Algunas notas sobre el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030” y los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050”

Esta semana se conocieron los lineamientos sobre transición energética trazados por la Secretaría de Energía de la Nación, en dos documentos llamados: “Plan Nacional de Transición Energética al 2030” (“PTE 2030”) y los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050” (“LT 2050”). El PTE 2030 y LT 2050 fueron aprobados mediante Resolución Nº 517/2023 y Resolución Nº 518/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación. En este documento se abordan los puntos más relevantes.

1. PTE 2030

1.1. Escenario y variables consideradas

Para elaborar el PTE 2030, se han asumido los siguientes supuestos y condiciones de aquí al 2030, entre ellas:

  1. Crecimiento del producto bruto interno del 2% anual de largo plazo.
  2. Incremento de la demanda eléctrica del 1,5% interanual, y de gas natural, en alrededor del 1,1%.
  3. Crecimiento de la demanda de combustibles del 2,3% interanual.
  4. Crecimiento de la producción de gas natural para consumo local entre 2,4% y 3%, y de la producción de petróleo, ente 3,4% y 6%.
  5. Reducción de la participación de generación térmica del 59% al 35% (no obstante, contempla 3000 MW de la futura licitación próxima a ser convocada).

1.2. Metas cuantitativas

El PTE 2030 propone las siguientes metas cuantitativas:

  1. No exceder la emisión neta de 349 millones de tCO2 para toda la economía.
  2. Reducción por eficiencia energética y uso responsable de la energía de al menos un 8% de la demanda energética.
  3. Superación del 50% de renovables en la generación eléctrica (en la actualidad, dicho porcentaje ronda el 14%, lo cual implicaría aproximadamente 7.5 GW de nueva capacidad instalada).
  4. Penetración de autos eléctricos del 2% del parque de vehículos.
  5. Objetivo de 1.000 MW de generación distribuida renovables (en la actualidad, existe algo más de 18 MW de generación distribuida instalada, sobre la legislación aplicable en la materia y consideraciones adicionales, ver nuestro reporte aquí).
  6. Ampliación de la red de transmisión eléctrica de alta tensión en 5.000 km de nuevas líneas (ver nuestros reportes sobre el Plan Nacional de Expansión de Redes aquí y sobre el reciente llamado a presentar manifestaciones de Interés para obras de transmisión, aquí).

1.3. Metas cualitativas

Asimismo, el PTE 2030 propone las siguientes metas cualitativas:

  1. Creación de condiciones propicias para el desarrollo local de la cadena de valor de tecnologías de energía limpia, incluyendo nuevas tecnologías no convencionales y emergentes.
  2. Creación de nuevos puestos de trabajo locales y sostenibles relacionados en el sector.
  3. Reducción de la pobreza energética según se establezcan las necesidades que conlleva este concepto.
  4. Facilitación de una transición energética justa.

1.4. Inversiones requeridas

Para el cumplimiento de las metas delineadas en el PTE 2030, el documento estima que se requerirá una inversión relevante por parte del sector privado y/o público, por un total aproximado de 86.642 MM U$S. De tal monto global, se estima que alrededor de 23.362MM U$S serán para nueva potencia eléctrica; 3.817MM U$S para transmisión y 10.272 MM U$S en distribución eléctrica; 10.000 MM U$S en GNL; 27.777 MM U$S en eficiencia energética; 911 MM US$ para generación distribuida, y 503 MM U$S en H2 de bajas emisiones.

Entendemos que dada la magnitud de capital necesario para cumplir con las pautas del PTE 2030 será esencial la participación del sector privado y de entidades multilaterales, y dicha participación también requerirá, en gran medida, de las adecuadas condiciones sectoriales y macroeconómico financieras del país en general.

