Derogación de la Resolución N° 2022/05 de la Secretaría de Energía

El 10 de julio de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 150/2024 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 150” y la “Secretaría de Energía”, respectivamente), que deroga la Resolución N° 2022/2005 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 2022”).

La Resolución 2022 ahora derogada, había definido los conceptos de “Instrucción Regulatoria”, “Mandato Regulatorio” e instrucción “Por Cuenta y Orden”, impartidas por la Secretaría de Energía a Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”). Con la derogación de la Resolución 2022, la Secretaría de Energía ya no puede actuar bajo dicha norma, y CAMMESA queda exceptuada de aquellas.

De acuerdo con la Resolución 150, durante los años 2004 y 2005 la Secretaría de Energía había dictado resoluciones que permitieron a CAMMESA actuar como mandataria del Estado Nacional, asumiendo tareas para las cuales no fuera originariamente constituida.

Agrega la Resolución 150 que la Resolución 2022 fue dictada en el contexto de la Ley N° 25.561 y normas complementarias, e implicó impartir instrucciones de carácter transitorio a CAMMESA, afectando así fondos propios del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) y fondos aportados por el Fondo Unificado para el sostenimiento del Fondo de Estabilización.

Según la Resolución 150, la derogación de la Resolución 2022 responde a la necesidad de ajustar el marco normativo del sector eléctrico (ver comentarios al Decreto Nº 55/2023, aquí, Decreto Nº 70/2023 aquí, y la reciente Ley “Bases”, en este aspecto, aquí).

En este contexto, de acuerdo con lo considerado por la Resolución 150, la Secretaría de Energía busca coordinar y clarificar la actuación de entidades estatales y empresas del sector energético, y delimitar la actividad e injerencia del Estado Nacional y/o CAMMESA, según el caso.

Se destaca que, a la fecha, no se conocen los instrumentos regulatorios que adoptará la Secretaría de Energía para efectuar operatorias que previa a la publicación de la presente estaban a cargo de CAMMESA. En consecuencia, para comprender el impacto de la norma en comentario deberá esperarse a que la Secretaría de Energía adopte la regulación que reemplazará la operatoria actual.

 

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

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Reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía: nuevos topes del consumo subsidiado de energía eléctrica y gas natural

El 5 de junio de 2024 se publicaron en el Boletín Oficial las siguientes normas:

  1. la Resolución Nº 90/2024 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 90” y la “Secretaría de Energía”, respectivamente), que establece nuevos topes del consumo subsidiado de energía eléctrica para usuarios del nivel 2 (menores ingresos) y 3 (ingresos medios), y otras disposiciones aplicables a usuarios del nivel 1 (mayores ingresos) y
  2. la Resolución Nº 91/2024 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 91” y, junto con la Resolución 90, las “Resoluciones”), que establece nuevos topes del consumo subsidiado de gas natural para usuarios de los niveles 2 y 3.

Las Resoluciones se enmarcan en el Decreto Nº 465/2024 (el “Decreto 465”) que reestructura los regímenes de subsidios a la energía –electricidad y gas natural– bajo jurisdicción nacional (para más información sobre el Decreto 465, ver aquí).

Debajo se resumen los aspectos relevantes de las Resoluciones.

1. Consumo base

Las Resoluciones definen nuevos topes al consumo subsidiado para usuarios de los niveles 2 y 3, del modo que sigue:

i) Electricidad

La Resolución 90 dispone que, para el período comprendido entre el 1 de junio hasta el 30 de noviembre de 2024 (el “Período de Transición”), los topes de consumo subsidiados para la demanda residencia de energía eléctrica declarada por los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) como destinada a abastecer a sus usuarios de energía eléctrica, o por otros prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, serán los siguientes:

  1. Usuarios del nivel 2: el límite del consumo base se fija en trescientos cincuenta (350) kWh/mes; y
  2. Usuarios del nivel 3: el límite del consumo base se fija en doscientos cincuenta (250) kWh/mes.

Para el período comprendido entre el 1 de junio y el 31 de agosto de 2024, para la demanda de usuarios de energía eléctrica que no tengan acceso al servicio de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes, y se encuentren en las regiones, provincias, departamentos y localidades de las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, correspondiente a las zonas bio-ambientales bajo norma IRAM 11603/2012, determinadas en la Ley N° 27.637 de Ampliación del Régimen de Zona Fría, el consumo base será:

  1. Usuarios del nivel 2: el consumo base se fija en setecientos (700) kWh/mes;
  2. Usuarios del nivel 3: el consumo base se fija en quinientos (500) kWh/mes.

ii) Gas natural

La Resolución 91 dispone que, durante el Período de Transición, se extienden a los usuarios incluidos en el nivel 2, los topes de consumo establecidos para los usuarios del nivel 3 en la Resolución Nº 686/2022 de la Secretaría de Energía, establecidos como consumo base.

2. Consumos excedentes

i) Electricidad

Los consumos realizados por encima de los consumos base se considerarán consumos excedentes a los efectos de la valorización del componente energía que será trasladado a las tarifas.

