Energía

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.

by trsym

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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Aprobación del texto definitivo del Contrato para el Transporte de Gas Natural - Gasoducto Presidente Néstor Kirchner

El 26 de junio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 532/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 532”), que aprobó el texto definitivo del Contrato para el Transporte de Gas Natural por el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (el “Contrato” y “GPNK”, respectivamente) entre Energía Argentina S.A. (“ENARSA” o la “Transportista”) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA” o el “Cargador”).

Cabe mencionar como antecedentes, por un lado, el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 76/2022, que facultó a ENARSA (con la aprobación del Ministerio de Economía) a celebrar contratos libremente negociados relativos a la capacidad de transporte con productores y/o cargadores para la construcción o ampliación, en todo o en parte, del GPNK. Al respecto, cabe destacar que la capacidad de transporte contratada no estará alcanzada por las tarifas de transporte que aprueba el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), las cuales se aplicarán a la capacidad de transporte no comprometida en tales contratos.

Por otro lado, como antecedente del Contrato, la Resolución Nº 828/2023 del Ministerio de Economía había aprobado su celebración, con el objetivo final de poder reemplazar combustibles líquidos utilizados en la generación de energía eléctrica y otras industrias, así como viabilizar la eventual exportación de gas natural.

Principales disposiciones del Contrato

1. Objeto: el Cargador acuerda entregar o hacer entregar al Transportista gas natural para su transporte y el Transportista acuerda recibir, transportar y restituir gas natural al Cargador, o por cuenta del Cargador a quien éste designe, cantidades de metros cúbicos equivalentes de 9.300 kcal/m³ entre el/los punto/s de recepción de la cabecera de ingreso al GPNK en las proximidades de Tratayén, Provincia de Neuquén, y el/los punto/s de entrega que viabilizarán el ingreso del gas natural al gasoducto denominado “NEUBA II” en el sistema de TGS, en la localidad de Salliqueló, Provincia de Buenos Aires, en una primera etapa, y hasta la localidad de San Jerónimo, Provincia de Santa Fe, posteriormente.
2. Carácter del Suministro: El servicio de transporte no será sujeto de reducciones y es en carácter firme no interrumpible. Sólo podrá ser reducido y/o interrumpido ante situaciones excepciones, de emergencia operativa y/o de abastecimiento de gas natural.
3. Plazo: el Contrato entrará en vigencia el 20 de junio del 2023, y permanecerá en vigor y efecto hasta el 20 de junio del año 2058. El Contrato será renovado por períodos sucesivos de 1 año hasta que el Transportista o el Cargador manifestaran su intención de rescindirlo.
4. Cantidad Diaria Contratada (CDC): será de hasta 25.000.000 m³/día, distribuidas según lo dispuesto en el artículo 6 del Contrato.
5. Derecho de prioridad: CAMMESA tendrá derecho de prioridad para la contratación con ENARSA de toda nueva capacidad apta para funcionar por cantidades parciales y hasta la totalidad de las capacidades adicionales que aportará el Proyecto GPNK (según lo define el Contrato) en la cual ENARSA obtenga derechos de transporte de gas natural.
6. Precio: (i) durante los primeros 15 años, igual a 1,023 U$S/m³ por mes de capacidad diaria, y (ii) a partir del año 16, igual a 0,023 U$S/m³.
7. Cesión: el Cargador, previa autorización de la Transportista y de la Autoridad de Aplicación, podrá ceder total y/o parcialmente los derechos emergentes del presente que considere al/a los Agente/s Generador/es del MEM que considere.
8. Jurisdicción: la interpretación y ejecución del Contrato se efectuará de acuerdo con las leyes de la República Argentina. Las controversias podrán ser remitidas a la Secretaría de Energía, en instancia administrativa, y judicialmente se prevé la competencia del Fuero Civil y Comercial Federal de la República Argentina con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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

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Transporte de Energía Eléctrica: Ampliación de la capacidad existente; nuevas obras de red e infraestructura asociada

El 12 de junio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 507/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 507”). Mediante la Resolución 507 se aprobaron los siguientes planes: (i) el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión (500 kV); (ii) el Plan de Readecuación de Estaciones Existentes del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (500 Kv); (iii) el Plan de Readecuación de Estaciones Transformadoras Existentes de media tensión (132 kV); y (iv) el Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal.

