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:

  1. Declaración como interés nacional de las grandes inversiones.
  2. Régimen de estabilidad normativa, tributaria, aduanera y cambiaria, con compromisos del Estado Nacional en tal sentido.
  3. Requisitos para la inclusión en el RIGI y características del plan de inversión.
  4. 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.
  5. 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.
  6. 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:

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. Iniciativa Privada: El Proyecto de Ley prevé la complementariedad de la concesión de obra pública y la iniciativa privada.
  5. 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:

  1. El libre comercio internacional de energía eléctrica.
  2. La libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica.
  3. 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.
  4. 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.
  5. El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.
  6. 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:

  1. 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.
  2. Monitorear el avance en el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI y, en caso de incumplimiento, penalizarlo.
  3. 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.

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Implicancias del DNU 70/2023 para el sector energético

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

I. Hidrocarburos

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

II. Energía Eléctrica

a. Contratos de exportación

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

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

b. Ampliaciones de Transporte

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

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

c. Préstamos reintegrables

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

d. Energías Renovables

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

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

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

III. Facultades otorgadas a la Secretaría de Energía

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

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

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

 

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

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Declaración de Emergencia del Sector Energético Nacional: RTI e Intervención de los Entes Reguladores

El día 18 de diciembre de 2023 se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nº 55/2023 (el “DNU 55”), en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024.

Asimismo, mediante el DNU 55 se instruye a la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o la “SE”) a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a tales sectores con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

En tal marco, el DNU 55 dispone el inicio de un proceso de revisión tarifaria integral (“RTI”), con relación a los segmentos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, y habilita adecuaciones tarifarias transitorias.

Adicionalmente, el DNU 55 ordena la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), hasta la designación de los vocales titulares mediante el concurso público actualmente en curso.

Debajo se detallan los aspectos clave del DNU 55 y las consideraciones tenidas en cuenta para su dictado.

I. Consideraciones relevantes del DNU 55

El DNU 55 busca adoptar medidas urgentes ante las condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a usuarios de varios sectores del país y con el fin de evitar el deterioro de la calidad de la prestación de tales servicios públicos.

Asimismo, en forma general, el DNU 55 reconoce que la prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de gas y energía eléctrica bajo jurisdicción federal exhibe una situación caracterizada por la creciente obsolescencia de los activos, la insuficiente adecuación a las necesidades de la demanda actual y futura y la falta de renovación de las redes y su ampliación.

En particular, respecto del sector eléctrico, el DNU 55 reconoce que:

  1. No se han efectuado inversiones de magnitud en el sistema de transporte eléctrico, lo que ha derivado en la operación del sistema a plena capacidad, con congestiones en la Red de Alta Tensión. Es decir, el DNU 55 especifica que se presentan deficiencias estructurales en las redes de alta y media tensión que no han evolucionado al ritmo del crecimiento de las demandas máximas del servicio y de la instalación de la potencia de generación en sectores alejados de los puntos de consumo.
  1. 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).
  1. 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
  1. Que bajo los esquemas de remuneración vigentes (Resolución SE 869/2023 y sus antecedentes) no se ha promovido la competitividad de los mercados de producción ni se ha incentivado un mercado a término conforme los principios de la Ley N° 24.065.

Por otro lado, en cuanto a la infraestructura de transporte de gas natural se indica que, la producción local en el norte argentino de gas natural y la disponibilidad del recurso importado desde Bolivia han disminuido, aumentando los riesgos de desabastecimiento tanto de gas como energía eléctrica, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctricas e industrias radicadas en el centro y norte del país dependen del gas importado y no tienen como alternativa la posibilidad de utilizar combustibles líquidos.  Por ello, se resalta la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte, para poder abastecer el NOA con flujo de gas inverso al de diseño.

Debido a ello, el DNU 55 considera importante adoptar medidas de corto, mediano y largo plazo, y encauzar la prestación de las actividades de generación de energía eléctrica y producción de gas natural, y de los servicios públicos de transporte y distribución, bajo la plena vigencia de sus marcos regulatorios y de los contratos suscriptos por el Estado Nacional y las empresas prestadoras, con las adecuaciones y revisiones correspondientes.

