Novedades en el sector petrolero: implementación del barril criollo

El 19 de mayo del 2020 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 488/2020 (el “Decreto”), que implementa el denominado “barril criollo”, al establecer un precio sostén para la producción y entrega de petróleo crudo que se efectúe en el mercado local, a un valor de USD 45 por barril, con efectos hasta el 31 de diciembre del 2020.

A su vez, entre otras cuestiones relevantes, el Decreto:

  1. Establece una alícuota cero de derecho de exportación en caso de que el precio internacional del crudo sea inferior a USD 45 por barril.
  2. Prevé ciertas obligaciones en cabeza de la empresas productoras, comercializadoras y refinadoras de petróleo.
  3. Incluye ciertas limitaciones en materia de operaciones cambiarias y financieras.
  4. Limita los supuestos habilitantes para la importación.
  5. Actualiza los valores de las multas previstas en el régimen sancionatorio de la Ley 17.319.

Según los considerandos del Decreto, esta medida se implementa con la finalidad de que las empresas productoras de petróleo puedan cubrir los costos operativos y sostener los niveles de actividad y/o de producción imperantes al momento previo al inicio de la crisis epidemiológica, tomando en consideración la situación actual de contracción de la demanda, producto de la pandemia del COVID-19 y con especial consideración de la dimensión estratégica de la producción de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.

A continuación, se exponen algunos de los puntos salientes del Decreto:

1. Precio del barril criollo

A partir de la fecha y hasta el 31 de diciembre del 2020, las entregas de petróleo crudo realizadas en el mercado local deberán ser facturadas por las empresas productoras y pagadas por las empresas refinadoras y comercializadoras, tomando como referencia para el crudo tipo Medanito el precio de USD 45 por barril (USD 45/bbl), que será ajustado para cada tipo de crudo por calidad y por puerto de cargo, conforme la práctica usual del mercado local.

Este precio será de aplicación también para la liquidación de las regalías hidrocarburíferas establecidas en el artículo 59 de la Ley 17.319.

En el supuesto de que durante diez (10) días consecutivos la cotización del “ICE BRENT PRIMERA LÍNEA” superare los USD 45 por barril, lo expuesto en el párrafo precedente quedará automáticamente sin efecto.

2. Actividad de las empresas productoras

Las empresas productoras, mientras continúe vigente el precio fijado, deben:

  1. Sostener los niveles de actividad y/o de producción registrados durante el año 2019, tomando en consideración la situación actual de contracción de la demanda local e internacional, siempre dentro de los parámetros de explotación adecuada y económica previstos en el artículo 31 de la Ley 17.319.
  2. Mantener vigentes los contratos las empresas de servicios regionales y la planta de trabajadores que tenían al 31 de diciembre del 2019.

3. Limitaciones cambiarias y financieras

Durante la vigencia del precio del barril de petróleo fijado por el Decreto, las empresas productoras no podrán acceder al mercado de cambios para la formación de activos externos ni adquirirán títulos valores en pesos para su posterior venta en moneda extranjera o transferencia de custodia al exterior.

4. Obligaciones de refinadoras y sujetos comercializadores

Las empresas refinadoras y comercializadoras deberán adquirir el total de la demanda de petróleo crudo a las empresas productoras locales, contemplando la calidad de crudo que requieran los procesos de refinación, y de acuerdo con el precio establecido en el propio Decreto. En caso de que las empresas integradas deban comprar el crudo en demasía de su propia producción y de la de sus afiliadas, las mismas se realizarán con parámetro similares a los del 2019, contemplando también la calidad de crudo que requieran los procesos de refinación.

En ambos supuestos, dichas empresas no podrán efectuar operaciones de importación de productos que se encuentren disponibles para su venta en el mercado interno y/o respecto de los cuales exista capacidad efectiva de procesamiento local, en cuyo caso deberán presentar una solicitud de importación según procedimiento que se apruebe eventualmente.