Durante el Período de Transición, el precio de referencia de la potencia (POTREF) y el precio estabilizado de la energía eléctrica (PEE) a trasladar a las tarifas finales tendrá las siguientes bonificaciones:

  1. Usuarios del nivel 1: los consumos serán valorizados conforme a lo establecido en las correspondientes resoluciones de las Programaciones y Reprogramaciones Estacionales para el MEM y el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra Del Fuego (MEMSTDF), sin bonificación;
  2. Usuarios del nivel 2: los consumos base tendrán una bonificación del setenta y uno coma noventa y dos por ciento (71,92%) sobre el precio definido para usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 2 será valorizado al precio definido anteriormente para usuarios del nivel 1; y
  3. Usuarios del nivel 3: los consumos base tendrán una bonificación del cincuenta y cinco coma noventa y cuatro por ciento (55,94 %) sobre el precio definido para el segmento N1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 3 será valorizado al precio definido anteriormente para usuarios del nivel 1.

ii) Gas natural

Durante el Período de Transición, el precio de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (el “PIST”) a trasladar a las tarifas finales serán:

  1. Usuarios del nivel 1: los consumos serán valorizados conforme se establezca en la correspondiente resolución de fijación del precio de gas en el PIST, sin bonificación;
  2. Usuarios del nivel 2: los consumos base tendrán una bonificación del sesenta y cuatro por ciento (64%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 2 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación. No obstante, el consumo excedente de los usuarios del nivel 2 abastecidos por Camuzzi Gas del Sur S.A tendrá una bonificación del veinticuatro por ciento (24%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1; y
  3. Usuarios del nivel 3: los consumos base tendrán una bonificación del cincuenta y cinco por ciento (55%) del precio de gas en el PIST correspondiente a usuarios del nivel 1. El consumo excedente de los usuarios del nivel 3 será valorizado al precio de gas en el PIST, sin bonificación.

3. El rol del ENRE y el ENARGAS

Tanto el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (el “ENRE”) como el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”) aplicarán los criterios del Decreto 465 en la elaboración de los cuadros tarifarios durante el Período de Transición, conforme a las instrucciones de las Resoluciones, y de conformidad con las normas que fijan los precios estacionales de la electricidad y el precio del gas en el PIST. Asimismo, ambos entes reguladores deberán adoptar todas las medidas necesarias para asegurar su aplicación por parte de las empresas prestadoras de los servicios públicos correspondientes.

Por su parte, el ENRE y el ENARGAS aplicarán durante el Período de Transición, el precio y las bonificaciones correspondiente al consumo base de los usuarios del nivel 2 para el total del volumen consumido en la elaboración de los cuadros tarifarios correspondientes a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes Nº 27.098 y 27.218.

Asimismo, la Resolución 91 instruye al ENARGAS a que, durante el Período de Transición, ordene a las prestadoras del servicio de distribución a fin de que se mantengan los beneficios existentes en materia de Tarifa Social, en los términos de las Resoluciones Nº 474/2017 y sus modificaciones, y la 113/2023 de la Secretaría de Energía.

4. El rol de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, y el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía

La Resolución 90 instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a disponer todas las medidas necesarias para la implementación de los criterios establecidos en el Decreto 465 y en las Resoluciones, para la reestructuración del régimen de subsidios a los consumos residenciales de energía eléctrica y de gas natural durante el Período de Transición.

Asimismo, deberá actualizar de las bases de datos del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (el “RASE”) mediante:

  1. la inclusión de la información correspondiente a las declaraciones juradas que presenten los solicitantes, por primera vez o como actualización de declaraciones juradas preexistentes; y
  2. la realización de los cruces de información necesarios para propender a una mejor focalización de los beneficios, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales conforme la Ley N° 25.326.

Cabe mencionar que los usuarios que ya hubieren solicitado su inclusión en el RASE no tendrán necesidad de volver a inscribirse. No obstante, los usuarios que hayan quedado incluidos en el RASE en virtud de la Disposición N° 3/2022 de la ex Subsecretaría de Planeamiento Energético o de la Resolución N° 631/2022 de la Secretaría de Energía, deberán inscribirse en forma individual, dentro de un plazo de sesenta (60) días corridos contados desde la vigencia de la presente medida. Cumplido ese plazo, quedarán sin efecto las incorporaciones dispuestas por las normas mencionadas y el beneficio caducará respecto de los usuarios que no hubieren completado la presentación individual.

Asimismo, la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético quedará facultada para celebrar convenios y/o adecuar los vigentes con el (ENRE), el Sistema de Información Nacional Tributaria y Social (SINTyS), la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP), la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) y la Dirección Nacional de Migraciones, los poderes concedentes de servicios públicos de energía eléctrica en jurisdicciones provinciales o municipales, y las prestadoras de servicio público de gas y electricidad.

5. Compensación a prestadoras del servicio público de distribución de electricidad y de gas natural

Los menores ingresos que las prestadoras de servicios públicos de distribución de electricidad reciban de sus usuarios –como resultado de las bonificaciones aplicadas durante el Período de Transición– serán compensados mediante un mecanismo que se establecerá con la participación de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA).

Por su parte, los montos de las bonificaciones a los usuarios de gas natural establecidas durante el Período de Transición se descontarán de las sumas a abonar por las prestadoras del servicio de gas a sus proveedores y serán compensadas directamente a los productores o comercializadores a través de la Secretaría de Energía, con aplicación de los mecanismos previstos en el “Cálculo de las Compensaciones” del Anexo al Decreto N° 892/20 y su modificatorio.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Pablo Arrascaeta, Florencia Martínez Trobbiani, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.

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Reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía

El 28 de mayo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 465/2024 (el “Decreto 465”), que determina la reestructuración de los regímenes de subsidios en los regímenes de energía bajo jurisdicción nacional (electricidad, gas natural por redes y gas envasado).