II. Disposiciones relevantes del DNU 55

a) Instrucción a la Secretaría de Energía

El DNU 55 instruye a la Secretaría de Energía a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a los segmentos comprendidos en la emergencia, con el fin de:

  1. Establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso; y
  1. Mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

b) Revisión tarifaria integral (RTI) y ajustes transitorios

El DNU 55 inicia la revisión tarifaria integral (RTI) con relación a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural bajo la misma jurisdicción, estableciendo que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder del 31 de diciembre de 2024.

Hasta tanto culmine la RTI, los interventores del ENRE y el ENARGAS podrán aprobar adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resulte de la RTI.

c) Intervención del ENRE y del ENARGAS

Se intervienen el ENRE y del ENARGAS a partir del 1 de enero de 2024 (en rigor, éstos ya están intervenidos) y se faculta a la Secretaría de Energía a designar a sus interventores, que tendrán las facultades de gobierno y administración de los respectivos entes.

Además de la facultad de disponer adecuaciones tarifarias transitorias según lo indicado precedentemente, los interventores tienen facultades regulatorias y fiscalizadoras amplias.

Por último, el DNU 55 otorga a la SE un plazo de ciento ochenta (180) días para iniciar el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENARGAS, y para revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular, según corresponda, el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE, que se encuentra actualmente en trámite.

d) Participación ciudadana

El DNU 55 también dispone la aplicación de mecanismos que posibiliten la participación ciudadana en el proceso de adecuación tarifaria transitoria, conforme las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional”, o bien de acuerdo con el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga.

e) Coordinación federal

Toda vez que el DNU 55 es sobre las actividades mencionadas sujetas a jurisdicción federal, se invita a las provincias a coordinar con la Secretaría de Energía las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción.

 

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

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"Electricidad, litio e hidrógeno: desafíos y propuestas para una nueva era", por Nicolás Eliaschev y Javier Constanzó

La asunción del Presidente Milei nos da la oportunidad de reexaminar los desafíos que el país tiene en distintas materias. En este artículo ponemos el foco en electricidad, litio e hidrógeno, con una descripción básica de la coyuntura y con algunas propuestas iniciales, desde el punto de vista legal y regulatorio, que aportamos para que sean consideradas en adelante.

Electricidad

Transmisión

La situación de la red de transmisión en extra alta tensión y de distribución troncal es crítica. La capacidad para conectar nueva generación es reducida y prácticamente nula en ciertos nodos y corredores con abundancia de recursos renovables.

En tal contexto, la expansión de la infraestructura es clave para, entre otras cuestiones: (i) garantizar la seguridad del suministro eléctrico, (ii) desarrollar la actividad industrial (incluyendo, pero no limitado a, la minería en el NOA y en Cuyo), y (iii) viabilizar nueva potencia instalada, térmica o renovable.

Según cifras de la Secretaría de Energía, se requieren inversiones en el sector por aproximadamente ~US$ 9.900 millones, en un plan de incrementar la red de transmisión en un 36% de la capacidad de transporte y en un 42% de la capacidad de transformación.

Cuáles son los desafíos que surgen ante tal escenario

En primer lugar, los desafíos macroeconómicos, financieros y fiscales. En la elección de la alternativa para construir y financiar las obras estarán en juego las condiciones macroeconómicas y financieras -que incidirán entre otras cuestiones, en el costo del capital y viabilidad de que una porción sea financiada- y las fiscales -el déficit fiscal, indisponibilidad de recursos del tesoro, y recortes al gasto público proyectados-.

En estas condiciones, debe analizarse cuál será el mecanismo regulatorio que se adecúe mejor al contexto imperante y al tipo de obra. No es lo mismo hablar de obras neurálgicas o troncales para el sistema, que referirse a ciertas obras necesarias para viabilizar nueva generación o demanda de consumo por parte de ciertos usuarios-intensivos finales.

Bajo la regulación vigente, como regla general, las obras de ampliación de transmisión son por cuenta y orden del interesado, y pagadas por éste. De tal modo, no se prevé, en principio, el traslado a los usuarios finales, mediante tarifa, del monto de las inversiones asociadas a tales obras.

Desde otra perspectiva, los mecanismos PPP de la Ley 27.328 pueden dar más flexibilidad en ciertos aspectos. Quizás deba evaluarse si dicho esquema o alguna variación de éste deba ser utilizado, en esta nueva oportunidad, con una aproximación segmentada y modular, que permita tickets más pequeños y una multiplicidad de financistas por medio de una acumulación de financiamientos bilaterales, modelo que tuvo mucho éxito con el Programa RenovAr.

