Se suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos del Mercado Eléctrico Mayorista para los Agentes Distribuidores
El 25 de marzo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 40/2024, dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 40” y la “SE”, respectivamente).
De acuerdo con los indicado por la SE en la Resolución 40, ésta se enmarca en la emergencia energética y económica declarada por los Decretos 55/2023 y 70/2023 del Poder Ejecutivo Nacional (para más información, ver aquí y aquí), y en las Resoluciones 7/2024 y 9/2024 de la SE.
En tal contexto, se pondera que en la actual situación de emergencia, y ante los elevados volúmenes de deuda acumulada por los agentes Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) y prestadores del servicio público de distribución de energía, resulta necesario establecer un procedimiento especial y transitorio para lograr lo antes posible la normalización de la cadena de pagos en el MEM.
Por ello, y con efectos a partir de su dictado, la Resolución 40 suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos que realizan los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, regulado en el Capítulo 5 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios, aprobados por la Resolución 61/1992 la ex Secretaría De Energía Eléctrica (“Los Procedimientos”).
Asimismo, establece que los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica podrán imputar los pagos que realicen o hubiesen realizado con posterioridad al 31 de diciembre de 2023 al Organismo Encargado del Despacho (“OED”), de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 900 del Código Civil y Comercial de la Nación (el “CCyCN”), luego de cancelar las deudas que tengan con el OED conforme a lo establecido en el Punto 5.5. del Capítulo 5 de Los Procedimientos.
Al respecto, cabe mencionar que el Capítulo 5 de Los Procedimientos regula los términos aplicables a la facturación, liquidación y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del MEM, según los procedimientos y modalidades explicitadas en dicho capítulo, a cuyos efectos OED actúa como mandatario.
De acuerdo con el punto 5.5 del Capítulo 5 de Los Procedimientos, la aplicación de las cobranzas a efectos de imputar las mismas se realiza, en primer lugar, a la cancelación de deudas por cualquier concepto con el OED, y luego a la cancelación de deudas con los acreedores del MEM.
Conforme el artículo 900 del CCyCN, un deudor que tiene obligaciones para con un solo acreedor con prestaciones de la misma naturaleza, puede declarar por cuál de sus obligaciones hace el pago. Además, en caso de adeudar capital e intereses, el artículo indica que se requiere consentimiento del acreedor para imputar el pago a la deuda principal.
Consecuentemente, a partir del dictado de la Resolución 40, los Agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución, una vez canceladas las deudas que tengan con el OED, podrán imputar los pagos realizados luego del 31 de diciembre de 2023, o aquellos que hagan de aquí en lo sucesivo, a los conceptos que éstos determinen conforme el criterio del Artículo 900 del CCyCN, sin atenerse al punto 5.5 de Los Procedimientos.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó y/o Victoria Barrueco.
La Secretaría de Energía actualiza la remuneración de la generación de energía eléctrica no comprometida
El 8 de febrero de 2024 la Secretaría de Energía dictó la Resolución SE Nº 9/2024 (la “Resolución 9”), que modifica la Resolución SE Nº 869/2023 (la “Resolución 869”).
La Resolución 869 había dispuesto la adecuación de la remuneración de la generación no comprometida en cualquier tipo de contrato establecida en la Resolución SE N° 826/2022 y sus antecesoras. Cabe recordar que la Resolución SE N° 95/2013 modificó la remuneración de los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del Mercado Mayorista Eléctrico (“MEM”) que operaban en el denominado mercado spot. Esta resolución ha sido objeto de sucesivas modificaciones hasta la fecha.
La Resolución 9 se dicta en el marco del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 55/2023 (el “DNU 55”), que declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024 (ver nuestro análisis sobre esta norma, aquí).
Para el dictado de la Resolución 9, se ponderó lo siguiente:
- “la remuneración de la generación existente no comprometida en cualquier tipo de contrato ha sido fijada conforme la tecnología y el tamaño del equipamiento, de manera provisoria, y actualizada aleatoriamente y sin una periodicidad establecida, lo que afecta el normal funcionamiento de una porción importante de la energía y potencia que requiere el sistema eléctrico” (considerando 7).
- “(…) a diferencia de las anteriores ocasiones, por el Artículo 2º del Decreto mencionado [DNU 55] en el considerando precedente se instruye a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación al segmento de generación 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” (considerando 9, énfasis agregado).
- “(…) entre los objetivos correspondientes al sector de generación se encuentra la redefinición del desempeño normal del MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (MEM) en el que la oferta y la demanda realicen transacciones, al amparo de reglas que establezcan un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable desde el punto de vista económico” y que por ello, es necesario “orientar los mecanismos regulatorios, que permitan gradualmente ordenar el Sector Eléctrico Nacional con los principios rectores contenidos en las Leyes Nros.15.336 y 24.065 que integran el Marco Regulatorio Eléctrico, hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada respecto de la energía y potencia no comprometida en contratos, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM” (considerandos 11 y 12, subrayado agregado).
Finalmente, se alude al carácter excepcional de la Resolución 9, y su carácter temporario en razón de que tal resolución será de aplicación hasta 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, lo cual debería ocurrir, según la propia Resolución 9, no luego del 1 de julio de 2024.
En virtud de ello, la Resolución 9 sustituye, con efectos a partir del 1 de febrero del año en curso, los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 869 y establece: (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.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Establecimiento del “Programa para la Mejora del Factor de Potencia”
El día 5 de febrero de 2024 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) emitió la Resolución 85/2024 (la “Resolución 85”) que establece el “Programa para la Mejora del Factor de Potencia” (el “Programa”).
A continuación se abordan los aspectos más relevantes:
I. Alcance y objetivo
El programa busca propender a la utilización eficiente de la energía eléctrica y las instalaciones de distribución, en las áreas de concesión de la Empresa Distribuidora Sur Sociedad Anónima (“EDESUR”) y de la Empresa Distribuidora Norte Sociedad Anónima (“EDENOR”).
Para ello, se modifican los regímenes tarifarios de los contratos de concesión de EDESUR y EDENOR para las pequeñas, medianas y grandes demandas, vigentes a partir de la fecha de la fecha de publicación en el boletín oficial. Las distribuidoras deberán notificar los cambios de manera fehaciente a los usuarios junto con la siguiente facturación.
