Nueva resolución del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Con fecha 14 de noviembre de 2022 se publicó la Resolución 503/2022 del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (en adelante, “la Resolución” y “el Ministerio”, respectivamente), mediante la cual se establecieron los lineamientos y los contenidos mínimos de los planes de reconversión de los procesos productivos que utilizan mercurio .

I.- Antecedentes

Previo a la entrada en vigencia de la Regulación, la regulación en Argentina recaía en: (i) el Convenio de Minamata sobre el Mercurio (el “Convenio”) y (ii) la Resolución N° 299/2021.

Bajo el Convenio, se regula el uso del mercurio en procesos productivos y la fabricación de los productos con mercurio añadido y sus excepciones y exenciones. En materia de excepciones, Argentina cuenta con dos exenciones inscriptas, para el proceso productivo de cloro álcali y la fabricación de termómetros de mercurio.

Bajo la Resolución N° 299/2021, se establecieron los lineamientos relativos a la gestión de mercurio elemental, sus mezclas y compuestos como así también, de los productos con mercurio añadido. Esta resolución estableció el procedimiento para la solicitud de exenciones para el proceso de producción de cloro álcali o la fabricación de termómetros de mercurio exclusivamente. Asimismo, estableció la necesidad de realizar una presentación del Plan de Reconversión de procesos productivos como uno de los requisitos para la obtención de la exención.

II.- La Resolución N° 503/2022

Objetivo

La Resolución tiene como objetivo establecer los lineamientos de los planes de reconversión y dar cumplimiento con la gestión ambientalmente racional del mercurio, de acuerdo con las obligaciones emanadas del Convenio. En este sentido, define al “Plan de Reconversión”: como aquél plan de actividades a realizar en un establecimiento industrial que utiliza mercurio en su proceso de producción o fabricación, destinado al recambio e implementación de tecnología libre de mercurio.

Para la elaboración y presentación del Plan de Reconversión se deberá incluir, como mínimo, la siguiente información:

  • (a) Localización de la planta
  • (b) Identificación del personal afectado y responsable de las tareas de reconversión.
  • (c) Memoria técnica y descripción de la tecnología usada actualmente.
  • (d) Memoria técnica y descripción de la tecnología que se utilizará para la reconvención.
  • (e) Descripción de la gestión de los residuos señalando su almacenamiento, transporte, disposición final, tratamiento, rotulado y eliminación.
  • (f) Evaluación de los impactos ambientales, sociales y económicos.
  • (g) Cronograma de trabajo con un marco de todas las etapas de recambio propuesta y los monitoreos para su cumplimiento, incluyendo las medidas de seguridad y planes de contingencia para la ejecución de las actividades.

Autoridad de Aplicación

La Autoridad de Aplicación de la Resolución es la Secretaría de Control y Monitoreo Ambiental del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Como autoridad de aplicación, podrá realizar inspecciones a los establecimientos industriales y solicitar la información y documentación que considere necesaria con el objetivo de asegurar el cumplimiento de la Resolución.

Por su parte, la Dirección Nacional de Sustancias y Residuos Peligrosos es la autoridad competente para evaluar, aprobar y monitorear el cumplimiento de los planes de reconversión de procesos productivos que utilizan mercurio.

Aprobación

El Plan de Reconversión deberá presentarse ante la Dirección Nacional de Sustancias y Residuos Peligrosos para su aprobación. El Plan de Reconversión será aprobado juntamente con la exención solicitada de acuerdo a lo establecido en la Resolución MAyDS Nº 299/21. Con la aprobación del Plan de Reconversión, se emitirá un Certificado de Cumplimiento del Plan de Reconversión en el marco del Convenio de Minamata sobre el Mercurio, de conformidad con el art. 4 de la Resolución.

La Resolución establece como condición previa a la aprobación del Plan de Reconvención, que: (i) deberá estar vigente el Certificado Ambiental Anual y (ii) deberá darse cumplimiento con lo dispuesto en la Ley N° 24.051, y su Decreto Reglamentario 831 del 23 de abril de 1993 y normativas complementarias.

Incumplimiento

En caso de incumplimiento de las obligaciones asumidas en el Plan de Reconversión, y vencido el plazo de la intimación de cumplimiento, se producirá de pleno derecho la caducidad de la aprobación del plan de reconversión, generando así la pérdida del régimen de exención y todos los beneficios obtenidos por el titular del establecimiento en virtud de su acogimiento a dicho régimen.

La Resolución comenzó a regir a partir del 14/11/2022.

 

Para más información o consultas sobre estos temas, por favor contactar a Dolores Reyes, Pablo Arrascaeta y/o Marcos Moreno Hueyo.


Modificaciones en la normativa del Sistema de Gestión Ambiental (SGA) para agentes del Mercado Eléctrico Mayorista

El 7 de noviembre de 2022 se publicó la Resolución 558/2022 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (en adelante, “Resolución 558” y “ENRE”, respectivamente), mediante la cual se establecieron nuevas obligaciones vinculadas con la gestión ambiental a cargo de los agentes generadores, autogeneradores, cogeneradores, transportistas de energía eléctrica en alta tensión, por distribución troncal, de interconexión internacional y distribuidores de energía eléctrica de jurisdicción federal del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), todos ellos, en adelante, los "Agentes”.

La Resolución 558, asimismo, derogó numerosas resoluciones que establecían obligaciones vinculadas con la gestión ambiental y la presentación de información a cargo de los Agentes mencionados.

i. Las nuevas obligaciones establecidas por la Resolución 558

Conforme al art. 2 de la Resolución 558, los Agentes deberán elaborar, implementar y certificar un Sistema de Gestión Ambiental (en adelante “SGA”) para las instalaciones bajo su responsabilidad. Asimismo, las Planificaciones Ambientales de los Agentes deberán cumplir con las pautas y requisitos establecidos en la mencionada resolución.

En este sentido, la norma analizada incorpora dos anexos que se detallan a continuación:

  • “Disposiciones aplicables a la implementación, Certificación y Mantenimiento de los Sistemas de Gestión Ambiental”, como Anexo I.
  • “Guía de Contenidos Mínimos de las Planificaciones Ambientales” como Anexo II.

Por último, la Resolución 558 establece que sus disposiciones serán de cumplimiento obligatorio a partir del 1 de enero del año 2023, contando los Agentes con 180 días corridos para dar cumplimiento con sus términos. El mismo plazo regirá para los Agentes que se incorporen al MEM a partir del dictado de la Resolución 558, contados a partir de la fecha de habilitación comercial de las instalaciones bajo su responsabilidad.

El incumplimiento de las obligaciones establecidas en la Resolución 558 hará pasible a los Agentes de las sanciones y penalidades previstas en los respectivos Contratos de Concesión o en el artículo 77 de la Ley N° 24.065 (multas, inhabilitación, suspensión, etc.), según corresponda.

ii. Incorporación de mecanismos alternativos para el cumplimiento de ciertas obligaciones derivadas de la Resolución 558

Adicionalmente a lo indicado y sin perjuicio de otros requerimientos que pudiere formular el ENRE o la Secretaría de Energía, la Resolución 558 establece dos procedimientos alternativos para el cumplimiento de ciertas obligaciones que establece, según qué tipo de Agente se encuentre alcanzado.