1.5. Acciones para cumplir con los objetivos del PTE 2030

¿Cuáles son las medidas y/o acciones que se contemplan en el PTE 2030, de modo tal de posibilitar el cumplimiento de los objetivos y metas allí trazadas? Entre ellas, podemos destacar las siguientes:

  1. Actualización de las Leyes 26.190 y 27.191: Se encuentra bajo estudio la necesidad de realizar una actualización de dichas leyes, en línea con los desarrollos tecnológicos de las fuentes renovables. En tanto este régimen finaliza en 2025, una eventual reforma debería considerar la adecuación normativa para extenderlo, y el régimen de incentivos fiscales, impositivos y aduaneros a ser contemplados.
  2. Ley de Generación Distribuida: La posibilidad de revisar el decreto reglamentario de la ley, de modo tal de facilitar un mayor número de adhesión de las provincias.
  3. Nuevos marcos regulatorios: Se mencionan nuevos marcos regulatorios que se han elaborado, respecto a proyectos de ley de eficiencia energética, promoción de H2 de bajas emisiones de carbono (para información adicional sobre H2 y el proyecto de ley, ver aquí, GNL, y e-mobility.

Entre otras acciones, el PTE 2030 asume la continuidad de subastas RenovAr y el desarrollo del MATER, así como de otro tipo de programas específicos.

2. LT 2050 – escenarios y principales cifras

El LT 2050 considera tres escenarios, denominados “base”, “optimista” y “ambicioso”. Los tres escenarios comparten una evolución similar hasta el año 2030, momento a partir del cual éstos divergen. De estos tres escenarios, destacamos lo siguiente:

2.1. Nueva potencia instalada

Bajo el escenario base, se consideran 54 GW de nueva potencia instalada; 58 GW bajo el escenario optimista; y 69 GW en el escenario ambicioso. De dichos valores globales, se destaca una gran participación de renovables: 34 GW en el escenario base; 38 GW en el escenario optimista; y 45 GW en el ambicioso.

Según el LT 2050, ello supone inversiones en torno a 101.536 MM U$S en el escenario base; 107.016 MM U$S en el escenario optimista; y 113.679 MM U$S bajo el escenario ambicioso.

Asimismo, se consideran inversiones en generación distribuida en torno al 2.273 MM U$S en todos los escenarios modelados.

Se destaca la elevada cuota de participación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables en la matriz, a saber, 80% en el escenario base; 84% en el optimista; y 87% en el ambicioso.

2.2. Ampliaciones de la red de transmisión

Se considera, respecto de ampliaciones de red de transmisión, una inversión en torno a 7.594 MM U$S en el escenario base; 8.829 MM U$S en el escenario optimista; y U$S 10.688 en el escenario ambicioso. A la fecha, el LT 2050 no establece metas cuantitativas en términos de nueva capacidad de transporte.

2.3. GNL

Respecto al GNL, si bien no el LT 50 establece metas cuantitativas, asume inversiones en alrededor de 22.500 MM U$S, 30.000 MM U$S y 40.000 MM U$S en cada escenario respectivo.

2.4. H2

Finalmente, se consideran inversiones en H2 de bajas emisiones en montos sumamente considerables, a saber, 9.574 MM U$S, 21.440 MM U$S y 31.545 MM U$S en cada escenario.

 

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

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Emisión de Letras del Tesoro de la Municipalidad de Río Cuarto Serie XXXVI por un valor nominal total de $850.000.000

Asesores legales de la transacción, asistiendo tanto a la Municipalidad de Río Cuarto (la “Municipalidad”), como al Banco de la Provincia de Córdoba S.A. y a Puente Hnos. S.A., en su carácter de organizadores y colocadores y a Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Adcap Securities Argentina S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., y GMA Capital S.A. en su carácter de colocadores en la emisión de Letras del Tesoro Serie XXXVI (las “Letras del Tesoro”), en el marco del Programa de Emisión de Letras de Tesorería de la Municipalidad. Las Letras del Tesoro fueron emitidas el 7 de julio de 2023 y se encuentran garantizadas, en primer lugar, con la afectación de los Créditos de la Municipalidad por las Contribuciones sobre el Comercio, la Industria y las Empresas de Servicios de la Municipalidad, y subsidiariamente por los recursos derivados del Régimen de Coparticipación Provincial de Impuestos. Las Letras del Tesoro se emitieron por un valor nominal de $850.000.000, a una tasa anual variable equivalente a Badlar más un margen del 12%, con vencimiento el 7 de abril de 2024.

