 235 implica el aumento del límite de potencia aplicable a la categoría de los UGma para la instalación de equipos de generación distribuida, con conexión a la red de distribución en baja o media tensión, de dos (2) MW a doce (12) MW, lo que permite abarcar a usuarios con consumos mayores.

Asimismo, la Resolución 235 introdujo las siguientes cuestiones:

  • Dispone que la inyección de excedentes de generación distribuida hasta doce (12) MW solo podrá ser objetada por la empresa distribuidora fundada en estudios técnicos, realizados en forma previa a la instalación y conexión del equipo de medición correspondiente (los “Estudios Técnicos”), a fin de evaluar el impacto en la seguridad operacional de la red que el aumento de la inyección de excedentes pueda causar.
  • Establece, asimismo, que la empresa distribuidora no podrá añadir ningún tipo de cargo adicional la realización de los Estudios Técnicos, así como tampoco por mantenimiento de red, peaje de acceso, respaldo eléctrico o cualquier otro concepto asociado a la instalación de equipos de generación distribuida.
  • Determina que los Estudios Técnicos deberán ser presentados al Ente Regulador Jurisdiccional (el “Ente Regulador”) con los motivos fundados por los cuales no es posible la inyección de hasta doce (12) MW por parte del Ugma observado, quedando facultado el Ente Regulador a realizar las fiscalizaciones de su competencia.
  • Estipula que la empresa distribuidora no podrá aducir disconformidades por los excedentes inyectados por el aumento de generación renovable de hasta doce (12) MW y deberá reflejar en la facturación que usualmente emite por el servicio de energía eléctrica prestado al UGma, el volumen de la energía demandada y el de la energía inyectada por el UGma a la red, y los precios correspondientes a cada uno por kilowatt-hora.
  • Fija que el valor a pagar por el UGma será el resultante del cálculo neto entre el valor monetario de la energía demandada y el de la energía inyectada antes de impuestos. Sin embargo, las empresas distribuidoras no podrán efectuar cargos impositivos adicionales al UGma, respecto de los excedentes inyectados.
  • Establece, por otro lado, que en ningún caso la Potencia de Acople a la Red de los Equipos de Generación Distribuida podrá exceder los doce (12) MW en un mismo Punto de Suministro.
  • Determina, finalmente, que los agentes distribuidores deberán informar los proyectos de Generación Distribuida que se incorporen por la presente medida a la Dirección de Información Energética de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético.

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

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Nueva prórroga de Concesiones Hidroeléctricas

El 12 de agosto de 2024 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 718/2024 (el “Decreto 718”) que:

  1. Nuevamente establece la continuidad de las concesiones hidroeléctricas con plazos vencidos, hasta tanto se disponga un concurso público y abierto para la venta del paquete mayoritario de cada sociedad concesionaria, en términos que se delinean inicialmente en el Decreto 718; e
  2. invita a las actuales concesionarias sujetas al Decreto 718 y más abajo identificadas, a continuar con la operación de sus concesiones, supeditando tal opción a la suscripción de una carta de adhesión en los términos que se detallan a continuación.

1. Llamado a Concurso Público

El Decreto 718 establece que, dentro de los ciento ochenta (180) días corridos -plazo que, de no mediar una nueva prórroga, operará el 12 de febrero de 2025-, la Secretaría de Energía (la “SE”) llamará a concurso público, nacional e internacional (el “Concurso Público”) para la venta del paquete accionario mayoritario o controlante de (a) Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., (b) Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., (c) Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y (d)  Piedra Del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A. (las “Sociedades Objeto”).

Asimismo, se faculta a la SE a fijar las pautas del Concurso Público, cuyo procedimiento deberá incluir el esquema de remuneración aplicable a las concesiones de las Sociedades Objeto durante el plazo de la concesión, y como mínimo, deberá contener los siguientes documentos: (a) Contrato de Concesión, (b) perímetro y descripción, (c) inventario, (d) seguridad de presas, embalses y obras auxiliares; (e) normas de manejo de aguas; (f) guardias permanentes; (g) protección del ambiente; (h) seguros; y (i) obras y trabajos obligatorios.

También se autoriza a la SE a elaborar y suscribir los documentos que sean necesarios para la transferencia del paquete mayoritario de acciones de las Sociedades Objeto, así como a efectuar cualquier acto de implementación que se requiera para la transferencia de los bienes de las Sociedades Objeto que estén sujetos a concesión, así como para la transferencia del personal y los contratos que resulten indispensables y/o convenientes para el normal funcionamiento de cada concesión.