5. Derechos de exportación para productos derivados del petróleo

A los efectos del cálculo de la alícuota aplicable en concepto de derechos de exportación, el Poder Ejecutivo fija los siguientes valores del “ICE Brent primera línea”: a) Valor Base (VB): USD 45 por barril; b) Valor de Referencia (VR): USD 60 por barril; y c) Precio Internacional (PI): aquél publicado el último día hábil de cada mes por parte de la Secretaría de Energía, basado en la cotización del precio del barril “ICE Brent primera línea”, tomando en consideración el promedio de las últimas (5) cotizaciones publicadas por el “Platts Crude Marketwire” bajo el encabezado “Future Settlements”.

A tales efectos, el último día hábil de cada semana, la Secretaría de Energía evaluará las cotizaciones promedio de los días transcurridos del mes en curso y, si de la comparación con la cotización promedio vigente existiera una diferencia superior al 15%, fijará una nueva cotización, la que se aplicará a partir del primer día hábil siguiente.

En este sentido, se establece una alícuota del 0% del derecho de exportación anteriormente referido en los casos en que el Precio Internacional sea igual o inferior al Valor Base.

Por el contrario, si dicho precio es igual o superior al Valor de Referencia, la alícuota será del 8%. Por lo demás, si el Precio Internacional resultare ser superior al Valor Base e inferior al Valor de Referencia, la alícuota del tributo se determinará conforme la siguiente fórmula: Alícuota = {PI – VB/ VR-VB} x 8%.

6. Control de precios máximos de venta de garrafas

Los incrementos en los Impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono – creado por Ley 23.966- que resulten de las actualizaciones correspondientes al primer y segundo trimestre del año 2020, surtirán efectos para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil a partir del 1° de octubre del 2020 inclusive.

7. Modificación del monto de las sanciones

Se fija como nuevos valores de las multas por incumplimiento de las obligaciones emergentes de los permisos y concesiones otorgados en virtud de la Ley 17.319 los siguientes: monto mínimo equivalente al valor de 22 m3 de petróleo crudo nacional en el mercado interno y un máximo de 2.200 m3 del mismo hidrocarburo por cada infracción.

8. Delegación de facultades en la Secretaría de Energía

Por último, el Poder Ejecutivo Nacional delega en la Secretaría de Energía la facultad de modificar trimestralmente los precios contemplados en el Decreto, así como también de revisar periódicamente el alcance de la medida en función del volumen de producción y niveles de actividad e inversión.

Asimismo, la Secretaría de Energía verificará que no se realicen conductas monopólicas, colusivas y/o de abuso de posición dominante por parte de todos los sujetos de la cadena productiva del petróleo, para lo cual considerará los parámetros objetivos de producción de períodos anteriores y tendrá en cuenta las consecuencias provocadas por la pandemia del COVID-19.

Una entrevista a nuestro socio Nicolás Eliaschev realizada por la Revista Jurídica de la Universidad de San Andrés en donde se efectúa un análisis de la medida y se anticipan opiniones al respecto puede escucharse aquí.

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

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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COVID-19: Pautas para la distribución de energía eléctrica

El día 16 de mayo de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución 35/2020 (la “Resolución”), dictada por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que faculta a ciertos usuarios de EDENOR y EDESUR alcanzados por la medida del Aislamiento Social Preventivo y Obligatorio dispuesto por el Decreto 297/2020 y siguientes a suspender el pago o realizar pagos parciales a cuenta de la potencia contratada de los contratos de suministro de energía eléctrica; o bien, rescindir el contrato o solicitar su recategorización tarifaria conforme las nuevas circunstancias sobrevinientes.

1. Usuarios alcanzados y períodos comprendidos

En primer lugar, las alternativas brindadas por la Resolución podrán ser utilizadas por los usuarios de EDENOR y EDESUR correspondientes a las categorías tarifarias T2, T3 y Peaje que hayan sufrido una reducción del 50% o mayor en su demanda de potencia. A su vez la Resolución dispone que tales usuarios podrán hacer uso de las opciones previstas allí previstas para las obligaciones pendientes de cancelación que se hayan devengado a partir del 20 de marzo del 2020 y para períodos posteriores y pendientes de cancelación.