En este sentido, resultó interesante lo afirmado por TRANSENER en el último Energy Day organizado por este medio respecto a “etapabilizar” el plan de obras de transmisión en módulos que puedan ser acometidos en distintas etapas o con distintos proveedores o financistas.

Por otra parte, la Resolución SE 360/2023 aporta mecanismos interesantes para que la generación o ésta juntamente con la demanda, costeen obras de transmisión y reciban a cambio de ello una prioridad sobre el despacho asociado a tal infraestructura. Debe evaluarse la forma de robustecer este mecanismo dando la seguridad y garantías adicionales que puedan evaluarse como necesarias para potenciar esta modalidad.

Ninguno de los mecanismos descriptos genéricamente más arriba será suficiente por separado para atender a todas las necesidades de ampliación. Por ello será necesario diseñar (y combinar) las mecánicas legales y regulatorias de acuerdo con la obra que se trate, el interés que pueda haber del sector privado, y las condiciones de borde impuestas por la macroeconomía.

Para las obras neurálgicas o troncales el apoyo del sector público en las primeras etapas no debe descartarse, en especial bajo la forma de los instrumentos regulatorios y de garantía que éste puede aportar con el fin de movilizar capital privado y dar la seguridad necesaria.

En tal sentido, cuando hablamos de apoyo público, no nos referimos, ciertamente, a erogaciones que vayan directamente a solventar las obras. Nos referimos, antes bien, a instrumentos como garantías o avales soberanos, acuerdos de indemnidad, garantías o contragarantías de terceros (provistas por agencias multilaterales, de crédito a la exportación o de desarrollo, put options, derechos contractuales para acreedores, entre otros, cuyo objeto sea dar confort al sector privado y financiero, para deriskear la inversión desde el punto de vista soberano y obtener un credit enhancement particularmente útil cuando el crédito soberano no es lo suficientemente robusto para otorgar el nivel de seguridad requerido por inversores y financieros.

El despliegue de las obras troncales y el apoyo necesario a tal fin puede combinarse con las expansiones que, por sus características, puedan ser gestionadas por los generadores y grandes usuarios.

Generación Térmica

La generación térmica ha tenido un dinamismo interesante en los pasados años. Como resultado de las licitaciones convocadas por la Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017, se incorporaron más de 5 GW de ciclos simples y combinados, tecnologías eficientes, de rápida respuesta, y fundamentales como reserva de potencia del sistema.

Recientemente, en la licitación TerConf, se han adjudicado alrededor de 3340 MW, que permitirán adicionar nueva potencia y dar mayor confiabilidad al sistema en el corto y mediano plazo.

Respecto de la generación térmica no contractualizada, se abren ciertos interrogantes en cuanto a los siguientes aspectos:

  • Régimen remuneratorio: A la fecha, los generadores legacyson remunerados bajo los términos de la Resolución SE 869/2023. Esta resolución es una continuadora de la Resolución SE 95/2013. Este esquema no es eficiente ni da las señales correctas para la remuneración del capital y de la operación y mantenimiento, por lo que deberá evaluarse su cambio, ya sea considerando opciones que impliquen la contractualización de esta generación u otras.
  • Suministro de combustible: Desde el año 2013, a partir de la Resolución SE 95/2013, los generadores no pueden adquirir por sus propios medios el combustible -gas o líquido- necesario para operar sus activos, salvo por un interín breve, luego del dictado de la Resolución 70/18 y casi inmediatamente derogada. Las circunstancias fácticas bajo las cuales se impidió la gestión de combustible han variado sustancialmente, y no hay razones operativas o de disponibilidad del suministro que no permitan ir hacia un esquema bajo el cual los generadores puedan adquirir su propio combustible.
  • Mercado a Término: Bajo los términos de la Ley 24.065, los generadores pueden contractualizar potencia o energía bajo un mercado a término, con condiciones a ser determinadas y negociadas entre las partes. Sin embargo, con la Resolución SE 95/2013, este mercado ha quedado suspendido indefinidamente y los generadores convencionales se ven impedidos de actuar bajo este ámbito. Así como se ha permitido a los generadores renovables contractualizar energía bajo el MATER, y se ha dado un enorme dinamismo a la actividad, no se advierten razones de índole operativa o sistémicas que impidan reanudar este mercado, derogando la Resolución SE 95/2013. La reanudación de este mercado puede dinamizar al sector térmico, al mismo tiempo descentralizando el offtaker de los PPA y dar un incentivo interesante para la construcción de nueva generación.

