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.

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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:

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.

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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.

  1. 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.

  1. 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
  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.

  1. 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.
  1. 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.


Licitación para la construcción del sistema de Transporte de Gas del Centro

Por medio de la Resolución N° 437/19 de la Secretaría de Gobierno de Energía (en adelante, la “Resolución 437” y la “SGE”, respectivamente), de fecha 30 de julio de 2019, se convocó a licitación pública nacional e internacional a los fines de adjudicar una licencia (la “Licencia”) para la prestación del servicio de transporte de gas natural que contempla el diseño y la construcción de un nuevo gasoducto que conectará la Subzona Neuquén con instalaciones ubicadas en las proximidades de la localidad de Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires, y con las Subzonas Gran Buenos Aires y Litoral, en las proximidades de San Nicolás de los Arroyos de la Provincia de Buenos Aires. Este nuevo sistema de transporte se ha designado formalmente como Transporte de Gas del Centro (el “Proyecto”).

La Resolución aprueba el Pliego de Bases de Selección y Condiciones de Contratación (el “Pliego”) que regirá el proceso de selección, junto con sus anexos y se ha fijado, como fecha de presentación de ofertas, el día 12 de septiembre de 2019.

A continuación, se describen los aspectos salientes de la Licitación y el Pliego.

(a) Obras involucradas

El Proyecto comprende:

(1) Fase 1: la construcción de un tramo de gasoducto -con una longitud aproximada de 570 km, un diámetro mínimo de 36 pulgadas y una capacidad de transporte mínima inicial de 15 MMm3/día de gas natural de 9.300 kcal/m3 y una capacidad de transporte mínima futura de 40 MMm3/día de gas natural de 9.300 kcal/m3- que conectará instalaciones en las proximidades a la localidad de Tratayén, Provincia de Neuquén, con instalaciones cercanas a la localidad de Salliqueló, Provincia de Buenos Aires (la “Fase 1”); y

(2) Fase 2: la construcción de un segundo tramo de gasoducto -con una longitud aproximada de 470 km, un diámetro mínimo de 30 pulgadas y una capacidad de transporte mínima de 20 MMm3/día de gas natural de 9.300 kcal/m3- que conectará instalaciones cercanas a la localidad Saliquelló con instalaciones en las proximidades la ciudad de San Nicolás de los Arroyos (la “Fase 2”).

(b) Cronograma (hitos principales con fechas máximas estimadas de ocurrencia según plazos publicados en el Pliego)

Concepto Fecha
Consultas al Pliego Hasta el 29 de agosto de 2019
Publicación de circulares Hasta el 5 de septiembre de 2019
Presentación de ofertas 12 de septiembre de 2019
Apertura de ofertas 12 de septiembre de 2019
Dictamen de Evaluación del Sobre 1 26 de septiembre de 2019
Acto de preselección 3 de octubre de 2019
Apertura de propuestas económicas 8 de octubre de 2019
Fecha de adjudicación 21 de octubre de 2019
Suscripción de la Licencia 20 de noviembre de 2019

Asimismo, se prevén los siguientes plazos e hitos para las obras involucradas, los cuales deberán contarse desde la fecha de suscripción de la Licencia:

Hito Fase 1 Fase 2
Presentación del proyecto definitivo de obra 2 meses 42 meses
Acreditación de cierre financiero 6 meses N/A
Operación parcial 18 meses N/A
Operación comercial 24 meses 60 meses

(c) Oferta económica: Contrato de Transporte con CAMMESA

Los oferentes deberán consignar, en su oferta económica, el cargo mensual correspondiente al Contrato CAMMESA (según este término se define más abajo) por cada metro cúbico diario de capacidad de transporte reservada entre la Subzona Neuquén, en las proximidades de la localidad de Tratayén, Provincia del Neuquén, y las proximidades de la localidad de Salliqueló, en la Provincia de Buenos Aires. Se adjudicará al oferente que haya propuesto el menor valor por tal concepto en su propuesta económica.

Junto con la suscripción de la Licencia, el adjudicatario deberá aceptar la oferta irrevocable de CAMMESA -adjunta como el Anexo IV al Pliego (el “Contrato CAMMESA”).

