Energía

Novedades en el sector hidrocarburífero: Se crea el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos

El 1 de diciembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 970/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución”) que creó el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos (el “Programa”).

El Programa tiene como objetivos:

1. Promover acciones tendientes a la detección, medición, cuantificación y validación de las emisiones fugitivas en las actividades de exploración y producción de hidrocarburos;
2. Organizar y sistematizar la información obtenida a partir de las mediciones realizadas; y
3. Propiciar la implementación de planes de mitigación y reducción de emisiones fugitivas derivadas de la actividad hidrocarburífera.

Los sujetos obligados –personas físicas y/o jurídicas que lleven a cabo actividades de exploración y/o producción de hidrocarburos en el territorio de la República Argentina– deberán presentar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación:

1. Un Plan Anual de Medición de Emisiones Fugitivas;
2. Un Plan Integral, a cinco (5) años, de reducción y/o captación de emisiones fugitivas, mediante el cual se implementen medidas concretas que prioricen la eficiencia y aprovechamiento del recurso gas, y la reducción y/o captación de emisiones.

La información que surja de los mencionados planes será publicada en el sitio web de la Secretaría de Energía de la Nación.

Asimismo, los sujetos obligados que cuenten con instalaciones nuevas –aquellas cuyo diseño y construcción comience con posterioridad a la publicación de la Resolución– propenderán a la incorporación de buenas prácticas y acciones de gestión, adecuadas para la minimización de las emisiones fugitivas producidas desde la etapa de planificación y diseño de aquellas.

Los plazos de cumplimiento, así como cualquier otro aspecto referido a la implementación de la Resolución, estarán sujetos a la reglamentación que se dicte en consecuencia.

En efecto, el Programa contribuye al cumplimiento de los objetivos y compromisos asumidos por el Estado Nacional en materia de cambio climático en el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030”, los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050” y el segundo “Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático”.

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Pablo Arrascaeta, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y Victoria Barrueco.

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Se aprobó la ENUMeC para el Uso de los Mercados de Carbono

El 14 de noviembre de 2023 se dio a conocer la “Estrategia Nacional para el Uso de los Mercados de Carbono” (“ENUMeC”), publicada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mediante la Resolución 385/2023.

Los mercados de carbono son una herramienta para la mitigación y adaptación del cambio climático, y permiten así fomentar el desarrollo sostenible. Por ello, estos son un instrumento clave para que la República Argentina pueda alcanzar sus compromisos climáticos derivados de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Acuerdo de Paris, aprobados por la República Argentina por las Leyes 24.295 y 27.270.

Es importante destacar que, a la fecha, Argentina no cuenta con un marco legal a nivel nacional que regule el uso de los mercados de carbono. En línea con ello, la ENUMeC establece 9 ejes estratégicos y 63 acciones necesarias para la implementación de los mercados de carbono.

A continuación, se resumen los puntos principales de la ENUMeC.

I. Objetivos y alcance

La ENUMeC tiene como objetivo promover la implementación de los mercados de carbono como uno de los mecanismos de precio al carbono, para contribuir en la adaptación y en la mitigación del cambio climático en el territorio nacional.

Asimismo, permitirá el desarrollo de proyectos de mitigación a fin de cumplir con las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), movilizar la inversión en sectores estratégicos de la economía para financiar las medidas de mitigación de alto costo, colaborar e incrementar los ingresos del presupuesto nacional, e impulsar el desarrollo de co-beneficios ambientales y sociales asociados.

La ENUMeC alcanza:

1. Los mercados de carbono subnacionales, nacionales e internacionales;
2. Los mercados de carbono nuevos y existentes;
3. Los mercados de carbono regulados (de cumplimiento) y voluntarios;
4. Todos los sectores y gases del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI);
5. Todos los actores involucrados en temas de mercados de carbono del gobierno nacional, los gobiernos subnacionales, el sector privado y la sociedad civil; y
6. Todos los acuerdos, programas y proyectos sobre mercados de carbono que se desarrollen en el territorio nacional.