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Emisión de Obligaciones Negociables PYME CNV Garantizada Clase II Serie I y Serie II de Vitalcan S.A. por $880.000.000

Asesores legales en la emisión por parte de Vitalcan S.A. de las Obligaciones Negociables PYME CNV Garantizada Clase II Serie I, con vencimiento el 6 de julio de 2025, por $264.000.000 y Obligaciones Negociables PYME CNV Garantizada Clase II Serie II, con vencimiento el 6 de julio de 2026, por un valor nominal de U$S 2.387.828.

Banco Supervielle S.A., Banco Itaú Argentina S.A., Banco BBVA Argentina S.A. Banco CMF S.A., Banco Macro S.A. actuaron como entidades de garantía (las “Entidades de Garantía”). Las Entidades de Garantía y Macro Securities S.A.U. actuaron como Organizadores y Colocadores. Supervielle Agente de Negociación S.A.U. actuó como Colocador de las Obligaciones Negociables.

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Convocatoria para realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión

El 6 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 562/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 562”), que convocó a interesados a realizar manifestaciones de interés para gestionar y financiar o cofinanciar con otros interesados o con el Estado Nacional ampliaciones del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión (“MDIT”).

Esta convocatoria propicia mecanismos para articular las inversiones en generación y en el transporte de energía eléctrica, y para vincular la prioridad de uso de los tramos de transporte eléctrico a construir con las obligaciones de inversión en transporte asumidas por las empresas mineras, o de otro tipo de industria asociada, que estén interesadas en instalar nueva demanda.

En particular, en los considerandos de la Resolución 562 se reconoce que el aumento de la potencia instalada no ha sido acompañado por obras de magnitud con relación a la infraestructura de transporte de energía eléctrica, y reconoce la necesidad de adoptar medidas que faciliten la ampliación de la capacidad existente.

Se alude, además, a los proyectos de inversión minera centrados en el norte de la Provincia de San Juan y las provincias del NOA –muchos de ellos, en áreas no interconectadas, a la fecha, con el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”). Tales proyectos podrían mejorar su factibilidad en caso de contar con el abastecimiento a través de la red interconectada, en condiciones más eficientes en términos de costos y de confiabilidad del suministro.

De tal modo, la Resolución 562, si bien de carácter general para el sector, reconoce la necesidad de que, con relación a los proyectos mencionados en el párrafo anterior, se establezcan mecanismos para ampliar la red de transporte actualmente existente.

1. Aspectos relevantes de la MDIT

Bajo la MDIT, se convoca a interesados a efectuar MDIT relacionadas con:

  1. el incremento de la capacidad de transporte que permita el ingreso de nueva oferta de generación y el transporte de la energía eléctrica generada hasta los centros de consumo del SADI. Asimismo, los interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar las MDIT propuestas; o
  2. promover el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en áreas aisladas, mediante la construcción de líneas de transporte a vincularse con el SADI.

2. Listado de Obras de Infraestructura

En el Anexo I de la Resolución 562 se pone disposición el listado de obras de infraestructura base.

3. Requisitos de las MDIT

Las MDIT deberán seguir los requisitos establecidos en el Anexo II de la Resolución 562 que, en síntesis, establece lo siguiente:

(a) Destinatarios:

  1. Ampliaciones de Transporte para Incorporar Generación: los Agentes Generadores del MEM o los interesados en convertirse en Agentes Generadores del MEM.
  2. Ampliaciones de Transporte para Incorporar Demanda Minera: Los Grandes Usuarios del MEM, actuales o futuros, o aquellas demandas interesadas en obtener el suministro de energía eléctrica desde el MEM.