II. Equipo de corrección de factor de potencia
La Resolución 85 obliga a todo inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, en los términos del Código Civil y Comercial de la Nación (“CCyCN”), que contare con una acometida general común que alimenta a todos los usuarios copropietarios dentro de la categoría tarifaria de pequeña o mediana demanda, a instalar en el mismo inmueble, en caso que presente un valor inferior al establecido, un equipo de corrección de factor de potencia automático único (el “Equipo de Corrección”) que mida el valor del Cos fi que se registra a nivel de la acometida general, y que eleve el Cos fi de la demanda conjunta de todos los usuarios del inmueble a 0,95.
Adicionalmente, las distribuidoras podrán medir el contenido armónico de la demanda, y en caso de que se registren en el inmueble cargas que causen una distorsión armónica total de tensión igual o mayor a 3%, la batería automática de capacitores deberá contar con reactores antirresonantes. En este sentido, el Anexo II de la Resolución 85 detalla las características y especificaciones mínimas recomendadas a los equipos de corrección.
Transitoriamente, por un período de dos (2) años, los plazos establecidos en el Anexo I para regularizar las instalaciones serán de ciento ochenta (180) días para usuarios de pequeña demanda o agrupamiento de usuarios en inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, y de ciento veinte (120) días para usuarios de medianas y grandes demandas.
III. Instalación y medición
La medición del factor de potencia y el contenido armónico actual, la determinación de la cantidad de corrección capacitiva y las características del equipo de corrección a instalar, serán responsabilidad de las empresas EDESUR y EDENOR.
Las distribuidoras no podrán cobrar cargo alguno por los servicios de medición, y deberán comunicar las mediciones fehacientemente a los titulares de las cuentas o al consorcio de copropietarios, informando acerca de las penalidades a las que estarán sujetos en caso de no compensar adecuadamente la energía reactiva producida.
Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone y/o Victoria Barrueco.
Modificaciones a la regulación de las solicitudes de acceso y ampliación de los Sistemas de Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
El 31 de enero de 2024 se publicó la Resolución 65/2024 (la “Resolución 65”) del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que revoca las Resoluciones ENRE 33/2014 y 122/2014, y dispone lo siguiente:
- Simplificar el trámite de aprobación de las obras de ampliación del sistema de transporte o distribución de escala menor (las “Ampliaciones Menores”), a las que se redefine según las condiciones que se indican debajo;
- Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de obras de construcción, extensión o ampliación de instalaciones eléctricas y su aprobación, distintas de las Ampliaciones Menores;
- Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente; y
- Crear registros informativos de ampliaciones y acceso a la capacidad de transporte existente.
A continuación, se ahonda sobre éstas:
I. Ampliaciones menores
En forma previa al dictado de la Resolución 65, para iniciar toda obra de ampliación de los Sistemas de Transporte o de Distribución de Energía Eléctrica se requería de la emisión de un Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (el “Certificado”) por el ENRE.
Ahora, la Resolución 65 dispone que, previo a la ejecución de estas obras de tensiones iguales o superiores a 132 kV, se requerirá la emisión del Certificado, pero se excluye de tal requisito a las Ampliaciones Menores, las que deberán recibir solamente una autorización por parte del ENRE.
Esta medida se basa en que en los últimos años se han verificado tiempos de tramitación extensos en las solicitudes de ampliación de los sistemas de transporte, especialmente las de pequeño alcance. Por ello, se modifican los requisitos de su tramitación, por ejemplo, al eliminar la necesidad de presentar un Estudio de Impacto Ambiental.
El Anexo I de la Resolución 65 redefine a las Ampliaciones Menores, y dispone que éstas abarcan: (a) Campos y Celdas de Salida de alimentadores de 13,2 kV y 33 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (b) instalación o cambio de Transformadores de Medida en general; (c) instalación o cambio de Trampas de Onda Portadora en general; (d) campos de salida de línea en 132 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (e) construcción una calle de 500 kV en una Estación Transformadora existente, de interruptor y medio; (f) construcción y equipamiento de un campo de salida de línea en 500 kV en una Estación Transformadora existente; (g) instalación o cambio de Interruptores y seccionadores en general; (h) instalación de un campo de transformación en 132 kV en una Estación Transformadora existente, incluida la provisión del transformador; (i) reemplazo de transformadores existentes en Estaciones Transformadoras de 132 kV, para el aumento de capacidad de abastecimiento, e (j) instalación o cambio de protecciones y sistemas de automatismos en general.
Adicionalmente, el Anexo I aclara que, en todos los casos, las Ampliaciones Menores tramitarán bajo el esquema de “Contrato entre Partes” entre la transportista y el solicitante.
II. Metodologías de Evaluación para las solicitudes
Mediante el Anexo II se aprueba la metodología para evaluar las obras sujetas a jurisdicción federal y el procedimiento para el otorgamiento del Certificado, cuando refieran a ampliaciones comprendidas en el título II “Contrato entre Partes” de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (los “Procedimientos”) aprobados por Resolución Ex-SEE N° 61/1992 y sus modificatorias y complementarias, y que no estén caracterizadas como una Ampliación Menor.
Asimismo, mediante el Anexo III se aprueba la metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente.
En ambos casos, se establece un plazo de tres (3) meses para que el ENRE resuelva cada solicitud, a correr desde que se ha presentado toda la documentación necesaria. Dicho plazo podrá ser ampliado a consideración del ENRE dada la complejidad del asunto.
Las aprobaciones derivadas podrán ser revocadas si (a) dentro de los tres (3) años no se hubieran iniciado las obras o si mediaren cambios sustantivos en el contexto o en la misma obra propuesta para construcción o (b) dentro de los dos (2) años no se hubieran iniciado las obras, existiera otro solicitante, y se intimara previamente al requirente original.
Se destaca que la metodología y requisitos aprobados por la Resolución 65 son complementarios a lo previsto en los Procedimientos respecto del trámite de las solicitudes de ampliación y acceso a la capacidad de transporte existente.
Por lo demás, se ratifica que la Ley de Procedimiento Administrativo N° 19.549 será de aplicación supletoria.
III. Registros Informativos
La Resolución 65 crea el “Registro Informativo de Ampliaciones del Sistema de Transporte y Distribución”, el cual estará disponible en el sitio web del ENRE, donde constarán, entre otros datos: (a) el título de la obra de Ampliación, (b) el número de expediente ENRE, (c) el Transportista o Distribuidor bajo cuya concesión se realiza, (d) la provincia o localidad de implantación, si se trata de una ampliación con Certificado o una Ampliación Menor y (e) el estado de la tramitación.
