Renovables y generación distribuida: entre promesa y realidad en tiempos del COVID-19
La energía no es ajena a la crisis global causada por la Pandemia del COVID-19, en este contexto tan difícil, vale la pena preguntarse respecto al presente y al futuro del sector eléctrico argentino y a la potencialidad de este momento para convertir a la crisis en una oportunidad.
En el reporte adjunto se argumenta que la volatilidad de los precios de los commodities energéticos y la presencia actual y, eventualmente futura, de crisis sanitarias y climáticas disruptivas, aconsejan seguir apostando por la diversificación de la matriz eléctrica como la mejor forma de garantizar la seguridad y continuidad del suministro en el largo plazo.
En tal contexto se analiza la realidad normativa de la generación distribuida de fuente renovable en particular, describiendo los principales aspectos de su regulación, ya que se argumenta que la actual coyuntura es favorable para fomentar tal modalidad.
En el reporte también se plantean con carácter introductorio los siguientes ejes:
- Necesidades relevantes del sector eléctrico en el corto plazo (preservación y recomposición de la cadena de pagos y de la sustentabilidad económico-financiera de corto y de largo plazo de los distintos actores del sector; finalización de la emergencia de la Ley 27.741 en el lapso legalmente previsto y funcionamiento del sector conforme a la Ley 24.065).
- Agenda de corto plazo para las renovables (posibilidad de la prórroga de plazos para la habilitación comercial e hitos intermedios en contratos con estructuración y/o construcción en marcha afectados por la crisis sanitaria y medidas adoptadas en consecuencia, tanto en el exterior como en el país; evaluación de una definición de pautas de salida y/o renegociación voluntaria para contratos que no tenían actividad con anterioridad al 12 de marzo de 2020 evaluando las particularidades de cada caso, pero con aplicación de criterios homogéneos y no discriminatorios).
- Aspectos de mediano y largo plazo:
- Definición de modalidades para la expansión de infraestructura de transmisión y con tal determinación, planificación de la forma a ser empleada para la instalación de potencia adicional de renovables necesaria para el cumplimiento del objetivo legal del 20% del consumo para 2025.
- Evaluación técnica y económica de una ampliación del objetivo de consumo antes mencionado con posterioridad a 2025.
- Continuidad de la diversificación de la matriz eléctrica y evaluación del rol de tecnologías térmicas eficientes, energía nuclear y centrales hidroeléctricas en tal objetivo.
- Evaluación de la incorporación y despliegue de tecnologías innovadoras que permitan robustecer el sistema y complementar el desarrollo de la energía distribuida, incluyendo almacenamiento, medición inteligente, gestión de demanda y movilidad eléctrica.
- Evaluación de oportunidades para profundizar la integración energética y eléctrica regional y los intercambios de oportunidad y de largo plazo de gas natural destinado a generación, y energía eléctrica en sí misma, con países vecinos.
Una versión sintetizada del presente reporte se publica en la edición de hoy del portal energético Energía Estratégica y puede ser consultada aquí.
En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.
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COVID-19: Reglamentación de la limitación a la interrupción de servicios esenciales
El día 18 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 173/2020 (la “Resolución”), dictada por el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación (“MDP”), que reglamenta las disposiciones del Decreto de necesidad y urgencia N° 311/2020 (el “Decreto”), que suspendió el corte de suministro de servicios a ciertos usuarios (enumerados en dicha norma) de energía eléctrica, agua corriente, gas por redes, telefonía fija y móvil e internet y televisión por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, en caso de mora o falta de pago de hasta (3) facturas consecutivas o alternas con vencimientos desde el 1 de marzo de 2020, y por su parte, estableció precios máximos para la comercialización de gas licuado de petróleo (GLP).
A continuación, se exponen los aspectos más relevantes de la Resolución.
1. Creación de la Unidad de Coordinación
La Resolución crea la Unidad de Coordinación, con facultades de reglamentación, y a la cual se le encomienda la elaboración de un informe en el que se dé cuenta sobre la cantidad de usuarios alcanzados por el Decreto. Dicha Unidad será conformada por miembros del MDP y representantes de órganos ministeriales con competencia en la materia, así como por integrantes de los respectivos entes reguladores de cada actividad.
2. Obligaciones para las empresas prestadoras
Las empresas prestadoras de los servicios alcanzados por la medida deberán remitir el listado de la totalidad de usuarios susceptibles de cortes cuya causa se motive en la falta de pago, a la Unidad de Coordinación, con el fin de que la Unidad elabore el informe mencionado precedentemente y determine los casos en los cuales deberán suspenderse los avisos de corte.
