Programa RenovAr – MiniRen/Ronda 3

El día 15 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 100/2018 (la “Resolución”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (en adelante, la “SGE”).

Por esta Resolución se da inicio al proceso de Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para la contratación en el mercado eléctrico mayorista (“MEM”) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación, denominado el Programa RenovAr – MiniRen/Ronda 3 - (en adelante, la “Convocatoria”), con el fin de celebrar contratos de abastecimientos de energía eléctrica renovable (“PPA” por sus siglas en inglés) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).

Como Anexo a dicha Resolución se acompaña el Pliego de Bases y Condiciones Generales que regirá la Convocatoria (el “PBC”).

Los aspectos más salientes de la Convocatoria y el PBC son resumidos a continuación:

Cronograma Período de consultas: 14/11/2018 – 18/02/2019
Presentación de las ofertas: 27/03/2019
Calificación de ofertas: 7/05/2019
Adjudicación: 17/05/2019
Firma de contratos: 20/05/2019 – 8/11/2019
Potencia requerida por tecnología Eólica/Solar Fotovoltaica: 350 MW
Biomasa: 25 MW
Biogás: 10 MW
Biogás de Relleno Sanitario: 5 MW
PAH: 10 MW
Requerimientos por tecnología
Eólica S.F. Biomasa Biogás B.R.S. PAH
Potencia mínima (MW) 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Potencia máxima (MW) 10 10 10 10 10 10
COD máximo (días) 730 730 1095 1095 1095 1095
Precio máximo de adjudicación (USD/MWh) 60 60 110 160 130 105
Personas capacitadas para ser oferentes • Personas humanas
• Personas jurídicas locales y extranjeras
• Uniones Transitorias
• Fideicomisos
PPA - prioridad de pago y de despacho • El PPA tendrá un plazo total de veinte (20) años desde COD. Sin perjuicio de ello, concluido el décimo año contado a partir del COD, se faculta al vendedor a rescindir el contrato, en cualquier momento, sin penalidades aplicables.
• Los PPAs tendrán la misma prioridad de pago que la correspondiente a los PPAs de RenovAr 1, 1.5 y 2.
• Los proyectos de RenovAr 3 no gozarán de prioridad de despacho frente a otras centrales de generación, autogeneración o cogeneración renovable que operen en el MEM, ante eventos de congestión de la red.
Garantías de pago – FODER • El FODER garantizará el pago por energía bajo los PPAs adjudicados por un plazo de noventa (90) días, a través de la cuenta de garantía de pago RenovAr 3. A tales fines, los adjudicatarios suscribirán un acuerdo de adhesión al FODER.
• El Banco de la Nación y el BICE otorgarán una fianza por un valor máximo de USD 35.000.000.
• No se prevé contra garantizar las obligaciones asumidas por el FODER con garantía del Banco Mundial.
Política de Integridad • Los oferentes deberán acreditar, junto con su oferta, que cuentan con un programa de integridad adecuado para la prevención, detección y corrección de los riesgos previstos en la Ley N° 27.401 de responsabilidad penal empresaria.
Cuestiones generales a tener en cuenta • A diferencia de las rondas anteriores, se habilita la participación de fideicomisos y uniones transitorias de empresas en calidad de oferentes.
• También se habilita la posibilidad de llevar a cabo proyectos híbridos, siempre y cuando se trate de tecnología eólica y solar fotovoltaica.
• Se exige la presentación de una Carta de Acuerdo de Conexión Técnica y Comercial suscripta con el Agente Distribuidor y, de corresponder, por el Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (“PAFTT”).
• Exceptuando el caso de la provincia de Buenos Aires, no podrá adjudicarse un monto superior a 20 MW por Provincia.

Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.


Generación de energía eléctrica: Importantes novedades en materia de combustibles

El 7 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 70/2018 (en lo sucesivo, la “Resolución”), dictada por la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación, con importantes implicancias sobre la provisión de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, por cuanto esta Resolución deroga parcialmente la Resolución 95/2013 dictada por la ex Secretaría de Energía (“SE”), y habilita la gestión del combustible por parte de los generadores.

A partir de la Resolución SE 95/2013, CAMMESA fue establecida como el proveedor único de combustible necesario para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes térmicas.

Por lo tanto, con el dictado de esta Resolución -con efectos derogatorios sobre aquélla, en lo que a la provisión de combustibles de manera centralizada por CAMMESA se refiere- los generadores, cogeneradores y auto generadores del mercado eléctrico mayorista (“MEM”) pueden procurarse -por sus propios medios, de manera directa o indirecta, en este caso mediante la celebración de contratos a término con terceros proveedores- el combustible necesario para su operación.

De esta manera, con la promulgación de esta Resolución, la Secretaría de Gobierno de Energía ha decidido liberalizar el mercado de abastecimiento de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, procurando satisfacer los criterios de razonabilidad y eficiencia que deben regir la definición del MEM, retornando a los criterios y bases sentados en la Ley 24.065.

Así, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) ya no es la única proveedora de combustibles destinados a la generación, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica.

A continuación, se exponen ciertas cuestiones de relevancia e interés relacionadas con la Resolución:
 
1) Derogación parcial de la Resolución SE 95/2013

La Resolución tiene por objeto derogar -por vía de la sustitución- el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013. Dicho artículo centralizaba en CAMMESA la gestión comercial y el despacho de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica.

Ahora, como consecuencia de la Resolución, los Agentes Generadores, Cogenerados y Auto generadores del MEM se encuentran facultados a procurarse por sí mismos el abastecimiento del combustible propio destinado a sus respectivas actividades. Y se prevé que los nuevos costos de generación en los que incurran los agentes mencionados, como consecuencia de la gestión de su propio combustible, serán valorizados de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los costos variables de producción de CAMMESA.

No obstante las dos alternativas previstas -provisión del combustible por CAMMESA o por los medios elegidos por los agentes generadores, cogeneradores y auto generadores- la Resolución aclara que CAMMESA continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos agentes que no hagan (o no puedan hacer uso) de la facultad prevista en la Resolución.

Se aclara también que el ejercicio de esta facultad no alterará los compromisos ya asumidos por los Agentes Generadores en el marco de los respectivos contratos de abastecimiento celebrados con CAMMESA.

Finalmente se espera que, en el corto plazo, la Secretaría de Gobierno de Energía o sus órganos inferiores dicte normas complementarias y/o aclaratorias, que precisen aspectos técnicos del ejercicio de la facultad reconocida a los Agentes Generadores de adquirir su propio combustible para la generación de energía eléctrica.

2) Nuevas oportunidades

Como es de público conocimiento, la evolución tecnológica de los últimos años ha permitido que los recursos hidrocarburíferos no convencionales que se encuentran disponibles en yacimientos como Vaca Muerta hayan generado un gran interés por parte de las empresas productoras de hidrocarburos.

Si bien es notorio el desarrollo que ha tenido este sector en los últimos años en Argentina, es importante tener en cuenta que el potencial de Vaca Muerta aún no ha sido alcanzado y se proyecta que en los próximos años la producción actual de shale gas de Vaca Muerta se incremente en forma exponencial.

Este aumento en la productividad de los proyectos gasíferos de Vaca Muerta provocará un aumento lineal en la oferta de gas natural en el mercado interno argentino. A su vez, se espera que este aumento en la oferta de gas natural haga surgir interesantes condiciones de competitividad para tal mercado.

La posibilidad de negociar libremente la provisión del combustible destinado a la generación de energía eléctrica sin intervención de CAMMESA habilitada por la Resolución ante un escenario de aumento de producción de gas natural y condiciones crecientes de competitividad permitirá que los Agentes Generadores del MEM tornen su actividad más eficiente.
 
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.


Energías Renovables: Reglamentación de la Ley Nº 27.424 de Generación Distribuida

El 1 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto Reglamentario 986/2018 (el “Decreto”) de la Ley 27.424 de Régimen de Fomento de la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica y su modificatoria (la “Ley”), que fuera sancionada en noviembre del año 2017 -y publicada el 27 de diciembre de ese mismo año-.

La Ley estableció las políticas y condiciones contractuales para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables por parte de usuarios de la red de distribución, con eventual inyección de excedentes a la red, y al propio tiempo calificó a esta actividad como de interés nacional. Asimismo, reiteró la relevancia del principio de acceso abierto a la red -principio general ya contemplado en el marco regulatorio eléctrico- y determinó, en cabeza de los concesionarios del servicio público de distribución de energía eléctrica, la obligación de facilitar el acceso a su red, asegurando su libre acceso.

El Decreto, por su parte, reglamenta las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución para su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red, así como la obligación de los prestadores del servicio público de distribución de facilitar dicha inyección.

El Decreto menciona que las medidas a implementar en el marco de la Ley se orientarán a alcanzar la instalación de un total de mil megavatios (1000 MW) de potencia de generación distribuida de fuentes renovables dentro de un plazo de doce (12) años, es decir, para el año 2030.

A continuación, se efectúa una descripción de los aspectos de mayor relevancia del Decreto:

1) Autoridad de aplicación

  • Se designa a la Secretaría de Gobierno de Energía, dependiente del Ministerio de Hacienda de la Nación, como autoridad de aplicación de la Ley y el Decreto (la “Autoridad de Aplicación”), con facultades para dictar normas aclaratorias y complementarias.
  • La Autoridad de Aplicación establecerá los requisitos técnicos que deberán cumplir los Usuarios-Generadores para generar energía eléctrica para autoconsumo e inyectar los excedentes a la red de distribución y también definirá las categorías de éstos, en base a parámetros técnicos.
  • También difiere, para una reglamentación posterior, la definición acerca de los requisitos relativos a la evaluación técnica y de seguridad que el distribuidor deberá realizar sobre la red de distribución, equipos de generación distribuida y elementos asociados que deban ser instalados.
  • Por último, se dispone que la Autoridad de Aplicación definirá los términos y condiciones generales del Contrato de Generación Eléctrica Distribuida a suscribir entre el usuario-generador y el distribuidor y establecerá el plazo máximo a partir de la aprobación técnica en el que deba celebrarse.