También se crea un “Registro Informativo de Accesos a la Capacidad de Transporte Existente”, el cual también estará disponible en el sitio web del ENRE donde figurarán: (a) el título de la solicitud de acceso, (b) el número de expediente ENRE, (c) el transportista o distribuidor bajo cuya concesión se realiza la provincia o localidad de implantación, y (d) el estado de la tramitación.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone o Victoria Barrueco.
Proyecto de Ley: Modificaciones al Marco Regulatorio de los Hidrocarburos y el Gas Natural
El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.
Dentro de las principales propuestas en materia de hidrocarburos, se encuentran: la libre comercialización de hidrocarburos, la quita de facultades al Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) para fijar precios en el mercado interno, nuevas regulaciones en materia de regalías, y la fijación del objetivo principal de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.
Respecto de las principales modificaciones en materia de gas natural, se propone el otorgamiento de facultades al PEN de reglamentar las exportaciones y la ampliación del período de renovación de las habilitaciones.
No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley y sus propuestas, debajo se efectúa un análisis de las modificaciones en ambas materias y sus implicancias.
I. Modificaciones a la Ley 17.319 de Hidrocarburos
a) Nuevo alcance y objetivos en materia de política nacional
Dentro del alcance de la ley se incluye la actividad de procesamiento de hidrocarburos, facultando al PEN a otorgar autorizaciones para su desarrollo.
Asimismo, se modifica el objetivo principal de la política nacional siendo esta maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.
b) Libre comercialización de hidrocarburos
Respecto del mercado interno, se establece que el PEN no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en cualquiera de las etapas de producción, y agrega que, en el caso de empresas estatales, éstas podrán vender únicamente a precios que reflejen el equilibrio competitivo de la industria, esto es, a las correspondientes paridades de exportación o importación según corresponda.
Con relación al mercado externo, los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, y el PEN tendrá la facultad de reglamentar las condiciones.
En línea con ello, se dispone el libre comercio internacional de hidrocarburos.
c) Actividades de exploración
La nueva redacción propuesta quita la exclusividad del reconocimiento superficial a las zonas reservadas a las empresas estatales y se deroga el artículo que no permitía la iniciación de los trabajos de reconocimiento sin previa aprobación de la autoridad de aplicación.
Por otro lado, se modifica mediante el artículo 21 respecto el pago de la regalía por los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración. Mientras que en la redacción anterior esta era del 15%, el nuevo artículo refiere a la regalía comprometida en el proceso de adjudicación. En tal sentido, los oferentes competirán en el proceso de adjudicación en el valor de la regalía, determinándose que la regalía a ofertar será de 15% más (o menos) un factor de ajuste. Dicho factor de ajuste equivaldrá a un porcentaje a exclusiva discreción del oferente, pudiendo ser negativo. Asimismo, el valor de la regalía fluctuará, según la formula prevista en el proyecto, durante los períodos en los cuales el valor de referencia de los hidrocarburos varie en más de un 50%. Para las concesiones vigentes a la fecha del proyecto aplicará la regalía que se haya convenido con la autoridad de aplicación.
d) Régimen de inversiones
Bajo el Proyecto de Ley los concesionarios ya no estarían obligados a asegurar que sus inversiones en la ejecución de los trabajos aseguren la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas.
e) Explotación por persona jurídicas extranjeras
Se deroga el artículo 51 que no permitía la presentación de ofertas en concursos por personas jurídicas extranjeras para la obtención de permisos y concesiones.
f) Canon y regalías
La nueva redacción del artículo 59 determina que el concesionario de explotación pagará mensualmente al concedente, en concepto de regalía sobre el producido y efectivamente aprovechado de los hidrocarburos líquidos y gaseosos un porcentaje equivalente al determinado en el proceso de adjudicación.
Además, en ambos casos se tendrá la facultad de reducir la misma hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos pasa a manos de la Autoridad de Aplicación.
Por último, se aclara que las alícuotas de regalías previstas serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su carácter de concedentes.
g) Explotación a no convencional
Se posibilita que el concesionario de explotación, dentro del área de concesión, requiera la subdivisión del área y la reconversión de convencional a no convencional.
Además, se elimina el plazo de cinco (5) años de período de plan piloto para las concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos.
Adicionalmente, se elimina la posibilidad de solicitar prórrogas por plazos de diez (10) años.
Por último, agrega que en nuevas concesiones la Autoridad de Aplicación solo podrá determinar otros plazos de manera fundada y motivada que justifique el apartamiento de los plazos establecidos por ley.
h) Reemplazo de la figura de concesión de transporte
Se incorpora a la sección 4 de transporte, las referencias relativas a procesamiento de hidrocarburos. Asimismo, se modifica el régimen de concesiones de transporte, para dar lugar a un régimen de autorizaciones de transporte y/o procesamiento. Tales autorizaciones, se aclara que de ninguna manera significan un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad.
En virtud de ello, la autoridad de aplicación llevará un registro de los autorizados para transportar y/o procesar hidrocarburos, y que los concesionarios de explotación que excedan los límites de algunos de los lotes concedidos, deberán solicitar dicha autorización, en lugar de constituirse como concesionarios. En caso de no sobrepasar dichos límites, la autorización será facultativa.
Se añade que los autorizados a transportar y/o procesar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.
Se deroga el artículo 28 que concedía a todo titular de una concesión de explotación el derecho de obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos.
II. Modificaciones a la Ley 24.076 del Marco Regulatorio del Gas Natural
a) Exportación e importación
Mientras que las importaciones de gas natural se mantienen autorizadas sin necesidad de aprobación previa, bajo la nueva redacción del artículo 3 las exportaciones de gas natural deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional.
b) Renovación de habilitación
Se amplía el período adicional de renovación de la habilitación de diez (10) a veinte (20) años.
c) Transportistas y distribuidores y almacenaje
Se mantiene la obligación de tomar los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles, y se agrega que éstos, por sí o por terceros, podrán adquirir, construir, operar, mantener y administrar instalaciones de almacenaje de gas natural, todo ello con arreglo a las limitaciones establecidas por ley.
d) Recursos administrativos e impugnación de sanciones
Bajo la nueva redacción se dispone que los actos emanados de la máxima autoridad del ente regulador serán impugnables, sin que sea necesario interponer la alzada, directamente ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, mediante un recurso directo.