Para su implementación, se propone la creación de la Oficina Nacional de Mercados de Carbono bajo la órbita del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación.

II. Ejes Estratégicos

La implementación de la ENUMeC se basa en los siguientes ejes estratégicos, de los que se desprenden las acciones específicas:

1. Potenciar el acceso nacional y subnacional al financiamiento climático como instrumento adicional para acceder a financiamiento climático, en un contexto de responsabilidades comunes pero diferenciadas;
2. Participar en los mercados de carbono regulados bajo el artículo 6 del Acuerdo de París y otros mercados de cumplimiento nacionales e internacionales;
3. Acompañar la participación del sector privado en los mercados voluntarios;
4. Generar Enfoques No-Comerciales bajo el esquema del Artículo 6.8 del Acuerdo de París;
5. Acompañar a los gobiernos subnacionales que así lo decidan en la implementación de esquemas de mercado para el cumplimiento de sus planes de respuesta al cambio climático jurisdiccionales;
6. Contribuir al fortalecimiento y al financiamiento para la adaptación al cambio climático a través de la implementación de los mercados de carbono y enfoques no-comerciales;
7. Desarrollar capacidades nacionales y subnacionales para la implementación de mercados de carbono;
8. Promover el respeto de las salvaguardas y la integridad ambiental en la implementación de mercados de carbono; y
9. Asegurar los intereses nacionales y regionales en las negociaciones internacionales.

La ENUMeC es considerada el punto de partida para la implementación efectiva y coordinada de los mercados de carbono en la Argentina. Su puesta en marcha requerirá́ de acuerdos y consensos entre diversos actores del ámbito público nacional y provincial, como también del ámbito privado.

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

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Convocatoria para realizar manifestaciones de interés de almacenamiento de energía eléctrica

El 8 de noviembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 906/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 906”), que convoca a interesados a realizar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (“AlmaMDI”).

La AlmaMDI tiene el objetivo de optimizar el despacho de generación del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), incrementar la capacidad instalada en los sistemas de transporte o distribución de energía eléctrica, y aportar servicios de reserva de potencia en el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), en el MEM y en el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (“MEMSTDF”).

Además, la AlmaMDI es considerada un vector facilitador de la transición energética, en el contexto de los Planes de Transición Energética al 2030 y 2050 (para mayor información, ver aquí).

Cabe mencionar que los interesados deberán tener presente que la regulación a elaborar por la Secretaría de Energía establecerá las características del funcionamiento del Agente en el Mercado Spot en los diferentes servicios que pueda aportar de potencia firme, arbitraje entre costos de carga y descarga, remuneración de servicios de reserva de potencia activa y reactiva y mecanismos específicos de incorporación de capacidad en base a contratos de almacenamiento con CAMMESA, de resultar necesario o conveniente.

Asimismo, se destaca que los interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y potencia asociada al almacenamiento propuesto y condiciones que permitan instrumentar las manifestaciones de interés propuestas.

Por último, de forma complementaria, podrán presentar propuestas de mecanismos de comercialización de energía indicando las condiciones que permitan instrumentar las manifestaciones de interés propuestas

Debajo se resumen los aspectos relevantes de AlmaMDI.

1. Destinatarios

Los Agentes del MEM o los interesados en convertirse en Agentes del MEM para proveer servicios de almacenamiento de energía eléctrica, con intención de instalar nueva capacidad de almacenamiento.

2. Requisitos de las propuestas

Los interesados podrán presentar sistemas de almacenamiento de diferentes tecnologías y características, debiendo identificar elementos técnicos, operativos y económicos que permitan su evaluación.

En general será valorada la integración nacional en los componentes de los sistemas de almacenamiento, y particularmente, su efecto sobre la cadena de valor de la industria del litio en el desarrollo de baterías, indicando los requerimientos técnicos y económicos para su desarrollo incluyendo en particular costos de instalación y gestión productiva y la escala de producción necesaria para ser sustentable.