2) Sujetos alcanzados

  • El derecho a instalar y conectar equipamiento para la generación distribuida de los usuarios conectados a la red de distribución deberá ejercerse de acuerdo con lo que establece el Decreto y la normativa que en un futuro se dicte.
  • Los usuarios que deseen conectar equipos de generación distribuida por una potencia mayor a la que tengan contratada deberán solicitar una autorización especial.
  • Las distintas categorías de usuario-generador en función de la magnitud de potencia de demanda contratada y capacidad de generación a instalar serán definidas por la Autoridad de Aplicación.

3) Autorización de conexión

  • Para obtener la autorización de conexión, los usuarios interesados en instalar un equipo de generación distribuida conectado a la red de distribución deberán seguir el procedimiento que la Autoridad de Aplicación establezca.
  • Dicho procedimiento contemplará, entre otras, las siguientes etapas:

    • Análisis de viabilidad de conexión en función de la red de distribución y las características de los equipos de generación distribuida que se deseen instalar.
    • Verificación de la instalación realizada.
    • Celebración de un contrato de generación eléctrica distribuida.
    • Instalación de equipo de medición bidireccional.
    • Conexión a la red de distribución.
  • La Autoridad de Aplicación establecerá los requisitos relativos a la evaluación técnica y de seguridad que el distribuidor realizará sobre la red de distribución y los equipos de generación distribuida.
  • Una vez aprobada la evaluación técnica y de seguridad, el usuario-generador y el distribuidor suscribirán un contrato de generación eléctrica distribuida, cuyos términos y condiciones generales -como ya se indicó- serán definidos por la Autoridad de Aplicación.
  • Celebrado el contrato de generación eléctrica distribuida y habilitada la conexión, la Autoridad de Aplicación emitirá un certificado que documente el cumplimiento de los requisitos aplicables y la fecha de conexión al medidor bidireccional.

4) Esquema de facturación

El Decreto, siguiendo los lineamientos de la Ley, adopta un esquema de facturación de balance neto, definido como aquel sistema que compensa en la facturación los costos de la energía eléctrica demandada con el valor de la energía eléctrica inyectada a la red de distribución conforme el sistema de facturación que establezca la reglamentación.

A tal fin, cada distribuidor efectuará el cálculo de compensación y administrará la remuneración por la energía inyectada bajo el modelo de balance neto de facturación y de acuerdo con lo establecido a continuación:

  • El distribuidor comprará, reconocerá y, en caso de corresponder, abonará al usuario-generador toda la energía que este inyecte a la red de distribución generada a partir de fuentes renovables.
  • La “Tarifa de Inyección” será el precio de compra de la energía eléctrica, incluida la tarifa de transporte en el Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”), por parte del distribuidor.
  • Esta compensación será valorada en pesos y deberá realizarse en la factura correspondiente al período en el que se realizó la inyección.
  • En caso de que exista un excedente a favor del usuario-generador, el mismo configurará un crédito para la facturación de los períodos siguientes. De persistir dicho crédito, el usuario-generador podrá solicitar al distribuidor la retribución del saldo favorable que pudiera haberse acumulado. El distribuidor deberá liquidar el saldo favorable en, al menos, dos instancias anuales fijas.
  • Los créditos podrán cederse para usuarios conectados al mismo distribuidor e imputables a ciertos beneficios fiscales, que se explican con mayor detalle más abajo.

5) FODIS

  • La Ley había creado el fondo fiduciario denominado como Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (el “FODIS”), que se rige por las disposiciones de la Ley y del Decreto, por la normativa de implementación que dicte la Autoridad de Aplicación, por el contrato de fideicomiso respectivo y por la legislación aplicable.
  • Los principales lineamientos del Decreto con respecto al FODIS son:

    • Partes del FODIS: La Autoridad de Aplicación actúa como fiduciante y fideicomisario del FODIS, mientras que el fiduciario será una entidad financiera pública, a ser determinada en el futuro. Los beneficiarios del FODIS se indican debajo.
    • Asignación de fondos: la Autoridad de Aplicación podrá establecer mecanismos de reserva de asignación de fondos para los usuarios-generadores que hayan adherido a la Ley, para lo que deberán tomar en consideración la tecnología, potencia, cantidad de usuarios del sistema eléctrico de la jurisdicción que corresponda, entre otros criterios.
    • Beneficiarios del FODIS: serán beneficiarios del FODIS quienes presenten proyectos de generación de energía en el punto de consumo a partir de fuentes renovables y resulten aprobados por las autoridades del FODIS (los “Beneficiarios FODIS”).
    • Objeto: el FODIS cumplirá su objeto y finalidad mediante la aplicación de los bienes fideicomitidos a:

      • El otorgamiento de incentivos no tributarios a la generación distribuida de energía renovable –incluyendo, a título enunciativo, la instrumentación de un precio adicional de incentivo a la energía inyectada o generada por los Beneficiarios FODIS–.
      • El otorgamiento de beneficios a los Beneficiarios FODIS –por ejemplo, mediante bonificaciones sobre el costo de capital para la adquisición de equipos de generación distribuida–.
      • El otorgamiento de garantías o avales a favor de Beneficiarios FODIS o terceros tales como proveedores de equipamiento, de servicios o de financiamiento, entre otros.
      • La realización de aportes de capital o contribuciones a los Beneficiarios FODIS.
      • El otorgamiento de préstamos.
    • Bienes fideicomitidos: los bienes fideicomitidos estarán compuestos por:

      • Los recursos provenientes del presupuesto nacional destinados al FODIS se depositarán según lo establezca la Autoridad de Aplicación en cuentas fiduciarias del FODIS. Para el año 2018 en curso, la Ley previó un presupuesto de PESOS QUINIENTOS MILLONES ($500.000.000).
      • El recupero del capital; los intereses, multas, cargos, costos, gastos administrativos y cualquier otro monto que el FODIS tenga derecho a cobrar en virtud de las financiaciones otorgadas; y los derechos, garantías o seguros que el FODIS obtenga de los Beneficiarios FODIS o terceros serán considerados bienes fideicomitidos.
    • Instrumentos: el otorgamiento de préstamos para la implementación de sistemas de generación distribuida a partir de fuentes renovables se regirá según los parámetros que determine el FODIS. En cuanto a las bonificaciones de tasa de interés de créditos, las mismas podrán realizarse directamente a los Beneficiarios FODIS o indirectamente a través de acuerdos con entidades financieras. Por su parte, los bienes fideicomitidos del FODIS podrán ser aplicados a financiar la difusión, investigación y desarrollo de tecnologías para implementar generación distribuida de fuente renovable.

6) Beneficios promocionales

  • El otorgamiento de beneficios promocionales estará disponible para los usuarios-generadores de las jurisdicciones que hubieran adherido al régimen de la Ley y siempre que los interesados hayan cumplido los requisitos generales, técnicos y de seguridad aplicables.
  • La Autoridad de Aplicación establecerá las condiciones y los procedimientos que deberán cumplirse para el otorgamiento de los beneficios promocionales.
  • La Autoridad de Aplicación establecerá el procedimiento por el que los Beneficiarios FODIS podrán solicitar el certificado de crédito fiscal para ser aplicado al pago de impuestos nacionales.
  • La Autoridad de Aplicación y la AFIP regularán las formas y condiciones de emisión, utilización y los efectos derivados de cancelación. El certificado de crédito fiscal no podrá ser utilizado para cancelar obligaciones derivadas de la responsabilidad sustitutiva o solidaria de los contribuyentes por deudas de terceros o de su actuación como agentes de retención o percepción.
  • Los créditos y otros beneficios promocionales de la Ley podrán otorgarse durante el plazo de doce (12) años contados desde la fecha de entrada en vigor del Decreto.

7) FANSIGED:

  • El Ministerio de Producción y Trabajo (el “MPyT”) establecerá los requisitos, formalidades y reglamentaciones técnicas relativas al Régimen de Fomento para la Fabricación Nacional de Sistemas, Equipos e Insumos para Generación Distribuida (el “FANSIGED”), creado por la Ley.
  • Se considerarán actividades de investigación, diseño y desarrollo y, por ende, estarán beneficiadas por el FANSIGED, la asistencia técnica para la investigación y el desarrollo de nuevos prototipos o la incorporación de mejoras en el diseño del producto.
  • El MPyT establecerá los requisitos y procedimientos que los interesados deberán cumplimentar para acogerse a los distintos instrumentos, incentivos y beneficios que la Ley prevé.
  • Las Micro, Pequeñas y Medianas empresas que cumplan con los requisitos previstos en la Ley y deseen adherir al FANSIGED deberán contar con el Certificado PyME y presentar la documentación correspondiente que acredite la facturación y la composición accionaria de la empresa.

8) Beneficios fiscales e incentivos

Son integrantes del FANSIGED los siguientes instrumentos, incentivos y beneficios:

  • Certificado de crédito fiscal sobre la inversión en investigación y desarrollo, diseño, bienes de capital, certificación para empresas fabricantes. El procedimiento para su obtención será determinado por el MPyT y la AFIP conjuntamente.
  • Amortización acelerada del impuesto a las ganancias, por la adquisición de bienes de capital para la fabricación de equipos e insumos destinados a la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables, con excepción de automóviles, en las condiciones que oportunamente establezcan los MPyT y Ministerio de Hacienda.
  • Devolución anticipada del impuesto al valor agregado por la adquisición de los bienes aludidos en el punto precedente, cuyo procedimiento también será determinado por el MPyT y Ministerio de Hacienda.
  • Acceso a financiamiento de la inversión con tasas preferenciales, según lo que establezca el MPyT.
  • Acceso al Programa de Desarrollo de Proveedores, según lo que establezca el MPyT.