En los considerados del Decreto 465 se resalta, en otras cuestiones, que el congelamiento de las tarifas y la interrupción de las revisiones tarifarias realizadas en períodos precedentes llevaron a que las tarifa no reflejasen el costo del suministro y a que las concesionarias dejaran de hacer las inversiones obligatorias, circunstancia que atenta contra la vida útil de los activos. Asimismo, se menciona que la política de subsidios actual y el sistema de segmentación establecido por el Decreto 332/22 ha llevado a que los precios mayoristas de energía no cubran los costos de abastecimiento, hecho que culminó en que el sector energético requiera de aportes crecientes del Tesoro Nacional para continuar funcionando.

Objetivos

Entre los objetivos que propone el Decreto 465, se encuentran: a) Trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; b) Promover la eficiencia energética; y c) Asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados

El Decreto 465 establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (el “Período de Transición”), desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024, pudiendo ser prorrogado por única vez, por un plazo de seis (6) meses, mediante resolución fundada de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía (la “SE”), en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/22.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando los objetivos mencionados previamente, y la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

De esta manera, podrá revisar los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el artículo 2º del Decreto 332/22 y establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.

Adicionalmente, se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genera la corrección del componente energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenido en el artículo 2 del Decreto 332/22.

Delegación de facultades a la Secretaría de Energía

Para dar lugar al cumplimiento el Decreto 465 faculta a la SE a:

  1. Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas, debiendo contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
  2. Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (el “RASE”) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial.
  3. Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la SE o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.
  4. Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía.
  5. Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.
  6. Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (la “CBE”), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.
  7. Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el RASE y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.
  8. Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.
  9. Dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto, debiendo observar los criterios de transparencia, equidad, proporcionalidad, previsibilidad y gradualidad.
  10. Determinar los roles de otros actores públicos, como el Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”), al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (el “ENRE”), a la Administración Nacional de la Seguridad Social (la “ANSES”) y la Administración Federal de Ingresos Públicos (la “AFIP”).
  11. Considerar, durante el Período de Transición, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En este sentido, la SE podrá delegar en sus dependencias inferiores con competencia sustantiva, hasta el nivel de Subsecretaría.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Pablo Arrascaeta, Daiana Perrone, Florencia Martínez, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.

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Se suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos del Mercado Eléctrico Mayorista para los Agentes Distribuidores

El 25 de marzo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 40/2024, dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 40” y la “SE”, respectivamente).

De acuerdo con los indicado por la SE en la Resolución 40, ésta se enmarca en la emergencia energética y económica declarada por los Decretos 55/2023 y 70/2023 del Poder Ejecutivo Nacional (para más información, ver aquí y aquí), y en las Resoluciones 7/2024 y 9/2024 de la SE.

En tal contexto, se pondera que en la actual situación de emergencia, y ante los elevados volúmenes de deuda acumulada por los agentes Distribuidores del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) y prestadores del servicio público de distribución de energía, resulta necesario establecer un procedimiento especial y transitorio para lograr lo antes posible la normalización de la cadena de pagos en el MEM.

Por ello, y con efectos a partir de su dictado, la Resolución 40 suspende transitoriamente el mecanismo de imputación de los pagos que realizan los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, regulado en el Capítulo 5 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios, aprobados por la Resolución 61/1992 la ex Secretaría De Energía Eléctrica (“Los Procedimientos”).

Asimismo, establece que los agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica podrán imputar los pagos que realicen o hubiesen realizado con posterioridad al 31 de diciembre de 2023 al Organismo Encargado del Despacho (“OED”), de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 900 del Código Civil y Comercial de la Nación (el “CCyCN”), luego de cancelar las deudas que tengan con el OED conforme a lo establecido en el Punto 5.5. del Capítulo 5 de Los Procedimientos.

Al respecto, cabe mencionar que el Capítulo 5 de Los Procedimientos regula los términos aplicables a la facturación, liquidación y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del MEM, según los procedimientos y modalidades explicitadas en dicho capítulo, a cuyos efectos OED actúa como mandatario.

De acuerdo con el punto 5.5 del Capítulo 5 de Los Procedimientos, la aplicación de las cobranzas a efectos de imputar las mismas se realiza, en primer lugar, a la cancelación de deudas por cualquier concepto con el OED, y luego a la cancelación de deudas con los acreedores del MEM.

Conforme el artículo 900 del CCyCN, un deudor que tiene obligaciones para con un solo acreedor con prestaciones de la misma naturaleza, puede declarar por cuál de sus obligaciones hace el pago. Además, en caso de adeudar capital e intereses, el artículo indica que se requiere consentimiento del acreedor para imputar el pago a la deuda principal.

Consecuentemente, a partir del dictado de la Resolución 40, los Agentes Distribuidores del MEM y prestadores del servicio público de distribución, una vez canceladas las deudas que tengan con el OED, podrán imputar los pagos realizados luego del 31 de diciembre de 2023, o aquellos que hagan de aquí en lo sucesivo, a los conceptos que éstos determinen conforme el criterio del Artículo 900 del CCyCN, sin atenerse al punto 5.5 de Los Procedimientos.

 

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

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La Secretaría de Energía actualiza la remuneración de la generación de energía eléctrica no comprometida

El 8 de febrero de 2024 la Secretaría de Energía dictó la Resolución SE Nº 9/2024 (la “Resolución 9”), que modifica la Resolución SE Nº 869/2023 (la “Resolución 869”).