3. Contenido

Las presentaciones deberán contar, como mínimo, con la siguiente documentación e información:

1. Carta de interés en participar en la convocatoria: dirigida a CAMMESA, con indicación de domicilio, teléfono, correo electrónico, suscrita por un representante legal o apoderado del oferente;
2. Información de la empresa o grupo de empresas que realizan la presentación;
3. Memoria descriptiva de la propuesta de almacenamiento a desarrollar: detallando características tecnológicas, ubicación en la red, incluyendo una estimación del monto total de inversión necesaria expresado en dólares estadounidenses así como la potencia y energía asociada, y condiciones de funcionamiento a lo largo de la vida útil de las instalaciones, indicando posibilidades de integración nacional de la propuesta de almacenamiento presentada;
4. Criterios que los interesados consideren válidos para el recupero del financiamiento aportado para la incorporación del almacenamiento propuesto: como ser el período de amortización y la tasa de descuento;
5. Especificaciones técnicas sobre la propuesta: capacidad de potencia y energía de almacenamiento, períodos de carga y descarga, vida útil y número de ciclos, pérdidas energéticas, derrateo de potencia, modos de funcionamiento, tiempos de instalación, requerimiento de espacio y zonificación, costos de instalación y de operación representativos, entre otros; y
6. Propuesta de proyectos concretos en la red eléctrica (Transporte y/o Distribución): incluyendo su aporte a la confiabilidad y economía del MEM y del MEMSTDF. Se deberán acompañar estudios eléctricos base que permitan evaluar la factibilidad de la incorporación de almacenamiento propuesta.

4. Procedimiento de recepción y evaluación de las AlmaMDI

CAMMESA informará, dentro de los veinte (20) días corridos de publicada la presente resolución, un procedimiento de recepción y evaluación de las manifestaciones de interés recibidas, a recabar e incorporar la información técnica relevante y a elevar un informe con los resultados de su análisis hasta sesenta (60) días corridos desde el cierre de la recepción de las manifestaciones de interés.

5. Plazo para la presentación

Las AlmaMDI deberán presentarse durante un plazo máximo de ciento veinte (120) días corridos desde la fecha, plazo que, de no mediar prorrogas, opera el 7 de marzo de 2024.

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

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Posibilidad de compensar penalidades impuestas por CAMMESA con inversiones en nuevos proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables

El 1 de noviembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 883/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 883”), que establece la posibilidad de compensar las penalidades impuestas o a ser impuestas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (“CAMMESA") mediante inversiones destinadas a la efectiva incorporación de nueva potencia de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

La medida está destinada a proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable que celebraron Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAMMESA, incluyendo aquellos celebrados en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería, y la Resolución 36/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación que instrumentó la Convocatoria “RenMDI” (los “Proyectos”).

Los Proyectos que ya hayan sido notificados de penalidades tendrán tiempo hasta el 30 de noviembre para adherir al presente régimen.

A continuación se detallan los aspectos más relevantes.

I. Incumplimientos comprendidos

La Resolución 883 prevé la posibilidad de compensar las penalidades impuestas por CAMMESA a aquellos Proyectos que registraren: (i) incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial; (ii) Deficiencia de Abastecimiento de Energía Comprometida; y/o (iii) deficiencia en el cumplimiento del Componente Nacional Declarado (CND), así como otras penalidades que pudieran ser informadas por CAMMESA a la Secretaría de Energía y ser contempladas en el esquema de compensación definido en la norma.

II. Plazo para habilitar nueva potencia

Los titulares de los Proyectos que soliciten la compensación de las multas tendrán un plazo de treinta y seis (36) meses para la instalación de una nueva potencia renovable, a partir de la suscripción del instrumento que formalice el acuerdo con CAMMESA, que deberá suspender el cobro de las penalidades durante este tiempo.

Además, se podrán realizar habilitaciones comerciales parciales de al menos sesenta por ciento (60%) respecto del total de la potencia a instalar, conforme la inversión propuesta.

Los titulares de los Proyectos establecerán el porcentaje de la penalidad a compensar mediante la inversión en la instalación de nueva potencia renovable, cuya ubicación geográfica podrá no coincidir con la del parque generador que registre la penalidad.