Por otra parte, las empresas distribuidoras de energía eléctrica deberán informar a los Entes Reguladores nacionales y/o provinciales, a la Secretaría de Energía y a la Unidad de Coordinación, el conjunto de usuarios que cuentan con sistema de servicio prepago de energía eléctrica, cuya recarga correspondiente al período del mes de marzo del corriente y/o subsiguientes no se hubiere efectuado en tiempo y forma, y respecto de los cuales deberán brindar el servicio de manera normal y habitual durante el plazo (180) días. La misma obligación se impone para las empresas prestadoras del servicio de telefonía, internet y TV por cable, aunque el informe solo se deberá remitir a la Unidad de Coordinación en un plazo máximo de (15) días corridos a contar desde la publicación de la Resolución.
En caso de duda razonable con respecto a si un usuario se encuentra o no alcanzado por el artículo 3 del Decreto, la Resolución dispone que la empresa prestadora deberá intimarlo fehacientemente para que en el plazo de (5) días acredite dicha condición ante la autoridad regulatoria correspondiente, la cual notificará en el plazo de (5) días corridos a la empresa prestadora si el usuario resulta beneficiario de las disposiciones del Decreto y la Resolución.
Por su parte, el artículo 6 de la Resolución obliga a las empresas prestadoras a informar ante las autoridades regulatorias correspondientes, las condiciones y/o modalidad de los planes de pago que pondrán a disposición de los usuarios alcanzados por el artículo 3 del Decreto. A su vez, establece que, en el caso de las empresas prestadoras de los servicios de telefonía fija o móvil, Internet y TV por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, los planes de pago deberán prever ser abonados en al menos (3) cuotas mensuales, iguales y consecutivas, no pudiéndose aplicar intereses moratorios, compensatorios ni punitorios.
Por último, la Resolución les impone a las empresas prestadoras la obligación de consignar en las facturas y en las páginas web respectivas, el texto íntegro de la parte dispositiva del precitado decreto y el canal o medio de comunicación que dispondrán cada uno de los Entes Reguladores a fin de que los usuarios puedan realizar consultas y/o solicitar la inclusión en el régimen.
3. Canales de comunicación flexibles
Los usuarios de los servicios están facultados a efectuar cualquier comunicación mediante correo eléctrico, whatsapp, y/u otros canales de comunicación que se habiliten a tal efecto, en el contexto del aislamiento social y obligatorio vigente a la fecha.
4. Comercialización del gas licuado de petróleo
Finalmente, la Resolución prescribe que los precios del gas licuado de petróleo podrán fluctuar por niveles inferiores al establecido en el artículo 6 del Decreto, siempre y cuando los mecanismos de fijación de precios de dicho fluido así lo permitan.
Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.
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COVID-19: Obras privadas de infraestructura energética
El día 7 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Decisión Administrativa N° 468/2020 (la “Decisión”), que exceptúa del cumplimiento del “aislamiento social, preventivo y obligatorio” dispuesto por el DNU 297/20 a los trabajadores afectados a obras privadas de infraestructura energética. La Decisión es dictada por el Jefe de Gabinete de Ministros en calidad de autoridad facultada para ampliar o reducir el listado de actividades y servicios declarados esenciales en el marco de la emergencia declarada a causa del COVID-19.
La Decisión establece también que, los desplazamientos de los trabajadores alcanzados por esta norma deben limitarse al estricto cumplimiento de dicha actividad y que, en todos los casos, los empleadores deberán garantizar las condiciones de higiene y seguridad establecidas por el Ministerio de Salud.
Por último, la Decisión estipula que las personas alcanzadas por la misma se encuentran obligados a tramitar el Certificado Único Habilitante para Circulación – Covid-19, impuesto en virtud de la Resolución N° 48/2020 del Ministerio del Interior de la Nación.
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Intervenciones del ENRE y ENARGAS
El día 17 de marzo de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial de la República Argentina los Decretos N° 277/2020 y N° 278/2020 (los “Decretos”), que ordenan la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) y designan en calidad de interventores al Lic. Federico José Basualdo Richards y al Lic. Federico Bernal, respectivamente.
Los Decretos han sido dictados en el contexto de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y habilitó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente dichos entes, por el término de un (1) año.
Dicha Ley además facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las Leyes 24.065, 24.076 -que contemplan los marcos regulatorios de la energía eléctrica y gas natural- y demás normas concordantes, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de hasta ciento ochenta (180) días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020.
- Plazo de intervención
Ambos Decretos disponen la intervención del ENRE y el ENARGAS, según el caso, hasta el 31 de diciembre de 2020.