La Resolución 869 había dispuesto la adecuación de la remuneración de la generación no comprometida en cualquier tipo de contrato establecida en la Resolución SE N° 826/2022 y sus antecesoras. Cabe recordar que la Resolución SE N° 95/2013 modificó la remuneración de los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del Mercado Mayorista Eléctrico (“MEM”) que operaban en el denominado mercado spot. Esta resolución ha sido objeto de sucesivas modificaciones hasta la fecha.

La Resolución 9 se dicta en el marco del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 55/2023 (el “DNU 55”), que declaró la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024 (ver nuestro análisis sobre esta norma, aquí).

Para el dictado de la Resolución 9, se ponderó lo siguiente:

  • “la remuneración de la generación existente no comprometida en cualquier tipo de contrato ha sido fijada conforme la tecnología y el tamaño del equipamiento, de manera provisoria, y actualizada aleatoriamente y sin una periodicidad establecida, lo que afecta el normal funcionamiento de una porción importante de la energía y potencia que requiere el sistema eléctrico” (considerando 7).
  • “(…) a diferencia de las anteriores ocasiones, por el Artículo 2º del Decreto mencionado [DNU 55] en el considerando precedente se instruye a la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación al segmento de generación con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso; y mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión” (considerando 9, énfasis agregado).
  • “(…) entre los objetivos correspondientes al sector de generación se encuentra la redefinición del desempeño normal del MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO (MEM) en el que la oferta y la demanda realicen transacciones, al amparo de reglas que establezcan un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable desde el punto de vista económico” y que por ello, es necesario “orientar los mecanismos regulatorios, que permitan gradualmente ordenar el Sector Eléctrico Nacional con los principios rectores contenidos en las Leyes Nros.15.336 y 24.065 que integran el Marco Regulatorio Eléctrico, hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada respecto de la energía y potencia no comprometida en contratos, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM” (considerandos 11 y 12, subrayado agregado).

Finalmente, se alude al carácter excepcional de la Resolución 9, y su carácter temporario en razón de que tal resolución será de aplicación hasta hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo, lo cual debería ocurrir, según la propia Resolución 9, no luego del 1 de julio de 2024.

En virtud de ello, la Resolución 9 sustituye, con efectos a partir del 1 de febrero del año en curso, los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 869 y establece: (i) los valores particulares a aplicar para determinar la remuneración de la generación térmica del MEMSTDF; (ii) la remuneración de la generación habilitada térmica; (iii) la remuneración de la generación habilitada hidroeléctrica y a partir de otras fuentes de energía; (iv) la remuneración de centrales hidráulicas administradas por Entes Binacionales, y (v) los criterios aplicables al repago/devolución de financiamientos para mantenimientos mayores y/o extraordinarios.

 

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

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Establecimiento del “Programa para la Mejora del Factor de Potencia”

El día 5 de febrero de 2024 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) emitió la Resolución 85/2024 (la “Resolución 85”) que establece el “Programa para la Mejora del Factor de Potencia” (el “Programa”).

A continuación se abordan los aspectos más relevantes:

I. Alcance y objetivo

El programa busca propender a la utilización eficiente de la energía eléctrica y las instalaciones de distribución, en las áreas de concesión de la Empresa Distribuidora Sur Sociedad Anónima (“EDESUR”) y de la Empresa Distribuidora Norte Sociedad Anónima (“EDENOR”).

Para ello, se modifican los regímenes tarifarios de los contratos de concesión de EDESUR y EDENOR para las pequeñas, medianas y grandes demandas, vigentes a partir de la fecha de la fecha de publicación en el boletín oficial. Las distribuidoras deberán notificar los cambios de manera fehaciente a los usuarios junto con la siguiente facturación.

II. Equipo de corrección de factor de potencia

La Resolución 85 obliga a todo inmueble bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, en los términos del Código Civil y Comercial de la Nación (“CCyCN”), que contare con una acometida general común que alimenta a todos los usuarios copropietarios dentro de la categoría tarifaria de pequeña o mediana demanda, a instalar en el mismo inmueble, en caso que presente un valor inferior al establecido, un equipo de corrección de factor de potencia automático único (el “Equipo de Corrección”) que mida el valor del Cos fi que se registra a nivel de la acometida general, y que eleve el Cos fi de la demanda conjunta de todos los usuarios del inmueble a 0,95.

Adicionalmente, las distribuidoras podrán medir el contenido armónico de la demanda, y en caso de que se registren en el inmueble cargas que causen una distorsión armónica total de tensión igual o mayor a 3%, la batería automática de capacitores deberá contar con reactores antirresonantes. En este sentido, el Anexo II de la Resolución 85 detalla las características y especificaciones mínimas recomendadas a los equipos de corrección.

Transitoriamente, por un período de dos (2) años, los plazos establecidos en el Anexo I para regularizar las instalaciones serán de ciento ochenta (180) días para usuarios de pequeña demanda o agrupamiento de usuarios en inmuebles bajo el régimen de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, y de ciento veinte (120) días para usuarios de medianas y grandes demandas.

III. Instalación y medición

La medición del factor de potencia y el contenido armónico actual, la determinación de la cantidad de corrección capacitiva y las características del equipo de corrección a instalar, serán responsabilidad de las empresas EDESUR y EDENOR.

Las distribuidoras no podrán cobrar cargo alguno por los servicios de medición, y deberán comunicar las mediciones fehacientemente a los titulares de las cuentas o al consorcio de copropietarios, informando acerca de las penalidades a las que estarán sujetos en caso de no compensar adecuadamente la energía reactiva producida.

 

Para información adicional, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone y/o Victoria Barrueco.