9) Régimen de penalidades

Por último, el Decreto dispone que el régimen sancionatorio por incumplimientos por parte del distribuidor de los plazos establecidos respecto de las solicitudes de información y autorización, así como de los plazos de instalación de medidor y conexión del usuario-generador será penalizado y resultará en una compensación a favor del usuario-generador según las sanciones establecidas por el ente regulador de cada jurisdicción.

 
El próximo paso para la implementación práctica de la normativa general en materia de generación distribuida es la emisión de las normas específicas por parte de la Autoridad de Aplicación que, según se ha anunciado, sería inminente.

Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados, y estamos siguiendo este proceso (y futuras reglamentaciones o dictado de normativa complementaria) con mucha atención.


Contratos de Participación Público-Privada – Pliegos Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional: Obras de Transmisión Eléctrica

El 21 de septiembre de 2018 se publicó en el sitio web de la Secretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”) el pliego preliminar de bases y condiciones generales (el “Pliego Preliminar”), para el procedimiento de selección del contratista (el “Contratista PPP”), quien tendrá a su cargo la construcción del proyecto “Línea de Extra Alta Tensión (el “LEAT”) en 500 kV y Estación Transformadora (“ET”) Río Diamante – Nueva ET Charlone, Estaciones Transformadoras y Obras Complementarias en 132 kV” (el “Proyecto”), a ser ejecutado bajo el programa de Participación Público-Privada (“PPP”).

Junto con el contrato de Participación Público-Privada (el “Contrato PPP”), el Pliego Preliminar y sus Anexos, estos documentos –preliminares, por cierto– contienen las principales características aplicables al Proyecto a la fecha.

Según los documentos antes mencionados, el adjudicatario celebrará un Contrato PPP de un plazo de duración de quince (15) años en total. El Contrato PPP comprende: (i) una etapa de construcción –que es el período comprendido entre la fecha de suscripción del Contrato PPP y la fecha de la habilitación comercial (el “COD”) del Proyecto, cuyo plazo máximo es de 36 (treinta y seis) meses desde la firma del Contrato PPP–; y (ii) una etapa de servicios de operación y mantenimiento –que comienza con el COD y finaliza al terminar la duración del Contrato PPP–.

La contraprestación total por la construcción del Proyecto (el “Monto Total Requerido”) será pagada mediante la emisión de (i) Canon por TPI (equivalente al 90% del Monto Total Requerido) y (ii) Canon Residual (equivalente al 10% restante). Para información adicional respecto de la remuneración del Contratista PPP, por favor ver el punto 10 debajo.

Las autoridades relevantes en relación con el Proyecto son: (i) la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”); y (ii) Integración Energética Argentina S.A. (el “Ente Contratante”), continuadora de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

La licitación se ajustará al cronograma que se defina en el pliego de bases y condiciones definitivo. A la fecha, el Pliego Preliminar no indica fechas o períodos de consulta o de presentación de ofertas. Tampoco se ha informado respecto a la realización de un proceso de consulta pública ni a los plazos previstos a tal fin.

A continuación, se indican algunos de los aspectos más salientes del Pliego Preliminar.

Se destaca especialmente que, dado el carácter de los documentos y el hecho de que la SPPP continuará publicando información complementaria y adicional sobre el Proyecto, la información expuesta en este informe corresponde a los documentos públicos a la fecha y podrá ser actualizada en cualquier momento. En tal sentido, continuaremos con el seguimiento de este proceso e informaremos de cualquier actualización relevante no bien ella sea pública.

1) Modalidad

La elección del Contratista PPP será previa sustanciación de un proceso de licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple, de manera que la evaluación y comparación de los oferentes se realizará en dos fases: la primera fase comprende la oferta técnica, mientras que la segunda, la oferta económica. A tal fin, el oferente deberá presentar dos sobres (uno por cada fase).

2) Normativa aplicable

La normativa y documentos aplicables al Proyecto son los siguientes: (i) Ley 27.328 de PPP y su Decreto Reglamentario 118/2017; (ii) Ley 27.431 de Presupuesto para el Ejercicio 2018 y su Decreto Reglamentario 153/2018; (iii) la Ley de Presupuesto para el Ejercicio 20191; (iv) el Contrato PPP; (v) el acuerdo y reglamento del Fideicomiso Marco PPP Ley 27.431; (vi) el contrato de Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica; (vii) el convenio de adhesión al contrato de Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica; (viii) la Disposición SPPP Nº 1/2017; (ix) la Resolución SPPP 1/2018; y (x) normativa específica del marco regulatorio eléctrico, a saber, (a) las Leyes 15.336 y 24.065 y sus respectivos decretos reglamentarios, y (b) Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (conjunto de resoluciones que regulan el funcionamiento del mercado eléctrico (dictadas a partir de la Resolución 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica y sucesivamente modificadas hasta la fecha).

3) Documentos de la licitación

El pliego de bases y condiciones definitivo podrá consultarse en la página web de la SPPP. Las consultas podrán efectuarse hasta quince (15) días hábiles anteriores a la fecha que se determine para la presentación de las ofertas.

La SGE podrá elaborar circulares aclaratorias o modificatorias del Pliego. Estas circulares deberán ser comunicadas a todos los interesados con anterioridad a la fecha que se determine para la presentación de las ofertas.

4) Oferentes

  • Capacidad: los oferentes deberán tener (i) domicilio en la República Argentina, (ii) sede principal de sus negocios en la República Argentina, o (iii) sucursal en el país debidamente registrada.
  • Limitaciones: una misma persona física o jurídica no podrá integrar distintos oferentes para el Proyecto. No obstante, un oferente podrá estar integrado por dos o más personas jurídicas, en cuyo caso todos los integrantes serán responsables en forma solidaria e ilimitada frente a la SGE.
  • Objeto social y duración: el objeto social de toda persona jurídica que se presente como oferente o como integrante de un oferente deberá ser lo suficientemente amplio como para permitirle participar como accionista del Contratista PPP, y su duración deberá ser superior en, al menos, tres (3) años al plazo de duración del Contrato PPP.
  • Impedimentos o inhabilidades: no podrán asumir la condición de oferentes o Contratistas PPP quienes: (a) no tengan capacidad o legitimación para contratar con el Estado o con el Ente Contratante; (b) hayan actuado como asesores en la implementación del Proyecto; (c) sean funcionarios públicos dependientes de la SGE o del Ente Contratante, o sean una sociedad a la que un funcionario esté vinculado; (d) estén comprendidos en alguna de las prohibiciones establecidas en el Decreto Nº 202/2017; (e) tengan un proceso concursal en trámite; (f) hayan incumplido un contrato celebrado con el Estado Nacional o con el sector público nacional en un período de tres (3) años desde la publicación de la convocatoria a licitación; (g) hayan recibido sanciones por violación a normas ambientales; (h) adeuden créditos a la Administración Federal de Ingresos Públicos; (i) estén procesados o condenados por alguno de los delitos previstos en los títulos XI, XII y XIII del Código Penal de la Nación; (j) estén constituidos bajo una Unión Transitoria de Empresas o por Agrupaciones de Colaboración; y (k) se encuentren en mora en el pago de sumas de dinero ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).
  • Componente nacional: los oferentes, al presentar sus ofertas, asumen el compromiso, en caso de resultar adjudicados, de cumplir con lo previsto en el artículo 12 de la Ley de PPP respecto de componente nacional de bienes y servicios.
  • Capital social mínimo: el eventual Contratista PPP deberá suscribir un capital social de, al menos, el equivalente al 0,1% del Monto Total Requerido de acuerdo con el siguiente detalle:
    1. A la fecha de firma del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 25% de su capital social.
    2. A los seis (6) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 50% de su capital social.
    3. A los doce (12) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 75% de su capital social.
    4. Finalmente, a los dieciocho (18) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar el 100% de su capital social.

5) Proyecto de referencia y proyecto alternativo

El proyecto de referencia comprende el diseño, la construcción, la ampliación, el mantenimiento y la operación del Proyecto, de acuerdo con las especificaciones técnicas a las que el eventual Contratista PPP deberá ajustarse y que constan en los Anexos V, VI, VII, VIII, IX y X del Pliego Preliminar (el “Proyecto de Referencia”).

Los oferentes deben indicar expresamente en sus respectivas ofertas si adoptan el Proyecto de Referencia o si proponen alternativas para algunas de sus partes, en cuyo caso deberán adjuntar a sus ofertas un detalle en el que se indique cuál es el alcance técnico de su proyecto alternativo (el “Proyecto Alternativo”). Los proyectos alternativos deben ajustarse a las condiciones técnicas mínimas que se exponen en el Anexo V del Pliego Preliminar.

En caso de que un Proyecto Alternativo resulte adjudicado, el Contratista PPP deberá presentar y obtener la aprobación de los estudios eléctricos equivalentes a los incluidos en el Anexo IX del Pliego Preliminar.

Si se determina que un Proyecto Alternativo no cumple con las condiciones técnicas del Pliego Preliminar o no se logra obtener la aprobación de CAMMESA, el Contratista PPP deberá adoptar el Proyecto de Referencia al mismo Canon Anual (conforme dicho término se define más adelante) que el ofrecido para el Proyecto Alternativo que no resulta viable.

6) Formalidades de las ofertas

La presentación de la oferta implicará para los oferentes asignar el carácter de declaración jurada a toda la información y documentación que consignen y/o acompañen. Las ofertas deberán presentarse en original o en copia certificada.