2. Terminación del beneficio y facilidades de pago

En el supuesto de que dichos usuarios optaren por suspender el pago o realizar pagos parciales, ese beneficio finalizará cuando la recuperación de su demanda alcance el 70%. Asimismo, los usuarios que hagan uso de esta opción manteniendo la contratación de potencia deberán abonar las deudas generadas durante el período de suspensión de acuerdo con los planes de facilidades de pago que otorgarán las concesionarias de distribución de energía eléctrica, según las pautas que oportunamente establezca el ENRE.

Por su parte, en el caso que los usuarios alcanzados por la Resolución opten por resolver total o parcialmente el contrato de suministro o soliciten su recategorización, no será aplicable el plazo de espera de un año establecido en el “Régimen Tarifario- Cuadro Tarifario” integrante del Anexo XIV de las Resoluciones ENRE  63 y 64/2017, para la reconexión y el cobro de importe del cargo por capacidad de suministro que se le hubiera facturado mientras el servicio estuvo desconectado.

3. Obligaciones de EDENOR y EDESUR

Por último, la Resolución estipula que las distribuidoras deberán facilitar los medios necesarios para que los usuarios efectúen las comunicaciones correspondientes de la presente resolución a través de medios digitales y/o telefónicos, página web, canales de atención comercial, redes sociales, medios gráficos y en las liquidaciones de servicio público, comunicando de forma clara el alcance de cada una de las opciones.

Asimismo, las concesionarias deberán remitir semanalmente al ENRE un informe con las suspensiones, modificaciones y/o resoluciones contractuales realizadas con fundamento en la Resolución.

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

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Renovables y generación distribuida: entre promesa y realidad en tiempos del COVID-19

La energía no es ajena a la crisis global causada por la Pandemia del COVID-19, en este contexto tan difícil, vale la pena preguntarse respecto al presente y al futuro del sector eléctrico argentino y a la potencialidad de este momento para convertir a la crisis en una oportunidad.

En el reporte adjunto se argumenta que la volatilidad de los precios de los commodities energéticos y la presencia actual y, eventualmente futura, de crisis sanitarias y climáticas disruptivas, aconsejan seguir apostando por la diversificación de la matriz eléctrica como la mejor forma de garantizar la seguridad y continuidad del suministro en el largo plazo.

En tal contexto se analiza la realidad normativa de la generación distribuida de fuente renovable en particular, describiendo los principales aspectos de su regulación, ya que se argumenta que la actual coyuntura es favorable para fomentar tal modalidad.

En el reporte también se plantean con carácter introductorio los siguientes ejes:

  1. Necesidades relevantes del sector eléctrico en el corto plazo (preservación y recomposición de la cadena de pagos y de la sustentabilidad económico-financiera de corto y de largo plazo de los distintos actores del sector; finalización de la emergencia de la Ley 27.741 en el lapso legalmente previsto y funcionamiento del sector conforme a la Ley 24.065).
  2. Agenda de corto plazo para las renovables (posibilidad de la prórroga de plazos para la habilitación comercial e hitos intermedios en contratos con estructuración y/o construcción en marcha afectados por la crisis sanitaria y medidas adoptadas en consecuencia, tanto en el exterior como en el país; evaluación de una definición de pautas de salida y/o renegociación voluntaria para contratos que no tenían actividad con anterioridad al 12 de marzo de 2020  evaluando las particularidades de cada caso, pero con aplicación de criterios homogéneos y no discriminatorios).
  3. Aspectos de mediano y largo plazo:
    1. Definición de modalidades para la expansión de infraestructura de transmisión y con tal determinación, planificación de la forma a ser empleada para la instalación de potencia adicional de renovables necesaria para el cumplimiento del objetivo legal del 20% del consumo para 2025.
    2. Evaluación técnica y económica de una ampliación del objetivo de consumo antes mencionado con posterioridad a 2025.
    3. Continuidad de la diversificación de la matriz eléctrica y evaluación del rol de tecnologías térmicas eficientes, energía nuclear y centrales hidroeléctricas en tal objetivo.
    4. Evaluación de la incorporación y despliegue de tecnologías innovadoras que permitan robustecer el sistema y complementar el desarrollo de la energía distribuida, incluyendo almacenamiento, medición inteligente, gestión de demanda y movilidad eléctrica.
    5. Evaluación de oportunidades para profundizar la integración energética y eléctrica regional y los intercambios de oportunidad y de largo plazo de gas natural destinado a generación, y energía eléctrica en sí misma, con países vecinos.