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Modificaciones a la regulación de las solicitudes de acceso y ampliación de los Sistemas de Transporte y Distribución de Energía Eléctrica

El 31 de enero de 2024 se publicó la Resolución 65/2024 (la “Resolución 65”) del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que revoca las Resoluciones ENRE 33/2014 y 122/2014, y dispone lo siguiente:

  1. Simplificar el trámite de aprobación de las obras de ampliación del sistema de transporte o distribución de escala menor (las “Ampliaciones Menores”), a las que se redefine según las condiciones que se indican debajo;
  2. Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de obras de construcción, extensión o ampliación de instalaciones eléctricas y su aprobación, distintas de las Ampliaciones Menores;
  3. Aprobar una metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente; y
  4. Crear registros informativos de ampliaciones y acceso a la capacidad de transporte existente.

A continuación, se ahonda sobre éstas:

I. Ampliaciones menores

En forma previa al dictado de la Resolución 65, para iniciar toda obra de ampliación de los Sistemas de Transporte o de Distribución de Energía Eléctrica se requería de la emisión de un Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (el “Certificado”) por el ENRE.

Ahora, la Resolución 65 dispone que, previo a la ejecución de estas obras de tensiones iguales o superiores a 132 kV, se requerirá la emisión del Certificado, pero se excluye de tal requisito a las Ampliaciones Menores, las que deberán recibir solamente una autorización por parte del ENRE.

Esta medida se basa en que en los últimos años se han verificado tiempos de tramitación extensos en las solicitudes de ampliación de los sistemas de transporte, especialmente las de pequeño alcance. Por ello, se modifican los requisitos de su tramitación, por ejemplo, al eliminar la necesidad de presentar un Estudio de Impacto Ambiental.

El Anexo I de la Resolución 65 redefine a las Ampliaciones Menores, y dispone que éstas abarcan: (a) Campos y Celdas de Salida de alimentadores de 13,2 kV y 33 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (b) instalación o cambio de Transformadores de Medida en general; (c) instalación o cambio de Trampas de Onda Portadora en general; (d) campos de salida de línea en 132 kV en Estaciones Transformadoras existentes; (e) construcción una calle de 500 kV en una Estación Transformadora existente, de interruptor y medio; (f) construcción y equipamiento de un campo de salida de línea en 500 kV en una Estación Transformadora existente; (g) instalación o cambio de Interruptores y seccionadores en general; (h) instalación de un campo de transformación en 132 kV en una Estación Transformadora existente, incluida la provisión del transformador; (i) reemplazo de transformadores existentes en Estaciones Transformadoras de 132 kV, para el aumento de capacidad de abastecimiento, e (j) instalación o cambio de protecciones y sistemas de automatismos en general.

Adicionalmente, el Anexo I aclara que, en todos los casos, las Ampliaciones Menores tramitarán bajo el esquema de “Contrato entre Partes” entre la transportista y el solicitante.

II. Metodologías de Evaluación para las solicitudes

Mediante el Anexo II se aprueba la metodología para evaluar las obras sujetas a jurisdicción federal y el procedimiento para el otorgamiento del Certificado, cuando refieran a ampliaciones comprendidas en el título II “Contrato entre Partes” de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (los “Procedimientos”) aprobados por Resolución Ex-SEE N° 61/1992 y sus modificatorias y complementarias, y que no estén caracterizadas como una Ampliación Menor.

Asimismo, mediante el Anexo III se aprueba la metodología para evaluar las solicitudes de acceso a la capacidad de transporte existente.

En ambos casos, se establece un plazo de tres (3) meses para que el ENRE resuelva cada solicitud, a correr desde que se ha presentado toda la documentación necesaria. Dicho plazo podrá ser ampliado a consideración del ENRE dada la complejidad del asunto.

Las aprobaciones derivadas podrán ser revocadas si (a) dentro de los tres (3) años no se hubieran iniciado las obras o si mediaren cambios sustantivos en el contexto o en la misma obra propuesta para construcción o (b) dentro de los dos (2) años no se hubieran iniciado las obras, existiera otro solicitante, y se intimara previamente al requirente original.

Se destaca que la metodología y requisitos aprobados por la Resolución 65 son complementarios a lo previsto en los Procedimientos respecto del trámite de las solicitudes de ampliación y acceso a la capacidad de transporte existente.

Por lo demás, se ratifica que la Ley de Procedimiento Administrativo N° 19.549 será de aplicación supletoria.

III. Registros Informativos

La Resolución 65 crea el “Registro Informativo de Ampliaciones del Sistema de Transporte y Distribución”, el cual estará disponible en el sitio web del ENRE, donde constarán, entre otros datos: (a) el título de la obra de Ampliación, (b) el número de expediente ENRE, (c) el Transportista o Distribuidor bajo cuya concesión se realiza, (d) la provincia o localidad de implantación, si se trata de una ampliación con Certificado o una Ampliación Menor y (e) el estado de la tramitación.

También se crea un “Registro Informativo de Accesos a la Capacidad de Transporte Existente”, el cual también estará disponible en el sitio web del ENRE donde figurarán: (a) el título de la solicitud de acceso, (b) el número de expediente ENRE, (c) el transportista o distribuidor bajo cuya concesión se realiza la provincia o localidad de implantación, y (d) el estado de la tramitación.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone o Victoria Barrueco.

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Proyecto de Ley: Modificaciones al Marco Regulatorio de los Hidrocarburos y el Gas Natural

El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.