La documentación que los oferentes deberán presentar es la siguiente:

  • Sobre Nº 1: en el primer sobre se incluirá la oferta técnica de los oferentes, que deberá estar compuesta por: (i) documentación legal sobre el oferente y su capacidad jurídica; (ii) documentación que acredite capacidad y calidad técnica; y (iii) documentación que acredite capacidad financiera.

    Con respecto al punto (ii), el Pliego Preliminar establece que los oferentes, o los integrantes de los oferentes de manera conjunta, deberán acreditar el cumplimiento de los siguientes requisitos:

    1. Antecedentes en construcción de LEAT y ET:
      Requisitos Mínimo aceptable
      i. Proyecto de obras civiles y montajes mecánicos y electromecánicos de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET, que operen con una tensión igual o superior a 500kV, con estructuras metálicas reticuladas, incluidos los sistemas de control y protección y telecomunicaciones, en los últimos veinte (20) años. - Longitud de las LEAT no inferior a doscientos cincuenta (250) kilómetros.
      - 1 ET
      - 1 Proyecto en los últimos diez (10) años
      ii. Obras civiles y montajes mecánicos y electromecánicos de ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV, con estructuras metálicas reticuladas, en los últimos veinte (20) años. - Longitud de las LEAT no inferior a doscientos cincuenta (250) kilómetros.
      - 1 ET
      - 1 Proyecto en los últimos diez (10) años

    2. Antecedentes en prestación de servicios de operación y mantenimiento de LEAT y ET:
      Requisitos Mínimo aceptable
      i. Mantenimiento sobre líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV en los últimos veinte (20) años. Cinco (5) años
      ii. Operación de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV en los últimos veinte (20) años. Cinco (5) años

    3. Antecedentes de ingeniería de detalle:
      Requisitos Mínimo aceptable
      i. Elaboración de estudios y proyectos eléctricos para instalaciones de 500 kV Un proyecto de al menos doscientos cincuenta (250) kilómetros

      Para acreditar estos requisitos se deberá acompañar contratos o certificados otorgados por los comitentes que avalen las tareas efectuadas. En caso de acompañar certificados, los mismos deben incluir las fechas, los plazos contratados y los plazos de entrega real de las instalaciones.

      Con respecto a los requisitos enunciados en el punto b), el Pliego Preliminar establece que, en caso de que el oferente no cuente con experiencia propia en operación y mantenimiento, deberá prever la subcontratación de estos servicios y, a su vez, acreditar el cumplimiento de estos requisitos respecto del subcontratista.

  • Sobre Nº 2: en el segundo sobre se incluirá la oferta económica, la que se formalizará mediante el formulario que se incluye en el Anexo IV del Pliego Preliminar.

    En la oferta económica se deberá ofertar un monto en dólares por canon anual (el “Canon Anual”)2. La comisión evaluadora de las ofertas dará preferencia al oferente que haya ofertado el menor Canon Anual.

7) Garantías

El Pliego Preliminar prevé la constitución de las siguientes garantías: (i) de mantenimiento de oferta, (ii) de cierre financiero y (iii) de obra.

Las garantías deberán ser constituidas por el Contratista PPP a beneficio de la SGE como garantías a primer requerimiento, bajo las siguientes modalidades: (i) depósito bancario, (ii) garantía bancaria o (iii) carta de crédito o stand-by letter of credit.

  • Garantía de mantenimiento de oferta:
    1. Monto: quince millones de dólares estadounidenses (US$ 15.000.000).
    2. Condiciones de emisión: en caso de que el oferente se encuentre integrado por más de una persona jurídica, la garantía de mantenimiento de oferta deberá ser emitida a nombre del Accionista Controlante del oferente.
    3. Ejecución: la SGE ejecutará esta garantía en caso de que el oferente: (i) comunicase su desistimiento o retiro de su oferta antes de la caducidad del plazo de ciento veinte (120) días de mantenimiento de esta; (ii) falseare información consignada con carácter de declaración jurada; (iii) no firme el Contrato PPP; o (iv) no suministrare las garantías de obra y de cierre financiero en conformidad con lo que el Contrato PPP prevea.
    4. Plazo: ciento veinte (120) días corridos contados a partir de la fecha de recepción y apertura de los Sobres Nº 1, con renovación automática.
    5. Devolución: una vez suscripto el Contrato PPP por el oferente adjudicatario.
  • Garantía de cierre financiero:
    1. Exigibilidad y plazo de vigencia: esta garantía deberá ser constituida al momento de la firma del Contrato PPP y permanecer vigente hasta la notificación de la decisión del Ente Contratante aceptando el cierre financiero o hasta cumplirse todos los plazos previstos en la definición de fecha programada de cierre financiero, lo que ocurra primero.
    2. Monto inicial: 2% del Monto Total Requerido por Canon por TPI.
    3. Incremento: en caso de que no se produjera el cierre financiero dentro de los seis (6) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá incrementar esta garantía en un 0,25%, es decir, a un monto equivalente al 2,25% del Monto Total Requerido por Canon por TPI. De no concretarse el cierre financiero a los 9 meses, la garantía deberá ser incrementada al 2,75%.
    4. Ejecución: el Ente Contratante podrá ejecutar la garantía de cierre financiero en caso de que (a) el Contratista PPP no alcance el cierre financiero en un plazo de seis (6) meses contados a partir de la suscripción del Contrato PPP (incluyendo prórrogas de hasta un máximo de doce (12) meses en total), y/o (b) el Contratista PPP no extienda o renueve la garantía de cierre financiero.
  • Garantía de obra:
    1. Exigibilidad y plazo de vigencia: esta garantía deberá ser constituida al momento de la firma del Contrato PPP y mantenerse vigente hasta el vencimiento del plazo de un (1) año desde el COD del Proyecto.
    2. Monto inicial – dos tramos: el monto de esta garantía será equivalente: (a) desde la fecha de suscripción del Contrato PPP y hasta el cierre financiero, al 2,5% del Monto Total Requerido por Canon por TPI; y (b) desde el cierre financiero hasta el vencimiento del plazo de un (1) año desde el COD del Proyecto, al 4,5% del Monto Total Requerido por Canon por TPI.
    3. Incremento y renovación: no se prevé el incremento de esta garantía ante un COD tardío; sí se contempla su renovación por plazos sucesivos ante un COD tardío.
    4. Ejecución: la garantía de obra podrá ser ejecutada total o parcialmente en los siguientes casos: (i) aplicación de multas al Contratista PPP que no fuesen abonadas en tiempo y forma; (ii) incumplimiento del Contratista PPP de indemnizar al Ente Contratante por daños y perjuicios relacionados con la ejecución del Proyecto que resulten en una obligación de pago a su cargo; (iii) incumplimiento del Contratista PPP de abonar cualquier cargo o penalidad debida en caso de extinción anticipada del Contrato PPP; (iv) incumplimiento del Contratista PPP de pagar cualquier monto que se determine mediante recomendación de un panel técnico o laudo arbitral a favor del Ente Contratante; o (v) extinción del Contrato PPP por causa atribuible al Contratista PPP.

8) Constitución del Contratista PPP

El Pliego Preliminar establece que, previo a la suscripción del Contrato PPP, el adjudicatario deberá constituir al Contratista PPP como una sociedad anónima ante el registro público correspondiente para actuar como transportista independiente PPP de conformidad con Los Procedimientos y las exigencias del Contrato PPP.

El capital social del Contratista PPP deberá estar representado por dos clases de acciones: las acciones clase A y las acciones clase B. Ambas deberán ser acciones nominativas no endosables.

La sociedad anónima que constituya el adjudicatario deberá estar integrada de la siguiente manera: (i) en caso de que el adjudicatario esté conformado por una sola persona jurídica, el Contratista PPP debe tener como único socio a la persona jurídica que efectuó la oferta; o (ii) en caso de que el adjudicatario esté conformado por más de una persona jurídica, se deberán mantener en el Contratista PPP los mismos porcentajes de participación del oferente que resultó adjudicatario, debiendo el accionista controlante del oferente mantener la participación y los requisitos exigidos para ser accionista controlante en el Contratista PPP.

9) Transportistas adjudicatarias

El Pliego Preliminar establece que, en caso de que TRANSENER S.A. o TRANSBA S.A. resulten adjudicatarias, no tendrán derecho al cargo por supervisión. En tal supuesto, la supervisión del Proyecto estará a cargo de quien la SGE establezca mediante un procedimiento licitatorio futuro.

10) Remuneración del Contratista PPP

El Contrato PPP establece que los TPI serán emitidos trimestralmente durante la etapa de construcción del Proyecto, previa suscripción de las correspondientes actas de reconocimiento de avance de inversión (las “ARAI”) por tres meses consecutivos. Los TPIs emitidos se pagarán en veinticuatro (24) cuotas semestrales comenzando a los seis (6) meses luego del COD programado.

Con respecto al Canon Residual, a partir del COD del Proyecto el Contratista PPP presentará mensualmente al Ente Contratante la factura correspondiente al monto del Canon Residual por ese período. El Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica pagará el monto de la factura dentro de los quince (15) días de la recepción de una instrucción de parte del Ente Contratante.

  • Tanto el Canon por TPI como el Canon Residual serán emitidos en dólares estadounidenses.
  • El beneficiario de cada TPI será (1) el Contratista PPP, (2) el primer beneficiario designado por el Contratista PPP; o (3) cualquier persona que lo adquiera con posterioridad, pudiendo el Contratista PPP ceder los derechos emergentes de los TPIs libremente sin consentimiento previo del Ente Contratante.
  • Los Canon por TPI contemplarán veinticuatro (24) pagos iguales semestrales. En caso de demora en el pago, el monto impago devengará intereses a una tasa equivalente a doscientos (200) puntos básicos por encima del rendimiento correspondiente a los bonos ARG2026, ARG2027 y ARG2028N.
  • La primera fecha de pago de Canon por TPI será el primer día hábil del mes en que se cumplan cuarenta y dos (42) meses desde la fecha de suscripción del Contrato PPP -es decir, seis (6) meses luego del COD programado-.
  • Como los Canon por TPI se emiten en función del avance real del Proyecto que el Contratista PPP haya realizado, el Contratista PPP se podrá beneficiar de una ejecución de las obras con una celeridad mayor a la prevista en el respectivo plan de obra.
  • Los TPIs no se encuentran sujetos a ningún tipo de deducciones, reducciones o compensaciones. Asimismo, cada TPI otorga un derecho incondicional e irrevocable a recibir del Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica los pagos que allí se especifiquen.