Renovables

Las energías renovables han tenido un desarrollo sumamente relevante en estos últimos años, bajo el marco de las Leyes 26.190 y 27.191 (votadas por casi la unanimidad del arco político), y a través de los sucesivos programas de RenovAr, sus reversiones a baja escala (RenMDI y MiniRen), y por el mercado a término a partir de fuentes renovables (MATER). Se trata de un mercado robusto, dinámico, y que ha sido fuente de inversiones locales y cross-border.

En un contexto de descarbonización global, con regulaciones de origen en términos de cumplimiento de generación a partir de fuentes renovables en la cadena de valor de productos exportables, una matriz más verde y alineada con tales estándares internacionales adquiere mayor relevancia aún.

Este sector posee un enorme potencial de desarrollo aún, y ha adquirido una dinámica propia potenciada a través del MATER, que vemos con mucho potencial para seguir desarrollándose en una era en la que se prioricen los acuerdos entre privados.

El mandato legal de consumo de energía a partir de fuentes renovables del 20% al 2025 aún está en vías de cumplimiento: este número ronda aproximadamente el 13% lo que importa un 7% adicional a construir para finales del 2025. Asimismo, bajo los planes de transición energética al 2030 y 2050, se plantea un objetivo a largo plazo de continuar incorporando renovables en +7,5GW para 2030 y entre +30 y +45 GW para 2050.

A tal fin, es conveniente que, con la antelación suficiente en aras de una mayor previsibilidad y seguridad jurídica, se debata en el Congreso la extensión del plazo de las Leyes 26.190 y 27.191, que han sido catalizadoras para el desarrollo del sector. Debe destacarse que, en las condiciones actuales, las renovables son competitivas por si solas sin necesidad de ningún subsidio o incentivo estatal y el principal desafío del sector es la expansión de la transmisión, según se ha indicado más arriba.

Desde otra perspectiva, la indisponibilidad de la red puede ser un potenciador de otros segmentos como la autogeneración distribuida o la construcción de instalaciones de baterías (BESS) en sectores nodales de la red de extra y media tensión.

Tampoco puede descartarse el rol del Estado en dar las señales correctas a la demanda, y la normalización de los precios relativos, que puedan orientar a los clientes a sumarse al MATER y salir del esquema de compras conjuntas de CAMMESA, más aún, si como se habilita la contractualización de toda la generación, tal como se ha sugerido más arriba.

Hidroeléctricas

Durante el semestre en curso, han comenzado a vencer los contratos de concesión para la explotación de centrales hidroeléctricas firmados a partir del año 1993 por el Estado Nacional en carácter de concedente con las respectivas empresas concesionarias.

Ante la incertidumbre del vencimiento del plazo original de la concesión, la voluntad inicial del Estado Nacional de traspasar dichos activos a ENARSA, luego matizada después de distintas prórrogas, junto con una nueva administración que abiertamente ha declarado estar en favor de una participación privada mayoritaria, el nuevo gobierno deberá definir de qué modo se seguirá con estas concesiones.

En tal sentido, el régimen remuneratorio actual más la imposibilidad de vender energía en el contrato a término, atentan contra potenciales mejoras y/o expansiones de la infraestructura existente. Deberá tomarse en consideración este aspecto en la definición general acerca del modelo que seguirá esta actividad.

Distribución

La normalización de los precios y las tarifas de energía eléctrica a efectos de recomponer el valor agregado de distribución de las concesionarias del servicio público de distribución es un desafío, considerando el estado actual de las redes y la calidad del servicio, pero en un contexto social sumamente delicado.

El atraso tarifario sumado al contexto inflacionario y de depreciación del peso, ha llevado a que los usuarios finales paguen una tarifa que no es representativa del costo real de la electricidad y atenta contra un servicio de calidad, seguro, eficiente, e impide la ampliación de la red existente.