III. Valores de Referencia para Inversiones

La Resolución 883 establece como referencia para las inversiones a realizar los valores definidos en el marco de la Ronda 3 del Programa RenovAr, que se muestran en la siguiente tabla:

IV. Alternativas de remuneración

La Resolución 883 establece que CAMMESA remunerará la energía abastecida con la nueva potencia instalada de acuerdo al régimen elegido por los titulares de los Proyectos, que puede consistir en:

1. Una remuneración por el periodo de sesenta (60) meses del cien por ciento (100%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh);
2. Una remuneración por el periodo de ciento veinte (120) meses del veinte por ciento (20%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh); o
3. Una remuneración por el periodo de ciento ochenta (180) meses del veinte por ciento (20%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh).

En los casos 2 y 3 el ochenta por ciento (80%) restante podrá ser:

1. Comercializado en el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER) de la Resolución ex Ministerio de Energía y Minería 281/2017;
2. Destinado a autoconsumo;
3. Utilizado para compensar futuras penalidades; o
4. Comercializado en el mercado SPOT, durante el plazo de ciento veinte (120) o ciento ochenta (180) meses contados a partir de su habilitación comercial total.

En el caso de efectuarse una habilitación parcial, el titular del Proyecto podrá optar por otro mecanismo de comercialización de energía eléctrica de fuente renovable en el Mercado Eléctrico Mayorista o bien, podrá comercializar la energía eléctrica al precio SPOT.

V. Factores de carga

Los Proyectos deberán acreditar factores de carga con probabilidad de excedencia no menor al noventa y nueva por ciento (99%) (P99). En caso de no acreditar el factor de carga, CAMMESA podrá reajustar, en forma proporcional, el remanente de compensación de la penalidad sujeta al desarrollo de nueva potencia de generación renovable.

VI. Procedimiento y requisitos

Los Proyectos que hayan sido notificados de penalidades, tendrán un plazo de veinte (20) días hábiles, a partir de la publicación de la presente medida, es decir, hasta el 30 de noviembre para adherir al presente régimen. Asimismo, aquellos proyectos que sean notificados de nuevas penalidades por parte CAMMESA, dispondrán de veinte (20) días hábiles, posterior a tal notificación, para adherir al presente régimen.

La solicitud deberá estar acompañada de:

1. Una renuncia y/o desistimiento, según corresponda, del titular del Proyecto a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional, contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; y
2. Una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado Nacional por cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, contraladas o vinculadas.

Asimismo, se establece que los Proyectos deberán estar inscriptos en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER) y mantener su información actualizada.

VII. Incumplimientos

En caso de que el Proyecto no cumpla con la inversión propuesta, una vez transcurrido el plazo previsto, se aplicará un interés adicional del diez por ciento (10%) sobre el monto remanente de la penalidad que el Proyecto registre al realizar la solicitud.

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

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Apuntes sobre la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno

El pasado 12 de septiembre de 2023 se dio a conocer la “Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno” (la “ENH” o la “Estrategia”), publicada  por la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación.

La Estrategia se enmarca en los Planes de Transición Energética al 2030 y 2050 (para información adicional sobre estos planes, acceder aquí), y los proyectos de ley en trámite ante el Congreso de la Nación para la regulación y promoción del Hidrógeno en sus distintas variantes (para comentarios sobre los proyectos de ley, acceder aquí).

En este documento se intentan resumir los puntos salientes de la Estrategia, así como los objetivos trazados en términos de inversión, metas cualitativas y cuantitativas, y otra información relevante.

1. Principales proyecciones al 2050

Las proyecciones salientes para el 2050 son:

• US$ 90.000 millones en inversión en el sector.
• Instalación de al menos 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable (la capacidad instalada total de energía renovable hoy equivale a 5562 MW).
• Producción total de hidrógeno de al menos 5 MT anuales, de los cuales alrededor del 20% (≈1MT) será destinado al mercado local y el restante 80% (≈4MT) para exportación.
• 5 nuevos polos productivos y entre 2 y 5 puertos para exportación de hidrógeno.
• Costos de producción de H2 verde de ≈1,4 USD/kg.