11) Solución de controversias

En cuanto a los mecanismos de solución de controversias, el Contrato PPP prevé lo siguiente:

  • Negociaciones amistosas: en una primera instancia, cualquier controversia que surja entre las Partes deberá ser dirimida a través de negociaciones amistosas durante un plazo de treinta (30) días desde la comunicación fehaciente y por escrito por una parte a la otra.
  • Panel técnico: vencido el plazo de las negociaciones amistosas sin arribar a un acuerdo, las Partes deberán dirimir sus controversias mediante la intervención de un panel técnico.
  • Arbitraje:
    1. Sometimiento: en caso de que el panel técnico no se expida dentro de un plazo de noventa (90) días hábiles, cualquiera de las Partes podrá someter la controversia a arbitraje.
    2. Sede: la sede del arbitraje será en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo en los siguientes supuestos: (a) que la controversia no sea cuantificable; (b) que el valor en disputa sea mayor a US$ 10.000.000; o (c) que el accionista controlante o la mayoría de los accionistas controlantes sean extranjeros. En tales casos, la sede del arbitraje podrá ser la Ciudad Autónoma de Buenos Aires o un Estado que sea parte en la Convención sobre Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958).
    3. Composición: el tribunal arbitral estará compuesto por tres (3) miembros cuando la controversia no sea cuantificable o cuando el valor en disputa sea igual o mayor a US$ 10.000.000. En caso de que el valor de la disputa sea menor a US$ 10.000.000, el tribunal arbitral será unipersonal.
    4. Nacionalidad: el presidente del tribunal arbitral y el árbitro único –en caso de que el tribunal fuese unipersonal– no podrá tener la nacionalidad de ninguna de las Partes ni de cualquier accionista extranjero del Contratista PPP que tenga una participación accionaria directa o indirecta mayor al 10%.

12) Matriz de riesgos

El Proyecto contiene una matriz de riesgos, en donde se efectúa un reparto de aportes y riesgos entre las partes del Contrato PPP. Vale la pena mencionar que el Contratista PPP asumirá (1) el riesgo de constitución de servidumbres de electroducto (cfr. Ley Nº 19.552); (2) riesgo de COD; (3) riesgos ambientales; entre otros. Por su parte el Ente Contratante asume el riesgo de demanda y el riesgo de variación del tipo de cambio.


Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.

*****

1. Al día de la fecha, este proyecto de ley se encuentra sujeto a discusión en el Congreso de la Nación.
2. El Canon Anual es la variable de adjudicación del Contrato PPP y representa un monto equivalente a la doceava parte del Monto Total Requerido.


Contratos de Participación Público-Privada – Términos indicativos: Obras de transmisión eléctrica

El 10 de julio de 2018 se publicó en el sitio web de la Secretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”) un resumen ejecutivo (el “Resumen Ejecutivo”) que contiene las características del programa de Participación Público Privada (“PPP”), relacionados con la ejecución de obras de transmisión eléctrica bajo dicha modalidad (el “Proyecto”).

El Proyecto contempla la construcción de: (1) la línea de alta tensión en 500 kV, entre la estación transformadora Río Diamante y la futura estación transformadora Coronel Charlone; y (2) la futura estación transformadora Coronel Charlone, junto con los vínculos en 132 kV con las localidades de Laboulaye, Rufino, General Villegas, General Pico Sur y Realicó, y obras complementarias (todas ellas, las “Obras Principales”).

También se prevé la provisión de los Servicios O&M, durante el Período O&M (conforme ambos términos son definidos más adelante).

El Proyecto ha sido diseñado bajo el esquema de PPP, contemplado en la Ley N° 27.328 y su Decreto reglamentario N° 118/2017, que contempla una modalidad de contratación alternativa a la Obra Pública y Concesión de Obra Pública (reguladas por las Leyes 13.064 y 17.520, respectivamente).

Los oferentes adjudicados celebrarán un contrato de PPP (el “Contrato PPP”), cuya contraparte será la Secretaría de Coordinación de Política Energética, que depende del Ministerio de Energía de la Nación (el “Ente Contratante” y el “ME”), y su objeto será la ejecución de las Obras Principales y la provisión de los Servicios O&M (conforme dicho término es definido más adelante).

El plazo del Contrato PPP será el que resulte de la sumatoria entre: (1) el período de construcción –que se extiende desde la fecha de suscripción del Contrato PPP hasta la fecha de habilitación comercial de las Obras Principales (el “Período de Construcción”), el cual no podrá ser mayor a 33 meses- y, (2) el período de provisión de los servicios de operación y mantenimiento (los “Servicios O&M”) –que se extiende desde la finalización del Período de Construcción y por un término de quince (15) años computado desde dicho hito (el “Período O&M”)-.

A continuación se indican las características y aspectos salientes del Proyecto. No obstante, cabe mencionar que la documentación disponible en el sitio web de la SPPP se encuentra aún sujeta a modificaciones.

Obras y Servicios comprendidos en el Proyecto

Como se indicó, el Proyecto comprende la expansión de la red de transmisión actualmente existente, por medio de la ejecución de las Obras Principales, las que deberán ser realizadas dentro del Período de Construcción, plazo que no podrá exceder los treinta y tres (33) meses desde la fecha de suscripción del Contrato PPP.

Durante el Período O&M, el Contratista PPP deberá proveer lo Servicios O&M, consistentes en la operación y mantenimiento de las Obras Principales luego de su habilitación comercial, de conformidad con las disposiciones del Contrato PPP, el marco regulatorio eléctrico, Los Procedimientos, y otra normativa de aplicación.

Marco regulatorio aplicable

El Contrato PPP se regirá por (1) la Ley N° 27.328 y su decreto reglamentario 118/2017, (2) la Ley N° 27.431, que aprobó el presupuesto general de la administración pública para el ejercicio del año 2018 en curso, y (3) normativa específica del marco regulatorio eléctrico, a saber, (a) las Leyes N° 15.336 y 24.065; (b) sus respectivos decretos reglamentarios, como el Decreto N° 1398/1992 y 186/1995, y (c) “Los Procedimientos”, que es un conjunto de numerosas resoluciones que regulan el funcionamiento del mercado eléctrico (dictadas a partir de la Resolución N° 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica y sucesivamente modificadas hasta la fecha).

La enunciación y aplicación directa de las normas referidas al marco regulatorio eléctrico - resulta ser toda una novedad, en comparación con similares proyectos llevados adelante bajo esta modalidad.

Estructura del Proyecto

El Contratista PPP deberá (1) ejecutar las Obras Principales, dentro del Período de Construcción, y (2) prestar los Servicios O&M, dentro del Período O&M; que serán remunerados diferenciadamente.

Así, se contempla, por una parte, separar la contraprestación por las Obras Principales de la contraprestación por los Servicios O&M, a fin de mitigar y aislar los riesgos inherentes a cada etapa.

Remuneración del Contratista PPP

Contraprestación por las Obras Principales

El Contratista PPP deberá optar por dos modalidades de pago excluyentes entre sí para la remuneración de las Obras Principales: (1) Canon por Títulos de Pago de Inversión (“TPI”) y Canon Residual, o (2) Canon Mensual.

Tal estructura es novedosa y difiere de la adoptada en proyectos PPP anteriores, en los cuales la remuneración del Contratista PPP por las Obras Principales provenía únicamente de la emisión de dichos TPIs, o mediante la emisión de títulos de pago por disponibilidad (“TPD”), para la etapa de explotación de la obra.

Canon por TPI y Canon Residual

Bajo la primera opción, el Contratista PPP recibirá una porción del monto total requerido TPI –cuyo máximo se fija en un 80%- a partir del cuarto (4) año del Contrato PPP, mediante la emisión de los TPIs, nominados en dólares estadounidenses y de carácter incondicional e irrevocable, según el avance real de la obra.

El 20% restante del monto total requerido será pagadero a partir de la habilitación comercial de la Obra –esto es, luego de la finalización del Período de Construcción-, en forma mensual y durante el Período O&M, mediante el canon residual (el “Canon Residual”).

Bajo esta modalidad:

  • El oferente deberá indicar el porcentaje de TPI requerido –no mayor al 80% del monto total requerido-.
  • Cada TPI –que, como se indicó, serán nominados en dólares y serán fijos, incondicionales, irrevocables e intransferibles- contemplará treinta (30) pagos semestrales en dólares, siendo la primer fecha de pago del TPI al mes treinta y nueve (39) de la fecha de suscripción del Contrato PPP, y el pago de intereses ante el atraso en los pagos.
  • Los TPIs serán emitidos por el Fideicomiso Individual Transmisión Eléctrica (ver debajo), por expresa instrucción del Ente Contratante, y será aquél el obligado al pago de dichos TPIs.
  • Con relación al Canon Residual, éste será pagadero en los mismo términos que el Canon Mensual (ver a continuación).

Pago mediante la modalidad de Canon Mensual

Bajo la segunda opción, el Contratista PPP percibirá la totalidad del monto requerido mediante un canon mensual (el “Canon Mensual”), a partir de la fecha de habilitación comercial de la Obra y durante todo el Período O&M.