- Facultades de los interventores
Los Decretos confieren en los Interventores determinadas facultades, a saber:
(i) Realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalué los aspectos regulados por la Ley N° 27.541 relativos a las tarifas vigentes en transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente, con la eventual realización de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria vigente o de una revisión de carácter extraordinario que alcance todo lo pretérito actuado y sucedido en esta materia para volver a determinar una tarifa para los mencionados servicios públicos. Agregan los Decretos que, en caso de detectarse alguna anomalía, deberá informarse al Poder Ejecutivo Nacional, así como toda circunstancia que considere relevante, aportándose la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos correspondientes, proponiendo las acciones y medidas que en cada caso estime corresponda adoptar.
(ii) Iniciar un procedimiento de revisión de los concursos públicos de antecedentes que se sustanciaron con el objeto de cubrir el directorio de ambos entes, en un plazo de ciento ochenta (180) días, y en caso de que resuelva su anulación, o si hubiese concluido el plazo de mandato de alguno de ellos, deberá iniciar el proceso de selección de quienes los reemplazarán, de acuerdo con los términos previstos en el artículo 54 y subsiguientes de la Ley N° 24.076 o el artículo 58 y subsiguientes de la Ley N° 24.065.
- Cese de funciones de los actuales miembros de los directorios del ENRE y ENARGAS
Por último, los Decretos disponen la suspensión de las funciones de los actuales miembros del Directorio del ENARGAS y del ENRE en sus cargos, sin goce de sueldo, por el plazo en el que los entes se encuentren intervenidos.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.
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En el siguiente link se puede acceder a la publicación realizada por Nicolás Eliaschev sobre los aspectos energéticos de la Ley de Emergencia.
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Cambios en la remuneración de generadores, autogeneradores y cogeneradores del MEM: Derogación de Res. 1/2019 por la Res. 31/2020
A través de la Resolución Nº 31 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 31”), dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo, publicada en el Boletín Oficial el día 27 de febrero del 2020, se: (i) derogó la Resolución 1/2019 de la entonces Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico, que había sido dictada el 28 de febrero de 2019 (la “Resolución 1”); y (ii) aprobó un nuevo mecanismo de remuneración para generadores, autogeneradores y cogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), con efectos retroactivos al 1° de febrero de este año.
En los considerandos de la Resolución 31 se alude que dicha resolución se dicta en el marco de la Ley Nº 27.541 de solidaridad social y reactivación productiva y propender a asegurar la suficiente y calidad del abastecimiento según criterios de eficiencia que manda la Ley Nº 24.065 que contempla el marco regulatorio eléctrico.
Se indica además que esta Resolución 31 es dictada con el objeto de asegurar la sustentabilidad del MEM, a condiciones económicamente razonables, eficientes, y dado por la posibilidad de trasladar el costo de la generación de la energía a los usuarios finales.
La Resolución 31 alude, como fundamento para su dictado, a las abruptas variaciones en el tipo de cambio, lo cual impactaba en el esquema de remuneración previsto anteriormente en la Resolución 1.
A continuación, se describen los aspectos salientes de la norma.
- Alcance y vigencia de la Resolución 31
Se aprueba un nuevo mecanismo de remuneración para generación, cogeneración y autogeneración, convencional y renovable, que actúen sin tener un contrato de abastecimiento de energía eléctrica, con efectos a partir del 1° de febrero de 2020.
- Remuneración en pesos argentinos
Se introduce un nuevo esquema de remuneración que, a diferencia de la Resolución 1 derogada, prevé que las sumas pagadas a los agentes del MEM identificados más arriba serán nominadas y abonadas en pesos argentinos.
Sobre este punto, la Resolución 1 determinaba que la remuneración de dichos agentes se calculaba en dólares estadounidenses, y se abonaba en pesos argentinos, utilizando para su conversión la tasa de cambio publicada por el Banco Central de La República Argentina “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)”, del día anterior a la fecha de vencimiento de las transacciones económicas.
- Mecanismo de ajuste de la remuneración
Los valores establecidos en pesos argentinos en la Resolución 31 se actualizarán en forma mensual en función de una fórmula que contempla la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el INDEC.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.
Transacciones recientes en energías renovables. ¿Cómo seguimos?
Un resumen de las últimas novedades y algunos de los puntos a tener en cuenta en las próximas semanas y meses en materia de infraestructura energética en nuestro país
- Introducción
Las energías renovables se han expandido significativamente en los últimos años. A la fecha la potencia instalada de renovables es de 2725 MW, con más de 1500 MW adicionales (estimados) en construcción o en etapa de pruebas. Una vez que esos proyectos alcancen su habilitación comercial, el país estará en camino a alcanzar su objetivo de consumo de energía eléctrica para el año 2020 establecido por la Ley 27.191 en el 12% (el objetivo para el 2021 es del 16%, para el 2023, del 18%, y para el 2025, del 20%.