Por un lado, teniendo presente los criterios de inclusión respecto de actividades riesgosas establecidos por la Resolución SAyDS N° 481/2011, la Resolución 558 dispone un procedimiento alternativo para los agentes (i) responsables de parques solares fotovoltaicos o plantas de energía solar termoeléctrica, cuyas instalaciones posean un Nivel de Complejidad Ambiental (en adelante, “NCA”) inferior a 14,5 puntos; (ii) Agentes responsables de parques eólicos, cuyas instalaciones posean un NCA inferior a 14,5 puntos; (iii) Agentes responsables de centrales térmicas menores o iguales a 2 MW de potencia instalada, formadas por una unidad o combinación de unidades de generación equipadas con motores de combustión interna o turbinas de gas, que consuman cualquier tipo de combustibles y cuyas instalaciones posean un NCA inferior a 14,5 puntos; (iv) Agentes responsables de centrales térmicas mayores a 2 MW y menores o iguales a 50 MW de potencia instalada, formadas por una unidad o combinación de unidades de generación equipadas con motores de combustión interna o turbinas de gas, que consuman exclusivamente combustible gaseoso, gas natural (GN) o biogás (BG) y cuyas instalaciones posean un NCA inferior a 14,5 puntos.

Por el otro, incorpora un procedimiento alternativo para Agentes responsables de aprovechamientos hidroeléctricos de los cursos de agua pública cuando la potencia normal que se conceda exceda de 500 kV (artículo 14 inciso (a) de la Ley N° 15.336).

iii. Observaciones adicionales

Como aspecto adicional, la Resolución 558 indica delega en la jefatura del Área Seguridad Pública y Ambiental (“ASPA”) del ENRE las facultades necesarias para la efectiva implementación de esta resolución. En este sentido, la jefatura del ASPA será competente para disponer las medidas conducentes a fin de cumplir con los aspectos relacionados a la comunicación, procedimientos de remisión de información, aprobación de contenidos mínimos.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, María Eugenia Muñoz, Pablo Arrascaeta y/o Luciana Tapia Rattaro.


Energía: Subsidios, biodiésel e incentivos al abastecimiento de combustibles

El 16 de junio del 2022, se publicó una serie de medidas dictadas por el Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”) y la Secretaría de Energía de la Nación (“SE”) que son relevantes para el sector energético, incluyendo energía eléctrica, gas natural, combustibles y biocombustibles.

A continuación, sigue un resumen de los principales aspectos de las medidas mencionadas.

1. Segmentación de tarifas de energía eléctrica y gas natural

En primer lugar, el PEN dictó el Decreto 332/2022 (“Decreto 332”), en virtud del cual aprobó el Régimen de Segmentación de Subsidios aplicable al consumo residencial de los servicios públicos de gas natural y energía eléctrica por red (el “Régimen de Subsidios”) con los contenidos básicos que consignan seguidamente.

1.1. Clasificación de los usuarios y demás previsiones relativas a dicha clasificación

El Decreto 332 en su artículo 2 clasifica a los usuarios en distintos niveles de acuerdo con sus ingresos, a saber:

  1. Nivel 1 - Mayores Ingresos: Consumos que afrontan el costo pleno del componente energía del respectivo servicio, en virtud de reunir al menos una de las siguientes condiciones, considerando en su conjunto a los integrantes del hogar:
    1. Ingresos mensuales netos superiores a un valor equivalente a 3,5 Canastas Básicas Totales (“CBT”) para un hogar 2 según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”);
    2. Ser titulares de 3 o más automóviles con antigüedad menor a 5 años;
    3. Ser titulares de 3 o más inmuebles;
    4. Ser titulares de una o más aeronaves o embarcaciones de lujo según la tipología aplicable por Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”); o
    5. Ser titulares de activos societarios que exterioricen capacidad económica plena.
  1. Nivel 2 – Menores Ingresos: Usuarios a quienes, tomando como referencia el ámbito de jurisdicción nacional, el impacto en factura que genere la corrección del componente energía equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura de hasta el 40 % del Coeficiente de Variación Salarial (“CVS”) del año anterior, en virtud de reunir alguna de las siguientes condiciones, considerando en conjunto a los y las integrantes del hogar:
    1. Ingresos netos menores a un valor equivalente a 1 CBT para un hogar 2 según el INDEC;
    2. Integrante del hogar con Certificado de Vivienda (Registro Nacional de Barrios Populares);
    3. Domicilio donde funcione un comedor o merendero comunitario registrado en Registro Nacional de Comederos y Merenderos (“RENACOM”);
    4. Al menos un integrante del hogar posea Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur; o
    5. Al menos un integrante posea certificado de discapacidad expedido por autoridad competente y, considerando a los y las integrantes del hogar en conjunto, tengan un ingreso neto menor a un valor equivalente a 1,5 CBT para un hogar 2 según el INDEC.
  1. Nivel 3 – Ingresos Medios: Usuarios no comprendidos en los niveles 1 y 2 a quienes, tomando como referencia el ámbito de jurisdicción nacional, el impacto en factura que genere la corrección del componente energía equivaldrá a un incremento porcentual total anual en su factura no mayor al 80 % del CVS del año anterior. Asimismo, serán incluidos en este nivel quienes, pudiendo integrar el Nivel 2, en virtud de reunir alguna de las condiciones a), c) o e) señaladas precedentemente para dicho nivel:
    1. sean propietarios o propietarias de 2 o más inmuebles, considerando a los y las integrantes del hogar en conjunto, o
    2. sean propietarios o propietarias de un vehículo de hasta 3 años de antigüedad, excepto los hogares donde exista al menos un conviviente con Certificado Único de Discapacidad.

Por su parte, los usuarios residenciales de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red que integran los Niveles 2 y 3 detallados en el artículo precedente no tendrán un nuevo incremento en las facturas para el año 2022.

Por el contrario, los usuarios y las usuarias comprendidos en el segmento del Nivel 1 pagarán el costo pleno de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red contenido en la factura, según corresponda. Este proceso se realizará en forma gradual y en tercios bimestrales, de modo tal que, al finalizar el año en curso, estén abonando el costo pleno de la energía que se les factura.

Por lo demás, el artículo 6 del Decreto 332 crea la categoría de "Usuario o Usuaria residencial del Servicio". Esta categoría, a los fines del Decreto 332, incluirá a aquellas personas que resultan efectivamente usuarias de los servicios públicos de energía eléctrica y gas natural por red pero que no coinciden con el titular del medidor registrado en las empresas distribuidoras. Aquellas personas registradas como "Usuario o Usuaria residencial del Servicio" deberán ser equiparados -exclusivamente a los fines de la segmentación dispuesta en el Decreto 332- al titular de dicho servicio.