En caso de que el Concurso Público sea declarado fracasado o desierto, la titularidad del paquete mayoritario de la respectiva Sociedad Objeto quedará en manos del Estado Nacional, a través de la SE.

Las Sociedades Objeto, una vez transferido su paquete accionario mayoritario a la adjudicataria del Concurso Público (o declarado fracasado o desierto), realizarán la toma de posesión pertinente de sus complejos hidroeléctricos. Asimismo, llevarán adelante todos los actos necesarios para la adecuada y efectiva reversión y transferencia de los bienes concesionados, en los términos de cada uno de los contratos de concesión.

Por su parte, Energía Argentina S.A. (ENARSA) y Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) deberán transferir, dentro del mismo plazo establecido en el Concurso Público, las acciones que éstas tengan en las Sociedades Objeto, a la SE, de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo II del Anexo I del Decreto N° 695/2024, reglamentario del Título II de la Ley Nº 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (ver nuestro comentario sobre esta norma, aquí).

2. Plazo de prórroga y Carta de Adhesión

Por su parte, se prevé que las concesionarias (a) Orazul Energy Cerros Colorados S.A., (b) ENEL Generación El Chocón S.A, (c) AES Alicurá S.A., y (d) Central Puerto S.A., con respecto a sus respectivos complejos hidroeléctricos abarcados por el Decreto 718, podrán continuar operando por un nuevo plazo máximo de un (1) año (el “Plazo de Prórroga”), reducible a noventa (90) días corridos a resultas del Concurso Público.

No obstante, el Decreto 718 dispone, como condición para la prórroga, la suscripción de una carta de adhesión por cada concesionaria, en los términos anexos al Decreto 718 (la “Carta de Adhesión”), dentro de cinco (5) días corridos.

En caso de que las concesionarias no adhirieran dentro de tal plazo mediante el envío de la respectiva Carta de Adhesión, éstas estarán obligadas a continuar operando por un plazo no inferior a cuarenta y cinco (45) días hábiles, con el fin de que el Estado Nacional adopte los recaudos necesarios para la continuidad del servicio.

Los términos de dicha Carta de Adhesión establecen: (a) la renuncia plena e incondicional por parte de la concesionaria a cualquier reclamo administrativo o proceso judicial en curso contra el Estado Nacional, relacionado con la continuidad dispuesta por el Decreto 718, así como la renuncia de presentar cualquier reclamo administrativo, judicial y/o arbitral contra el Estado Nacional con relación a cualquier hechos y/o circunstancia que tuviere lugar durante dicha continuidad, y (b) el compromiso de la concesionaria a evitar y desarticular cualquier tipo de presentación, reclamo o demanda que eventualmente pudiera ser formulada por cualquier accionista del capital social, en el ámbito de la República Argentina o en el exterior, o ante organismos y/o tribunales internacionales.

Asimismo, las concesionarias que adhieran, no podrán invocar incumplimientos del Estado Nacional en relación a los cambios que se puedan producir en el esquema remuneratorio del MEM para la normalización del MEM. No obstante se deja aclarado que las normas que se dicten a tal efecto no podrán perjudicar la remuneración actual de la concesionaria.

3. Garantía de Cumplimiento

Las concesionarias que adhirieran conforme lo descripto en el punto 2 precedente, deberán actualizar la garantía de cumplimiento del contrato (“GCC”) en un valor no inferior a Dólares Estadounidenses Cuatro Millones Quinientos Mil (US$ 4.500.000). La GCC podrá ser una fianza o un seguro de caución.

4. Autoridades intervinientes

La SE será la concedente y autoridad de aplicación, mientras que el Ente Nacional Regulador de la Electricidad -ENRE, o una vez constituido, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad- controlará el cumplimiento de las obligaciones emergentes del respectivo contrato de concesión.