Dicho Canon Mensual será facturado por el Contratista PPP al Ente Contratante, y será pagadero en ciento ochenta (180) cuotas iguales, mensuales y en dólares, por el Fideicomiso Individual Transmisión Eléctrica.

Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica

Se contempla la constitución de un fideicomiso PPP (el “Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica”), en el que: (i) el Estado Nacional, a través del ME, actuará como fiduciante; (ii) el Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (“BICE”), como fiduciario, (iii) Banco de Valores S.A., como administrador, y (iii) el Contratista PPP, como beneficiario.

El Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica se constituirá a los efectos de administrar los flujos necesarios para realizar los pagos correspondientes, ya sea a través de la emisión de los TPIs o bien, mediante el pago del Canon Mensual.

Las fuentes primarias de fondeo del Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica provendrán de los cargos relacionados con el Proyecto –provenientes de (1) los aportes que efectúe la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), en virtud de lo previsto en la Resolución de la ex Secretaría de Energía Eléctrica N° 1085/2017- y, (2) el aporte contingente del Estado Nacional, de modo tal que la cuenta de reserva de dicho fideicomiso tenga fondos iguales o mayores a un año calendario del monto de reserva requerido por el Contratista PPP. Dicho aporte contingente será incluido en la ley de presupuesto nacional de cada año.

Proceso de selección y requisitos de calificación

El proceso de selección se sustanciará mediante una licitación pública nacional e internacional, de etapa múltiple, en donde los oferentes deberán: (1) formular su oferta técnica y cumplir con los requisitos que a tal efecto prevea el pliego (experiencia en construcción de líneas de alta tensión, por ejemplo, tanto en Argentina como en el extranjero); y (2) presentar su oferta económica, en la que deberá indicar si su remuneración provendrá del (a) Canon por TPI y Canon Residual, o (b) Canon Mensual; y el monto total requerido.

La adjudicación recaerá sobre el oferente que indique el menor monto total requerido, abarcativa de la contraprestación por las Obras Principales y la provisión de los Servicios O&M.

Por último, cabe destacar que el Resumen Ejecutivo habilita la participación de las actuales concesionarias del servicio público de transporte, como parte de sus actividades no reguladas.

Garantías requeridas

Se prevé el otorgamiento de garantías de (1) mantenimiento de oferta (la “Garantía de Mantenimiento de Oferta”), (2) de cierre financiero (la “Garantía de Cierre Financiero”, al momento de suscripción del Contrato PPP), y (3) de Obra (la “Garantía de Obra”, al momento de suscripción del Contrato PPP), todas ellas ejecutables a primer requerimiento.

El plazo de la Garantía de Cierre Financiero será de seis (6) meses, prorrogable a opción del Contratista PPP, por hasta dos períodos sucesivos de tres (3) meses cada uno, hasta tanto se alcance el hito de cierre financiero. Se prevé un plazo máximo de doce (12) meses desde la suscripción del Contrato PPP para la obtención del Cierre Financiero.

No será obligatorio integrar una garantía por la ejecución de los Servicios O&M durante el Período O&M.

Constitución del Contratista PPP

Previo a la suscripción del Contrato PPP, el adjudicatario deberá constituir el Contratista PPP, con el capital mínimo a ser determinado, bajo la forma de una sociedad anónima y de propósito específico, quien asumirá el rol de transportista independiente PPP, en los términos del Anexo 16 de Los Procedimientos.

Otras disposiciones relevantes

  • Se prevé que las partes acordarán una eventual matriz de riesgos, a fin de garantizar a lo largo de la vida del Contrato PPP.
  • El Resumen Ejecutivo aclara que, en caso de terminación anticipada del Contrato PPP, siempre se reconocerá la inversión no amortizada.
  • El Contratista PPP tendrá a su cargo la constitución y obtención de los permisos de paso necesarios y servidumbres de electroducto, en los términos de la Ley N° 19.552.
  • Por último, en relación a los mecanismos de solución de controversias, se contempla una primera instancia de carácter técnico, a cargo de un panel técnico, y una instancia ulterior de arbitraje, cuya sede podrá ser establecida en la República Argentina o en el exterior, cuando el Contratista PPP esté sujeto al control de accionistas extranjeros.

 
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.


Contribuciones de la Seguridad Social - Actividad de generación de energía

Recientemente, la Cámara Federal de la Seguridad Social ha definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste el carácter de actividad “industrial”, y por ende resulta ser merecedora de la alícuota del 17% de las contribuciones de Seguridad Social prevista en el inciso b) del art. 2° del decreto 814/2001.

En el caso sometido a decisión de la Cámara el nudo central de la discusión pasaba por determinar si la actividad de generación de energía eléctrica consiste en una actividad “industrial”, a los efectos de ser merecedora de la alícuota del 17% prevista en el inciso b) del art. 2° del decreto 814/2001 (posición de la empresa) o; si resultaba procedente el criterio fiscal que pretendía la aplicación de la alícuota diferencial del 21% reservada por el art. 2° del decreto 814/01 para los empleadores que desarrollen actividades de “servicios” indicadas explícitamente en el inciso a).

Los motivos que llevaron al fisco nacional a considerar aplicable la alícuota mayor de 21% de contribuciones sobre la nómina se reducían al hecho de que en el Cuadro agregado al Artículo 3° de la Resolución N° 24/01 de la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa, se agrupa como “Servicios” a la Categoría de tabulación E del ClaNAE-97 referida a la Electricidad, Gas y Agua, categoría en la que se incluye a la generación de energía eléctrica bajo el código 401.1.

Sin embargo, la Cámara fue contundente en señalar que el decreto 814/2001 estableció una alícuota general del 21% para todos los empleadores cuya actividad principal sea la locación y prestación de servicios (con excepción de los comprendidos en las leyes 23.551, 23.660, 23.661, y 24.467) y una alícuota más baja del 17% para los restantes empleadores no incluidos en el inciso anterior; por lo que al no mencionar a las empresas industriales éstas deben tributar a la alícuota más baja del 17%.

Asimismo, la Cámara ha dejado definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste indudablemente el carácter de una actividad “industrial”, a pesar de que el ente administrativo le atribuye una condición distinta en virtud de la resolución del INDEC informando que la producción de energía eléctrica no se encuentra calificada dentro del sector servicios, pues en su criterio el criterio fiscal se contrapone con la ley 24.065 y en caso de conflicto de normas debe prevalecer la norma de rango superior.

(Fallo comentado: “Endesa Costanera S.A. c/ Administración Federal de Ingresos Públicos s/impugnación de deuda”, sala II CFSS, 11/12/2017)


Novedades sobre PPP – Corredores viales y Luminarias LED

  1. Corredores viales – Publicación de documentos definitivos y cronograma de la contratación

    El 29 de enero de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina (“BORA”) la Resolución Nro. 147/2018 de la Dirección Nacional de Vialidad (“DNV”), por la cual: (i) se dispone el inicio de la licitación pública nacional e internacional de los Corredores Viales Etapa I; (ii) se aprueban los documentos definitivos relacionados con la convocatoria, y (iii) se establece el 3 de abril de 2018 como fecha para la presentación de ofertas.

    Como se indicó con anterioridad en la publicación titulada “Contratos de Participación Público – Privada - Pliegos Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional PPP Vial – Etapa 1”, de fecha 21 de diciembre de 2017, este proyecto se trata de la primer convocatoria bajo el régimen de PPP, modalidad novedosa en la Argentina ciertamente, y hay una alta expectativa e interés en el desarrollo de éste.

    La publicación de tales documentos también se ha realizado en el sitio web de la Subsecretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”)

  2.  

  3. Programa de mejora de la Eficiencia Energética en Alumbrado Público en municipios de la Provincia de Buenos Aires – Etapa 1

    Asimismo, el día 22 de enero de 2018 se publicó en la página web de la SSPP, un documento preliminar para el denominado Programa de mejora de la Eficiencia Energética en Alumbrado Público en municipios de la Provincia de Buenos Aires – Etapa 1 (en adelante, el “Programa”), segundo proyecto bajo la modalidad de PPP, cuyos aspectos más relevantes son detallados a continuación.

    1. Objeto del Programa

      El objeto del Programa consiste en la mejora de la eficiencia energética y la calidad de iluminación de la red de alumbrado público a través de la sustitución de luminarias existentes por luminarias de tecnología LED. Como consecuencia del ahorro de energía generado por la tecnología LED y su mayor vida útil, los costos de mantenimiento de la red de alumbrado público se verán disminuidos. Esta disminución posibilita el repago de las nuevas luminarias instaladas por parte de los municipios, de modo que el flujo de fondos asociado a la reducción en el costo de energía y mantenimiento permitirá compensar total o parcialmente la cuota a pagar por cada municipio.