1.2. Facultades de la SE

De acuerdo con el Decreto 332, la SE es la autoridad de aplicación del Régimen de Subsidios, quedando facultada para dictar las normas y los actos administrativos que resulten necesarios para la puesta en funcionamiento del Régimen de Subsidios, debiendo observar los criterios de equidad distributiva, proporcionalidad y gradualidad.

Asimismo, de conformidad con el artículo 5 del Decreto 332, la SE deberá dictar normas complementarias basadas en el nivel de ingresos de los usuarios y las usuarias que residan en los hogares del servicio que corresponda y, complementariamente, por indicadores de expresión de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos. En este sentido, la SE deberá revisar los criterios de elegibilidad de cada segmento luego de 180 días de la entrada en vigencia del Decreto 332, tomando valores objetivos de ingreso, exteriorización patrimonial, consumos y cualquier otra información administrativa de la cual se infiera capacidad de pago.

Por su parte, el artículo 4 del Decreto 332 dispone que, respecto de los usuarios y usarías de los Niveles 2 y 3, la Secretaría de Energía en su carácter de autoridad de aplicación implementará el Régimen de Subsidios para los servicios dependientes de la jurisdicción nacional y suscribirá los convenios que resulten necesarios para su implementación por los órganos de regulación o concedentes del servicio de energía eléctrica en las jurisdicciones provinciales y/o municipales, a criterio de las autoridades locales.

Por último, el artículo 9 del Decreto 332 le otorga a la SE la facultad de delegar en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”), según corresponda, la implementación de parte del procedimiento de asignación de subsidios a los usuarios y las usuarias residenciales de gas y energía eléctrica, respectivamente. En forma adicional, podrá delegar en los entes y autoridades provinciales la implementación de parte del procedimiento de asignación de subsidios a los usuarios residenciales de energía eléctrica, en particular, la identificación de los usuarios, la comunicación de la categorización y la supervisión de la implementación del régimen que se crea por el presente decreto y el procedimiento de reconsideración o reclamo, entre otros aspectos.

1.3. Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía

En otro orden de ideas, por medio del artículo 7 del Decreto 332 crea el “Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía” (“RASE”). El RASE conformará el padrón de beneficiarios del Régimen de Subsidios sobre la base de las declaraciones juradas presentadas por los usuarios del servicio. Dicho padrón será informado para su implementación al ENRE, ENARGAS y demás entes reguladores, autoridades provinciales y/o a las empresas prestadoras de los servicios públicos de distribución de energía eléctrica y gas natural por red, y su comunicación a los usuarios que correspondan.

En suma, la SE deberá establecer los medios para que los usuarios y usuarias alcanzados por el Decreto 332 puedan solicitar el cambio de categorización o reclamar por su categorización en el régimen de segmentación, de una manera ágil, expedita y gratuita.

1.4. Registro Nacional Único de Titulares de Servicios Públicos Esenciales

Para finalizar, el Decreto 332 instituye el Registro Nacional Único de Titulares de Servicios Públicos Esenciales (“ReNUT”) en la órbita del Consejo Nacional de Coordinación de Políticas Sociales.

El objetivo del ReNUT reside en administrar el flujo de datos y de información para el ámbito nacional, conociendo la composición cualitativa y cuantitativa de los usuarios y las usuarias de los servicios públicos. Es responsabilidad de las prestadoras de servicios públicos realizar acciones tendientes a suministrar la información completa, precisa, confiable y oportuna.

2. Régimen de Corte Obligatorio Transitorio Adicional de Biodiesel

A través del Decreto 330/2022 (“Decreto 330”), el PEN dispuso la creación del “Régimen de Corte Obligatorio Transitorio Adicional de Biodiesel” (“COTAB”). El COTAB regirá por un término de sesenta (60) días corridos y se establece con la finalidad de incrementar la capacidad de abastecimiento de gasoil grado 3 en la República Argentina. La SE, en calidad de autoridad de aplicación del COTAB, podrá prorrogar dicha medida mientras dure la situación excepcional que le dio origen.

En este sentido, el artículo 1 del Decreto 330 estableció un corte obligatorio adicional, excepcional y temporario de biodiésel de cinco por ciento (5%) en volumen, respecto al corte obligatorio vigente, y medido sobre la cantidad total del producto final, para todo combustible líquido clasificado como gasoil o diésel oil, conforme la normativa de calidad de combustibles vigente que se comercialice dentro del territorio nacional.

En cuanto a los sujetos abarcados por el COTAB, el artículo 2 prescribe que tanto las empresas habilitadas en el marco del artículo 5 de la Ley 27.640 como -con carácter excepcional y por el término que dure esta medida- aquellas empresas elaboradoras de biodiesel que desarrollen actividades vinculadas con la exportación, podrán participar como abastecedoras del COTAB. En este orden de ideas, el mandato de corte adicional será obligatorio para todos los sujetos obligados en el marco del régimen de la Ley 27.640.

En forma adicional, el artículo 4 del Decreto 330 dispone que, si bien los volúmenes de comercialización y los precios asociados al COTAB serán libremente pactados por las partes, el precio máximo de comercialización de los volúmenes del COTAB será resultante del precio de paridad de importación del gasoil o el precio que establezca la SE en cada período.

En suma, el artículo 5 del Decreto 330 impone la obligación a las empresas mezcladoras de acreditar el cumplimiento del corte obligatorio ante la SE y la Secretaría de Comercio Interior (“SCI”)

Por su parte, la Secretaría de Comercio Interior posee facultades de fiscalización con relación al cumplimiento del Decreto 330 y para aplicar su potestad sancionatoria en calidad de autoridad de aplicación de la Ley 26.080 (Ley de Abastecimiento).

De forma complementaria, la SE dicta la Resolución 438/2022 (“Resolución 438”), en virtud de la cual se establece que todo combustible líquido clasificado como gasoil y diésel oil que se comercialice en el territorio nacional deberá contener un porcentaje obligatorio de biodiésel de siete coma cinco por ciento (7,5%), en volumen, medido sobre la cantidad total del producto final. Esto implica un aumento de dos coma cinco (2,5%) con relación al porcentaje dispuesto estipulado en el artículo 8 de la Ley 27.640.

3. Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles

Finalmente, el Decreto 329/2022 (el “Decreto 329”) dispone la creación del “Régimen de Incentivos al Abastecimiento Interno de Combustibles” (“RIAIC”) a los efectos de garantizar el abastecimiento incremental de combustibles y compensar costos extraordinarios ante el contexto internacional y una demanda creciente.

El RIAIC será aplicable a aquellas empresas refinadoras y/o refinadoras integradas que sean sujetos pasivos del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (“ICL”) y del Impuesto al Dióxido de Carbono (“IDC”). Dichas empresas podrán solicitar la adhesión al RIAIC siempre y cuando cumplan con los requisitos establecidos en el artículo 2 del Decreto 329, en los términos que disponga la SE en calidad de autoridad de aplicación del régimen.