Resulta necesario concretar la revisión tarifaria integral (RTI), de acuerdo con los lineamientos de la Ley 24.065 y las reglas de cada contrato de concesión, segmentando usuarios y protegiendo a los sectores sociales más vulnerables. En el ínterin, eventuales ajustes transitorios a cuenta de la RTI que eventualmente se implemente, pueden recomponer temporalmente la situación crítica tarifaria del sector, dando mayores herramientas para un suministro en condiciones seguras. Mismo criterio aplica para las RTI que puedan disponerse con respecto al segmento de transmisión.

Para una normalización de la cuestión tarifaria, entre otros aspectos, resulta sumamente relevante que cese la intervención del ENRE, y se nombre a los miembros de su directorio mediante concurso público y abierto de antecedentes.

Litio

A pesar de los desafíos macroeconómicos, el sector ha tenido un desarrollo relevante y muestra signos saludables de cara a un crecimiento sostenido. La inversión ha sido canalizada principalmente mediante financiaciones offshore a las controlantes de los proyectos o mediante financiaciones de tipo híbrida contra recurso del sponsor y garantías soberanas en algún que otro caso.

Argentina se ha posicionado como el cuarto productor a nivel mundial y posee recursos de clase mundial. El litio constituye un recurso vital para la transición energética, y geopolíticamente sumamente importante.

Para continuar desarrollándose, es clave la cooperación público-privada mediante regulaciones sectoriales con garantías adecuadas para los desarrolladores, explotadores, y financistas, regímenes de incentivos a la producción y exportación, y el desarrollo de la infraestructura asociada (puertos, carreteras, redes de transmisión).

Asimismo, es fundamental asegurar el libre acceso al mercado de cambios, así como la posibilidad de conservar divisas generadas por la exportación sin necesidad de liquidarlas en el mercado local, además de asegurar estabilidad fiscal de manera clara y comprensiva de tributos nacionales y provinciales.

Asimismo, tratados internacionales de integración y libre comercio son fundamentales para dar mayor dinamismo al sector, así como la posibilidad de contratos de inversión específicos por proyecto. En un contexto de integración global, la necesidad de que la Argentina se integre a los mecanismos de la IRA (Inflaction Reduction Act), de modo de que Estados Unidos sea un destino de exportación de minerales, particularmente litio, resulta prioritaria y hasta urgente.

Hidrógeno

El desarrollo del hidrógeno en sus distintas variantes, y el hidrógeno verde concretamente, son un foco de interés y visto como un vector de la transición energética.

Al respecto, existen diversos proyectos de ley ingresados al Congreso de la Nación, que han quedado sin tratamiento, pese a los fructíferos debates intersectoriales que vienen dándose en paralelo al seno parlamentario.

Para facilitar el desarrollo del hidrógeno, como hemos dicho en oportunidades anteriores, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad.

Para ello, el marco regulatorio debe prever: (a) un régimen de estabilidad extendido, acorde a los plazos de investigación y desarrollo, y repago del capital y amortización, (b) libres barreras de exportación/importación, (c) acceso irrestricto al mercado único libre de cambios (MULC), con la posibilidad de repatriar dividendos, (d) un balance entre la obligatoriedad del componente nacional y la disponibilidad de éste localmente, y que dicho requerimiento sea de tipo promocional más que compulsivo y penalizable, y (e) una cooperación integral, federal, e intersectorial entre los Estados Nacionales, provinciales, municipales, el sector privado local, y el sector privado y gubernamental internacional.

Notas finales

En estas líneas, hemos resumido algunos de los desafíos más relevantes en materia de electricidad, litio e hidrógeno, aportando algunas ideas de lo legal y regulatorio para colaborar con su desarrollo

Esperamos que el nuevo gobierno pueda dar señales adecuadas para la promoción de estas industrias.

Entendemos que todo ello redundará en beneficios para nuestro país.

 

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Este artículo, escrito por nuestro socio Nicolás Eliaschev y nuestro asociado senior Javier Constanzó, fue publicado hoy en EconoJournal.

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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.

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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:

TECNOLOGÍA VALOR DE REFERENCIA PARA INVERSIONES (EN USD/MW)
Eólica 1.400.000
Solar Fotovoltaica 850.000
Biomasa 2.500.000
Biogás 4.500.000
Biogás Relleno Sanitario 1.300.000
Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH) 2.800.000

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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