En caso de tener interés en más de una de las ampliaciones referidas en el Anexo I o que en la presentación de propuestas adicionales a las contenidas en la convocatoria, se deberán efectuar MDIT independientes por cada una.

(b) Contenido de la MDIT: las MDIT deben presentarse en formato digital, según el procedimiento a establecer por CAMMESA. Las presentaciones deberán contar con:

  1. Carta de interés en participar en la convocatoria, dirigida a CAMMESA, con copia a la Secretaría de Energía y a la Subsecretaría de Energía Eléctrica;
  2. Información de la empresa o grupo de empresas;
  3. Memoria descriptiva de la ampliación seleccionada;
  4. Los interesados deberán tener presente que la regulación a elaborar por la Secretaría de Energía para la cofinanciación de las instalaciones a construir establecerá:
    1. Para las ampliaciones de transporte destinadas a vincular nueva oferta con los grandes centros de demanda, el porcentaje máximo de participación del Estado Nacional que en principio se prevé será del 50% para el cofinanciamiento;
    2. Con relación a las ampliaciones de transporte destinadas al abastecimiento de demandas mineras, los aportes económicos a efectuar para la construcción de instalaciones de abastecimiento a las explotaciones mineras no prevén la participación de aportes del Estado Nacional; y
    3. Se prevé otorgar y mantener la vigencia de prioridad de despacho o prioridad de uso según corresponda durante un período determinado, de acuerdo con la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía (para información adicional respecto a esta norma, acceder aquí. Durante ese lapso, se permitirá la libre comercialización de la prioridad de despacho o la prioridad de uso con otros agentes del MEM mientras esto resulte técnicamente factible.
  5. Para el caso de la construcción de instalaciones de transporte destinadas a vincular áreas de generación con los grandes centros de demanda, los interesados deberán expresar los criterios que consideren válidos para el recupero del financiamiento por ellos aportado. Asimismo, podrán presentar propuestas de mecanismos de comercialización de energía;
  6. Informar la capacidad instalada de generación del proponente y el programa de crecimiento de esa capacidad instalada; y
  7. El plazo correspondiente a Fecha de Habilitación Comercial (FHC) y estudios eléctricos base que permitan evaluar la capacidad de transporte incremental de la ampliación propuesta.

(c) Plazo para la presentación de las MDIT

Las MDIT podrán realizarse desde la publicación de la Resolución 562 y por un plazo máximo de noventa (90) días corridos que, salvo prórroga, opera el 4 de octubre de 2023.

 

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

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Aprobación de Fichas de Recomendación para Compras y Contrataciones Sostenibles

El 28 de junio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Disposición Nº 25/2023 de la Oficina Nacional de Contrataciones de la Jefatura de Gabinete de Ministros (la “Disposición 25”) con el objetivo de aprobar y actualizar 11 Fichas de Recomendación para Compras y Contrataciones Sostenibles (las “Fichas”) que se encuentran en el Manual de Compras Públicas Sustentables.

El objetivo de las Fichas es promover y facilitar la implementación de las Compras Públicas Sostenibles (“CPS”) en las diversas jurisdicciones y entidades de la Administración Pública Nacional comprendidas dentro del ámbito de aplicación subjetivo del Decreto N° 1030/16 –que tiene como objetivo mejorar la eficiencia, eficacia, calidad y sostenibilidad en materia de contrataciones públicas–. Cabe mencionar que la promoción de las CPS es una de las metas del objetivo N° 12 de los Objetivos de Desarrollo Sostenible referido al consumo y producción sostenible. Asimismo, el Decreto N° 31/2023 estableció como uno de los objetivos de la política pública nacional del manejo y gestión sostenible de los recursos utilizados por el Sector Público Nacional la obligación de implementar buenas prácticas sostenibles de consumo y de habitabilidad, entre las que se encuentra la gestión eficiente de las compras públicas.