Estos planes tienen la finalidad de atender la saturación (curtailment) de algunos corredores del sistema de transporte y sus respectivas estaciones transformadoras, sin posibilidad de vincular las zonas con potencial renovable con los grandes nodos de demanda.

Mediante la Resolución 507, además, se requiere al Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), al Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF), a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE), a la Comisión de Obras Resolución Nº 1/03 y el Comité de Administración del Fideicomiso de Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE), a prestar la colaboración a la Secretaría de Energía a efectos de la concreción de los proyectos de infraestructura involucrados en la presente.

La Resolución 507 aún no establece los mecanismos mediante los cuales se llevarán a cabo dichos planes, lo cual será objeto de una reglamentación posterior.

A continuación, se detalla la red e infraestructura asociada, objeto de cada plan:

I. Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión

Este plan se encuentra integrado en el anexo I de la Resolución 507, transcripto abajo:

II. Plan de Readecuación de Estaciones Existentes del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión

Este plan se encuentra integrado en el anexo II de la Resolución 507, transcripto abajo:

III. Plan de Readecuación de Estaciones Transformadoras Existentes de 132 kV

Este plan se encuentra integrado en el anexo III de la Resolución 507 en el que se indican las obras a realizar en TRANSBA, TRANSNEA, TRANSNOA, TRANSPA, DISTROCUYO, EPESF, ENERSA, EMSA, SECHEEP, y DPEC.

IV. Plan de Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal

Este plan se encuentra integrado en el anexo IV de la Resolución 507 en el que se indican las obras a realizar en TRANSNOA, TRANSBA, DISTROCUYO, TRANSNEA, TRANSCOMAHUE, y TRANSPA.

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

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Creación del Plan ILUMINAR y del Registro Nacional del Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas, y aprobación del Procedimiento del Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas y del Modelo de Convenio de Adhesión

El 24 de mayo de 2023 se publicaron en el Boletín Oficial las Resoluciones Nº 409/2023 y 418/2023 de la Secretaría de Energía (en adelante, la “Resolución 409” y la “Resolución 418”, respectivamente). Por un lado, la Resolución 409 crea el Plan Iluminemos Argentina (en adelante, el “Plan ILUMINAR”) en busca del reemplazo y/o sustitución de las lámparas, luminarias y/o proyectores de baja eficiencia energética actualmente en uso por otros de menor consumo y mayor eficiencia energética.

Por otro lado, la Resolución 418 aprueba el Procedimiento del Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas y el Modelo de Convenio de Adhesión a ser suscripto por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y las Provincias/Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y crea el Registro Nacional del Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas.

I. Aspectos relevantes de la Resolución 409

El Plan ILUMINAR es creado en el marco del Decreto Nº 140/2007 que declaró de interés y prioridad nacional el uso racional y eficiente de la energía, y aprobó los lineamientos del Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (PRONUREE), destinado a contribuir y mejorar la eficiencia energética de los distintos sectores consumidores de energía.

Los objetivos del Plan ILUMINAR son:

1. Reemplazar y/o sustituir las lámparas actualmente utilizadas de alto consumo por otras de menor consumo y mayor eficiencia energética en las viviendas de los/as usuarios/as residenciales del país de menores ingresos;
2. Concientizar sobre las ventajas y/o beneficios derivados del uso racional y eficiente de la energía eléctrica; y
3. Recambiar los artefactos de iluminación en clubes de barrio y de pueblo, en aquellas asociaciones de bien público, constituidas legalmente como asociaciones civiles sin fines de lucro, que tengan por objeto el desarrollo de actividades deportivas y recreativas en todas sus modalidades y que faciliten sus instalaciones para la educación no formal, el fomento cultural de todos sus asociados, la comunidad a la que pertenecen y el respeto del ambiente.

Cabe mencionar que su vigencia es de carácter permanente y que el Anexo I de la Resolución 409 dispone el Procedimiento del Plan ILUMINAR.

Por su parte, se establece como autoridad de aplicación a la Subsecretaría de Energía Eléctrica, y como unidad ejecutora del Plan ILUMINAR a la Dirección de Energías Renovables de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica.