2. Posicionamiento como país exportador de H2

Tal como se indica en la Estrategia, Argentina se encuentra en condiciones de convertirse en un exportador potencial de este recurso valioso. En este sentido, países como Japón y Alemania, entre otros, se convierten en mercados principales para la comercialización del hidrógeno.

Para tales objetivos, se plantean las siguientes acciones:

• Realizar cálculos de costos reales de producción de hidrógeno con diferentes tecnologías y en diferentes localizaciones, buscando alcanzar costos competitivos.
• Posicionar a la Argentina como proveedor confiable.
• Implementar acciones comerciales para alcanzar mercados de exportación.
• Desarrollar la certificación de hidrógeno que alcance aceptación internacional.
• Capacitar al cuerpo diplomático argentino con información para la difusión internacional de los proyectos carbono neutrales.
• Identificar necesidades y requerimientos tecnológicos e industriales
• Identificar mercados emisores de Inversión Extranjera Directa (IED) destinada a proyectos carbono neutrales.
• Promover transferencia de tecnología, como también infraestructura.

3. Mercado interno

Se proyecta que la demanda interna de hidrógeno crecerá sostenidamente a partir de 2030, alcanzando 100 mil toneladas anuales a 2035, 500 mil toneladas anuales a 2045 y 1 MT a 2050. La introducción del hidrógeno azul permitirá mejorar las condiciones y desarrollar a mayor escala en el mercado de exportación.

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

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

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

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

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

1. Puntos relevantes de la Convocatoria TerCONF

1.1. Tipos de proyectos abarcados y renglones

A. Proyectos incluidos

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

B. Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF

La Convocatoria TerCONF incluye dos renglones:

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

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

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

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

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

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

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

C. Potencia máxima y mínima:

La potencia ofertada máxima y mínima es la siguiente:

D. Provisión de Combustible

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

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

E. Pago de disponibilidad 

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

F. Prioridad de pago de los PPA

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

1.2. Criterios de Admisibilidad

A. Personas jurídicas capacitadas para ser oferentes

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

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

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

B. Garantía de Mantenimiento de Oferta

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

C. Punto de Entrega

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

D. Documentación a presentar en la oferta

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

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

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

1.3. Aspectos principales del PPA

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

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

1.4. Otros aspectos

A. Esquema de pagos hasta la habilitación comercial

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

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

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

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

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

B. Cronograma

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

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

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

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

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

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

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

I. Incorporación de nuevas categorías de Usuario-Generador

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. PTE 2030

1.1. Escenario y variables consideradas

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

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

1.2. Metas cuantitativas

El PTE 2030 propone las siguientes metas cuantitativas:

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

1.3. Metas cualitativas

Asimismo, el PTE 2030 propone las siguientes metas cualitativas:

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

1.4. Inversiones requeridas

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

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

1.5. Acciones para cumplir con los objetivos del PTE 2030

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

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

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

2. LT 2050 – escenarios y principales cifras

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

2.1. Nueva potencia instalada

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

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

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

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

2.2. Ampliaciones de la red de transmisión

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

2.3. GNL

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

2.4. H2

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

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

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Convocatoria para realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión

El 6 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 562/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 562”), que convocó a interesados a realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar o cofinanciar con otros interesados o con el Estado Nacional ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (“MDIT”).

Esta convocatoria propicia mecanismos para articular las inversiones en generación y en el transporte de energía eléctrica, y para vincular la prioridad de uso de los tramos de transporte eléctrico a construir con las obligaciones de inversión en transporte asumidas por las empresas mineras, o de otro tipo de industria asociada, que estén interesadas en instalar nueva demanda.

En particular, en los considerandos de la Resolución 562 se reconoce que el aumento de la potencia instalada no ha sido acompañado por obras de magnitud con relación a la infraestructura de transporte de energía eléctrica, y reconoce la necesidad de adoptar medidas que faciliten la ampliación de la capacidad existente.