Descargar reporte

Una versión sintetizada del presente reporte se publica en la edición de hoy del portal energético Energía Estratégica y puede ser consultada aquí.

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COVID-19: Reglamentación de la limitación a la interrupción de servicios esenciales

El día 18 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 173/2020 (la “Resolución”), dictada por el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación (“MDP”), que reglamenta las disposiciones del Decreto de necesidad y urgencia N° 311/2020 (el “Decreto”), que  suspendió el corte de suministro de servicios a ciertos usuarios (enumerados en dicha norma) de energía eléctrica, agua corriente, gas por redes, telefonía fija y móvil e internet y televisión por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, en caso de mora o falta de pago de hasta (3) facturas consecutivas o alternas con vencimientos desde el 1 de marzo de 2020, y por su parte, estableció precios máximos para la comercialización de gas licuado de petróleo (GLP).

A continuación, se exponen los aspectos más relevantes de la Resolución.

1. Creación de la Unidad de Coordinación

La Resolución crea la Unidad de Coordinación, con facultades de reglamentación, y a la cual se le encomienda la elaboración de un informe en el que se dé cuenta sobre la cantidad de usuarios alcanzados por el Decreto. Dicha Unidad será conformada por  miembros del MDP y representantes de órganos ministeriales con competencia en la materia, así como por integrantes de los respectivos entes reguladores de cada actividad.

2. Obligaciones para las empresas prestadoras

Las empresas prestadoras de los servicios alcanzados por la medida deberán remitir el listado de la totalidad de usuarios susceptibles de cortes cuya causa se motive en la falta de pago, a la Unidad de Coordinación, con  el fin de que la Unidad elabore el informe mencionado precedentemente y determine los casos en los cuales deberán suspenderse los avisos de corte.

Por otra parte, las empresas distribuidoras de energía eléctrica deberán informar a los Entes Reguladores nacionales y/o provinciales, a la Secretaría de Energía y a la Unidad de Coordinación, el conjunto de usuarios que cuentan con sistema de servicio prepago de energía eléctrica, cuya recarga correspondiente al período del mes de marzo del corriente y/o subsiguientes no se hubiere efectuado en tiempo y forma, y respecto de los cuales deberán brindar el servicio de manera normal y habitual durante el plazo (180) días. La misma obligación se impone para las empresas prestadoras del servicio de telefonía, internet y TV por cable, aunque el informe solo se deberá remitir a la Unidad de Coordinación en un plazo máximo de (15) días corridos a contar desde la publicación de la Resolución.

En caso de duda razonable con respecto a si un usuario se encuentra o no alcanzado por el artículo 3 del Decreto, la Resolución dispone que la empresa prestadora deberá intimarlo fehacientemente para que en el plazo de (5) días acredite dicha condición ante la autoridad regulatoria correspondiente, la cual notificará en el plazo de (5) días corridos a la empresa prestadora si el usuario resulta beneficiario de las disposiciones del Decreto y la Resolución.

Por su parte, el artículo 6 de la Resolución obliga a las empresas prestadoras a informar ante las autoridades regulatorias correspondientes, las condiciones y/o modalidad de los planes de pago que pondrán a disposición de los usuarios alcanzados por el artículo 3 del Decreto. A su vez, establece que, en el caso de las empresas prestadoras de los servicios de telefonía fija o móvil, Internet y TV por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital, los planes de pago deberán prever ser abonados en al menos (3) cuotas mensuales, iguales y consecutivas, no pudiéndose aplicar intereses moratorios, compensatorios ni punitorios.