En función de la adhesión al RIAIC -que deberá ser solicitada dentro del plazo de dos (2) meses contados a partir de la entrada en vigor del Decreto 329-, los sujetos podrán solicitar un monto equivalente a la suma que deban pagar en concepto del ICL y del IDC por las importaciones de gasoil. En el caso de las refinerías integradas, se adicionará al importe referido un monto equivalente al que resulte de multiplicar la suma de importes fijos del ICL e IDC aplicables al gasoil, por el ciento cincuenta por ciento (150%) del volumen de crudo abastecido a refinerías identificadas por la SE como Pequeñas Refinerías de Regiones Afectadas (que por motivos de su posición geográfica, por la situación declinante de la cuenca de crudo de las principalmente abastecidas y/o por carecer de oferta de crudo local en condiciones de mercado se vean imposibilitadas de utilizar al máximo de su capacidad de refinación), por hasta un volumen equivalente al veinte por ciento (20%) de la capacidad de refinación de la pequeña refinadora abastecida.

Por lo demás, el artículo 4 del Decreto 329 estipula que el monto solicitado en el marco del RIAIC solo podrá ser aplicado a las sumas que se deban abonar en concepto del ICL y del IDC, por los hechos imponibles e importaciones, que se perfeccionen dentro de los noventa (90) días de su acreditación, en los términos que establece la SE y la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”), no pudiendo generar saldo a favor.

 

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, María Eugenia Muñoz y/o Tomás Villaflor.


Creación del Régimen de Acceso a Divisas para el sector hidrocarburífero

En fecha 28 de mayo de 2022, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 277/2022 (“Decreto 277”), dictado por el Poder Ejecutivo Nacional, en virtud del cual se crean dos regímenes para el acceso de divisas de la industria hidrocarburífera, denominados “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (“RADPIP”) y “Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (“RADPIGN”). El beneficio principal de los regímenes es el acceso al Mercado Libre de Cambios (“MLC”) para las empresas integrantes de la industria hidrocarburífera a través de un procedimiento específico con la finalidad de impulsar las inversiones en dicho sector. Según los considerandos del Decreto 277, sus disposiciones se encuentran dentro del marco de los objetivos de la Ley 26.741 y, a los fines de asegurar el abastecimiento del mercado interno de gas natural y de petróleo crudo, de acuerdo con lo establecido en las leyes 17.319 y 24.076.

A continuación, se resumen los aspectos salientes del Decreto.

1. Creación del RADPIP y RADPIGN

El artículo 1 y 10 del Decreto 277 crean el RADPIP y RADPIGN, respectivamente. Para beneficiarse del régimen, los sujetos deben estar inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras del Estado Nacional que sean titulares de concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional.

Con respecto al RADPIP, los sujetos que pretendan beneficiarse de dicho régimen deberán: (i) adherir al RADPIP; (ii) obtener producción incremental de petróleo crudo; (iii) cumplir con el régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera (“RPEPNIH”); y (iv) cumplir, de corresponder, con todas las obligaciones previstas en el Decreto 892/20 y sus normas complementarias y reglamentarias.

Por otro lado, el RADPIGN exige: (i) adherir al presente régimen, en los términos que establezca la Autoridad de Aplicación; (ii) ser adjudicatarios en cumplimiento de volúmenes de inyección de gas natural en las subastas o concursos de precios del “Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” (“Plan Gas IV”), en los términos que se definen en el Decreto 892/20, y concursos de precios para el abastecimiento de la demanda interna de gas natural; (iii) obtener niveles de Inyección Incremental respecto de la Línea Base de Inyección —de conformidad con los artículos 12, 13 y 14 del Decreto 277—; (iv) cumplir con el régimen de RPEPNIH; y (v) cumplir, de corresponder, con todas las obligaciones previstas en el Decreto 892/20 y sus normas complementarias y reglamentarias.

2. Incentivos

Entre los incentivos de la adhesión al régimen, el artículo 8 remarca que los beneficiarios del RADPIP tendrán acceso al MLC para el  pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, incluyendo pasivos con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados y/o a la repatriación de inversiones directas de no residentes, por un monto equivalente a su Volumen de Producción Incremental Beneficiado (“VPIB”) para petróleo y Volumen de Inyección Incremental Beneficiado (“VIIB”) para gas natural.

El VPIB será equivalente al 20% de la Producción Incremental Trimestral que haya obtenido cada beneficiario del RADPIP respecto de su Línea Base. Por otro lado, el VIIB equivaldrá al 30% de la Inyección Incremental que haya obtenido cada beneficiario del RADPIGN respecto de su Línea Base de Inyección.

A los efectos del acceso al MLC, el VPIB será valuado sobre la base de la cotización promedio de los últimos doce (12) meses del “ICE BRENT primera línea”, neto de derechos de exportación, incorporando según corresponda las primas o descuentos por calidad del crudo, según establezca la reglamentación. Para el caso del gas natural, el VIIB se cotizará al precio promedio ponderado de exportación de los últimos doce (12) meses del conjunto del sistema, neto de derechos de exportación, siempre y cuando dicho precio no sea inferior al precio promedio ponderado de adjudicación para volúmenes de gas natural base sobre trescientos sesenta y cinco (365) días al año, definido por la Resolución 391/2020 —dictada por la Secretaría de Energía— y sus modificatorias ni superior a dos (2) veces este mismo valor.

En ambos casos, el Decreto 277 sostiene que: (i) el acceso al MLC no podrá quedar sujeto al requisito de conformidad previa del BCRA en caso en que la norma cambiaria así lo estableciera; y (ii) los beneficios podrán transferirse a proveedores directos del beneficiario en los términos que se establezcan en la reglamentación.

3. Cumplimiento con el RPEPNIH

La adhesión y cumplimiento con el RPEPNIH es uno de los requisitos para el goce de los beneficios del RADPIP y el RADPIGN. En este sentido, el Decreto 277 establece un esquema de:

  1. Requisitos de Integración Regional y Nacional —conforme las condiciones establecidas en el artículo 23 del Decreto 277—,
  2. Aplicación de Preferencias —de conformidad con lo prescripto en el artículo 24 del Decreto 277—;
  3. Principio de utilización plena y sucesiva, regional y nacional, de las facilidades en materia de empleo y contratación de trabajadores y trabajadoras y provisión directa de servicios por parte de Pymes y empresas regionales, en los términos que defina la reglamentación.

Asimismo, las modalidades de contratación no podrán incluir condiciones que explícita o implícitamente pudieren ser discriminatorias con empresas locales.

4. Disposiciones complementarias

La Autoridad de Aplicación del Decreto 277 será la Secretaría de Energía de la Nación. No obstante, sobre algunos de los puntos relativos al MLC (artículos 8, 9, 17, 18 y 19), las facultades de aplicación y fiscalización serán ejercidas en conjunto entre la Secretaría de Energía y el Banco Central de la República Argentina.