Se alude, además, a los proyectos de inversión minera centrados en el norte de la Provincia de San Juan y las provincias del NOA –muchos de ellos, en áreas no interconectadas, a la fecha, con el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”). Tales proyectos podrían mejorar su factibilidad en caso de contar con el abastecimiento a través de la red interconectada, en condiciones más eficientes en términos de costos y de confiabilidad del suministro.

De tal modo, la Resolución 562, si bien de carácter general para el sector, reconoce la necesidad de que, con relación a los proyectos mencionados en el párrafo anterior, se establezcan mecanismos para ampliar la red de transporte actualmente existente.

1. Aspectos relevantes de la MDIT

Bajo la MDIT, se convoca a interesados a efectuar MDIT relacionadas con:

1. el incremento de la capacidad de transporte que permita el ingreso de nueva oferta de generación y el transporte de la energía eléctrica generada hasta los centros de consumo del SADI. Asimismo, los interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar las MDIT propuestas; o
2. promover el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en áreas aisladas, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el SADI.

2. Listado de Obras de Infraestructura

En el Anexo I de la Resolución 562 se pone disposición el listado de obras de infraestructura base.

3. Requisitos de las MDIT

Las MDIT deberán seguir los requisitos establecidos en el Anexo II de la Resolución 562 que, en síntesis, establece lo siguiente:

(a) Destinatarios:

1. Ampliaciones de Transporte para Incorporar Generación: los Agentes Generadores del MEM o los interesados en convertirse en Agentes Generadores del MEM.
2. Ampliaciones de Transporte para Incorporar Demanda Minera: Los Grandes Usuarios del MEM, actuales o futuros, o aquellas demandas interesadas en obtener el suministro de energía eléctrica desde el MEM.

En caso de tener interés en más de una de las ampliaciones referidas en el Anexo I o que en la presentación de propuestas adicionales a las contenidas en la convocatoria, se deberán efectuar MDIT independientes por cada una.

(b) Contenido de la MDIT: las MDIT deben presentarse en formato digital, según el procedimiento a establecer por CAMMESA. Las presentaciones deberán contar con:

1. Carta de interés en participar en la convocatoria, dirigida a CAMMESA, con copia a la Secretaría de Energía y a la Subsecretaría de Energía Eléctrica;
2. Información de la empresa o grupo de empresas;
3. Memoria descriptiva de la ampliación seleccionada;
4. Los interesados deberán tener presente que la regulación a elaborar por la Secretaría de Energía para la cofinanciación de las instalaciones a construir establecerá:
   1. Para las ampliaciones de transporte destinadas a vincular nueva oferta con los grandes centros de demanda, el porcentaje máximo de participación del Estado Nacional que en principio se prevé será del 50% para el cofinanciamiento;
   2. Con relación a las ampliaciones de transporte destinadas al abastecimiento de demandas mineras, los aportes económicos a efectuar para la construcción de instalaciones de abastecimiento a las explotaciones mineras no prevén la participación de aportes del Estado Nacional; y
   3. Se prevé otorgar y mantener la vigencia de prioridad de despacho o prioridad de uso según corresponda durante un período determinado, de acuerdo con la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía (para información adicional respecto a esta norma, acceder aquí. Durante ese lapso, se permitirá la libre comercialización de la prioridad de despacho o la prioridad de uso con otros agentes del MEM mientras esto resulte técnicamente factible.
5. Para el caso de la construcción de instalaciones de transporte destinadas a vincular áreas de generación con los grandes centros de demanda, los interesados deberán expresar los criterios que consideren válidos para el recupero del financiamiento por ellos aportado. Asimismo, podrán presentar propuestas de mecanismos de comercialización de energía;
6. Informar la capacidad instalada de generación del proponente y el programa de crecimiento de esa capacidad instalada; y
7. El plazo correspondiente a Fecha de Habilitación Comercial (FHC) y estudios eléctricos base que permitan evaluar la capacidad de transporte incremental de la ampliación propuesta.

(c) Plazo para la presentación de las MDIT

Las MDIT podrán realizarse desde la publicación de la Resolución 562 y por un plazo máximo de noventa (90) días corridos que, salvo prórroga, opera el 4 de octubre de 2023.

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

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