Las Fichas aprobadas son las que se mencionan a continuación:

  1. Recomendaciones Generales para la Contratación de Servicios de Catering con Criterios Sostenibles;
  2. Recomendaciones Generales para la adquisición de Equipos de Climatización con Criterios Sostenibles;
  3. Recomendaciones Generales para la adquisición de Guantes de Látex para uso sanitario con Criterios Sostenibles;
  4. Recomendaciones Generales para la adquisición de Productos para Iluminación Interior con Criterios Sostenibles;
  5. Recomendaciones Generales para la adquisición de Muebles de Oficina con Criterios Sostenibles;
  6. Recomendaciones Generales para la adquisición de Papel para uso general de oficina con Criterios Sostenibles;
  7. Recomendaciones Generales para la adquisición de Productos Plásticos con Criterios Sostenibles;
  8. Recomendaciones Generales para la adquisición de Preservativos para uso médico y como método de barrera con Criterios Sostenibles;
  9. Recomendaciones Generales para la adquisición de Productos de Limpieza con Criterios Sostenibles;
  10. Recomendaciones Generales para la adquisición de Heladeras y Freezers con Criterios Sostenibles; y
  11. Recomendaciones Generales para la contratación de Servicios de Limpieza con Criterios Sostenibles.

 

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

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Aprobación de la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo al 2050 y creación del Programa Nacional de Escenarios de Largo Plazo

El 16 de junio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 218/2023 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (la “Resolución 218”) con el objetivo de aprobar la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo al 2050 (la “Estrategia”) y crear el Programa Nacional de Escenarios de Largo Plazo (el “Programa”), que integran los anexos I y II respectivamente. Estos documentos tienen el fin de adoptar medidas conducentes a reducir los impactos negativos al ambiente mediante el objetivo general de diseñar y consolidar un espacio que nuclee a todos los actores involucrados en la actualización de la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo a 2050 a partir de un proceso de participación ciudadana e institucional, involucrando diversos sectores productivos, económicos, sociales, gubernamentales, de investigación y ciencia, entre otros.

La Resolución 218 es aprobada en el marco de diversos antecedentes normativos como el Acuerdo de Paris y la Ley de Presupuestos Mínimos de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático Global N° 27.520 y su Decreto Reglamentario N° 1030/2020, el que define a la “Estrategia a Largo Plazo” como el conjunto de acciones de mitigación y de adaptación realizadas a largo plazo para un desarrollo resiliente al clima y con bajas emisiones de gases de efecto invernadero, conforme los términos del Acuerdo de París.

I. La Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo al 2050

La Estrategia es un instrumento de la política climática nacional, que profundiza y da continuidad a los esfuerzos iniciados por la República Argentina en su Segunda Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés, Nationally Determined Contribution), del año 2020, y su correspondiente actualización de la meta de mitigación, en el año 2021. En el anexo I que integra la Estrategia se detalla el marco normativo nacional, las metas de la Estrategia, las prioridades para la adaptación, el marco para la acción a largo plazo, y los medios de implementación y financiamiento.

Las metas que dispone la Estrategia a cumplir por parte de Argentina son:

  1. Hacer esfuerzos en pos de alcanzar la neutralidad en emisiones de GEI para el año 2050;
  2. Disminuir las vulnerabilidades mediante la mejora de las capacidades institucionales y el fortalecimiento de las infraestructuras y servicios, y aumentar la capacidad de adaptación de los sistemas productivos;
  3. Fortalecer la resiliencia de los diferentes sectores sociales, económicos y ambientales, a través de medidas que integren y prioricen las comunidades y grupos sociales en situación de vulnerabilidad e incorporen el enfoque de género y la equidad intergeneracional; y
  4. Generar las condiciones necesarias para aumentar el conocimiento y mejorar la percepción de las argentinas y los argentinos frente a los impactos del cambio climático, promoviendo el cambio cultural hacia una ciudadanía responsable, participativa e involucrada que permita responder solidariamente al desafío urgente de proteger el planeta.