II. Aspectos relevantes de la Resolución 418

La Resolución 418 tiene sus fundamentos en la Resolución N° 5/2023 de la Secretaría de Energía, que creó el Programa Nacional de Etiquetado de Viviendas (en adelante, el “PRONEV”), con el objetivo de implementar un sistema de etiquetado de eficiencia energética de vivienda unificado para todo el territorio nacional, que permita clasificarlas según su grado de eficiencia en el requerimiento global de energía primaria, mediante una etiqueta de eficiencia energética. Para más información sobre la Resolución Nº 5/2023, acceder a este link.

En consecuencia, la Resolución 418 aprueba el Procedimiento del PRONEV, que integra su Anexo I. En este se regula la etiqueta de eficiencia energética y su Aplicativo Informático Nacional de Etiquetado de Viviendas (AEV), las partes del PRONEV y sus obligaciones generales, los cursos del PRONEV, y su implementación a través de 8 etapas.

Asimismo, la Resolución 418 integra en su Anexo II el Registro Nacional del PRONEV. Este estará compuesto por el Registro Nacional de Etiquetas de Viviendas, el Registro Nacional de Etiquetadores de Vivienda y el Registro Nacional de Formadores de Etiquetadores.

Por último, se aprueba el Modelo de Convenio de Adhesión a ser suscripto por la Subsecretaría de Energía Eléctrica y las Provincias/Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que forma parte del Anexo III. El convenio tiene por objeto establecer relaciones de cooperación, trabajando mancomunadamente a fin de concretar acciones destinadas para la implementación del PRONEV en la jurisdicción de correspondiente que lo suscriba.

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, María Eugenia Muñoz, Pablo Arrascaeta, y/o Rocío Valdez.

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Mercado a Término de Energías Renovables (MATER): Importantes novedades en el Sector de Energías Renovables

El 10 de mayo de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (en adelante, la “Resolución 360”) que introduce novedades significativas en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con impacto directo en otras industrias de consumo intensivo. Entre las novedades de la Resolución 360:

1) Se habilita la solicitud de prioridad de despacho sobre ampliaciones de transporte futuras a ser realizadas por el sector privado.

2) La prioridad de despacho puede ser solicitada a instancias de:

1. Uno o más generadores, respecto de ampliaciones de transporte asociadas a Proyectos MATER, que podrán ser íntegramente construidas y costeadas por uno o varios proyectos de generación renovable desarrollados para comercializar su energía en el marco del MATER, pudiendo ser el potencial incremento de capacidad de transporte asignable como Prioridad de Despacho que produzca la ampliación asociada a Proyectos MATER reservada por el o los proyectos de generación de energías renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.
2. Proyectos conjuntos de demanda incremental con nueva generación renovable. Esta asignación está destinada a grandes demandas futuras (mayores a 10 MW de potencia) que busquen asegurar su consumo previsto de energía eléctrica total o parcialmente mediante generación renovable y que, por su influencia prevista en la red de transporte, produzca un incremento en las capacidades asignables de prioridad de despacho por sobre las capacidades existentes al momento de la solicitud.

Para ello, la Resolución 360 modifica los artículos 3, 9 bis, 11, incorpora el art. 6 bis y ter de la Resolución 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería (en adelante, la “Resolución 281” y “ex MEyM”, respectivamente), modifica el artículo 13 de la Resolución 230/2019 del ex MEyM (en adelante, la “Resolución 230”), y modifica el artículo 20 y deroga el artículo 23 de la Disposición 1/2018 de la Subsecretaría de Energías Renovables (en adelante, la “Disposición 1”).

La Resolución 360 se dicta en el marco del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, sancionado por la Ley 26.190 y modificado y ampliado por la Ley 27.191. Como fundamentos principales que motivan su dictado, se destacan los siguientes:

• Promover la finalización de proyectos en ejecución a los que se les asignó la reserva de prioridad de despacho;
• Incluir nuevos mecanismos que permitan la asignación de una prioridad de despacho limitada sobre corredores con restricciones a la capacidad de transporte que impiden su asignación en forma plena;
• Destinar lo recaudado por pagos de reserva de prioridad de despacho a expansiones del sistema de transporte; y
• Promover el financiamiento privado de expansiones de la capacidad de transporte.

La Resolución 360, al introducir las modificaciones que en el presente se analizan, permitirá continuar movilizando el MATER que ha presentado una interesante dinámica y gran interés en el sector renovable, y al mismo tiempo, a otros sectores de consumo intensivo.