(d) Financiamiento del Fondo de Garantía de Sustentabilidad

El Pliego habilita al adjudicatario a aplicar al financiamiento a ser provisto por el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (“FGS”) de la Administración Nacional de la Seguridad Social (“ANSES”), cuyos principales términos preliminares se resumen a continuación y están incluidos como anexo del Pliego:

(1) Vigencia del compromiso de ANSES-FGS, lo que resulte menor entre:

  • por hasta catorce (14) meses desde la suscripción entre ANSES-FGS y la OTORGANTE de la Carta Compromiso, o,
  • por hasta diez (10) meses desde la adjudicación del proyecto.

(2) Instrumentos: títulos valores emitidos bajo el Régimen de Oferta Pública local, con autorización a listar en mercados de valores locales.

(3) Monto máximo: DÓLARES ESTADOUNIDENSES CUATROCIENTOS MILLONES (U$S 400.000.000,00).

(4) Plazo máximo de los títulos valores: 14 años, pudiendo emitirse en varios tramos.

(5) Tasa de interés: A determinar sobre la base del rendimiento soberano para plazo similar, corregido (en más o menos, según corresponda) en función del riesgo de crédito del proyecto y características financieras del título valor.

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


Exportación de gas natural: cambios regulatorios

El 26 de julio de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución de la Secretaría de Gobierno de Energía N° 417 (la “Resolución”). La Resolución reemplazó el procedimiento hasta entonces vigente -contenido en la anterior Resolución Nº 104/2018 del ex Ministerio de Energía- para el otorgamiento de los permisos de exportación de gas natural.

En ese sentido, la Resolución también encomienda a la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles a que: (i) dicte la reglamentación atinente a mecanismos de sustitución de energía que, sin perjuicio de la aplicación del procedimiento contenido en la Resolución, será de uso también para las exportaciones de gas natural bajo condición firme; y (ii) la elaboración y aprobación de un procedimiento operativo de exportaciones de gas natural que se utilizará en caso de que estuviese en riesgo la seguridad del abastecimiento interno, y que será de aplicación a los exportadores de gas natural.

Las modificaciones más importantes introducidas por la Resolución analizada son las siguientes:

  1. Clasificación de autorizaciones: La nueva Resolución ha reducido la clasificación de las distintas clases de autorizaciones, a saber:
  • En firme: ofertas/acuerdos de compraventa de gas natural contengan obligaciones de entrega y recepción que no sean meramente discrecionales para las partes, y que cuyo cumplimiento solo puede ser exculpado por razones de caso fortuito y/o fuerza mayor;
  • Interrumpible: ofertas/acuerdos de compraventa de gas natural que no contienen obligaciones de entrega y recepción o, de contenerlas, las mismas son de cumplimiento discrecional para las partes;
  • Intercambios operativos: a los efectos de atender necesidades operativas de respaldo, urgencias operativas u otras similares, y en la medida que la autoridad de aplicación lo considere necesario en cada caso, bajo la condición de que el solicitante asuma la obligación de reingresar al mercado argentino volúmenes de gas natural iguales, o cantidades equivalentes de energía -conforme la equivalencia que establezca la autoridad de aplicación-, dentro de un plazo no mayor a doce (12) meses desde la primer exportación de gas natural; y
  • Acuerdos de asistencia: a fin de atender situaciones críticas y/o de emergencia en el suministro de gas natural, declaradas por autoridad competente de los países limítrofes, sin la condición de que el solicitante asuma la obligación de reingresar al mercado interno volúmenes de gas natural iguales, o cantidades equivalentes de energía. Estas exportaciones estarán exentas del procedimiento aprobado por la Resolución.
  1. Simplificación del procedimiento de tramitación de la autorización: La solicitud de exportación, o intercambio operativo, deberá efectuarse de manera digital, a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD) o la que en el futuro la reemplace.
  1. Exportaciones de gas natural provenientes de reservorios no convencionales: El reglamento aprobado por la Resolución prevé que las cantidades de gas natural provenientes de proyectos incluidos en el “Programa de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales” serán descontados de la producción total del respectivo proyecto previo a la determinación de los volúmenes computados como parte de la Producción Incluida. El reglamento sustituido preveía que las cantidades de gas natural comercializadas en el mercado externo no serían computadas como parte y/o dentro de la Producción Incluida.