El 10 de diciembre pasado, una nueva administración asumió y surgieron algunos interrogantes respecto a las políticas públicas a ser adoptadas en la materia.
En una entrevista nuestro socio Nicolás Eliaschev resaltó el carácter de política de Estado de las medidas impulsadas para el desarrollo de las energías renovables y recordó que la Ley 27.191 fue impulsada bajo la Presidencia de Cristina Fernández de Kirchner y luego implementada bajo la Administración Macri. En tal sentido, Eliaschev sostuvo que el nuevo Gobierno tenía la oportunidad de continuar por ese camino.
- Novedades y transacciones recientes
Aunque pueda ser prematuro arribar a conclusiones definitivas, las primeras señales son alentadoras y el actual Gobierno luce comprometido con la continuidad de las políticas en materia de fomento a las energías renovables. Entre las noticias positivas para el sector, destacamos el cierre o la firma de financiamientos de proyectos altamente relevantes en donde tuvimos el honor de representar a las entidades financieras:
- El 19 de diciembre de 2019, KfW Ipex desembolsó el primer tramo del préstamo otorgado para la construcción de los proyectos eólicos Chubut Norte III y IV (respectivamente, de propiedad de dos sociedades de propósito específico controladas por GENNEIA y PAE), con una potencia total 140.88 MW. La transacción fue firmada en Julio de 2019. Nuestro Estudio actuó como asesor legal de KfW Ipex bajo derecho argentino con un equipo liderado por los socios Marcelo R. Tavarone y Nicolás Eliaschev.
- El 14 de enero, Luz del Leon S.A. (una sociedad de propósito específico controlada por YPF Luz) celebró un contrato de préstamo por 150 millones de dólares con BNP Paribas Fortis SA/NV y United States International Development Finance Corporation (DFC) para financiar la construcción del proyecto eólico Cañadón León por un total 120 MW ubicado en la provincia de Santa Cruz. Esta transacción constituye la primera financiación de proyecto sin recurso para un proyecto con dos tipos de PPA: un PPA con CAMMESA bajo el régimen de RenovAr, y un PPA privado bajo régimen del MATER. La transacción es también la primera en su tipo firmada tras la asunción de la nueva gestión liderada por el Presidente Alberto Fernández. Nuestro Estudio actuó como asesor legal de BNPP y DFC bajo derecho argentino con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Julieta De Ruggiero.
Otro aspecto positivo es la continuidad la Ronda 3 del Programa RenovAr. El 2 de agosto de 2019, la Administración anterior adjudicó PPA correspondientes a proyectos por un total de 260 MW fijándose como fecha límite para la firma de los PPA el 24 de enero 2020.
- El 4 de diciembre de 2019, nuestro Estudio con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Juan Pablo Bove, asistió a uno de los adjudicados en la firma de nueve PPA por una potencia de 112,5 MW correspondientes a nueve proyectos eólicos.
- El 24 de enero de 2020, nuestro Estudio con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Julian Razumny, asistió a uno de los adjudicados en la firma de tres PPA por una potencia de 30 MW correspondientes a tres proyectos solares fotovoltaicos. Estos PPA son entre los primeros firmados bajo la nueva Administración.
- Desafíos
- Proyectos con demoras
Debido a varios motivos que van desde la turbulencia financiera experimentada por el país a cuestiones específicas de cada uno, ciertos proyectos, en especial algunos de los adjudicados bajo la ronda RenovAr 2 se demoraron en su construcción o no comenzaron a ser ejecutados. La nueva Administración se ha comprometido a revisar la situación existente de cada proyecto y aunque no hay anuncios oficiales, podrían considerarse diversas alternativas que van desde la extensión de los plazos hasta la terminación de los PPA.
El resultado de esta revisión puede ayudar a entender la real naturaleza de la cantidad de proyectos existentes y sus plazos de ejecución. Algunos proyectos que enfrentan dificultades podrían recuperarse y otros que nunca comenzaron, eventualmente, ser terminados.
- Transmisión
Una vez que el estatus de los proyectos se aclare según lo expuesto más arriba, el panorama de la disponibilidad de transmisión podría también despejarse. A la fecha, si todos los proyectos se construyeran, la disponibilidad de transmisión remanente sería escasa. Si algunos proyectos fueran cancelados, podría liberarse capacidad de transmisión y en consecuencia sería posible desarrollar nuevos proyectos apuntados al MATER.