Algunas de las cuestiones que se abordan en la Resolución 360 fueron objeto del seminario organizado conjuntamente por Tavarone, Rovelli, Salim & Miani y Aires Renewables, cuyo resumen puede accederse aquí.

A continuación, se analizan los aspectos principales de la Resolución 360.

1. Proyectos asociados de demanda incremental con nueva generación renovable (incorporación del artículo 6 BIS al Anexo de la Resolución 281)

Bajo la Resolución 360, se permite la presentación de nuevos proyectos renovables ante el Organismo Encargado del Despacho (“OED”) de una solicitud de prioridad de despacho asociada a proyectos conjuntos de demanda incremental, es decir, aquellos cuya demanda incremental de potencia sea mayor o igual a diez (10) MW.

En virtud de ello, la asignación de prioridad de despacho asociada estará destinada a grandes demandas futuras que busquen asegurar su consumo previsto de energía eléctrica total o parcialmente mediante generación renovable y que produzca un incremento en las capacidades asignables de prioridad de despacho por sobre las capacidades existentes al momento de la solicitud.

El Anexo I de la Resolución 360 regula los aspectos vinculados a la solicitud trimestral que deberá ser realizada por el generador con consentimiento de la demanda incremental y requerirá la presentación de un acuerdo a tales fines.

2. Prioridad de despacho por ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER (incorporación del artículo 6 TER al Anexo de la Resolución 281)

Se prevé expresamente la posibilidad de que el/los proyectos de generación renovable desarrollados en el marco del MATER que realicen obras de ampliación de la capacidad de transporte a su costo, puedan reservarse la prioridad de despacho de tal capacidad incremental a su favor.

Esto no incluye las obras necesarias para conectar el proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (en adelante, el “SADI”). Al respecto, se aclara que no serán consideradas como ampliación de Transporte asociada a proyecto MATER las obras necesarias que tiene cualquier central de generación para su conexión al SADI.

Los alcances y requisitos de la solicitud de la prioridad de despacho sobre ampliaciones de transporte asociadas a proyectos MATER están regulados en el Anexo II de la Resolución 360.

3. Prioridad de despacho tipo Referencial A

Se instruye a CAMMESA a implementar, para los corredores donde no existe disponibilidad para asignar prioridad de despacho en forma total y para todas las horas del año, un mecanismo de asignación de prioridad de despacho tipo referencial A.

El mecanismo permite evaluar para la solicitud limitaciones circunstanciales que permitan inyectar energía con una probabilidad esperada del noventa y dos por ciento (92%) sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los distintos nodos y corredores del SADI, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

4. Otras modificaciones

(a) Se habilita a proyectos GENREN a ingresar al MATER (modificación del artículo 3 de la Resolución 281)

La Resolución 360 habilita a los generadores renovables que hubieran celebrado Contratos de Abastecimiento en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) a partir de fuentes renovables en el marco del Programa denominado GENREN bajo el Decreto 562/2009 a comercializar su producción de energía dentro del régimen del MATER, a partir del mes calendario siguiente al de la fecha de finalización de la vigencia del referido Contrato de Abastecimiento. A tales efectos, se deberá proceder con el cumplimiento de ciertos requisitos y el pago de un cargo trimestral por ingreso al MATER.

(b) Modificaciones a los artículos 9 BIS y 11 de la Resolución 281

Se estableció una penalidad uniforme para todos los titulares de los proyectos con prioridad de despacho asignada que hayan solicitado el otorgamiento de prórrogas, que implica que no podrán reiterar la solicitud de prioridad de despacho por los cuatro (4) trimestres siguientes.

Asimismo, se estableció que aquellos proyectos con prioridad de despacho asignada que no alcanzaren la habilitación comercial por toda la potencia asignada, perderán prioridad de despacho en forma proporcional.

Por otro lado, se incorporó la posibilidad de pedir prórroga del plazo máximo de veinticuatro (24) meses para obtener habilitación comercial o aquel declarado en caso de desempate, por hasta setecientos veinte (720) días corridos adicionales, debiendo abonar los pagos por reserva de potencia, más un factor de multiplicación mensual.

(c) Modificación a la Disposición 1

La Resolución 360 modifica la Disposición 1, y establece que los proyectos que hayan obtenido la asignación de prioridad de despacho y que realicen habilitaciones comerciales parciales respecto del total de la potencia asignada con prioridad, abonen el cargo por reserva de la prioridad de despacho exclusivamente por la potencia que no haya obtenido la habilitación comercial al inicio del período correspondiente al de obligación de pago.