    2. Alcance del servicio

      El alcance del servicio en el marco del Programa abarcará:

      • El diseño luminotécnico del proyecto de acuerdo a estándares de calidad de iluminación establecidos.
      • La provisión de luminarias LED.
      • La instalación y puesta en servicio de las luminarias provistas, incluyendo la adaptación de la infraestructura existente donde sea necesario, así como el desmontaje de las luminarias existentes.
      • La disposición de los residuos generados.
      • La capacitación al personal de los municipios abarcados en el diseño, operación y mantenimiento de sistemas de alumbrado público con tecnología LED.
      • La provisión del servicio de alumbrado público de acuerdo con estándares de servicio establecidos en el correspondiente Pliego durante el plazo del Contrato PPP.
    3. Estructura
      • La autoridad convocante será el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.
      • El ente contratante será el Ministerio de Energía y Minería de la Nación a través de la Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico. En virtud de la naturaleza del Programa, se suscribirán convenios entre los distintos niveles de gobierno abarcados por el Programa de manera de establecer la participación y responsabilidades de cada uno en el marco del Programa.
      • El/los Contratista/s PPP será/n quien/es resulte/n adjudicatario/s del proceso licitatorio.
    4. Etapas de ejecución, obras y servicios del Contratista PPP

      Los Contratistas PPP celebrarán un Contrato PPP por un plazo total de diez (10) años. La ejecución del Contrato PPP estará dividida en dos etapas, a saber: (i) construcción de las Obras Principales y, (ii) prestación de los Servicios Principales. Así, en la etapa de construcción de las Obras principales, el Contratista PPP deberá llevar a cabo todas aquellas obras y tareas necesarias para la puesta en funcionamiento de las luminarias. El plazo previsto de duración de esta etapa es de un (1) año contado a partir de la suscripción del Contrato PPP. Luego, en la etapa de provisión de los Servicios Principales, las tareas del Contratista PPP estarán relacionadas con (i) el mantenimiento de las luminarias, (ii) la administración de consultas y reclamos del municipio y de los ciudadanos y, (iii) la elaboración de informes periódicos de las acciones realizadas. El plazo para la provisión de los Servicios Principales equivale a nueve (9) años, luego de la finalización de la etapa de prestación de las Obra Principales.

      Junto con las Obras Principales y Servicios Principales, se prevé también la posibilidad de ejecutar (i) Obras Adicionales Obligatorias -requeridas por razones de interés público- , y (ii) Obras Adicionales Voluntarias -propuestas por el Contratista PPP-. La forma en la cual éstas serán remuneradas será objeto de reglamentación en el respectivo pliego o en el Contrato PPP.

    5. Contraprestación del Contratista PPP

      El Contratista PPP recibirá, a modo de contraprestación, la Contraprestación Pública. Ésta comprende: (i) la Contraprestación por Disponibilidad (representativa de los Servicios Principales) y, (ii) la Contraprestación por Inversión (representativa de las Obras Principales).

      Por la primera, se emitirán Títulos de Pago por Disponibilidad (“TPD”), a favor del Contratista PPP, por la prestación de los Servicios Principales, y por cada mes calendario.

      En cambio, por la Contraprestación por Inversión -relacionada con las Obras Principales- se emitirán Títulos de Pago por Inversión (“TPI”). Los TPI estarán ligados al porcentaje de obras ejecutadas durante tal período de inversión, independientemente de si este último porcentaje es menor, igual o mayor al porcentaje de obras esperado para dicho período de acuerdo con los hitos de inversión previstos en el plan de obras respectivo.

    6. Mitigación de riesgos

      El Programa, partiendo de la base que en las zonas de concesión de EDENOR y EDESUR estas empresas actúan como entes recaudadores de la Tasa de Alumbrado Público Municipal y la Contribución Única Municipal, presenta un modelo económico-financiero, que debe ser aprobado por los respectivos Consejos Deliberantes o las Legislaturas Provinciales en los casos que así lo requiera, para mitigar los riesgos de incumplimiento en el pago.

      De esta manera, se prevé que las empresas distribuidoras cobren la Contribución Única Municipal y la Tasa de Alumbrado Público. Luego, deben proceder a la compensación de consumos y recaudación. Del excedente que surja de esta compensación, la empresa distribuidora deberá retener los fondos comprometidos para el pago al Contratista PPP y proceder al depósito de dichos montos al Fideicomiso PPP, el cual pagará al Contratista PPP el monto correspondiente al período según el Contrato PPP, mediante la emisión de los referidos TPIs y TPDs.

      Asimismo, se prevé que en aquellos casos en los cuales el flujo de fondos excedente sea insuficiente para el pago de la cuota correspondiente, el fiduciario del mentado Fideicomiso PPP solicitará a la Provincia la retención de la porción de Coparticipación Municipal necesaria y su depósito en el Fideicomiso PPP, asegurando el cobro en el eventual caso de una reversión del flujo neto de fondos recaudados, o insuficiencia del mismo.

    7. Inversión estimada

      El Proyecto PPP contempla la instalación de alrededor de cien mil (100.000) luminarias durante el período de un año, con una inversión inicial de aproximadamente dólares estadounidenses cincuenta millones (US$ 50.000.000) y gastos operativos anuales (de operación y mantenimiento) de dólares estadounidenses dos millones (US$ 2.000.000).

    8. Fideicomiso PPP

      Al igual que en el caso de los Corredores Viales, Etapa I, se prevé la creación de un Fidecomiso PPP, el cual se constituirá a los efectos de administrar los flujos necesarios para realizar los pagos correspondientes, a través de la emisión de los TPI y TPD. Los fondos del mismo provendrán de: (i) la recaudación proveniente de los respectivos municipios -Contribución Única Municipal y Tasa de Alumbrado Público-, y (ii) el aporte contingente del Estado Nacional, subsidiariamente.

      Las partes del Fideicomiso PPP no están detalladas, pero puede suponerse que el Estado Nacional -a través del Ministerio de Energía y Minería- actuará como Fiduciante; una entidad financiera a determinar, como fiduciario; y cada Contratista PPP, como beneficiario del mismo.

    9. Otros aspectos relevantes
      • Ha sido puesta a disposición una matriz de riesgo, en la cual se detalla el reparto de riesgos entre el Ente Contratante y el Contratista. Ello, de conformidad con lo indicado en el artículo 9, incisos b) y c) de la Ley 27.328.
      • En relación a los mecanismos de solución de controversias, se contempla una primera instancia de carácter técnico, a cargo de un panel técnico, y una instancia ulterior de arbitraje.

Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.


Energías Renovables - Mercado a Término entre Privados: Nueva Reglamentación

El 10 de enero de 2018, se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Disposición 1-E/2018 (la “Disposición”) de la Subsecretaría de Energías Renovables (“SSER”) que reglamenta la inscripción de los proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable (los “Proyectos”) en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“RENPER”) y regula ciertos aspectos de la prioridad de despacho.

Los principales aspectos de la Disposición son los siguientes:

  1. Prioridad de Despacho

    • Para los casos en que las solicitudes de prioridad de despacho superen la capacidad disponible, se reglamenta el desempate por factor de capacidad y por beneficios fiscales
    • En caso de incumplimiento de constitución de caución, no se podrá reiterar la solicitud por el mismo proyecto por los cuatro (4) trimestres siguientes
    • Se admiten solicitudes parciales de prioridad de despacho
    • Se extinguirá la prioridad de despacho con las obras de ampliación que eliminen las limitaciones que ocasionaron la congestión
    • Se reglamenta la prioridad de despacho para la capacidad de transporte futura
    • Se reglamenta la prioridad de despacho para ampliaciones a cargo del titular del Proyecto
  2. Valor de Referencia de Inversiones (en USD/MW)
    Eólica 1.250.000
    Solar Fotovoltaica 850.000
    Biomasa (combustión y gasificación) 3.000.000
    Biogás 5.500.000
    Biogás Relleno Sanitario 2.500.000
    PAH 3.000.000
  3. Monto Máximo de Beneficios Fiscales (en USD/MW)
    Eólica 625.000
    Solar Fotovoltaica 425.000
    Biomasa (combustión y gasificación) 1.500.000
    Biogás 2.750.000
    Biogás Relleno Sanitario 1.250.000
    PAH 1.500.000
  4. Inscripción en el RENPER

    • Se prevé que la inscripción en el RENPER a través de una presentación formal ante la SSER será reemplazada en el futuro por la plataforma de Trámites a Distancia (“TAD”)
    • Los Proyectos que hubieran calificado en las diversas rondas del Programa RenovAr, no deberán presentar nuevamente la información técnica y podrán solicitar el Certificado de Inclusión aprobado en tal proceso, siempre que no supere el máximo vigente
    • Se regula el procedimiento para la inscripción y los plazos para solicitar y cumplir intimaciones
    • Se prevé la publicidad del RENPER en la página web del Ministerio de Energía y Minería

Por información adicional, no dude en contactarnos.


Energía eléctrica: declaración de “Proyecto Crítico” y beneficio aduanero

El 2 de enero de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución Conjunta N° 4-E/2017 del Ministerio de Producción de la Nación (“MP”) y el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (“MEyM”) (en adelante, la “Resolución”), por la cual se aprobó un procedimiento especial destinado a obtener la declaración de “Proyecto Crítico” y la aplicación del beneficio previsto en el artículo 34 de la Ley N° 26.422 de Presupuesto General de la Administración Nacional para el Ejercicio 2009 -incorporado como artículo 106 de la Ley N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto (en lo sucesivo, la “Ley”)-.

El mentado artículo 34 de la Ley prevé una eximición del pago del derecho de importación y de las tasas de estadística y comprobación a la importación para consumo de las mercaderías nuevas y no producidas en el país destinadas a obras de infraestructura, cuyo objeto constituya: (i) la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica, (ii) la prospección, exploración, producción y explotación de gas y petróleo; (iii) la constitución de nuevas refinerías de petróleo y ampliación de las existentes, y (iv) el transporte, almacenaje y/o distribución de hidrocarburos.

La Resolución se encarga de limitar su alcance a aquéllos sujetos titulares de proyectos de inversión de energía eléctrica a partir de fuente renovable de origen eólico, que hayan celebrado Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable en el marco de las Rondas 1y 1.5 del programa RenovAr, y la Resolución N° 202/2016 y 168/2017 del MEyM.

A continuación se indican los aspectos salientes de la Resolución:

  1. Sujetos alcanzados

    La Resolución será de aplicación a aquellas sociedades titulares de los proyectos de inversión de generación eléctrica a partir de fuente renovable de origen eólico comprometidos en Contratos de Abastecimiento de Energía Renovable celebrados en el marco de la Ronda 1 y 1.5 del Programa RenovAr y las Resoluciones Nros. 202/2016 y 168/2017, ambas del MEyM.