Asimismo, la nueva redacción establece que las sanciones aplicadas por el ente serán también impugnables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal mediante un recurso directo.
e) Unificación de entes reguladores
Se propone la unificación del ENRE y ENARGAS bajo un único ente regulador, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Pablo Arrascaeta, Daiana Perrone, Florencia Martínez Trobbiani, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez, y/o Victoria Barrueco.
Proyecto de Ley: Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos
El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.
No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley, debajo se efectúa un análisis de ciertos sectores relevantes y las implicancias que dicho proyecto, de aprobarse, podría tener sobre ellos.
I. Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)
El Proyecto de Ley propone crear el denominado “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (el “RIGI”), mediante el cual se otorgará a los titulares y/u operadores de grandes inversiones en proyectos nuevos o ampliaciones de existentes de ciertos sectores que adhieran a dicho régimen, incentivos de tipo tributarios, aduaneros y cambiarios, y estabilidad en estas tres materias para brindar certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos.
Dentro de los sectores comprendidos se encuentran: agroindustria, infraestructura, forestal, minería, gas y petróleo, energía y tecnología. El Poder Ejecutivo Nacional podrá ampliar esta nómina.
A la fecha, el Proyecto de Ley no prevé el monto mínimo de inversión bajo el RIGI.
Entre los puntos más relevantes regulados del RIGI, se encuentran:
- Declaración como interés nacional de las grandes inversiones.
- Régimen de estabilidad normativa, tributaria, aduanera y cambiaria, con compromisos del Estado Nacional en tal sentido.
- Requisitos para la inclusión en el RIGI y características del plan de inversión.
- Incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios. Los incentivos incluyen no solo un tratamiento diferencial respecto de impuestos nacionales, sino exenciones a nivel de importaciones y exportaciones. Con relación al régimen cambiario, se prevén, entre otros aspectos, excepciones a la obligación de ingreso y negociación en el mercado único y libre de cambios respecto del cobro de exportaciones de productos y divisas provenientes de financiamientos, siguiendo un esquema progresivo. Con respecto a financiamientos locales o externos, los montos desembolsados serán de libre disponibilidad.
- TBI: Los derechos e incentivos adquiridos bajo los términos y condiciones del RIGI se consideran inversiones protegidas en el sentido previsto en los tratados de promoción y protección recíproca de inversiones, que resulten aplicables y su afectación podrá dar lugar a la responsabilidad internacional del Estado Nacional de conformidad con sus disposiciones, y sin perjuicio de los remedios previstos en el presente régimen.
- Jurisdicción y arbitraje, con la novedosa posibilidad del desarrollador del proyecto de poder optar entre diferentes tribunales arbitrales para someter cualquier controversia derivada.
II. Concesión de Obra Pública
Se contemplan modificaciones relevantes al régimen de concesión de obra pública de la Ley 17.520, entre los cuales resaltan las siguientes:
- Sujetos de la concesión: Se prevé la constitución de una sociedad de propósito específico, de fideicomisos, y otros tipos de vehículos, o esquemas asociativos, para el ejecución del contrato de concesión.
- Financiamiento de las obras y ecuación económico-financiera: Se incorporan previsiones relativas al financiamiento de las obras y la forma de garantizar tal financiamiento, en términos amplios, así como disposiciones en torno a la intangibilidad de la ecuación económica-financiera del contratante.
- Extinción del contrato: Ante la eventual extinción del contrato de concesión por ejercicio de facultades administrativas, no será de aplicación lo dispuesto por las Leyes 21.499 de Expropiaciones, 26.944 de Responsabilidad del Estado, como tampoco el decreto delegado 1023/2001, que excluían el pago del lucro cesante del quantum indemnizatorio.
- Iniciativa Privada: El Proyecto de Ley prevé la complementariedad de la concesión de obra pública y la iniciativa privada.
- Mecanismos de resolución de controversias: El Proyecto de Ley establece que todos los contratos deberán prever mecanismos de prevención y solución de controversias, conciliación, mediación y arbitraje, con el fin de resolver las discrepancias de carácter técnico o económico que se produzcan entre las partes. También podrán someterse al Panel Técnico o bien al Tribunal Arbitral en caso de que no logren resolverse mediante dichos mecanismos.
Asimismo, con relación a contratos de concesión de obra pública, cuyo plazo concesional haya vencido (por ejemplo, hidroeléctricas o ferrocarriles) y que posean cuestiones litigiosas pendientes, el Proyecto de Ley establece que tales cuestiones podrán ser sometidas a resolución de un panel técnico o tribunal arbitral, con la posibilidad de que éstas sean resueltas transaccionalmente ante la Secretaría del Estado competente o la Procuración del Tesoro de la Nación, según el caso.
III. Energía Eléctrica
Bajo el Proyecto de Ley, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional, con plazo hasta el 31 de diciembre de 2025, a adecuar el Marco Regulatorio de la Energía Eléctrica comprendido principalmente por las Leyes 15.336 y 24.065, con el propósito de garantizar:
- El libre comercio internacional de energía eléctrica.
- La libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica.
- El despacho económico para las transacciones de energía sobre una base de remuneración en el costo económico horario del sistema, teniendo en cuenta el costo marginal horario del sistema y el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada.
- La explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con la expresa obligación del distribuidor de actuar como agentes de percepción o retención.
- El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.
- La revisión de las estructuras administrativas del sector eléctrico.
IV. Transición energética
En el marco del cumplimiento de los objetivos de las emisiones netas absolutas de Gases de Efecto Invernadero (“GEI”) comprometidos por el Estado Nacional en la Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional por el Acuerdo de Paris, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional a:
- Asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía y establecer anualmente los límites de derechos de emisión de GEI, en ambos casos compatibles con el objetivo comprometido.
- Monitorear el avance en el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI y, en caso de incumplimiento, penalizarlo.
- Establecer un mercado de derechos de emisión de GEI y sus reglas, para la comercialización de excedentes por quienes hayan cumplido con su meta.
Asimismo, el Proyecto de Ley establece que los responsables de las actividades emisores de GEI serán los encargados de dar cumplimiento a las metas de emisiones de GEI del país. Por su parte, el Estado Nacional generará las condiciones e instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el logro de las metas y el acceso a financiamiento climático.