Por último, la Resolución les impone a las empresas prestadoras la obligación de consignar en las facturas y en las páginas web respectivas, el texto íntegro de la parte dispositiva del precitado decreto y el canal o medio de comunicación que dispondrán cada uno de los Entes Reguladores a fin de que los usuarios puedan realizar consultas y/o solicitar la inclusión en el régimen.

3. Canales de comunicación flexibles

Los usuarios de los servicios están facultados a efectuar cualquier comunicación mediante correo eléctrico, whatsapp, y/u otros canales de comunicación que se habiliten a tal efecto, en el contexto del aislamiento social y obligatorio vigente a la fecha.

4. Comercialización del gas licuado de petróleo

Finalmente, la Resolución prescribe que los precios del gas licuado de petróleo podrán fluctuar por niveles inferiores al establecido en el artículo 6 del Decreto, siempre y cuando los mecanismos de fijación de precios de dicho fluido así lo permitan.

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

En el siguiente link se puede acceder a un comunicado importante del Estudio con relación al COVID-19.

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COVID-19: Obras privadas de infraestructura energética

El día 7 de abril de 2020 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Decisión Administrativa N° 468/2020 (la “Decisión”), que exceptúa del cumplimiento del “aislamiento social, preventivo y obligatorio” dispuesto por el DNU 297/20 a los trabajadores afectados a obras privadas de infraestructura energética. La Decisión es dictada por el Jefe de Gabinete de Ministros en calidad de autoridad facultada para ampliar o reducir el listado de actividades y servicios declarados esenciales en el marco de la emergencia declarada a causa del COVID-19.

La Decisión establece también que, los desplazamientos de los trabajadores alcanzados por esta norma deben limitarse al estricto cumplimiento de dicha actividad y que, en todos los casos, los empleadores deberán garantizar las condiciones de higiene y seguridad establecidas por el Ministerio de Salud.

Por último, la Decisión estipula que las personas alcanzadas por la misma se encuentran obligados a tramitar el Certificado Único Habilitante para Circulación – Covid-19, impuesto en virtud de la Resolución N° 48/2020 del Ministerio del Interior de la Nación.

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

En el siguiente link se puede acceder a una comunicación importante del Estudio sobre la cuestión del Coronavirus.

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Intervenciones del ENRE y ENARGAS

El día 17 de marzo de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial de la República Argentina los Decretos N° 277/2020 y N° 278/2020 (los “Decretos”), que ordenan la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) y designan en calidad de interventores al Lic. Federico José Basualdo Richards y al Lic. Federico Bernal, respectivamente.

Los Decretos han sido dictados en el contexto de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, que declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y habilitó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente dichos entes, por el término de un (1) año.

Dicha Ley además facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal y a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las Leyes 24.065, 24.076 -que contemplan los marcos regulatorios de la energía eléctrica y gas natural- y demás normas concordantes, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de hasta ciento ochenta (180) días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020.

  1. Plazo de intervención

Ambos Decretos disponen la intervención del ENRE y el ENARGAS, según el caso, hasta el 31 de diciembre de 2020.

  1. Facultades de los interventores

Los Decretos confieren en los Interventores determinadas facultades, a saber:

(i) Realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalué los aspectos regulados por la Ley N° 27.541 relativos a las tarifas vigentes en transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente, con la eventual realización de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria vigente o de una revisión de carácter extraordinario que alcance todo lo pretérito actuado y sucedido en esta materia para volver a determinar una tarifa para los mencionados servicios públicos. Agregan los Decretos que, en caso de detectarse alguna anomalía, deberá informarse al Poder Ejecutivo Nacional, así como toda circunstancia que considere relevante, aportándose la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos correspondientes, proponiendo las acciones y medidas que en cada caso estime corresponda adoptar.