Por su parte, corresponde a la Autoridad de Aplicación: (i) disponer de la modalidad de contratación plurianual por subastas o concursos públicos, en el marco del Decreto 892/20, sus normas complementarias; y (ii) suspender los beneficios de acuerdo con la gravedad de ciertos incumplimientos desarrollados a continuación.

5. Incumplimiento y limitaciones

Los incumplimientos enumerados en el Decreto 277 (artículo 29) incluyen:

    1. Falsedad de las informaciones presentadas bajo declaración jurada ante la Autoridad de Aplicación;
    2. Omisión de presentar información;
    3. Obstaculización de los procesos de fiscalización a la Autoridad de Aplicación;
    4. Incumplimiento de la inyección de los volúmenes adjudicados en las distintas subastas o concursos de precios del Plan Gas IV;
    5. Incumplimiento del RPEPNIH; y
    6. Incumplimiento material de cualquiera de las demás disposiciones.

Por último, como limitación, el Decreto 277 restringe su inscripción para aquellas personas jurídicas con condenas judiciales o deudas exigibles e impagas de carácter fiscal o previsional; así como también a aquellas personas que hubiesen incurrido en incumplimiento injustificado de sus obligaciones respecto de regímenes de promoción o contratos de promoción industrial.

 

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Marcelo Tavarone, Federico Salim, Julieta de Ruggiero, Francisco Molina Portela, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.

 


Habilitación a Distribuidoras para participar en el Mercado a Término de Energías Renovables

En el día de hoy se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 370/2022 (“Resolución 370”), dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (“SE”), en virtud de la cual se habilita a los Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución (“Distribuidores”) a suscribir Contratos de Abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con Generadores o Autogeneradores del MEM para abastecer a sus clientes declarados como Grandes Demandas o GUDI.

La Resolución 370 incorpora como Anexo II de la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería (“Resolución 281”) el Mecanismo de comercialización de Energía eléctrica de Fuente Renovable para Distribuidores (el “Mecanismo”).

A continuación, se resumirán los aspectos más salientes de la Resolución.

i. Marco normativo

La Ley 27.191, dispone que los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Agentes Distribuidores del MEM, con demandas de potencia iguales o mayores a 300 kW podrán autogenerar o contratar la compra de energía proveniente de diferentes fuentes renovables de generación.

Por otro lado, la Resolución 281 regula el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“MATER”). Allí se establece que los Grandes Usuarios del MEM, pueden cumplir con los objetivos de cobertura de sus consumos de energía eléctrica por contratación individual, por cogeneración o autogeneración de energía eléctrica de fuente renovable.

No obstante, hasta la emisión de la norma en comentario, no se había regulado la posibilidad de que los Distribuidores puedan adquirir en nombre de sus Grandes Usuarios la energía eléctrica proveniente de fuentes renovables por medio de la celebración de Contratos del MATER, aspecto cuya regulación se incluye en la Resolución 370.

ii. Creación del Mecanismo de Comercialización De Energia Eléctrica de Fuentes Renovables

Con el fin de habilitar que los Distribuidores puedan suscribir Contratos para satisfacer la demanda de sus clientes declarados como Grandes Demandas, la resolución crea el Mecanismo que se incorpora a la Resolución 281 como Anexo II.

iii. Alcance

El Mecanismo prevé la comercialización de energía eléctrica de fuente renovable entre Distribuidores, Generadores, Autogeneradores y Cogeneradores en el marco de las Transacciones Económicas del MEM.

Igualmente, el abastecimiento mediante los contratos bajo el Mecanismo alcanzará exclusivamente a las transacciones de energía a precio estacional de la energía correspondiente a la demanda de los GUDI.

iv. Características de los contratos y de su administración

La duración, prioridades de asignación, precio y otras condiciones contractuales podrán ser pactadas libremente entre las partes. Asimismo, los contratos celebrados se administrarán y gestionarán de conformidad con Los Procedimientos de CAMMESA.

Las condiciones para su administración deberán ser informadas junto con su presentación a CAMMESA.

Sobre los volúmenes de energía comprometidos, la Resolución establece que estos estarán limitados a: (i) la energía eléctrica de fuentes renovables ya sea producida por el generador o aportada por otros generadores o comercializadores siempre que medie acuerdo de comercialización; y (ii) la demanda del distribuidor. Asimismo, el volumen total de energía a contratar por el Distribuidor Habilitado con los distintos Generadores o Comercializadores no podrá superar la demanda del segmento GUDI declarada ante CAMMESA.

Con respecto a la prioridad de asignación de energia por un mismo Agente Generador, el artículo 4 establece que esta será asignada conforme a lo informado por el Agente. En caso de Contratos celebrados por comercializadores, serán éstos quienes deberán informar el orden de prioridad.

La energía será valorizada a los precios pactados entre las partes y será facturada directamente por el generador al Distribuidor. Por otro lado, los precios estacionales de transporte, potencia y cargos adicionales se facturarán en el MEM por la totalidad de energía y potencia consumidas por el Distribuidor.

CAMMESA mensualmente descontará la energía efectivamente entregada por el Generador al Distribuidor en base al Contrato celebrado bajo este Mecanismo.

v. Observaciones adicionales

En una entrevista realizada por el medio especializado Energía Estratégica, nuestro socio Nicolás Eliaschev valoró positivamente esta norma, que se suma al dictado de otras normas recientes que han influido positivamente en el crecimiento del MATER tales como la Resolución SE 14/22 y la Resolución 551/21, que junto con otras normas tales como la Resolución SE 1260/21 y la Resolución SE 330/22, reflejan el dinamismo del mercado de las renovables en Argentina.

 

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.


Convocatoria para proyectos de energías renovables y almacenamiento

El 9 de mayo del 2022 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 330/2022 (“Resolución 330”), en virtud de la cual se convoca a interesados a presentar Manifestaciones de Interés (“MDI”) para el desarrollo de proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar generación renovable y/o instalaciones de almacenamiento de energía en puntos de la red.

A continuación, se resumen los aspectos más salientes de la Resolución 330.

1. Contexto de la Convocatoria

Según lo enunciado en sus considerandos, la Resolución 330 busca contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica del sector eléctrico y favorecer al aumento de la confiabilidad en el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), incentivando proyectos que contribuyan con estos objetivos.

2. Importancia

La Resolución 330 se enmarca en el cumplimiento de los objetivos de la Ley 27.191 (Régimen de Fomento de Energías Renovables) y el Acuerdo de París.

Su importancia radica, entre otros aspectos, en que:

  1. Se ratifica el compromiso de la República Argentina en la lucha contra el calentamiento global en general y con el fomento de las energías renovables en particular.
  2. Se incluye por primera vez dentro de una convocatoria oficial la posibilidad de incorporar infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica en el marco del sistema eléctrico argentino, hecho que sin lugar a dudas marca un impulso significativo para el despliegue de estas tecnologías en la Argentina.