En este sentido, estas medidas podrían fomentar el desarrollo de los mercados de carbono en Argentina.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Pablo Arrascaeta, Florencia Martínez Trobbiani, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Implicancias del DNU 70/2023 para el sector energético
A continuación se detallan las modificaciones más relevantes comprendidas en el título VIII, “Energía”:
I. Hidrocarburos
Se deroga el Decreto N° 1060/2000 que establecía plazos máximos de duración de los contratos de abastecimiento exclusivo de combustibles celebrados entre compañías petroleras y/o proveedoras de combustibles, y quienes exploten estaciones de servicio.
II. Energía Eléctrica
a. Contratos de exportación
Se deroga el Decreto N° 1491/2002 que disponía que los contratos de exportación por Potencia Firme y Energía Eléctrica Asociada y los Acuerdos de Comercialización de Generación relacionados con estas exportaciones:
- no se encontraban comprendidos en lo dispuesto por la Ley Nº 25.561, modificatoria de la Ley de Convertibilidad 23.928 por la que se declaró la emergencia pública y la reforma del régimen cambiario en el año 2002;
- no se encontraban comprendidos por lo dispuesto en el Decreto Nº 214 de 2002, que permitió la conversión a pesos de las obligaciones de dar sumas de dinero; y
- serían facturados en Dólares Estadounidenses.
b. Ampliaciones de Transporte
Se deroga la Ley N° 25.822 que ratificaba y establecía la realización prioritaria del “Plan Federal de Transporte Eléctrico”, instrumentado por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o “SE”).
Asimismo, se deroga el Decreto N° 634/2003 que autorizaba a la Secretaría de Energía a, en el marco de ampliaciones de transporte en alta tensión o por distribución troncal, re-determinar el canon o precio correspondiente a la parte faltante de ejecución de una ampliación hasta la habilitación comercial de esta.
c. Préstamos reintegrables
Se deroga el Decreto N° 311/2006 que aprobaba el otorgamiento de préstamos reintegrables del Tesoro Nacional al Fondo Unificado, creado por el Artículo 37 de la Ley Nº 24.065, destinados al pago de las obligaciones exigibles al Fondo Unificado para el cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
d. Energías Renovables
Se derogan los artículos 16 al 37 de la Ley Nº 27.424 de Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública. Entre los puntos establecidos en ellos se encuentran:
- Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Generación Distribuida;
- Beneficios promocionales; y
- Régimen de fomento de la industria nacional
De acuerdo a los fundamentos del Decreto, resulta imperioso una simplificación en la Ley N° 27.424 de energía distribuida, eliminando la ayuda estatal y la estructura de control.
III. Facultades otorgadas a la Secretaría de Energía
Además, por el DNU se faculta a la SE a redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural. Este beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, conforme las tarifas vigentes en cada punto de suministro.
La SE también tendrá facultades para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias, y otros actores o agentes que integren los sistemas del servicio público de que se trate, en su carácter de responsables primarios.
Al respecto, esto podría implicar una modificación en la segmentación de tarifas de energía eléctrica y gas natural propuesta por el Decreto Nº 332/2022 (para mayor información sobre esta norma, acceder a nuestro Newsletter en el siguiente link).
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Pablo Arrascaeta, Daiana Perrone, Rocío Valdez, y/o Victoria Barrueco.
Declaración de Emergencia del Sector Energético Nacional: RTI e Intervención de los Entes Reguladores
El día 18 de diciembre de 2023 se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nº 55/2023 (el “DNU 55”), en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.
Asimismo, mediante el DNU 55 se instruye a la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o la “SE”) a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a tales sectores con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.
En tal marco, el DNU 55 dispone el inicio de un proceso de revisión tarifaria integral (“RTI”), con relación a los segmentos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, y habilita adecuaciones tarifarias transitorias.
Adicionalmente, el DNU 55 ordena la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), hasta la designación de los vocales titulares mediante el concurso público actualmente en curso.
Debajo se detallan los aspectos clave del DNU 55 y las consideraciones tenidas en cuenta para su dictado.
I. Consideraciones relevantes del DNU 55
El DNU 55 busca adoptar medidas urgentes ante las condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a usuarios de varios sectores del país y con el fin de evitar el deterioro de la calidad de la prestación de tales servicios públicos.
Asimismo, en forma general, el DNU 55 reconoce que la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y energía eléctrica bajo jurisdicción federal exhibe una situación caracterizada por la creciente obsolescencia de los activos, la insuficiente adecuación a las necesidades de la demanda actual y futura y la falta de renovación de las redes y su ampliación.
En particular, respecto del sector eléctrico, el DNU 55 reconoce que:
- No se han efectuado inversiones de magnitud en el sistema de transporte eléctrico, lo que ha derivado en la operación del sistema a plena capacidad, con congestiones en la Red de Alta Tensión. Es decir, el DNU 55 especifica que se presentan deficiencias estructurales en las redes de alta y media tensión que no han evolucionado al ritmo del crecimiento de las demandas máximas del servicio y de la instalación de la potencia de generación en sectores alejados de los puntos de consumo.
- En el corto y mediano plazo los niveles de reserva del sistema no evidencian certezas suficientes respecto del ingreso de nuevos equipos de generación y la disponibilidad firme y previsible de recursos primarios, fundamentalmente gas y gasoil, que actualmente se importan del exterior (la licitación TerConf recientemente adjudicada parece presentarse como un mitigante adecuado de tal situación).
- Desde el año 2003, los sistemas de remuneración establecidos por el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) no han dado señales suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda del servicio, ni han promovido la competitividad de los mercados de producción; y
- Que bajo los esquemas de remuneración vigentes (Resolución SE 869/2023 y sus antecedentes) no se ha promovido la competitividad de los mercados de producción ni se ha incentivado un mercado a término conforme los principios de la Ley N° 24.065.
Por otro lado, en cuanto a la infraestructura de transporte de gas natural se indica que, la producción local en el norte argentino de gas natural y la disponibilidad del recurso importado desde Bolivia han disminuido, aumentando los riesgos de desabastecimiento tanto de gas como energía eléctrica, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctricas e industrias radicadas en el centro y norte del país dependen del gas importado y no tienen como alternativa la posibilidad de utilizar combustibles líquidos. Por ello, se resalta la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte, para poder abastecer el NOA con flujo de gas inverso al de diseño.
Debido a ello, el DNU 55 considera importante adoptar medidas de corto, mediano y largo plazo, y encauzar la prestación de las actividades de generación de energía eléctrica y producción de gas natural, y de los servicios públicos de transporte y distribución, bajo la plena vigencia de sus marcos regulatorios y de los contratos suscriptos por el Estado Nacional y las empresas prestadoras, con las adecuaciones y revisiones correspondientes.