Para ello, la potencia acumulada habilitada comercialmente por la central deberá ser al menos del 50% de la potencia asignada con prioridad de despacho.

(d) Fondeo del FOTAE

Finalmente, la Resolución 360 destina lo recaudado por el OED en concepto de reservas de prioridad de despacho, solicitudes de prórroga, solicitudes de relocalización y de adhesión al MATER, a una Cuenta de Apartamiento para la Expansión del Sistema de Transporte asociado a las energías renovables, la cual será administrada por CAMMESA a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE). La Secretaría de Energía determinará oportunamente la aplicación de dichos recursos.

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

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Nuevas condiciones de terminación para PPA bajo la Resolución N° 202/2016 y RenovAr 2 y 3 – Liberación de capacidad de transporte

El 25 de abril de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 284/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 284” y la “SE”, respectivamente), que incluye nuevas condiciones de terminación anticipada para Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable (“PPA”, por sus siglas en inglés de Power Purchase Agreement), celebrados bajo la Resolución N° 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería que a la fecha, aún no hayan obtenido la habilitación comercial (“COD”, por sus siglas en inglés), y las Rondas 2 y 3 del Programa RenovAr.

Entre sus objetivos, la Resolución 284 se dicta a fin de poder liberar capacidad de transporte asignada bajo los PPA cuya terminación se permite. En tal sentido, mediante la terminación anticipada de los PPA, se recuperará capacidad de transporte, permitiendo así el ingreso de otros proyectos y/o asignar prioridad de despacho en los nodos asociados a los PPA objeto de la Resolución 284.

Como antecedente similar, la Resolución SE N° 1.260/2021 ya había contemplado la posibilidad de reconducir o rescindir anticipadamente PPA bajo las Rondas 1, 1.5, 2 y 3 de RenovAr (para información adicional sobre la Resolución SE N° 1260/2021, acceder aquí). Sin embargo, la Resolución 284 no admite la reconducción (únicamente la terminación anticipada, a solicitud del titular del proyecto) y aplica únicamente para PPA bajo la Resolución N° 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería y Rondas 2 y 3 de RenovAr.

Luego de la publicación de la Resolución 284, deberá seguirse de cerca el Anexo 3 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) que periódicamente publica CAMMESA, en el cual se detalla la capacidad de transporte disponible por nodo. A su vez, será interesante ver si la capacidad “liberada” mediante la terminación de los PPA será objeto de asignación de prioridad de despacho por CAMMESA para los trimestres próximos.

A continuación, se analizan los aspectos más relevantes de la Resolución 284.

1. Puntos clave de la Resolución 284

1.1. Proyectos Habilitados para solicitar la Rescisión Anticipada

La Resolución 284 establece que podrán solicitar ante CAMMESA la rescisión anticipada del PPA: (a) los proyectos con PPA bajo la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía de la Nación, que no hayan obtenido el COD, y (b) los proyectos con PPA bajo las Rondas 2 y 3 de RenovAr.

1.2. Requisitos para la Rescisión Anticipada

Para poder efectuar la rescisión anticipada del PPA, se deberá cumplir con los siguientes requisitos:

1. 1. El pago de una suma única equivalente a US$ 35.000/MW de la potencia contratada;
   2. La presentación de una renuncia de la sociedad 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 SE y/o CAMMESA;
   3. La presentación de 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, controladas o vinculadas; y
   4. La presentación de una declaración jurada de renuncia a los beneficios fiscales asignados al respectivo proyecto.

1.3. Plazo para solicitar la Rescisión

La solicitud de rescisión deberá ser presentada ante CAMMESA en un plazo no mayor a 30 días corridos a partir del 25 de abril de 2023, plazo que acaece el 25 de mayo de 2023. Dado que el 25 y 26 de mayo de 2023 son feriados, habrá que consultar con CAMMESA si dicho plazo se extiende hasta el día hábil inmediatamente posterior –lunes 29 de mayo de 2023–.

2. Aspectos Adicionales

Lo recaudado en concepto de pago por terminación será destinado al Fondo para el Desarrollo de las Energías Renovables (“FODER”).

Los proyectos que decidan acogerse a este régimen de terminación deberán, asimismo, rescindir el acuerdo de adhesión al FODER.

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

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