3. Objeto de la Convocatoria

Los proyectos para presentar se podrán encuadrar en las siguientes categorías:

  1. Proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar generación renovable en puntos de la red con cuyo aporte se disminuya/elimine restricciones de abastecimiento.
  2. Instalación de baterías y/u otros sistemas de almacenamiento en centrales renovables y/o en puntos de conexión de las redes de transporte o distribución que permitan mejorar la gestión operativa, calidad de servicio y reducir generación forzada.

Por lo demás, la convocatoria realizada a través de la Resolución 330 está destinada a empresas públicas y/o privadas, sean o no Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista.

4. Formalidades de la presentación

Las presentaciones deberán realizarse en formato digital a partir de las 09:00 del día lunes posterior a la publicación de la presente resolución, y hasta las 18:00 del 30 de junio del 2022 al correo electrónico a ser informado por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).

Por su parte, las MDI deben incluir la siguiente información:

  1. Carta firmada de expresión de interés en participar, e indicar domicilio, teléfono, correo electrónico y persona de contacto.
  2. Breve descripción del interesado, indicando antecedentes en proyectos similares en caso de poseer.
  3. Descripción conceptual del anteproyecto propuesto, debiendo incluir, a su vez, tecnología, capacidad, localización, punto de interconexión, factor de planta, y sustrato/combustible biomásico (de corresponder).
  4. Toda otra información de carácter general o de detalle del proyecto que el Interesado estime pertinente.

Asimismo, se considerará particularmente y para cada proyecto el acompañamiento de propuestas y alternativas de remuneración o comercialización y costos referenciales de inversiones estimadas para ser consideradas en las evaluaciones y las condiciones de inserción en la red.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.


Otorgamiento de concesión de transporte en favor de IEASA y reglamentación del Programa Transport.Ar

En el día de hoy, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 76/2022 (“Decreto 76”), que introduce las siguientes medidas:

  • otorgamiento de una concesión de transporte a la empresa Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”) sobre el Gasoducto a construirse con la finalidad de transportar gas desde la Provincia de Neuquén hasta la Provincia de Santa Fe;
  • reglamentación del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” (“Programa Transport.Ar”), creado por la Resolución 67/2022 -dictada por la Secretaría de Energía (“SE”); y
  • constitución del Fondo de Desarrollo Gasífero Argentino (“FONDESGAS”).

Según los considerandos del Decreto 76, el Poder Ejecutivo Nacional entiende que resulta de interés general y constituye un mandato legal promover las inversiones en infraestructura de gas natural necesarias para satisfacer el crecimiento de la demanda interna industrial, mejorar la calidad de vida de la población y permitir, de esa manera, el acceso de más usuarios al servicio público.

A continuación, se resumen los aspectos más salientes del Decreto 76.

1. Otorgamiento de concesión de transporte de gas natural a IEASA

De conformidad con lo estipulado en los artículos 28, 39 y concordantes de la Ley 17.319, el Decreto 76 le otorga a IEASA la Concesión de Transporte de hidrocarburos sobre sobre el gasoducto a construirse con el objetivo de transportar gas natural desde las proximidades de Tratayén, Provincia de Neuquén, hasta la ciudad de San Jerónimo, Provincia de Santa Fe (el “Gasoducto”). El término de la concesión será de treinta y cinco (35) años, prorrogables conforme a la normativa vigente.

Según el artículo 3 del Decreto 76, IEASA podrá construir, mantener, operar y prestar el servicio de transporte por sí o por terceros.

A su vez, con el fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones del financiamiento que pueda obtenerse para la construcción, la SE podrá autorizar a IEASA para que celebre contratos de fideicomiso o cesión en garantía. En forma adicional, cabe destacar que las tarifas correspondientes a la capacidad de transporte contratada en relación con el Gasoducto serán determinadas por el Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”).

Por lo demás, a través del artículo 7 del Decreto 76 se autoriza también a IEASA a celebrar contratos libremente negociados relativos a la capacidad de transporte con productores y/o cargadores a los efectos de la construcción o ampliación del Gasoducto, cuyas tarifas no estarán alcanzadas por los valores determinados por el ENARGAS.

2. Prioridad de contratación para la capacidad de transporte

YPF S.A. tendrá prioridad para la contratación de capacidad de transporte en el marco de las atribuciones otorgadas a IEASA. No obstante, con relación a la capacidad de transporte no contratada, IEASA estará obligada a permitir el acceso indiscriminado de terceros.

En otro orden de ideas, IEASA podrá cederle total o parcial titularidad de la concesión de transporte del gasoducto. Además, se permite la posibilidad de establecer en forma conjunta un esquema de colaboración técnica de asociación, inversión o cualquier forma de participación entre ambas empresas.

3. Reglamentación del Programa Transport.Ar y constitución del FONDESGAS

Conforme lo establecido en el artículo 2 de la Ley 13.064 de Obras Públicas (“LOP”), el artículo 4 del Decreto 76 delega en IEASA las facultades y obligaciones determinadas por la LOP para que, en carácter de comitente, licite, contrate, planifique y ejecute la construcción de las obras de infraestructura comprendidas en el Programa Transport.Ar bajo dicho régimen legal.

Por su parte, y con el objeto de realizar la administración de los recursos y el financiamiento, total o parcial, de las obras de infraestructura comprendidas en el Programa Transport.Ar, el Decreto 76 ordena la constitución del FONDESGAS. En ese contexto, por un lado, IEASA revestirá carácter de fiduciante y beneficiario y podrá establecer los términos y condiciones pertinentes para la celebración de los contratos subyacentes de las facultades de esta norma. Por el otro, se designa al Banco de Inversión y Comercio Exterior Sociedad Anónima (“BICE”) como fiduciario.

En el marco del FONDESGAS se podrán emitir Valores Representativos de Deuda y/o Certificados de Participación. Su patrimonio será constituido por los bienes fideicomitidos siguientes:

  1. Los recursos provenientes de lo dispuesto en el inciso 5 del artículo 7 de la Ley 27.605 (el aporte solidario, extraordinario y por única vez vinculado a los patrimonios de las personas humanas);
  2. Los recursos provenientes de operaciones de crédito en el mercado interno o externo;
  3. El producido de operaciones, la renta, frutos e inversión de los Bienes Fideicomitidos;
  4. Los recursos provenientes de los contratos de venta de capacidad de transporte;
  5. Los fondos que determine la Secretaría de Energía provenientes de la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”);
  6. Los fondos especiales que IEASA haya creado por instrucción de la SE con afectación específica al financiamiento y a la construcción de obras de infraestructura de transporte de Gas Natural;
  7. Los fondos que anualmente asigne el Presupuesto Nacional
  8. Aportes de terceros;
  9. Los fondos que perciba IEASA con destino a la construcción de obras de infraestructura de gas natural;
  10. Los cargos específicos que se fijen como aportes al FONDESGAS en el marco de la Ley 26.095 y su modificatoria;
  11. Otros cargos fijos para el desarrollo del Programa Transport.Ar; y
  12. Otros aportes que defina la autoridad competente.