II. Disposiciones relevantes del DNU 55
a) Instrucción a la Secretaría de Energía
El DNU 55 instruye a la Secretaría de Energía a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a los segmentos comprendidos en la emergencia, con el fin de:
- 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 garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.
b) Revisión tarifaria integral (RTI) y ajustes transitorios
El DNU 55 inicia la revisión tarifaria integral (RTI) con relación a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural bajo la misma jurisdicción, estableciendo que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.
Hasta tanto culmine la RTI, los interventores del ENRE y el ENARGAS podrán aprobar adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la RTI.
c) Intervención del ENRE y del ENARGAS
Se intervienen el ENRE y del ENARGAS a partir del 1 de enero de 2024 (en rigor, éstos ya están intervenidos) y se faculta a la Secretaría de Energía a designar a sus interventores, que tendrán las facultades de gobierno y administración de los respectivos entes.
Además de la facultad de disponer adecuaciones tarifarias transitorias según lo indicado precedentemente, los interventores tienen facultades regulatorias y fiscalizadoras amplias.
Por último, el DNU 55 otorga a la SE un plazo de ciento ochenta (180) días para iniciar el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENARGAS, y para revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular, según corresponda, el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE, que se encuentra actualmente en trámite.
d) Participación ciudadana
El DNU 55 también dispone la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana en el proceso de adecuación tarifaria transitoria, conforme las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional”, o bien de acuerdo con el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga.
e) Coordinación federal
Toda vez que el DNU 55 es sobre las actividades mencionadas sujetas a jurisdicción federal, se invita a las provincias a coordinar con la Secretaría de Energía las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Pablo Arrascaeta, Milagros Piñeiro, Florencia Martínez, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
"Electricidad, litio e hidrógeno: desafíos y propuestas para una nueva era", por Nicolás Eliaschev y Javier Constanzó
La asunción del Presidente Milei nos da la oportunidad de reexaminar los desafíos que el país tiene en distintas materias. En este artículo ponemos el foco en electricidad, litio e hidrógeno, con una descripción básica de la coyuntura y con algunas propuestas iniciales, desde el punto de vista legal y regulatorio, que aportamos para que sean consideradas en adelante.
Electricidad
Transmisión
La situación de la red de transmisión en extra alta tensión y de distribución troncal es crítica. La capacidad para conectar nueva generación es reducida y prácticamente nula en ciertos nodos y corredores con abundancia de recursos renovables.
En tal contexto, la expansión de la infraestructura es clave para, entre otras cuestiones: (i) garantizar la seguridad del suministro eléctrico, (ii) desarrollar la actividad industrial (incluyendo, pero no limitado a, la minería en el NOA y en Cuyo), y (iii) viabilizar nueva potencia instalada, térmica o renovable.
Según cifras de la Secretaría de Energía, se requieren inversiones en el sector por aproximadamente ~US$ 9.900 millones, en un plan de incrementar la red de transmisión en un 36% de la capacidad de transporte y en un 42% de la capacidad de transformación.
Cuáles son los desafíos que surgen ante tal escenario
En primer lugar, los desafíos macroeconómicos, financieros y fiscales. En la elección de la alternativa para construir y financiar las obras estarán en juego las condiciones macroeconómicas y financieras -que incidirán entre otras cuestiones, en el costo del capital y viabilidad de que una porción sea financiada- y las fiscales -el déficit fiscal, indisponibilidad de recursos del tesoro, y recortes al gasto público proyectados-.
En estas condiciones, debe analizarse cuál será el mecanismo regulatorio que se adecúe mejor al contexto imperante y al tipo de obra. No es lo mismo hablar de obras neurálgicas o troncales para el sistema, que referirse a ciertas obras necesarias para viabilizar nueva generación o demanda de consumo por parte de ciertos usuarios-intensivos finales.
Bajo la regulación vigente, como regla general, las obras de ampliación de transmisión son por cuenta y orden del interesado, y pagadas por éste. De tal modo, no se prevé, en principio, el traslado a los usuarios finales, mediante tarifa, del monto de las inversiones asociadas a tales obras.
Desde otra perspectiva, los mecanismos PPP de la Ley 27.328 pueden dar más flexibilidad en ciertos aspectos. Quizás deba evaluarse si dicho esquema o alguna variación de éste deba ser utilizado, en esta nueva oportunidad, con una aproximación segmentada y modular, que permita tickets más pequeños y una multiplicidad de financistas por medio de una acumulación de financiamientos bilaterales, modelo que tuvo mucho éxito con el Programa RenovAr.
En este sentido, resultó interesante lo afirmado por TRANSENER en el último Energy Day organizado por este medio respecto a “etapabilizar” el plan de obras de transmisión en módulos que puedan ser acometidos en distintas etapas o con distintos proveedores o financistas.
Por otra parte, la Resolución SE 360/2023 aporta mecanismos interesantes para que la generación o ésta juntamente con la demanda, costeen obras de transmisión y reciban a cambio de ello una prioridad sobre el despacho asociado a tal infraestructura. Debe evaluarse la forma de robustecer este mecanismo dando la seguridad y garantías adicionales que puedan evaluarse como necesarias para potenciar esta modalidad.
Ninguno de los mecanismos descriptos genéricamente más arriba será suficiente por separado para atender a todas las necesidades de ampliación. Por ello será necesario diseñar (y combinar) las mecánicas legales y regulatorias de acuerdo con la obra que se trate, el interés que pueda haber del sector privado, y las condiciones de borde impuestas por la macroeconomía.
Para las obras neurálgicas o troncales el apoyo del sector público en las primeras etapas no debe descartarse, en especial bajo la forma de los instrumentos regulatorios y de garantía que éste puede aportar con el fin de movilizar capital privado y dar la seguridad necesaria.
En tal sentido, cuando hablamos de apoyo público, no nos referimos, ciertamente, a erogaciones que vayan directamente a solventar las obras. Nos referimos, antes bien, a instrumentos como garantías o avales soberanos, acuerdos de indemnidad, garantías o contragarantías de terceros (provistas por agencias multilaterales, de crédito a la exportación o de desarrollo, put options, derechos contractuales para acreedores, entre otros, cuyo objeto sea dar confort al sector privado y financiero, para deriskear la inversión desde el punto de vista soberano y obtener un credit enhancement particularmente útil cuando el crédito soberano no es lo suficientemente robusto para otorgar el nivel de seguridad requerido por inversores y financieros.