De todas formas, desde una perspectiva de largo plazo, se requiere infraestructura adicional de transmisión y funcionarios del nuevo Gobierno han sostenido que ello es prioritario. La modalidad para construir esta infraestructura está sujeta a consideración, con un menú de normas vigentes que incluyen alternativas variadas como PPP, contratos COM y obra pública.
- Riesgo soberano
Como es público, actualmente, el país ha iniciado las primeras etapas de la restructuración de su deuda externa, incluyendo tanto al FMI como a los tenedores privados de bonos.
Si la situación se superara de modo aceptable para todas las partes interesadas y la Argentina lograra un arreglo exitoso, amigable y fiscalmente sostenible, el riesgo país tendería a bajar abriendo oportunidades para el financiamiento de la infraestructura energética.
Si ello no fuera el caso, el financiamiento de infraestructura será más difícil y desafiante.
- ¿Cuál es la situación de Vaca Muerta?
El Gobierno ha señalado en reiteradas oportunidades que el desarrollo pleno de Vaca Muerta es una prioridad y se ha comprometido a fomentar la inversión en hidrocarburos. No obstante, en la actualidad existe cierta incertidumbre debido a la intervención en los precios de los combustibles y los aspectos soberanos descriptos más arriba.
La nueva Administración ha anunciado que enviará un proyecto al Congreso con el propósito expreso de blindar a Vaca Muerta del riesgo político y proveer de fuertes garantías a las inversiones de largo plazo. Aunque existen borradores iniciales con señales positivas la versión oficial del proyecto todavía no se ha dado a conocer y, en consecuencia, volveremos a este tema tan pronto como dicha información sea dada a conocer formalmente.
Otra cuestión a tener en cuenta es la continuidad de la licitación pública para la construcción del llamado Gasoducto del Centro, obra pensada para permitir la inyección de volúmenes adicionales de gas natural desde Vaca Muerta, permitiendo el incremento de su producción. Bajo el cronograma vigente aprobado por el Gobierno anterior, las ofertas debían presentarse el 31 de marzo de 2020. El futuro de esta licitación resta por ser definido a la fecha.
Para información adicional, por favor no dude en contactar a Nicolás Eliaschev, Marcelo R. Tavarone, Juan Pablo Bove, Julieta De Ruggiero y/o Julián Razumny.
El futuro de las energías renovables en la Argentina
📺 👉🏼 Nuestro socio Nicolás Eliaschev fue entrevistado por Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, sobre las perspectivas para el sector de energía renovable de la Argentina a partir del cambio de gestión.
Almacenaje de Gas Natural
A través de la Resolución Nº 722/2019 del Ente Nacional Regulador del Gas (la “Resolución” y el “ENARGAS”), publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina el 7 de noviembre de 2019, se aprobó el Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural (el “Reglamento”).
La Resolución ha sido dictada conforme a lo dispuesto por la Ley Nº 24.076 (la “Ley Marco”), y el Decreto Nº 1.738/1992 (el “Decreto Reglamentario”) del Poder Ejecutivo Nacional, que definen a los almacenadores como sujetos activos de la Industria del Gas Natural, y sujetos a la regulación que se apruebe sobre el particular.
A continuación, se destacan los aspectos salientes del Reglamento.
- Objeto
El Reglamento establece las condiciones, procedimientos y requisitos que deberán cumplir aquellas personas jurídicas de derecho privado que aspiren a desempeñarse como Almacenadores de Gas, así como los requisitos para la inscripción de instalaciones destinadas al Almacenaje de Gas.
El Reglamento define a la actividad de Almacenaje de Gas como la “actividad de mantener Gas en instalaciones, subterráneas o no, durante un período de tiempo, e incluye la inyección, depósito y retiro del Gas, y en su caso, la licuefacción y regasificación” y agrega que comprende todas las actividades conexas de recibir, descargar, almacenar, licuar, procesar, comprimir y regasificar gas.
Las instalaciones abarcan, sin limitación: (i) tanques de almacenamiento de GNL, (ii) plantas para carga y descarga de GNC y/o GNP a granel, (iii) terminales de regasificación y/o licuefacción de GNL, (iv) plantas “peak shaving” de almacenamiento de GNL, (v) equipos portátiles de licuefacción o regasificación, (vi) cisternas utilizadas para el transporte de GNL, (vii) almacenamientos subterráneos de gas natural, y (viii) sistemas para transportes de módulos para GNC.