Respecto al marco de la acción a largo plazo, la Estrategia se estructura en torno a cuatro enfoques transversales, cinco líneas instrumentales y seis líneas estratégicas. Cada uno de estos ejes estructurantes está a su vez atravesado por la identificación de riesgos prioritarios y necesidades para la implementación de políticas de adaptación, en línea con un abordaje multisectorial y multiescalar del riesgo.

Fuente: Anexo I de la Resolución 218, página 6

II. El Programa Nacional de Escenarios de Largo Plazo

El anexo II de la Resolución 218 menciona los fundamentos, además del objetivo general mencionado, los objetivos específicos, y los lineamientos del Programa.

Entre los objetivos específicos del Programa se encuentran diseñar e implementar herramientas institucionales que den lugar a un proceso de planificación estratégica participativo formalizando la implementación de este Programa; construir de manera coherente, consolidada y amplia una actualización de la Estrategia de Desarrollo Resiliente con Bajas Emisiones a Largo Plazo a 2050; elaborar modelos, escenarios y trayectorias viables de largo plazo con enfoque sectorial estratégico asociado a diversas temáticas entre ellas energía, agricultura, silvicultura y otros usos de la tierra, industria y producción, transporte, economía, para alcanzar las metas definidas; diseñar un proceso de monitoreo, evaluación y revisión de una actualización de la Estrategia; incentivar acuerdos políticos, sociales, sectoriales e institucionales de largo plazo; y generar propuestas de fortalecimiento de la legislación y normativa asociadas a la acción climática de largo plazo.

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

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Asesoramiento en la Emisión de Obligaciones Negociables de Crédito Directo S.A. bajo el Régimen General

Asesores legales de Crédito Directo S.A.  y de Banco de Servicios y Transacciones S.A. en la emisión de Crédito Directo S.A. de las Obligaciones Negociables Clase XXIV por un valor nominal de $550.000.000, en el marco de su Programa Global para la Emisión de Obligaciones Negociables simples (no convertibles en acciones) por hasta US$ 24.000.000.

Banco de Servicios y Transacciones S.A. actuó como organizador y colocador, y SBS Trading S.A., Banco de la Provincia de Córdoba S.A y Industrial Valores S.A. actuaron como colocadores.

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Emisión de Obligaciones Negociables Clase 2 de Loma Negra Compañía Industrial Argentina S.A. por USD 71.722.774

Asesores legales de Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A., Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U., Banco Patagonia S.A., Facimex Valores S.A., Buenos Aires Valores S.A., Max Capital S.A., Puente Hnos. S.A., Allaria S.A., y Balanz Capital Valores S.A.U., como agentes colocadores en la emisión de fecha 21 de junio de 2023 por parte de Loma Negra Compañía Industrial Argentina S.A. de las obligaciones negociables clase 2, a tasa de interés fija nominal anual del 6,50%, con vencimiento el 21 de diciembre de 2025, denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses por un monto de USD 71.722.774 en el marco de su programa global de emisión de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones por hasta USD 500.000.000 (o su equivalente en otras monedas).

Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., Banco Santander Argentina S.A., Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U., Banco Patagonia S.A., Facimex Valores S.A., Buenos Aires Valores S.A., Max Capital S.A., Puente Hnos. S.A., Allaria S.A., y Balanz Capital Valores S.A.U., actuaron como agentes colocadores de las obligaciones negociables. A su vez, Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U. actuó como agente de liquidación de las obligaciones negociables.

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

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

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

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

Principales disposiciones del Contrato

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

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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