El despliegue de las obras troncales y el apoyo necesario a tal fin puede combinarse con las expansiones que, por sus características, puedan ser gestionadas por los generadores y grandes usuarios.
Generación Térmica
La generación térmica ha tenido un dinamismo interesante en los pasados años. Como resultado de las licitaciones convocadas por la Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017, se incorporaron más de 5 GW de ciclos simples y combinados, tecnologías eficientes, de rápida respuesta, y fundamentales como reserva de potencia del sistema.
Recientemente, en la licitación TerConf, se han adjudicado alrededor de 3340 MW, que permitirán adicionar nueva potencia y dar mayor confiabilidad al sistema en el corto y mediano plazo.
Respecto de la generación térmica no contractualizada, se abren ciertos interrogantes en cuanto a los siguientes aspectos:
- Régimen remuneratorio: A la fecha, los generadores legacyson remunerados bajo los términos de la Resolución SE 869/2023. Esta resolución es una continuadora de la Resolución SE 95/2013. Este esquema no es eficiente ni da las señales correctas para la remuneración del capital y de la operación y mantenimiento, por lo que deberá evaluarse su cambio, ya sea considerando opciones que impliquen la contractualización de esta generación u otras.
- Suministro de combustible: Desde el año 2013, a partir de la Resolución SE 95/2013, los generadores no pueden adquirir por sus propios medios el combustible -gas o líquido- necesario para operar sus activos, salvo por un interín breve, luego del dictado de la Resolución 70/18 y casi inmediatamente derogada. Las circunstancias fácticas bajo las cuales se impidió la gestión de combustible han variado sustancialmente, y no hay razones operativas o de disponibilidad del suministro que no permitan ir hacia un esquema bajo el cual los generadores puedan adquirir su propio combustible.
- Mercado a Término: Bajo los términos de la Ley 24.065, los generadores pueden contractualizar potencia o energía bajo un mercado a término, con condiciones a ser determinadas y negociadas entre las partes. Sin embargo, con la Resolución SE 95/2013, este mercado ha quedado suspendido indefinidamente y los generadores convencionales se ven impedidos de actuar bajo este ámbito. Así como se ha permitido a los generadores renovables contractualizar energía bajo el MATER, y se ha dado un enorme dinamismo a la actividad, no se advierten razones de índole operativa o sistémicas que impidan reanudar este mercado, derogando la Resolución SE 95/2013. La reanudación de este mercado puede dinamizar al sector térmico, al mismo tiempo descentralizando el offtaker de los PPA y dar un incentivo interesante para la construcción de nueva generación.
Renovables
Las energías renovables han tenido un desarrollo sumamente relevante en estos últimos años, bajo el marco de las Leyes 26.190 y 27.191 (votadas por casi la unanimidad del arco político), y a través de los sucesivos programas de RenovAr, sus reversiones a baja escala (RenMDI y MiniRen), y por el mercado a término a partir de fuentes renovables (MATER). Se trata de un mercado robusto, dinámico, y que ha sido fuente de inversiones locales y cross-border.
En un contexto de descarbonización global, con regulaciones de origen en términos de cumplimiento de generación a partir de fuentes renovables en la cadena de valor de productos exportables, una matriz más verde y alineada con tales estándares internacionales adquiere mayor relevancia aún.
Este sector posee un enorme potencial de desarrollo aún, y ha adquirido una dinámica propia potenciada a través del MATER, que vemos con mucho potencial para seguir desarrollándose en una era en la que se prioricen los acuerdos entre privados.
El mandato legal de consumo de energía a partir de fuentes renovables del 20% al 2025 aún está en vías de cumplimiento: este número ronda aproximadamente el 13% lo que importa un 7% adicional a construir para finales del 2025. Asimismo, bajo los planes de transición energética al 2030 y 2050, se plantea un objetivo a largo plazo de continuar incorporando renovables en +7,5GW para 2030 y entre +30 y +45 GW para 2050.
A tal fin, es conveniente que, con la antelación suficiente en aras de una mayor previsibilidad y seguridad jurídica, se debata en el Congreso la extensión del plazo de las Leyes 26.190 y 27.191, que han sido catalizadoras para el desarrollo del sector. Debe destacarse que, en las condiciones actuales, las renovables son competitivas por si solas sin necesidad de ningún subsidio o incentivo estatal y el principal desafío del sector es la expansión de la transmisión, según se ha indicado más arriba.
Desde otra perspectiva, la indisponibilidad de la red puede ser un potenciador de otros segmentos como la autogeneración distribuida o la construcción de instalaciones de baterías (BESS) en sectores nodales de la red de extra y media tensión.
Tampoco puede descartarse el rol del Estado en dar las señales correctas a la demanda, y la normalización de los precios relativos, que puedan orientar a los clientes a sumarse al MATER y salir del esquema de compras conjuntas de CAMMESA, más aún, si como se habilita la contractualización de toda la generación, tal como se ha sugerido más arriba.
Hidroeléctricas
Durante el semestre en curso, han comenzado a vencer los contratos de concesión para la explotación de centrales hidroeléctricas firmados a partir del año 1993 por el Estado Nacional en carácter de concedente con las respectivas empresas concesionarias.
Ante la incertidumbre del vencimiento del plazo original de la concesión, la voluntad inicial del Estado Nacional de traspasar dichos activos a ENARSA, luego matizada después de distintas prórrogas, junto con una nueva administración que abiertamente ha declarado estar en favor de una participación privada mayoritaria, el nuevo gobierno deberá definir de qué modo se seguirá con estas concesiones.
En tal sentido, el régimen remuneratorio actual más la imposibilidad de vender energía en el contrato a término, atentan contra potenciales mejoras y/o expansiones de la infraestructura existente. Deberá tomarse en consideración este aspecto en la definición general acerca del modelo que seguirá esta actividad.
Distribución
La normalización de los precios y las tarifas de energía eléctrica a efectos de recomponer el valor agregado de distribución de las concesionarias del servicio público de distribución es un desafío, considerando el estado actual de las redes y la calidad del servicio, pero en un contexto social sumamente delicado.