Las instalaciones comprendidas en el Reglamento deberán cumplir, adicionalmente, con la reglamentación y control del ENARGAS en materia de seguridad, y se regirán por los reglamentos del Código NAG y demás normativa, resoluciones o disposiciones dictadas por el ENARGAS en materia de Almacenaje de Gas e instalaciones conexas.
El Reglamento excluye, de modo expreso, el almacenaje bajo las siguientes modalidades: (a) instalaciones destinadas al uso del gas como combustible para usos del transporte automotor en general; (b) estaciones de expendio de combustible que cuenten con Almacenaje de GNC y/o GNL; (c) buques metaneros dedicados al transporte marítimo o fluvial utilizados para la importación y exportación de GNL desde y hacia una infraestructura de Almacenaje y regasificación o licuefacción; (d) equipamiento utilizado en la producción de hidrocarburos que utilice GNL como combustible, así como cualquier actividad de reinyección o recuperación para la producción de un yacimiento productivo.
Respecto a éstas últimas, menciona que deberán regirse por las normas, códigos y/o estándares generalmente aceptados en el ámbito internacional, hasta tanto el ENARGAS determine la normativa de aplicación.
- Sujetos habilitados
Sólo podrán prestar servicios de almacenaje de gas las personas jurídicas que cuenten con una autorización previa por parte del ENARGAS, quien tendrá un plazo máximo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para analizar la solicitud y denegar o aprobar la habilitación.
Los sujetos que en la actualidad se encuentren operando instalaciones de Almacenaje de Gas, cuentan con un plazo de (60) días hábiles contados desde la publicación del Reglamento para iniciar la inscripción.
Por otra parte, el Reglamento admite que los licenciatarios de transporte y distribución de gas natural presten los servicios de almacenaje, por cuenta propio o de terceros, debiendo mantener contabilidad separada, o mediante sociedades controladas, en los términos del artículo 34 del Decreto Nº 1738/92.
Finalmente, el Reglamento admite que los proponentes cumplan con los recaudos allí exigidos para prestar la actividad de almacenaje, a través de la figura del Operador Técnico (persona jurídica de derecho privado con experiencia de administración, gestión o dirección de proyectos de construcción y/u operación y mantenimiento de Instalaciones destinadas al Almacenaje, desde los estudios de ingeniería hasta la puesta en operación, que involucre un período de 5 años). A tal fin, deberá acompañarse un Contrato de Asistencia técnica entre ambas partes.
- Clasificación de las instalaciones
A los efectos del establecimiento de los requisitos técnicos específicos y de su registro, las Instalaciones destinadas al Almacenaje y los Almacenadores se clasifican en las siguientes Categorías:
(i) GRAN ALMACENADOR DE GNL: Almacenadores que operen Instalaciones con capacidad total igual o superior a 15.000 m3. Subcategorías: a) Planta en Tierra conforme NAG-501 – b) Terminal portuaria o en agua jurisdiccional.
(ii) MICRO/MINI ALMACENADOR DE GNL: Almacenadores que operen instalaciones con capacidad inferior a 15.000 m3, o que operen equipos portátiles de licuefacción o regasificación, o tanques cisterna destinados al transporte de GNL.
(iii) ALMACENADOR DE GNC/GNP A GRANEL: Almacenadores que operen instalaciones de carga y descarga de GNC o GNP a granel conforme NAG443 y/o que operen equipos portátiles conforme NAG-406.
(iv) ALMACENADOR SUBTERRÁNEO: Almacenadores de Gas en formaciones subterráneas. Subcategorías: a) yacimientos depletados, b) cavernas de sal o c) acuíferos o d) coal bed methane.
- Régimen de penalidades
El Reglamento prevé un régimen de penalidades que van desde apercibimientos, multas, hasta la caducidad de la autorización. No obstante, contempla una instancia de intimación y descargo previo a favor del Almacenador.
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Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.
Novedades en hidrocarburos y biocombustibles: Transferencias a empresas productoras de petróleo y provincias
El 16 de septiembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución Nº 552/2019 (la “Resolución”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), dependiente del Ministerio de Hacienda, que, en lo sustancial, dispone la realización de transferencias a: (i) empresas productoras de petróleo, (ii) provincias concedentes de la respectiva concesión de explotación, y (iii) las empresas productoras de biocombustibles. En los tres casos -y según se desarrolla con mayor detalle a continuación- las transferencias serán solventadas con fondos del Tesoro de la Nación.
La Resolución ha sido dictada en el marco del Decreto Nº 566/2019 (y su modificatorio, Decreto Nº 601/2019) que fijó, para las entregas de petróleo crudo efectuadas en el mercado local hasta el 13 de noviembre de 2019, un tipo de cambio de referencia fijo en AR$ 46,69 por cada dólar estadounidense y un precio de referencia Brent de US$ 59 por barril.