Dentro de las principales propuestas en materia de hidrocarburos, se encuentran: la libre comercialización de hidrocarburos, la quita de facultades al Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) para fijar precios en el mercado interno, nuevas regulaciones en materia de regalías, y la fijación del objetivo principal de maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.

Respecto de las principales modificaciones en materia de gas natural, se propone el otorgamiento de facultades al PEN de reglamentar las exportaciones y la ampliación del período de renovación de las habilitaciones.

No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley y sus propuestas, debajo se efectúa un análisis de las modificaciones en ambas materias y sus implicancias.

I. Modificaciones a la Ley 17.319 de Hidrocarburos

a) Nuevo alcance y objetivos en materia de política nacional

Dentro del alcance de la ley se incluye la actividad de procesamiento de hidrocarburos, facultando al PEN a otorgar autorizaciones para su desarrollo.

Asimismo, se modifica el objetivo principal de la política nacional siendo esta maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.

b) Libre comercialización de hidrocarburos

Respecto del mercado interno, se establece que el PEN no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en cualquiera de las etapas de producción, y agrega que, en el caso de empresas estatales, éstas podrán vender únicamente a precios que reflejen el equilibrio competitivo de la industria, esto es, a las correspondientes paridades de exportación o importación según corresponda.

Con relación al mercado externo, los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, y el PEN tendrá la facultad de reglamentar las condiciones.

En línea con ello, se dispone el libre comercio internacional de hidrocarburos.

c) Actividades de exploración

La nueva redacción propuesta quita la exclusividad del reconocimiento superficial a las zonas reservadas a las empresas estatales y se deroga el artículo que no permitía la iniciación de los trabajos de reconocimiento sin previa aprobación de la autoridad de aplicación.

Por otro lado, se modifica mediante el artículo 21 respecto el pago de la regalía por los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración. Mientras que en la redacción anterior esta era del 15%, el nuevo artículo refiere a la regalía comprometida en el proceso de adjudicación. En tal sentido, los oferentes competirán en el proceso de adjudicación en el valor de la regalía, determinándose que la regalía a ofertar será de 15% más (o menos) un factor de ajuste. Dicho factor de ajuste equivaldrá a un porcentaje a exclusiva discreción del oferente, pudiendo ser negativo. Asimismo, el valor de la regalía fluctuará, según la formula prevista en el proyecto, durante los períodos en los cuales el valor de referencia de los hidrocarburos varie en más de un 50%. Para las concesiones vigentes a la fecha del proyecto aplicará la regalía que se haya convenido con la autoridad de aplicación.

d) Régimen de inversiones

Bajo el Proyecto de Ley los concesionarios ya no estarían obligados a asegurar que sus inversiones en la ejecución de los trabajos aseguren la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas.

e) Explotación por persona jurídicas extranjeras

Se deroga el artículo 51 que no permitía la presentación de ofertas en concursos por personas jurídicas extranjeras para la obtención de permisos y concesiones.

f) Canon y regalías

La nueva redacción del artículo 59 determina que el concesionario de explotación pagará mensualmente al concedente, en concepto de regalía sobre el producido y efectivamente aprovechado de los hidrocarburos líquidos y gaseosos un porcentaje equivalente al determinado en el proceso de adjudicación.

Además, en ambos casos se tendrá la facultad de reducir la misma hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos pasa a manos de la Autoridad de Aplicación.

Por último, se aclara que las alícuotas de regalías previstas serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su carácter de concedentes.

g) Explotación a no convencional

Se posibilita que el concesionario de explotación, dentro del área de concesión, requiera la subdivisión del área y la reconversión de convencional a no convencional.

Además, se elimina el plazo de cinco (5) años de período de plan piloto para las concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos.

Adicionalmente, se elimina la posibilidad de solicitar prórrogas por plazos de diez (10) años.

Por último, agrega que en nuevas concesiones la Autoridad de Aplicación solo podrá determinar otros plazos de manera fundada y motivada que justifique el apartamiento de los plazos establecidos por ley.

h) Reemplazo de la figura de concesión de transporte

Se incorpora a la sección 4 de transporte, las referencias relativas a procesamiento de hidrocarburos. Asimismo, se modifica el régimen de concesiones de transporte, para dar lugar a un régimen de autorizaciones de transporte y/o procesamiento. Tales autorizaciones, se aclara que de ninguna manera significan un derecho de exclusividad para quien realiza la actividad.

En virtud de ello, la autoridad de aplicación llevará un registro de los autorizados para transportar y/o procesar hidrocarburos, y que los concesionarios de explotación que excedan los límites de algunos de los lotes concedidos, deberán solicitar dicha autorización, en lugar de constituirse como concesionarios. En caso de no sobrepasar dichos límites, la autorización será facultativa.

Se añade que los autorizados a transportar y/o procesar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.

Se deroga el artículo 28 que concedía a todo titular de una concesión de explotación el derecho de obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos.

II. Modificaciones a la Ley 24.076 del Marco Regulatorio del Gas Natural

a) Exportación e importación

Mientras que las importaciones de gas natural se mantienen autorizadas sin necesidad de aprobación previa, bajo la nueva redacción del artículo 3 las exportaciones de gas natural deberán ser reglamentadas por el Poder Ejecutivo Nacional.

b) Renovación de habilitación

Se amplía el período adicional de renovación de la habilitación de diez (10) a veinte (20) años.

c) Transportistas y distribuidores y almacenaje

Se mantiene la obligación de tomar los recaudos necesarios para asegurar el suministro de los servicios no interrumpibles, y se agrega que éstos, por sí o por terceros, podrán adquirir, construir, operar, mantener y administrar instalaciones de almacenaje de gas natural, todo ello con arreglo a las limitaciones establecidas por ley.

d) Recursos administrativos e impugnación de sanciones

Bajo la nueva redacción se dispone que los actos emanados de la máxima autoridad del ente regulador serán impugnables, sin que sea necesario interponer la alzada, directamente ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal, mediante un recurso directo.