(ii) Iniciar un procedimiento de revisión de los concursos públicos de antecedentes que se sustanciaron con el objeto de cubrir el directorio de ambos entes, en un plazo de ciento ochenta (180) días, y en caso de que resuelva su anulación, o si hubiese concluido el plazo de mandato de alguno de ellos, deberá iniciar el proceso de selección de quienes los reemplazarán, de acuerdo con los términos previstos en el artículo 54 y subsiguientes de la Ley N° 24.076 o el artículo 58 y subsiguientes de la Ley N° 24.065.

  1. Cese de funciones de los actuales miembros de los directorios del ENRE y ENARGAS

Por último, los Decretos disponen la suspensión de las funciones de los actuales miembros del Directorio del ENARGAS y del ENRE en sus cargos, sin goce de sueldo, por el plazo en el que los entes se encuentren intervenidos.

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

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En el siguiente link se puede acceder a la publicación realizada por Nicolás Eliaschev sobre los aspectos energéticos de la Ley de Emergencia.

En el siguiente link se puede acceder a una comunicación importante del Estudio sobre la cuestión del Coronavirus.


Cambios en la remuneración de generadores, autogeneradores y cogeneradores del MEM: Derogación de Res. 1/2019 por la Res. 31/2020

A través de la Resolución Nº 31 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 31”), dependiente del Ministerio de Desarrollo Productivo, publicada en el Boletín Oficial el día 27 de febrero del 2020, se: (i) derogó la Resolución 1/2019 de la entonces Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico, que había sido dictada el 28 de febrero de 2019 (la “Resolución 1”); y (ii) aprobó un nuevo mecanismo de remuneración para generadores, autogeneradores y cogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), con efectos retroactivos al 1° de febrero de este año.

En los considerandos de la Resolución 31 se alude que dicha resolución se dicta en el marco de la Ley Nº 27.541 de solidaridad social y reactivación productiva y propender a asegurar la suficiente y calidad del abastecimiento según criterios de eficiencia que manda la Ley Nº 24.065 que contempla el marco regulatorio eléctrico.

Se indica además que esta Resolución 31 es dictada con el objeto de asegurar la sustentabilidad del MEM, a condiciones económicamente razonables, eficientes, y dado por la posibilidad de trasladar el costo de la generación de la energía a los usuarios finales.

La Resolución 31 alude, como fundamento para su dictado, a las abruptas variaciones en el tipo de cambio, lo cual impactaba en el esquema de remuneración previsto anteriormente en la Resolución 1.

A continuación, se describen los aspectos salientes de la norma.

  1. Alcance y vigencia de la Resolución 31

Se aprueba un nuevo mecanismo de remuneración para generación, cogeneración y autogeneración, convencional y renovable, que actúen sin tener un contrato de abastecimiento de energía eléctrica, con efectos a partir del 1° de febrero de 2020.

  1. Remuneración en pesos argentinos

Se introduce un nuevo esquema de remuneración que, a diferencia de la Resolución 1 derogada, prevé que las sumas pagadas a los agentes del MEM identificados más arriba serán nominadas y abonadas en pesos argentinos.

Sobre este punto, la Resolución 1 determinaba que la remuneración de dichos agentes se calculaba en dólares estadounidenses, y se abonaba en pesos argentinos, utilizando para su conversión la tasa de cambio publicada por el Banco Central de La República Argentina “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación ‘A’ 3500 (Mayorista)”, del día anterior a la fecha de vencimiento de las transacciones económicas.

  1. Mecanismo de ajuste de la remuneración

Los valores establecidos en pesos argentinos en la Resolución 31 se actualizarán en forma mensual en función de una fórmula que contempla la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el INDEC.

Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados. Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev y/o Javier Constanzó.


Transacciones recientes en energías renovables. ¿Cómo seguimos?

Un resumen de las últimas novedades y algunos de los puntos a tener en cuenta en las próximas semanas y meses en materia de infraestructura energética en nuestro país

  1. Introducción

Las energías renovables se han expandido significativamente en los últimos años. A la fecha la potencia instalada de renovables es de 2725 MW, con más de 1500 MW adicionales (estimados) en construcción o en etapa de pruebas. Una vez que esos proyectos alcancen su habilitación comercial, el país estará en camino a alcanzar su objetivo de consumo de energía eléctrica para el año 2020 establecido por la Ley 27.191 en el 12% (el objetivo para el 2021 es del 16%, para el 2023, del 18%, y para el 2025, del 20%.