El atraso tarifario sumado al contexto inflacionario y de depreciación del peso, ha llevado a que los usuarios finales paguen una tarifa que no es representativa del costo real de la electricidad y atenta contra un servicio de calidad, seguro, eficiente, e impide la ampliación de la red existente.
Resulta necesario concretar la revisión tarifaria integral (RTI), de acuerdo con los lineamientos de la Ley 24.065 y las reglas de cada contrato de concesión, segmentando usuarios y protegiendo a los sectores sociales más vulnerables. En el ínterin, eventuales ajustes transitorios a cuenta de la RTI que eventualmente se implemente, pueden recomponer temporalmente la situación crítica tarifaria del sector, dando mayores herramientas para un suministro en condiciones seguras. Mismo criterio aplica para las RTI que puedan disponerse con respecto al segmento de transmisión.
Para una normalización de la cuestión tarifaria, entre otros aspectos, resulta sumamente relevante que cese la intervención del ENRE, y se nombre a los miembros de su directorio mediante concurso público y abierto de antecedentes.
Litio
A pesar de los desafíos macroeconómicos, el sector ha tenido un desarrollo relevante y muestra signos saludables de cara a un crecimiento sostenido. La inversión ha sido canalizada principalmente mediante financiaciones offshore a las controlantes de los proyectos o mediante financiaciones de tipo híbrida contra recurso del sponsor y garantías soberanas en algún que otro caso.
Argentina se ha posicionado como el cuarto productor a nivel mundial y posee recursos de clase mundial. El litio constituye un recurso vital para la transición energética, y geopolíticamente sumamente importante.
Para continuar desarrollándose, es clave la cooperación público-privada mediante regulaciones sectoriales con garantías adecuadas para los desarrolladores, explotadores, y financistas, regímenes de incentivos a la producción y exportación, y el desarrollo de la infraestructura asociada (puertos, carreteras, redes de transmisión).
Asimismo, es fundamental asegurar el libre acceso al mercado de cambios, así como la posibilidad de conservar divisas generadas por la exportación sin necesidad de liquidarlas en el mercado local, además de asegurar estabilidad fiscal de manera clara y comprensiva de tributos nacionales y provinciales.
Asimismo, tratados internacionales de integración y libre comercio son fundamentales para dar mayor dinamismo al sector, así como la posibilidad de contratos de inversión específicos por proyecto. En un contexto de integración global, la necesidad de que la Argentina se integre a los mecanismos de la IRA (Inflaction Reduction Act), de modo de que Estados Unidos sea un destino de exportación de minerales, particularmente litio, resulta prioritaria y hasta urgente.
Hidrógeno
El desarrollo del hidrógeno en sus distintas variantes, y el hidrógeno verde concretamente, son un foco de interés y visto como un vector de la transición energética.
Al respecto, existen diversos proyectos de ley ingresados al Congreso de la Nación, que han quedado sin tratamiento, pese a los fructíferos debates intersectoriales que vienen dándose en paralelo al seno parlamentario.
Para facilitar el desarrollo del hidrógeno, como hemos dicho en oportunidades anteriores, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad.
Para ello, el marco regulatorio debe prever: (a) un régimen de estabilidad extendido, acorde a los plazos de investigación y desarrollo, y repago del capital y amortización, (b) libres barreras de exportación/importación, (c) acceso irrestricto al mercado único libre de cambios (MULC), con la posibilidad de repatriar dividendos, (d) un balance entre la obligatoriedad del componente nacional y la disponibilidad de éste localmente, y que dicho requerimiento sea de tipo promocional más que compulsivo y penalizable, y (e) una cooperación integral, federal, e intersectorial entre los Estados Nacionales, provinciales, municipales, el sector privado local, y el sector privado y gubernamental internacional.
Notas finales
En estas líneas, hemos resumido algunos de los desafíos más relevantes en materia de electricidad, litio e hidrógeno, aportando algunas ideas de lo legal y regulatorio para colaborar con su desarrollo
Esperamos que el nuevo gobierno pueda dar señales adecuadas para la promoción de estas industrias.
Entendemos que todo ello redundará en beneficios para nuestro país.
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Este artículo, escrito por nuestro socio Nicolás Eliaschev y nuestro asociado senior Javier Constanzó, fue publicado hoy en EconoJournal.
La Secretaría de Energía establece nuevos cargos para los GUDIs
El 5 de diciembre de 2023 se publicó la Resolución 976/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 976”), que establece nuevos cargos denominados “Cargo Estabilizado GUDIs” y “Ajuste Complementario de Potencia GUDIs”, aplicables a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del Mercado Mayorista Eléctrico (“MEM”) y del Mercado Eléctrico Mayorista Del Sistema Tierra Del Fuego (“MEMSTDF”).
Según lo indicado en los fundamentos de la Resolución 976, se busca implementar un mecanismo que permita eliminar las diferencias de precios entre los usuarios con iguales características de demanda, para que éstos puedan decidir de forma voluntaria caracterizarse como Agente MEM, y de esta manera posibilitar la ampliación del mercado de contratos con el objetivo de habilitar nueva oferta de generación y favorecer la sinergia entre la habilitación de nueva demanda y oferta. En este sentido, se propone potenciar la realización de nuevos proyectos de generación, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y generando el marco jurídico adecuado que permita el desarrollo de este nuevo mercado.
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Resolución 976:
1. Usuarios alcanzados y aplicación temporal
La Resolución 976 es de aplicación a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del MEM y del MEMSTDF, y los cargos contemplados en la Resolución 976 serán incluidos en la transacción económica del mes de febrero de 2024.
2. Cargos contemplados
a) Cargo Estabilizado GUDIs
El Cargo Estabilizado GUDIs se calculará como la diferencia entre el Precio Medio de la Energía del MEM y la sumatoria del Precio de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) establecido mediante la Resolución 884/2023, para toda la demanda de sus clientes caracterizados como GUDIs con excepción de los establecimientos públicos de educación y salud.
b) Ajuste Complementario de Potencia GUDIs
El Ajuste Complementario se determinará en base a la diferencia entre el Precio de la Reserva Mensual y el sancionado estabilizado Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y aplicado a la diferencia entre el requerimiento máximo y medio del conjunto de Grandes Usuarios.
3. Intervención de la Subsecretaría de Energía Eléctrica
La Secretaría de Energía faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a dictar los actos necesarios, a los fines de resolver las cuestiones relativas a la interpretación y aplicación de la Resolución 976.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Luciana Tapia y/o Victoria Barrueco.