    De tal manera, la Resolución no resulta aplicable a la Ronda 2 de RenovAr, cuyos adjudicatarios aún no han suscripto los respectivos Contratos de Abastecimiento de Energía Renovable.

  2. Mercaderías alcanzadas

    Las disposiciones de la Resolución comprenden, únicamente, la importación de aerogeneradores de potencia superior a setecientos kilovatios (700 kW) incluidos en la posición arancelaria de la Nomenclatura Común del Mercosur (N.C.M.) 8502.31.00, por la potencia total y por las cantidades que para cada proyecto se consignan en los respectivos Certificados de Inclusión en el Régimen de Fomento de las Energías Renovables (en adelante, el “
    Certificado de Inclusión
    ”).

    En caso que no se hubieren consignado en el certificado de Inclusión, los interesados podrán solicitar a la Subsecretaría de Energías Renovables de la Nación su incorporación a los efectos de la aplicación de la Resolución y el Anexo.

  3. Destino

    El beneficio indicado será de aplicación en la medida que las mercaderías exentas sean destinadas en forma exclusiva a los proyectos mencionados más arriba.

  4. Plazo

    Los sujetos alcanzados podrán solicitar la declaración de “Proyecto Crítico” y el otorgamiento del beneficio previsto en el artículo 34 de la Ley hasta el día 31 de enero de 2018, inclusive. De otra parte, la importación de los equipos deberá realizarse antes del 31 de diciembre de 2019.

  5. Procedimiento

    La Resolución contiene el procedimiento que deben seguir los sujetos que pretendan obtener este beneficio, el cual consiste, básicamente en: (i) una presentación ante el MEyM, requiriendo la aplicación del beneficio; (ii) la suscripción del formulario “Datos de la Empresa”; (iii) documentación que acredite la representación legal invocada del firmante, en los términos de los artículos 31 y 32 del Reglamento Nacional de Procedimientos Administrativos, aprobado por Decreto N° 1759/72 (t.o. 2017); (iv) individualización del proyecto; (v) declaración jurada de la que surja que los peticionarios no se encuentran comprendidos en ninguna de las situaciones previstas en los incisos a) a d) del artículo 12 de la Ley N° 26.360; (vi) la solicitud de incorporación en el Certificado de Inclusión de las mercaderías correspondientes a la posición arancelaria, en caso que éstas no se encuentren ya incluidas en el respectivo certificado, (vii) declaración jurada de cumplimiento con la Ley N° 24.051 de Residuos Peligrosos y 24.040 de Componentes Químicos.

    Cumplidas estas exigencias, se prevé una instancia de evaluación ulterior por parte de CAMMESA y la Dirección Nacional de Energías Renovables de la Subsecretaría de Energías Renovables. Si, a mérito de estos organismos, el requirente hubiese incumplido alguno de los requerimientos indicados previamente, se le otorgará un plazo adicional de diez (10) días a fin de que subsane este incumplimiento.

    El procedimiento culmina con una resolución de la Subsecretaría de Energías Renovables, que se notificará al peticionario y comunicará al MP y a la AFIP.

Desde TRSyM, firma legal líder en el sector eléctrico, estamos siguiendo estos desarrollos con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.


Energías Renovables: Generación Distribuida

El 27 de diciembre de 2017, se publicó en el Boletín Oficial la Ley N° 27.424 que regula el “Régimen de Fomento de la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica” (en adelante, la “Ley”).

La Ley declara de interés nacional la generación distribuida y establece las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución para su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red (los “Proyectos”).

Principales aspectos de la Ley:

  1. Sujetos habilitados
    • Los usuarios conectados a la red de distribución pueden instalar el equipamiento necesario para la generación distribuida hasta una potencia equivalente a la que tengan contratada con el distribuidor para su demanda, previa autorización otorgada por el distribuidor.
    • El usuario que requiera instalar una potencia mayor a la que tenga contratada, deberá solicitar una autorización especial.
    • Todos los proyectos de construcción de edificios públicos nacionales deberán contemplar la utilización de algún sistema de generación distribuida proveniente de fuentes renovables.
    • Se propondrá la implementación de un sistema de eficiencia energética en los edificios existentes.
  2. Autorización de conexión
    • Deberá solicitarse al distribuidor.
    • Plazo para expedirse: el mismo plazo que la reglamentación local establezca para la solicitud de medidores.
    • No podrá rechazar la solicitud cuando los equipos de instalación se encuentren certificados.
    • El distribuidor deberá realizar una evaluación técnica y de seguridad de la propuesta de instalación del interesado.
    • Aprobada la evaluación técnica, el usuario-generador y el distribuidor suscribirán un contrato de generación eléctrica bajo la modalidad distribuida.
    • Los costos de la instalación no podrán exceder del arancel fijado para cambio o instalación del medidor, a menos que estén a cargo del distribuidor.
    • Se prevén sanciones para el distribuidor que no cumpla con los plazos establecidos en la Ley.
  3. Esquema de facturación

    Cada distribuidor efectuará el cálculo de compensación y administrará la remuneración por la energía inyectada a la red producto de la generación distribuida bajo el modelo de balance neto de facturación en base a los siguientes lineamientos:

    • El usuario-generador recibirá una tarifa de inyección, acorde al precio estacional.
    • El distribuidor deberá reflejar en la facturación el volumen de energía demandada y el volumen de energía inyectada a la red. Así, el valor a pagar será el resultante del cálculo neto entre el valor monetario de la energía demandada y el de la energía inyectada.
    • En caso de que exista un excedente a favor del usuario-generador, el mismo configurará un crédito para la facturación de los períodos siguientes. De persistir dicho crédito, el usuario-generador podrá solicitar al distribuidor la retribución del saldo favorable que pudiera haberse acumulado en un plazo a determinar por la reglamentación, que no podrá ser superior a seis (6) meses. Los créditos podrán cederse para usuarios conectados al mismo distribuidor.
  4. Autoridad de aplicación

    La autoridad de aplicación de la Ley será designada por el Poder Ejecutivo de la Nación y tendrá, entre otras, las siguientes funciones:

    • Dictar las normas técnicas y administrativas para la aprobación de los Proyectos
    • Dictar las normas y lineamientos para la autorización de conexión a la red
    • Desempeñarse como fiduciante
    • Establecer el valor de la tarifa de inyección
    • Establecer los lineamientos generales de los contratos de generación eléctrica
  5. FODIS

    La Ley creó el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (“FODIS”).

    • Objeto: la aplicación de los bienes fideicomitidos al otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, la realización de aportes de capital y adquisición de otros instrumentos financieros para el desarrollo de los Proyectos.
    • Partes: la autoridad de aplicación como fiduciante y fideicomisario del Fondo y el banco público seleccionado por el fiduciante como fiduciario. Los titulares de Proyectos aprobados serán los beneficiarios.
    • Patrimonio: constituido, entre otros, por: (i) los recursos provenientes del presupuesto nacional y que no pueden ser inferiores al cincuenta por ciento (50%) del ahorro efectivo en combustibles fósiles debido a la incorporación de los Proyectos; (ii) el recupero del capital e intereses de las financiaciones otorgadas; (iii) los recursos provenientes de aportes de organismos multilaterales de crédito; y (iv) los ingresos obtenidos por emisión de valores fiduciarios que emita el fiduciario por cuenta del Fondo.
    • Instrumentos: (i) Proveer fondos y otorgar facilidades a través de préstamos; (ii) Bonificar o subsidiar puntos porcentuales de la tasa de interés de créditos que otorgue o en los cuales intervengan entidades financieras u otros proveedores de financiamiento; (iii) Otorgar incentivos; y (iv) financiar actividades de difusión, investigación y desarrollo relacionadas a las posibles aplicaciones de estas tecnologías.
    • Exención: tanto el FODIS como el fiduciario, en sus operaciones relativas al FODIS, estarán eximidos de todos los impuestos, tasas y contribuciones nacionales existentes y a crearse en el futuro.

  6. Beneficios promocionales
    • El FODIS establecerá, por doce (12) años prorrogables por igual término, beneficios promocionales en forma de bonificación sobre el costo de capital para la adquisición de sistemas de generación distribuida de fuentes renovables.
    • La autoridad de aplicación podrá instrumentar un beneficio promocional en forma de certificado fiscal para ser aplicado al pago de impuestos nacionales.
    • La autoridad de aplicación establecerá beneficios prioritarios para la adquisición de equipamiento de generación distribuida a partir de fuentes renovables de fabricación nacional.
    • Para el ejercicio 2017 se prevé un cupo fiscal de pesos doscientos millones ($ 200.000.000) para ser asignado a beneficios promocionales.
  7. FANSIGED
    • Finalmente, y en sintonía con el objetivo de la norma, la Ley establece el “Régimen De Fomento para la Fabricación Nacional de Sistemas, Equipos e Insumos para Generación Distribuida” (“FANSIGED”) con una vigencia de diez (10) años prorrogable por igual término por el Poder Ejecutivo Nacional.
    • Las actividades beneficiadas por el régimen son las de investigación, diseño, inversión en bienes de capital, producción, certificación y servicios de instalación para la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables.
    • Los incentivos e instrumentos previstos son: (i) certificado de crédito fiscal; (ii) amortización acelerada del impuesto a las ganancias; (iii) Devolución anticipada del impuesto al valor agregado; (iv) Acceso a financiamiento de la inversión con tasas preferenciales y (v) Acceso al Programa de Desarrollo de Proveedores.
    • Sólo podrán adherir a los beneficios introducidos por el régimen las micro, pequeñas y medianas empresas constituidas en la República Argentina.
    • Para el ejercicio 2017 se prevé un cupo fiscal de pesos doscientos millones ($ 200.000.000) para ser asignado a los beneficios promocionales previstos en el presente capítulo.

Desde TRSyM estamos siguiendo el Régimen de Energía Distribuida con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.