Los aspectos más relevantes de la Resolución se describen seguidamente:
- Montos de los subsidios y asignaciones
Con respecto a las empresas productoras de petróleo, la Resolución establece que éstas recibirán transferencias por un monto de AR$ 116,10 por barril de petróleo entregado al mercado local durante el mes de septiembre de 2019.
A su vez, estos montos serán alocados: (i) en un ochenta y ocho por ciento (88%) a las empresas productoras de petróleo y, (ii) el doce por ciento (12%) remanente, a las provincias en cuya jurisdicción se encuentre la concesión bajo la que se haya producido el petróleo.
En cuanto a las empresas productoras de biocombustibles beneficiarias del régimen de promoción de biocombustibles establecido por las leyes Nº 26.093 y 26.334, la Resolución dispone que éstas recibirán el equivalente al seis por ciento (6%) del precio establecido por la SGE para el mes de agosto de 2019, aplicable a la producción entregada al mercado local durante el mes de septiembre de 2019.
- Solicitud de transferencias y renuncias
A los efectos de beneficiarse de la Resolución, las empresas productoras de petróleo y las provincias concedentes deberán renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero o en el ámbito internacional, con relación a los Decretos Nº 566/2019 y Nº 601/2019.
Asimismo, las empresas productoras de petróleo deberán acompañar una declaración por la que se obliguen a mantener indemne al Estado Nacional por cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas, con relación a los Decretos Nº 566/2019 y Nº 601/2019.
A su vez, la Resolución prevé similares renuncias por parte de empresas productoras de biocombustibles e indemnidad a favor del Estado Nacional.
- Delegación e imputación de los gastos
La Resolución encomienda en la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles de la SGE todo lo relativo a la implementación, gestión y administración de la Resolución y transferencias efectivas dispuestas por la Resolución, y, por su parte, dispone que las transferencias serán afrontadas mediante aportes del Tesoro Nacional asignados a la SGE.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.
Régimen para la exportación de gas natural en condición firme a la República de Chile
A través de la Disposición SSHyC Nº 168/2019 de la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles del Ministerio de Hacienda (la “Disposición” y la “Subsecretaría”, respectivamente), publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina el 21 de agosto de 2019, se:
(i) aprobaron los términos y condiciones del régimen para la exportación de gas natural bajo condición firme (el “Régimen”);
(ii) dispuso que dicho Régimen de exportación es de aplicación para el período comprendido entre el 15 de septiembre de este año y el 15 de mayo del 2020;
(iii) estableció la cantidad de diez millones de metros cúbicos diarios (10.000.000 m3/d) como volumen máximo de gas natural exportable en condición firme; y
(iv) fijó como destino de las exportaciones bajo esta modalidad a la República de Chile, en el marco del Acuerdo de Complementación Económica celebrado entre ambos Estados.
La Disposición ha sido dictada en el marco de la Resolución Nº 104/2018 (la “Resolución 104”) del ex Ministerio de Energía, que contiene el denominado “Procedimiento para la Autorización de Exportaciones de Gas Natural”, luego complementada por la Resolución Nº 417/2019 (la “Resolución 417”) de la Secretaría de Gobierno de Energía.
La Resolución 417 había encomendado a la Subsecretaría que reglamentara los mecanismos de sustitución de energía aplicable a aquellas exportaciones de gas natural bajo condición firme. A su vez, dicha resolución definía las modalidades de exportaciones.
De modo que, a partir del dictado de la Disposición, a los efectos de requerir una autorización para exportación de gas natural en firme, deberá cumplirse con lo previsto en las Resoluciones 104 y 417 y la Disposición, cuyos aspectos salientes se describen seguidamente.
Por último, la Disposición también contiene los lineamientos de los mecanismos de sustitución de energía aplicable a exportaciones de gas natural bajo esta modalidad.
Se destaca, preliminarmente, que el plazo límite para efectuar estas solicitudes opera el 6 de septiembre de 2019.
- Objeto
Como ya se indicó, la Disposición reglamenta el procedimiento de exportación de gas natural en condición firme para el período comprendido entre el 15 de septiembre de 2019 y el 15 de mayo de 2020 (el “Período de Aplicación”), con destino a la República de Chile.