 

Para información adicional, por favor contactar a Marcelo Tavarone, Nicolás Eliaschev, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.


Creación del Programa Transport.Ar para la ampliación del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural

En el día de hoy, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 67/2022 (“Resolución 67”), dictada por la Secretaría de Energía de la Nación (“SE”) que creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” cuya finalidad principal es la promoción del desarrollo, el crecimiento de la producción y el abastecimiento de gas natural.

La Resolución 67 se encuentra dentro del marco de los objetivos estipulados por la Ley 26.741, el Decreto 892/2020 y los “Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030 -aprobado por la Resolución 1036/2021, emanada de la SE-.

A continuación, se resumen sus aspectos más salientes.

1. Creación del Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”

La Resolución 67 crea, en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos, el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional” (“Programa Transport.Ar”). El programa tiene como objetivo el desarrollo de distintos aspectos tanto económicos, como industriales. En particular, dentro del marco de tal desarrollo, se aspira a:  (i) el crecimiento de la producción y abastecimiento de gas natural; (ii) la sustitución de las importaciones de GNL y de Gas Oil – Fuel Oil; (iii) asegurar el suministro de energía y garantizar el abastecimiento interno; (iv) aumentar la confiabilidad del sistema energético; (v) optimizar el sistema de transporte nacional; (vi) aumentar las exportaciones de gas natural de países limítrofes; y (vii) propender a la integración gasífera regional.

2. Listado de obras a construir y orden de prioridad

El artículo 3 de la Resolución 67 aprueba el siguiente listado de obras prioritarias a ejecutar bajo el Programa Transport.Ar:

a) Gasoducto entre Tratayen en la Provincia de Neuquén y Saliqueló en la Provincia de Buenos Aires.

b) Construcción del gasoducto entre las ciudades de Mercedes y Cardales en la Provincia de Buenos Aires.

c) Ampliación del Gasoducto NEUBA II: loops y plantas compresoras.

d) Reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II.

e) Expansión del Gasoducto Centro Oeste: distintos tramos entre las zonas Neuquén y Litoral en la Provincia de Santa Fe.

f) Ampliación de los tramos finales de gasoductos en AMBA.

Asimismo, se incluyen las siguientes obras adicionales a ser ejecutadas en etapas ulteriores:

  • Ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) por aumento de compresión.
  • Conexión GNEA - San Jerónimo desde las ciudades de Barrancas hasta el Desvío Arijón en la Provincia de Santa Fe
  • Construcción de loops y compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano).
  • Ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín
  • Realización de la Etapa III “Mesopotamia” del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) en las Provincias de Corrientes y Misiones.
  • Aquellas obras que defina incorporar la SE, en función de los planes necesarios de expansión del sistema de transporte nacional de gas natural.

3. Rol de IEASA y la SE

La empresa estatal Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”) llevará adelante las obras de construcción y ejecución de los gasoductos identificados en el punto anterior, que podrán ser realizadas por la empresa misma o a través de terceros.

Por su parte, la SE gestionará el Programa Transport.Ar, definiendo la priorización de las obras, proyectos y sus etapas, y, a su vez, deberá realizar el seguimiento de su desarrollo.

 

Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Tomás Villaflor y/o Luciana Tapia Rattaro.


Modificaciones al Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable

El 21 de enero de 2022, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 14/2022 (“Resolución 14”), dictada por la Secretaría de Energía (“SE”) en virtud de la cual se realizaron modificaciones al Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“MATER”), contemplado en la Resolución 281/2017 y sus modificatorias (“Resolución 281”) del ex Ministerio de Energía y Minería de la Nación (texto actualizado según la Resolución 230/2019 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía y Resolución 551/2021 de la Secretaría de Energía).

Según sus considerandos, la Resolución 14 es dictada con la finalidad de modificar el procedimiento de desempate para la asignación de prioridad de despacho en caso de capacidad de transporte o de transformación insuficiente regulados por la Resolución 281 y la Disposición 1/2018 de la ex Subsecretaría de Energías Renovables (“Disposición 1”), con el fin de agilizarlo.

1. Modificaciones al mecanismo de desempate

En primer lugar, la resolución sustituye el artículo 9 del Anexo de la Resolución 281 que establecía que en los casos en que se hubieren presentado solicitudes vinculadas con un punto de interconexión (“PDI”) que excedan la capacidad de transmisión o de transformación existente en ese punto de interconexión o en alguna limitación asociada al mismo, el Organismo Encargo del Despacho (“OED”) citaría a los solicitantes a los efectos del desempate a presentar:  (i) una declaración que contenga el plazo de habilitación comercial de la central de que se trate; y (ii) un Reporte de Producción de Energía ('RPE') actualizado a un plazo no mayor de 3 meses anteriores a la fecha de presentación.

En ese esquema, el plazo de habilitación comercial declarado no podía exceder los veinticuatro (24) meses y la prioridad era otorgada a quien declare el plazo más corto. Si la diferencia era menor a sesenta (60) días se asignaba al proyecto con un Factor de Capacidad mayor.

A partir de la Resolución 14, en caso de que las solicitudes exceden la capacidad de transmisión o transformación disponible en PDI o existieren limitaciones se procederá en el siguiente orden:

    1. El OED citará a los solicitantes a presentar un Factor de Mayoración que será aplicado a los pagos de reserva de prioridad de despacho definidos en los artículos 10 y 11 del Anexo de la Resolución 281 (conforme la modificación introducida por la Resolución 551/2021 de la Secretaría de Energía).
      El Factor de Mayoración mínimo por considerar será uno (1), que no tendrá tope y deberá declararse con tres cifras decimales. La prioridad se otorgará a quien declare el Factor de Mayoración más alto.
    2. En caso de empate por Factor de Mayoración, el OED citará a los proyectos con igual factor declarado a presentar nuevamente un nuevo Factor de Mayoración para resolver el ordenamiento entre los proyectos empatados.
    3. De persistir el empate, se repetirá la convocatoria a los proyectos igualados hasta resolver el ordenamiento.

En línea con ello, la Resolución 14 modifica la Disposición 1, derogando los artículos 12, 13, 14, 15, 16 y 17 que regulaban el mecanismo de desempate tanto por habilitación comercial y Factor de Capacidad, como por beneficios fiscales o sorteo, quedando únicamente vigente el desempate por Factor de Mayoración.

2. Esquema de inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento

En segundo lugar, se incorpora a la Resolución 281 el articulo 9 bis, que establece un esquema de inhibiciones, aplicables a las solicitudes efectuadas a partir del cuarto trimestre calendario del año 2021, en caso de incumplimiento en el ingreso de la potencia asignada dentro de los plazos máximos o de los pagos por mantenimiento de la prioridad de despacho otorgada, regulados por artículo 11 de la Resolución 281.