El 10 de diciembre pasado, una nueva administración asumió y surgieron algunos interrogantes respecto a las políticas públicas a ser adoptadas en la materia.

En una entrevista nuestro socio Nicolás Eliaschev resaltó el carácter de política de Estado de las medidas impulsadas para el desarrollo de las energías renovables y recordó que la Ley 27.191 fue impulsada bajo la Presidencia de Cristina Fernández de Kirchner y luego implementada bajo la Administración Macri. En tal sentido, Eliaschev sostuvo que el nuevo Gobierno tenía la oportunidad de continuar por ese camino.

  1. Novedades y transacciones recientes

Aunque pueda ser prematuro arribar a conclusiones definitivas, las primeras señales son alentadoras y el actual Gobierno luce comprometido con la continuidad de las políticas en materia de fomento a las energías renovables. Entre las noticias positivas para el sector, destacamos el cierre o la firma de financiamientos de proyectos altamente relevantes en donde tuvimos el honor de representar a las entidades financieras:

  • El 19 de diciembre de 2019, KfW Ipex desembolsó el primer tramo del préstamo otorgado para la construcción de los proyectos eólicos Chubut Norte III y IV (respectivamente, de propiedad de dos sociedades de propósito específico controladas por GENNEIA y PAE), con una potencia total 140.88 MW. La transacción fue firmada en Julio de 2019. Nuestro Estudio actuó como asesor legal de KfW Ipex bajo derecho argentino con un equipo liderado por los socios Marcelo R. Tavarone y Nicolás Eliaschev.
  • El 14 de enero, Luz del Leon S.A. (una sociedad de propósito específico controlada por YPF Luz) celebró un contrato de préstamo por 150 millones de dólares con BNP Paribas Fortis SA/NV y United States International Development Finance Corporation (DFC) para financiar la construcción del proyecto eólico Cañadón León por un total 120 MW ubicado en la provincia de Santa Cruz. Esta transacción constituye la primera financiación de proyecto sin recurso para un proyecto con dos tipos de PPA: un PPA con CAMMESA bajo el régimen de RenovAr, y un PPA privado bajo régimen del MATER. La transacción es también la primera en su tipo firmada tras la asunción de la nueva gestión liderada por el Presidente Alberto Fernández. Nuestro Estudio actuó como asesor legal de BNPP y DFC bajo derecho argentino con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Julieta De Ruggiero.

Otro aspecto positivo es la continuidad la Ronda 3 del Programa RenovAr. El 2 de agosto de 2019, la Administración anterior adjudicó PPA correspondientes a proyectos por un total de 260 MW fijándose como fecha límite para la firma de los PPA el 24 de enero 2020.

  • El 4 de diciembre de 2019, nuestro Estudio con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Juan Pablo Bove, asistió a uno de los adjudicados en la firma de nueve PPA por una potencia de 112,5 MW correspondientes a nueve proyectos eólicos.
  • El 24 de enero de 2020, nuestro Estudio con un equipo liderado por los socios Nicolás Eliaschev y Julian Razumny, asistió a uno de los adjudicados en la firma de tres PPA por una potencia de 30 MW correspondientes a tres proyectos solares fotovoltaicos. Estos PPA son entre los primeros firmados bajo la nueva Administración.
  1. Desafíos
  • Proyectos con demoras

Debido a varios motivos que van desde la turbulencia financiera experimentada por el país a cuestiones específicas de cada uno, ciertos proyectos, en especial algunos de los adjudicados bajo la ronda RenovAr 2 se demoraron en su construcción o no comenzaron a ser ejecutados. La nueva Administración se ha comprometido a revisar la situación existente de cada proyecto y aunque no hay anuncios oficiales, podrían considerarse diversas alternativas que van desde la extensión de los plazos hasta la terminación de los PPA.