Por su parte, la Subsecretaría de Energía Eléctrica (la “SSEE”) actuará como veedora de los complejos hidroeléctricos durante el Plazo de Prórroga. La SE determinará sus funciones. Para ello, la SSEE podrá realizar cualquier acto que sea requerido con el objeto de identificar los activos, bienes y contratos que serán transferidos con motivo de las nuevas concesiones de cada complejo hidroeléctrico, como así también a tomar cualquier medida necesaria a los efectos de llevar a cabo el Concurso Público

De la misma manera, la SSEE podrá convocar y requerir a las concesionarias, y a los organismos públicos que estime pertinentes, el cumplimiento de sus obligaciones y su colaboración, a efectos de que al momento de la toma de posesión los complejos hidroeléctricos cuenten con la debida aptitud funcional y operativa para continuar desarrollando la actividad de generación de energía eléctrica, resguardando la seguridad de las personas y los bienes.

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

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Derogación de la Resolución N° 2022/05 de la Secretaría de Energía

El 10 de julio de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 150/2024 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 150” y la “Secretaría de Energía”, respectivamente), que deroga la Resolución N° 2022/2005 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 2022”).

La Resolución 2022 ahora derogada, había definido los conceptos de “Instrucción Regulatoria”, “Mandato Regulatorio” e instrucción “Por Cuenta y Orden”, impartidas por la Secretaría de Energía a Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”). Con la derogación de la Resolución 2022, la Secretaría de Energía ya no puede actuar bajo dicha norma, y CAMMESA queda exceptuada de aquellas.

De acuerdo con la Resolución 150, durante los años 2004 y 2005 la Secretaría de Energía había dictado resoluciones que permitieron a CAMMESA actuar como mandataria del Estado Nacional, asumiendo tareas para las cuales no fuera originariamente constituida.

Agrega la Resolución 150 que la Resolución 2022 fue dictada en el contexto de la Ley N° 25.561 y normas complementarias, e implicó impartir instrucciones de carácter transitorio a CAMMESA, afectando así fondos propios del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) y fondos aportados por el Fondo Unificado para el sostenimiento del Fondo de Estabilización.

Según la Resolución 150, la derogación de la Resolución 2022 responde a la necesidad de ajustar el marco normativo del sector eléctrico (ver comentarios al Decreto Nº 55/2023, aquí, Decreto Nº 70/2023 aquí, y la reciente Ley “Bases”, en este aspecto, aquí).

En este contexto, de acuerdo con lo considerado por la Resolución 150, la Secretaría de Energía busca coordinar y clarificar la actuación de entidades estatales y empresas del sector energético, y delimitar la actividad e injerencia del Estado Nacional y/o CAMMESA, según el caso.

Se destaca que, a la fecha, no se conocen los instrumentos regulatorios que adoptará la Secretaría de Energía para efectuar operatorias que previa a la publicación de la presente estaban a cargo de CAMMESA. En consecuencia, para comprender el impacto de la norma en comentario deberá esperarse a que la Secretaría de Energía adopte la regulación que reemplazará la operatoria actual.

 

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

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Reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía: nuevos topes del consumo subsidiado de energía eléctrica y gas natural

El 5 de junio de 2024 se publicaron en el Boletín Oficial las siguientes normas:

  1. la Resolución Nº 90/2024 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 90” y la “Secretaría de Energía”, respectivamente), que establece nuevos topes del consumo subsidiado de energía eléctrica para usuarios del nivel 2 (menores ingresos) y 3 (ingresos medios), y otras disposiciones aplicables a usuarios del nivel 1 (mayores ingresos) y
  2. la Resolución Nº 91/2024 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 91” y, junto con la Resolución 90, las “Resoluciones”), que establece nuevos topes del consumo subsidiado de gas natural para usuarios de los niveles 2 y 3.

Las Resoluciones se enmarcan en el Decreto Nº 465/2024 (el “Decreto 465”) que reestructura los regímenes de subsidios a la energía –electricidad y gas natural– bajo jurisdicción nacional (para más información sobre el Decreto 465, ver aquí).

Debajo se resumen los aspectos relevantes de las Resoluciones.

1. Consumo base

Las Resoluciones definen nuevos topes al consumo subsidiado para usuarios de los niveles 2 y 3, del modo que sigue:

i) Electricidad

La Resolución 90 dispone que, para el período comprendido entre el 1 de junio hasta el 30 de noviembre de 2024 (el “Período de Transición”), los topes de consumo subsidiados para la demanda residencia de energía eléctrica declarada por los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) como destinada a abastecer a sus usuarios de energía eléctrica, o por otros prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, serán los siguientes:

  1. Usuarios del nivel 2: el límite del consumo base se fija en trescientos cincuenta (350) kWh/mes; y
  2. Usuarios del nivel 3: el límite del consumo base se fija en doscientos cincuenta (250) kWh/mes.