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


Importantes novedades en materia de energías renovables

El día 11 de julio de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 476 (el “Decreto”), por medio del cual se aprobaron importantes modificaciones al Decreto N° 531/2016, reglamentario de las Leyes N° 26.190 y 27.191 de energías renovables. Dichas novedades se resumen seguidamente:

  1. Simplificación del procedimiento de obtención del certificado de inclusión

El Decreto delega en la actual Secretaría de Gobierno de Energía –la “SGE”, órgano continuador del otrora Ministerio de Energía y Minería en materia de energías renovables, conforme lo establecido por el artículo 6 del Decreto– la facultad de: (i) evaluar y aprobar los proyectos de generación eléctrica a partir de dichas fuentes, que sean sometidos a su consideración, y (ii) determinar la asignación de los beneficios promocionales para cada proyecto, consignando el monto del cupo fiscal total asignado a cada uno, sin que sea necesaria la previa intervención del Ministerio de Hacienda. De manera que, a partir del dictado del Decreto, no es obligatoria la intervención del Ministerio de Hacienda como requisito para la emisión del pertinente certificado de inclusión para el proyecto.

  1. Celebración de contratos de abastecimiento con sociedades estatales

De manera novedosa, el decreto habilita –de forma excepcional– a la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. (“CAMMESA”), a celebrar contratos de abastecimiento con sociedades del Estado, ya sean de propiedad del Estado Nacional, provincial o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Previo al dictado del decreto, estas sociedades estaban habilitadas a celebrar contratos de abastecimiento de energía renovable con CAMMESA en tanto y en cuanto hubieran participado de manera previa, y resultado adjudicadas, en un proceso licitatorio convocado a tal efecto.

A los efectos de que éstas celebren los contratos referidos, deben verificarse las siguientes condiciones: (i) las sociedades en cuestión sean las titulares de los proyectos; (ii) éstas accedan a condiciones beneficiosas de financiamiento, comparativamente a las que el Estado Nacional podría obtener en el mercado; y (iii) se trate de proyectos de inversión con impacto significativo en el desarrollo local.

Las partes deberán establecer de manera expresa la prohibición de cesión, tercerización y/o subcontratación del objeto del contrato a un tercero.

Los precios de estos contratos de abastecimiento se establecerán en función de los precios resultantes de las licitaciones convocadas con anterioridad por la Secretaría de Gobierno de Energía, y las características propias de cada proyecto. Es decir, el Decreto impone que estos contratos sean celebrados en condiciones de mercado.

De este modo, las sociedades estatales quedan habilitadas a comercializar la energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables tanto en el mercado a término de energías renovables (cfr. Resolución N° 281/17 y disposiciones complementarias), como a través de PPAs celebrados con CAMMESA, ya sea de manera directa o a través de un proceso licitatorio como lo es el Programa RenovAr.

  1. Ronda 4 del Programa RenovAr

En los últimos días, funcionarios de la SGE han dejado trascender, de manera informal, que se encuentran trabajando en el diseño de la Ronda 4 del Programa RenovAr, la cual sería convocada de manera oficial durante el mes de noviembre de este año.

La novedad de esta nueva ronda del Programa RenovAr sería que los oferentes deberán proponer, de manera adicional a sus proyectos de generación, la ejecución de obras de ampliación de determinadas líneas de transmisión esenciales para el sistema eléctrico nacional.

Para información adicional no dude en contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó o Juan Pablo Filippini.


Vaca Muerta: Se inició el proceso de licitación para la construcción de un gasoducto esencial

En el día de hoy se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 465 (el “DNU 465”) por medio del cual el Presidente de la Nación instruyó a la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), dependiente del Ministerio de Hacienda de la Nación, a convocar a una licitación pública nacional e internacional, con la finalidad de adjudicar una nueva licencia para la prestación del servicio de transporte de gas natural a partir del diseño y construcción de un gasoducto que conecte la Subzona Neuquén con la localidad de Salliqueló y con la ciudad de San Nicolás, ambas localizadas en la provincia de Buenos Aires.