El resultado de esta revisión puede ayudar a entender la real naturaleza de la cantidad de proyectos existentes y sus plazos de ejecución. Algunos proyectos que enfrentan dificultades podrían recuperarse y otros que nunca comenzaron, eventualmente, ser terminados.

  • Transmisión

Una vez que el estatus de los proyectos se aclare según lo expuesto más arriba, el panorama de la disponibilidad de transmisión podría también despejarse. A la fecha, si todos los proyectos se construyeran, la disponibilidad de transmisión remanente sería escasa. Si algunos proyectos fueran cancelados, podría liberarse capacidad de transmisión y en consecuencia sería posible desarrollar nuevos proyectos apuntados al MATER.

De todas formas, desde una perspectiva de largo plazo, se requiere infraestructura adicional de transmisión y funcionarios del nuevo Gobierno han sostenido que ello es prioritario. La modalidad para construir esta infraestructura está sujeta a consideración, con un menú de normas vigentes que incluyen alternativas variadas como PPP, contratos COM y obra pública.

  • Riesgo soberano

Como es público, actualmente, el país ha iniciado las primeras etapas de la restructuración de su deuda externa, incluyendo tanto al FMI como a los tenedores privados de bonos.

Si la situación se superara de modo aceptable para todas las partes interesadas y la Argentina lograra un arreglo exitoso, amigable y fiscalmente sostenible, el riesgo país tendería a bajar abriendo oportunidades para el financiamiento de la infraestructura energética.

Si ello no fuera el caso, el financiamiento de infraestructura será más difícil y desafiante.

  1. ¿Cuál es la situación de Vaca Muerta?

El Gobierno ha señalado en reiteradas oportunidades que el desarrollo pleno de Vaca Muerta es una prioridad y se ha comprometido a fomentar la inversión en hidrocarburos. No obstante, en la actualidad existe cierta incertidumbre debido a la intervención en los precios de los combustibles y los aspectos soberanos descriptos más arriba.

La nueva Administración ha anunciado que enviará un proyecto al Congreso con el propósito expreso de blindar a Vaca Muerta del riesgo político y proveer de fuertes garantías a las inversiones de largo plazo. Aunque existen borradores iniciales con señales positivas la versión oficial del proyecto todavía no se ha dado a conocer y, en consecuencia, volveremos a este tema tan pronto como dicha información sea dada a conocer formalmente.

Otra cuestión a tener en cuenta es la continuidad de la licitación pública para la construcción del llamado Gasoducto del Centro, obra pensada para permitir la inyección de volúmenes adicionales de gas natural desde Vaca Muerta, permitiendo el incremento de su producción. Bajo el cronograma vigente aprobado por el Gobierno anterior, las ofertas debían presentarse el 31 de marzo de 2020. El futuro de esta licitación resta por ser definido a la fecha.

Para información adicional, por favor no dude en contactar a Nicolás Eliaschev, Marcelo R. Tavarone, Juan Pablo Bove, Julieta De Ruggiero y/o Julián Razumny.


El futuro de las energías renovables en la Argentina

📺 👉🏼 Nuestro socio Nicolás Eliaschev fue entrevistado por Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica, sobre las perspectivas para el sector de energía renovable de la Argentina a partir del cambio de gestión.


Almacenaje de Gas Natural

A través de la Resolución Nº 722/2019 del Ente Nacional Regulador del Gas (la “Resolución” y el “ENARGAS”), publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina el 7 de noviembre de 2019, se aprobó el Reglamento para el Almacenaje de Gas Natural (el “Reglamento”).

La Resolución ha sido dictada conforme a lo dispuesto por la Ley Nº 24.076 (la “Ley Marco”), y el Decreto Nº 1.738/1992 (el “Decreto Reglamentario”) del Poder Ejecutivo Nacional, que definen a los almacenadores como sujetos activos de la Industria del Gas Natural, y sujetos a la regulación que se apruebe sobre el particular.

A continuación, se destacan los aspectos salientes del Reglamento.

  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.