Para el período comprendido entre el 1 de junio y el 31 de agosto de 2024, para la demanda de usuarios de energía eléctrica que no tengan acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, y se encuentren en las regiones, provincias, departamentos y localidades de las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, correspondiente a las zonas bio-ambientales bajo norma IRAM 11603/2012, determinadas en la Ley N° 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría, el consumo base será:

  1. Usuarios del nivel 2: el consumo base se fija en setecientos (700) kWh/mes;
  2. Usuarios del nivel 3: el consumo base se fija en quinientos (500) kWh/mes.

ii) Gas natural

La Resolución 91 dispone que, durante el Período de Transición, se extienden a los usuarios incluidos en el nivel 2, los topes de consumo establecidos para los usuarios del nivel 3 en la Resolución Nº 686/2022 de la Secretaría de Energía, establecidos como consumo base.

2. Consumos excedentes

i) Electricidad

Los consumos realizados por encima de los consumos base se considerarán consumos excedentes a los efectos de la valorización del componente energía que será trasladado a las tarifas.

Durante el Período de Transición, el precio de referencia de la potencia (POTREF) y el precio estabilizado de la energía eléctrica (PEE) a trasladar a las tarifas finales tendrá las siguientes bonificaciones:

  1. Usuarios del nivel 1: los consumos serán valorizados conforme a lo establecido en las correspondientes resoluciones de las Programaciones y Reprogramaciones Estacionales para el MEM y el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra Del Fuego (MEMSTDF), sin bonificación;
  2. Usuarios del nivel 2: los consumos base tendrán una bonificación del setenta y uno coma noventa y dos por ciento (71,92%) sobre el precio definido para usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para usuarios del nivel 1; y
  3. Usuarios del nivel 3: los consumos base tendrán una bonificación del cincuenta y cinco coma noventa y cuatro por ciento (55,94 %) sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para usuarios del nivel 1.

ii) Gas natural

Durante el Período de Transición, el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (el “PIST”) a trasladar a las tarifas finales serán:

  1. Usuarios del nivel 1: los consumos serán valorizados conforme se establezca en la correspondiente resolución de fijación del precio de gas en el PIST, sin bonificación;
  2. Usuarios del nivel 2: los consumos base tendrán una bonificación del sesenta y cuatro por ciento (64%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 2 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación. No obstante, el consumo excedente de los usuarios del nivel 2 abastecidos por Camuzzi Gas del Sur S.A tendrá una bonificación del veinticuatro por ciento (24%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1; y
  3. Usuarios del nivel 3: los consumos base tendrán una bonificación del cincuenta y cinco por ciento (55%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 3 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación.

3. El rol del ENRE y el ENARGAS

Tanto el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (el “ENRE”) como el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”) aplicarán los criterios del Decreto 465 en la elaboración de los cuadros tarifarios durante el Período de Transición, conforme a las instrucciones de las Resoluciones, y de conformidad con las normas que fijan los precios estacionales de la electricidad y el precio del gas en el PIST. Asimismo, ambos entes reguladores deberán adoptar todas las medidas necesarias para asegurar su aplicación por parte de las empresas prestadoras de los servicios públicos correspondientes.

Por su parte, el ENRE y el ENARGAS aplicarán durante el Período de Transición, el precio y las bonificaciones correspondiente al consumo base de los usuarios del nivel 2 para el total del volumen consumido en la elaboración de los cuadros tarifarios correspondientes a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes Nº 27.098 y 27.218.

Asimismo, la Resolución 91 instruye al ENARGAS a que, durante el Período de Transición, ordene a las prestadoras del servicio de distribución a fin de que se mantengan los beneficios existentes en materia de Tarifa Social, en los términos de las Resoluciones Nº 474/2017 y sus modificaciones, y la 113/2023 de la Secretaría de Energía.

4. El rol de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, y el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía

La Resolución 90 instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a disponer todas las medidas necesarias para la implementación de los criterios establecidos en el Decreto 465 y en las Resoluciones, para la reestructuración del régimen de subsidios a los consumos residenciales de energía eléctrica y de gas natural durante el Período de Transición.