Según lo previsto por el DNU 465, la licencia de transporte a adjudicar deberá prever, por un plazo de diecisiete (17) años, un Régimen Especial Temporario (“RET”), en el que regirán las siguientes pautas:

  1. La remuneración del transportista será libremente negociada con los cargadores;
  2. Los valores que surjan de esa negociación no podrán ser trasladados a los cuadros tarifarios finales de los usuarios de la demanda prioritaria de gas natural; y
  3. El pliego de la licitación solo establecerá la asignación parcial de la capacidad de transporte del gasoducto a construir, asignándose el resto de la capacidad mediante concursos abiertos.

De manera adicional, el DNU 465 aclara que el desarrollo de este proyecto no puede realizarse bajo el régimen del artículo 28 de la Ley 17.319, que establece el derecho de un concesionario de explotación a transportar sus propios hidrocarburos, sino que debe realizarse bajo el régimen de la Ley 24.076, que regula el transporte y la distribución de gas natural. Sin perjuicio de ello, el mismo decreto índica que, durante el plazo de vigencia del RET, no serán aplicables al titular de la licencia de transporte las disposiciones del Título IX del Capítulo I de la Ley 24.076 en tanto se opongan a las previsiones establecidas en el DNU 465.

Para información adicional no dude en contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, o Juan Pablo Filippini.


20 Minute Insight

📺 👉🏼 Nuestro socio Nicolás Eliaschev fue entrevistado por Jamie Dowswell, director del programa de AIREC, sobre las perspectivas para el sector de energía renovable de Argentina para este año.


Novedades Regulatorias en el Ámbito del Transporte de Hidrocarburos

El día 1 de julio de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 357 (la “Resolución 357”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), dependiente del Ministerio de Hacienda de la Nación. La Resolución 357 tiene importantes implicancias respecto a los términos y condiciones que deberán regir los concursos públicos que serán convocados por la SGE, a los efectos de otorgar concesiones de transporte de hidrocarburos, sobre propuestas presentadas por los interesados en obtener tales concesiones. Dichos aspectos se resumen a continuación.

De acuerdo con el Anexo I de la Resolución 357, los concursos públicos mencionados podrán tener como objeto:

  • Las concesiones de transporte de hidrocarburos que sean revertidas por el concesionario al Estado Nacional.
  • Los proyectos formulados por los interesados, los cuales deberán contener, como mínimo, los aspectos generales que comprenderían su ejecución, y las tierras y superficie requeridos para su desarrollo.
  • Los proyectos resultantes de nuevas necesidades requeridas por usuarios del sistema de transporte de hidrocarburos.

Asimismo, se prevé que cada concurso público convocado por la SGE, a los fines previstos en la Resolución 357, deberá contar con un pliego de bases y condiciones que defina sus normas básicas, y términos y condiciones que regirán ese proceso de selección.

Con respecto a la formulación de propuestas por parte de los interesados, la Resolución 357 prevé que las mismas deberán identificar los aspectos generales que eventualmente comprenderían su programa de realizaciones y los lugares y superficie requeridos para su desarrollo. Asimismo, se mantiene el criterio según el cual, en casos de paridad de condiciones de adjudicación, el autor de la propuesta tendrá preferencia sobre los demás oferentes.

Adicionalmente, la norma acepta la presentación de propuestas por parte de sociedades extranjeras que no se encuentren constituidas en el país, siempre y cuando la propuesta sea acompañada por una declaración jurada asumiendo el compromiso de iniciar los trámites de registración en el país. Luego de un proceso de evaluación y validación dela propuesta pertinente, y en forma previa al lanzamiento del respectivo proceso de selección, la interesada deberá registrarse en la República Argentina en conformidad con la legislación aplicable.

De este modo, ante la presentación de una propuesta por parte de un interesado, la autoridad de aplicación tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para evaluar su viabilidad.

Finalmente, la norma exige que las empresas que se presenten a los concursos convocados se encuentren inscriptas, de manera previa, en el registro de empresas de transporte de hidrocarburos por conductos y terminales marítimas.

Para mayor información no dude en contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzo, o Juan Pablo Filippini.