- Volúmenes disponibles por zona de exportación prevista
| Zonas | Volumen a Asignar | Gasoducto de Exportación |
| Noroeste | 1 MMm3/d | Norandino y Atacama |
| Centro-Oeste | 6,5 MMm3/d | GasAndes y Pacífico |
| Sur | 2,5 MMm3/d | Methanex |
- Procedimiento aplicable
La autorización para la exportación de gas natural en firme bajo este Régimen será otorgada, previa verificación de los requisitos para su otorgamiento, por la Subsecretaría. A tales efectos, los eventuales interesados deberán cumplir con el procedimiento contenido en el anexo de la Disposición, y aquellos recaudos previstos en las Resoluciones 104 y 417.
Si el solicitante ya contara con una autorización de exportación otorgada para el Período de Aplicación, pero en condición interrumpible, podrá requerirse que a tal autorización se le asigne el carácter firme, ya sea en forma total o parcial.
La solicitud deberá efectuarse a través de la Plataforma de Trámites a Distancia (TAD), y deberá cumplir con lo requerido en las Resoluciones 104 y 417, juntamente con los recaudos establecidos en la Disposición que, en síntesis, requiere:
(i) Acompañar un resumen de la operación a realizar, incluyendo: (a) el destino y origen del gas natural; (b) las cantidades máximas y programadas, diarias y totales; (c) el precio a percibir en el punto de ingreso al sistema de transporte, y su fórmula de ajuste, de corresponder; (d) el plazo de la exportación; (e) el punto o puntos de exportación de frontera del gas desde la República Argentina; (f) el precio del gas en el punto o puntos de exportación de frontera; (g) el uso del gas natural.
(ii) Identificar el uso que se le dará al gas exportado (domiciliario, industrial, o para la generación de energía).
(iii) Adjuntar una declaración jurada del vendedor y comprador respecto del uso del gas a exportar.
- Plazo para su presentación
Las solicitudes para obtener autorizaciones para exportar volúmenes de gas en firme serán recibidas hasta las 16:00 horas del día 6 de septiembre de 2019.
- Metodología de evaluación y asignación
Las solicitudes serán evaluadas por la Subsecretaría. Para su análisis, se tendrán en consideración los factores previstos en la Resolución 104 (información en materia de oferta y demanda local; capacidad de producción y transporte), y la metodología de evaluación y asignación contemplada en el Sub-Anexo B de la Disposición.
Dicho Sub-Anexo B establece que, a los efectos de la asignación de los volúmenes a exportar, se conformará, por zona, un índice de desempeño por solicitante y solicitud, compuesto por (i) desempeño pasado de producción; (ii) desempeño pasado de exportación; (iii) desempeño presente, y (iv) plazo de la solicitud.
Una vez que se determinen los respectivos índices (compuestos a su vez por estos subíndices), éstos se ordenarán de mayor a menor en función del puntaje obtenido.
Luego se recorrerán los contratos previamente ordenados y se asignará a cada uno el mínimo entre la “cuota inicial” y la cantidad máxima diaria requerida, salvo que dicho mínimo sea inferior al mínimo solicitado (CMO), en cuyo caso no se asignará volumen. Terminado este procedimiento, en caso de no agotarse el total del volumen a asignar, los excedentes se distribuirán en orden descendente entre los contratos, completando sus respectivas capacidades máximas diarias hasta agotar el volumen total de cada zona.
- Mecanismos de sustitución de energía
En caso de una eventual necesidad de mayor utilización de gas natural importado, gas natural licuado, carbón, fueloil y/o gasoil por parte del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), cuyo costo estuviese a cargo del Estado Nacional y éste deba asumirlo en función de la sustitución de energía dispuesta, se aplicará el mecanismo de sustitución de energía que prevé el Régimen, el cual contempla:
- Las empresas exportadoras deberán asumir el pago de una compensación a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (“CAMMESA”) por los mayores costos incurridos.
- El monto correspondiente a los mayores costos incurridos será determinado por CAMMESA a la finalización del periodo de aplicación y se le requerirá a los exportadores.
- El valor máximo de esta compensación expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU (USD/MMBTU) será establecido por la Secretaría de Gobierno de Energía.
- Otras cuestiones relevantes
- La cesión de la autorización no está permitida.
- Si no se concretan los volúmenes asignados, el exportador deberá informarlo a los efectos de que la Subsecretaría notifique a aquellas empresas excluidas de la asignación para su eventual reasignación.
- De no cumplirse con ese deber informativo, el Régimen prevé una penalización equivalente a la pérdida de un volumen equivalente a los volúmenes no exportados en futuras convocatorias para exportación en condición firme.
- La falta de pago de los montos resultantes del mecanismo de sustitución de energía acarrea la inhabilitación para exportar por el término de 24 meses desde dicho incumplimiento.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.