Asimismo, deberá actualizar de las bases de datos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (el “RASE”) mediante:

  1. la inclusión de la información correspondiente a las declaraciones juradas que presenten los solicitantes, por primera vez o como actualización de declaraciones juradas preexistentes; y
  2. la realización de los cruces de información necesarios para propender a una mejor focalización de los beneficios, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales conforme la Ley N° 25.326.

Cabe mencionar que los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el RASE no tendrán necesidad de volver a inscribirse. No obstante, los usuarios que hayan quedado incluidos en el RASE en virtud de la Disposición N° 3/2022 de la ex Subsecretaría de Planeamiento Energético o de la Resolución N° 631/2022 de la Secretaría de Energía, deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de sesenta (60) días corridos contados desde la vigencia de la presente medida. Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual.

Asimismo, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético quedará facultada para celebrar convenios y/o adecuar los vigentes con el (ENRE), el Sistema de Información Nacional Tributaria y Social (SINTyS), la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP), la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) y la Dirección Nacional de Migraciones, los poderes concedentes de servicios públicos de energía eléctrica en jurisdicciones provinciales o municipales, y las prestadoras de servicio público de gas y electricidad.

5. Compensación a prestadoras del servicio público de distribución de electricidad y de gas natural

Los menores ingresos que las prestadoras de servicios públicos de distribución de electricidad reciban de sus usuarios –como resultado de las bonificaciones aplicadas durante el Período de Transición– serán compensados mediante un mecanismo que se establecerá con la participación de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA).

Por su parte, los montos de las bonificaciones a los usuarios de gas natural establecidas durante el Período de Transición se descontarán de las sumas a abonar por las prestadoras del servicio de gas a sus proveedores y serán compensadas directamente a los productores o comercializadores a través de la Secretaría de Energía, con aplicación de los mecanismos previstos en el “Cálculo de las Compensaciones” del Anexo al Decreto N° 892/20 y su modificatorio.

 

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

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Reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía

El 28 de mayo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 465/2024 (el “Decreto 465”), que determina la reestructuración de los regímenes de subsidios en los regímenes de energía bajo jurisdicción nacional (electricidad, gas natural por redes y gas envasado).

En los considerados del Decreto 465 se resalta, en otras cuestiones, que el congelamiento de las tarifas y la interrupción de las revisiones tarifarias realizadas en períodos precedentes llevaron a que las tarifa no reflejasen el costo del suministro y a que las concesionarias dejaran de hacer las inversiones obligatorias, circunstancia que atenta contra la vida útil de los activos. Asimismo, se menciona que la política de subsidios actual y el sistema de segmentación establecido por el Decreto 332/22 ha llevado a que los precios mayoristas de energía no cubran los costos de abastecimiento, hecho que culminó en que el sector energético requiera de aportes crecientes del Tesoro Nacional para continuar funcionando.

Objetivos

Entre los objetivos que propone el Decreto 465, se encuentran: a) Trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; b) Promover la eficiencia energética; y c) Asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados

El Decreto 465 establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (el “Período de Transición”), desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024, pudiendo ser prorrogado por única vez, por un plazo de seis (6) meses, mediante resolución fundada de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía (la “SE”), en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/22.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando los objetivos mencionados previamente, y la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

De esta manera, podrá revisar los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el artículo 2º del Decreto 332/22 y establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.

Adicionalmente, se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genera la corrección del componente energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenido en el artículo 2 del Decreto 332/22.

Delegación de facultades a la Secretaría de Energía

Para dar lugar al cumplimiento el Decreto 465 faculta a la SE a:

  1. Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas, debiendo contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
  2. Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (el “RASE”) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial.
  3. Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la SE o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.
  4. Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía.
  5. Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.
  6. Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (la “CBE”), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.
  7. Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el RASE y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.
  8. Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.
  9. Dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto, debiendo observar los criterios de transparencia, equidad, proporcionalidad, previsibilidad y gradualidad.
  10. Determinar los roles de otros actores públicos, como el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”), al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (el “ENRE”), a la Administración Nacional de la Seguridad Social (la “ANSES”) y la Administración Federal de Ingresos Públicos (la “AFIP”).
  11. Considerar, durante el Período de Transición, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En este sentido, la SE podrá delegar en sus dependencias inferiores con competencia sustantiva, hasta el nivel de Subsecretaría.

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

by trsym