Asimismo, la nueva redacción establece que las sanciones aplicadas por el ente serán también impugnables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal mediante un recurso directo.

e) Unificación de entes reguladores

Se propone la unificación del ENRE y ENARGAS bajo un único ente regulador, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Pablo Arrascaeta, Daiana Perrone, Florencia Martínez Trobbiani, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez, y/o Victoria Barrueco.

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Proyecto de Ley: Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos

El día 27 de diciembre de 2023, el Presidente de la Nación Javier Milei envió a la Honorable Cámara de Diputados de la Nación un proyecto de ley titulado “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” (el “Proyecto de Ley”), a ser tratado en sesiones extraordinarias.

No obstante el carácter preliminar del Proyecto de Ley, debajo se efectúa un análisis de ciertos sectores relevantes y las implicancias que dicho proyecto, de aprobarse, podría tener sobre ellos.

I. Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI)

El Proyecto de Ley propone crear el denominado “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (el “RIGI”), mediante el cual se otorgará a los titulares y/u operadores de grandes inversiones en proyectos nuevos o ampliaciones de existentes de ciertos sectores que adhieran a dicho régimen, incentivos de tipo tributarios, aduaneros y cambiarios, y estabilidad en estas tres materias para brindar certidumbre, seguridad jurídica y un sistema de protección de derechos adquiridos.

Dentro de los sectores comprendidos se encuentran: agroindustria, infraestructura, forestal, minería, gas y petróleo, energía y tecnología. El Poder Ejecutivo Nacional podrá ampliar esta nómina.

A la fecha, el Proyecto de Ley no prevé el monto mínimo de inversión bajo el RIGI.

Entre los puntos más relevantes regulados del RIGI, se encuentran:

  1. Declaración como interés nacional de las grandes inversiones.
  2. Régimen de estabilidad normativa, tributaria, aduanera y cambiaria, con compromisos del Estado Nacional en tal sentido.
  3. Requisitos para la inclusión en el RIGI y características del plan de inversión.
  4. Incentivos tributarios, aduaneros y cambiarios. Los incentivos incluyen no solo un tratamiento diferencial respecto de impuestos nacionales, sino exenciones a nivel de importaciones y exportaciones. Con relación al régimen cambiario, se prevén, entre otros aspectos, excepciones a la obligación de ingreso y negociación en el mercado único y libre de cambios respecto del cobro de exportaciones de productos y divisas provenientes de financiamientos, siguiendo un esquema progresivo. Con respecto a financiamientos locales o externos, los montos desembolsados serán de libre disponibilidad.
  5. TBI: Los derechos e incentivos adquiridos bajo los términos y condiciones del RIGI se consideran inversiones protegidas en el sentido previsto en los tratados de promoción y protección recíproca de inversiones, que resulten aplicables y su afectación podrá dar lugar a la responsabilidad internacional del Estado Nacional de conformidad con sus disposiciones, y sin perjuicio de los remedios previstos en el presente régimen.
  6. Jurisdicción y arbitraje, con la novedosa posibilidad del desarrollador del proyecto de poder optar entre diferentes tribunales arbitrales para someter cualquier controversia derivada.

II. Concesión de Obra Pública

Se contemplan modificaciones relevantes al régimen de concesión de obra pública de la Ley 17.520, entre los cuales resaltan las siguientes:

  1. Sujetos de la concesión: Se prevé la constitución de una sociedad de propósito específico, de fideicomisos, y otros tipos de vehículos, o esquemas asociativos, para el ejecución del contrato de concesión.
  2. Financiamiento de las obras y ecuación económico-financiera: Se incorporan previsiones relativas al financiamiento de las obras y la forma de garantizar tal financiamiento, en términos amplios, así como disposiciones en torno a la intangibilidad de la ecuación económica-financiera del contratante.
  3. Extinción del contrato: Ante la eventual extinción del contrato de concesión por ejercicio de facultades administrativas, no será de aplicación lo dispuesto por las Leyes 21.499 de Expropiaciones, 26.944 de Responsabilidad del Estado, como tampoco el decreto delegado 1023/2001, que excluían el pago del lucro cesante del quantum indemnizatorio.
  4. Iniciativa Privada: El Proyecto de Ley prevé la complementariedad de la concesión de obra pública y la iniciativa privada.
  5. Mecanismos de resolución de controversias: El Proyecto de Ley establece que todos los contratos deberán prever mecanismos de prevención y solución de controversias, conciliación, mediación y arbitraje, con el fin de resolver las discrepancias de carácter técnico o económico que se produzcan entre las partes. También podrán someterse al Panel Técnico o bien al Tribunal Arbitral en caso de que no logren resolverse mediante dichos mecanismos.

Asimismo, con relación a contratos de concesión de obra pública, cuyo plazo concesional haya vencido (por ejemplo, hidroeléctricas o ferrocarriles) y que posean cuestiones litigiosas pendientes, el Proyecto de Ley establece que tales cuestiones podrán ser sometidas a resolución de un panel técnico o tribunal arbitral, con la posibilidad de que éstas sean resueltas transaccionalmente ante la Secretaría del Estado competente o la Procuración del Tesoro de la Nación, según el caso.

III. Energía Eléctrica

Bajo el Proyecto de Ley, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional, con plazo hasta el 31 de diciembre de 2025, a adecuar el Marco Regulatorio de la Energía Eléctrica comprendido principalmente por las Leyes 15.336 y 24.065, con el propósito de garantizar:

  1. El libre comercio internacional de energía eléctrica.
  2. La libre comercialización, competencia y ampliación de los mercados de energía eléctrica.
  3. El despacho económico para las transacciones de energía sobre una base de remuneración en el costo económico horario del sistema, teniendo en cuenta el costo marginal horario del sistema y el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada.
  4. La explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con la expresa obligación del distribuidor de actuar como agentes de percepción o retención.
  5. El desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.
  6. La revisión de las estructuras administrativas del sector eléctrico.

IV. Transición energética

En el marco del cumplimiento de los objetivos de las emisiones netas absolutas de Gases de Efecto Invernadero (“GEI”) comprometidos por el Estado Nacional en la Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional por el Acuerdo de Paris, se faculta al Poder Ejecutivo Nacional a:

  1. Asignar derechos de emisión de GEI a cada sector y subsector de la economía y establecer anualmente los límites de derechos de emisión de GEI, en ambos casos compatibles con el objetivo comprometido.
  2. Monitorear el avance en el cumplimiento de las metas de emisiones de GEI y, en caso de incumplimiento, penalizarlo.
  3. Establecer un mercado de derechos de emisión de GEI y sus reglas, para la comercialización de excedentes por quienes hayan cumplido con su meta.

Asimismo, el Proyecto de Ley establece que los responsables de las actividades emisores de GEI serán los encargados de dar cumplimiento a las metas de emisiones de GEI del país. Por su parte, el Estado Nacional generará las condiciones e instrumentos para facilitar a las empresas privadas, al sector público y a otros organismos, el logro de las metas y el acceso a financiamiento climático.

En este sentido, estas medidas podrían fomentar el desarrollo de los mercados de carbono en Argentina.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Milagros Piñeiro, Pablo Arrascaeta, Florencia Martínez Trobbiani, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.

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Implicancias del DNU 70/2023 para el sector energético

A continuación se detallan las modificaciones más relevantes comprendidas en el título VIII, “Energía”:

I. Hidrocarburos

Se deroga el Decreto N° 1060/2000 que establecía plazos máximos de duración de los contratos de abastecimiento exclusivo de combustibles celebrados entre compañías petroleras y/o proveedoras de combustibles, y quienes exploten estaciones de servicio.

II. Energía Eléctrica

a. Contratos de exportación

Se deroga el Decreto N° 1491/2002 que disponía que los contratos de exportación por Potencia Firme y Energía Eléctrica Asociada y los Acuerdos de Comercialización de Generación relacionados con estas exportaciones:

  1. no se encontraban comprendidos en lo dispuesto por la Ley Nº 25.561, modificatoria de la Ley de Convertibilidad 23.928 por la que se declaró la emergencia pública y la reforma del régimen cambiario en el año 2002;
  2. no se encontraban comprendidos por lo dispuesto en el Decreto Nº 214 de 2002, que permitió la conversión a pesos de las obligaciones de dar sumas de dinero; y
  3. serían facturados en Dólares Estadounidenses.

b. Ampliaciones de Transporte

Se deroga la Ley N° 25.822 que ratificaba y establecía la realización prioritaria del “Plan Federal de Transporte Eléctrico”, instrumentado por la Secretaría de Energía de la Nación (la “Secretaría de Energía” o “SE”).

Asimismo, se deroga el Decreto N° 634/2003 que autorizaba a la Secretaría de Energía a, en el marco de ampliaciones de transporte en alta tensión o por distribución troncal,   re-determinar el canon o precio correspondiente a la parte faltante de ejecución de una ampliación hasta la habilitación comercial de esta.

c. Préstamos reintegrables

Se deroga el Decreto N° 311/2006 que aprobaba el otorgamiento de préstamos reintegrables del Tesoro Nacional al Fondo Unificado, creado por el Artículo 37 de la Ley Nº 24.065, destinados al pago de las obligaciones exigibles al Fondo Unificado para el cumplimiento de sus funciones específicas y al sostenimiento sin distorsiones del sistema de estabilización de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

d. Energías Renovables

Se derogan los artículos 16 al 37 de la Ley Nº 27.424 de Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública. Entre los puntos establecidos en ellos se encuentran:

  1. Fondo Fiduciario para el Desarrollo de la Generación Distribuida;
  2. Beneficios promocionales; y
  3. Régimen de fomento de la industria nacional

De acuerdo a los fundamentos del Decreto, resulta imperioso una simplificación en la Ley N° 27.424 de energía distribuida, eliminando la ayuda estatal y la estructura de control.

III. Facultades otorgadas a la Secretaría de Energía

Además, por el DNU se faculta a la SE a redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural. Este beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, conforme las tarifas vigentes en cada punto de suministro.

La SE también tendrá facultades para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias, y otros actores o agentes que integren los sistemas del servicio público de que se trate, en su carácter de responsables primarios.

Al respecto, esto podría implicar una modificación en la segmentación de tarifas de energía eléctrica y gas natural propuesta por el Decreto Nº 332/2022 (para mayor información sobre esta norma, acceder a nuestro Newsletter en el siguiente link).

 

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

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