A raíz de ello, se deroga el artículo 18 de la Disposición 1 -que preveía la inhibición por cuatro (4) trimestres para aquellos que no constituían la caución- y se establece que los titulares de los proyectos que, bajo los supuestos de incumplimiento mencionados en el párrafo precedente, hayan solicitado una prórroga no podrán reiterar la solicitud de prioridad de despacho conforme el siguiente detalle:

  • Cuando la prórroga sea de hasta el plazo máximo de 24 meses, la inhibición proporcional en caso de incumplimiento será por cuatro (4) trimestres.
  • Cuando la prórroga sea por un plazo de hasta 180 días, la inhibición será por seis (6) trimestres.
  • Cuando la prórroga sea por un plazo de hasta 360 días. La inhibición será por ocho (8) trimestres.

Asimismo, establece que el proyecto que no hubiere alcanzado la habilitación comercial por la totalidad de la potencia asignada con prioridad de despacho, una vez vencido el plazo de ingreso comprometido más las eventuales prórrogas previstas, perderá automáticamente la prioridad de despacho para la potencia que resulta de la diferencia entre la potencia asignada con prioridad y la potencia habilitada comercialmente, sin derecho a reclamo por lo pagado.

A raíz de ello, la Resolución 14 modifica el artículo 20 de la Disposición 1 y agrega que en el caso en que se hubiera vencido el plazo de ingreso comprometido más las prórrogas previstas y el proyecto hubiere alcanzado la habilitación comercial por una potencia menor a la potencia asignada con prioridad, se considerará tal incumplimiento a los efectos de las eventuales penalidades o inhibiciones que correspondan, sólo por la diferencia de potencia, manteniendo la prioridad de despacho solamente por la potencia habilitada comercialmente.

En conclusión, la Resolución 14:

  • Simplifica el proceso de desempate, eliminando el desempate por plazo de habilitación comercial, por factor de capacidad, por beneficios fiscales y por sorteo, incorporando como único requisito y procedimiento el de presentar un Factor de Mayoración, en forma sucesiva hasta lograr el desempate; y
  • Establece inhibiciones proporcionales a aquellos proyectos que no cumplan con los pagos por mantenimiento de la prioridad de despacho otorgada o con los plazos propuestos para el ingreso de la potencia.

Por último, cabe mencionar que la Resolución 14 se aprueba en el marco de la Ley 26.190 y su modificatoria, Ley 27.191, que, entre otras cuestiones, ha dispuesto una progresiva incorporación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables hasta alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025.

En ese marco, la Resolución 14 se dicta en el marco de una serie de medidas adoptadas por el Gobierno en forma reciente tales como la Resolución SE 551/2021 y la Resolución SE 1260/21.

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone y/o Luciana Tapia Rattaro.


Nuevas condiciones para la rescisión y reconducción de los contratos de abastecimiento de energía eléctrica firmados bajo las Rondas RenovAr

La Secretaría de Energía de la Nación (“SE”) dictó en fecha 27 de diciembre del 2021 la Resolución 1260/2021 (en adelante, la “Resolución”), en virtud de la cual se estipularon una serie de requisitos que deben cumplirlos titulares de proyectos que han celebrado contratos de abastecimientos para rescindir o reconducir los contratos de abastecimiento de energía eléctrica suscriptos bajo el Programa RenovAr, rondas 1, 1.5, 2 y 3 o que fueron incorporados por la Resolución del ex Ministerio de Energía 202/2016 (los “Contratos de Abastecimiento”).

A continuación, se resumirán los aspectos más salientes de la Resolución.

1. Solicitud de rescisión contractual

Según el artículo 1 de la Resolución, las sociedades titulares de proyectos de generación de energía eléctrica que hayan celebrados los Contratos de Abastecimiento y que no hayan alcanzado la Fecha de Habilitación Comercial o los proyectos que se incorporaron a través de la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería podrán solicitar a CAMMESA la rescisión de su contrato, siempre y cuando cumplan los siguientes requisitos:

  1. Pago de una suma definida: Para las tecnologías de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos y Bioenergías, el monto a abonar será de USD 12.500 por cada megavatio de Potencia Contratada de la central. Por su parte, para las tecnologías Eólica y Solar Fotovoltaica, la suma a abonar será de USD 17.500 por cada megavatio de Potencia Contratada.
  2. Renuncia de derechos e indemnidad: Se debe presentar una renuncia de la sociedad titular del proyecto a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional contra el Estado Nacional, la SE y/o CAMMESA y de una declaración por la que se obligue a mantener indemne al Estado Nacional por cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, contraladas o vinculadas.
  3. Renuncia a beneficios fiscales: Se debe presentar una declaración jurada conforme el modelo que se aprueba en la misma Resolución de renuncia a los beneficios fiscales contemplados en el Artículo 9 de la Ley 26.190 -modificado por la Ley 27.191-, y en el Decreto 814/2017, por aquellos beneficios otorgados y no gozados.
  4. Plazo de presentación: la solicitud de rescisión contractual se deberá presentar ante CAMMESA en un plazo no mayor a treinta (30) días hábiles a partir de la publicación de la presente medida, por lo que dicho plazo vencería el 9 de febrero del 2022 –tomando el 28 de diciembre del 2021 como fecha probable de publicación de la Resolución en el Boletín Oficial-. Por su parte, la documentación asociada a la solicitud será oportunamente requerida por CAMMESA una vez presentada la solicitud y se deberá presentar en un plazo máximo de noventa (90) días hábiles.

A su vez, de acuerdo con el artículo 7 de la Resolución, las sociedades titulares de los proyectos que opten por la rescisión de sus Contratos de Abastecimiento deberán rescindir sus respectivos acuerdos de adhesión al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (“FODER”).

2. Solicitud de reconducción contractual

2.1. Reconducción Contractual por Prórroga

De acuerdo con el artículo 2 de la Resolución, las empresas titulares de proyectos que no hayan alcanzado la Fecha de Habilitación Comercial podrán solicitar una prórroga de hasta trescientos sesenta y cinco (365) días corridos desde la Fecha Programada de Habilitación Comercial, para lo cual se deberá suscribir con CAMMESA una Adenda a su Contrato de Abastecimiento en la que se establecerán los términos de su reconducción.

Los requisitos para solicitar la prórroga son los siguientes:

  1. Reducción del Período de Abastecimiento del Contrato de Abastecimiento: el titular del proyecto debe aceptar una reducción del período de abastecimiento del contrato equivalente a (2) veces la cantidad de días corridos transcurridos entre la Fecha Programada de Habilitación Comercial original -teniendo en cuenta cualquier extensión de esta última por el otorgamiento de las prórrogas solicitadas o la suspensión de plazos dispuesta por la SE, según corresponda- y la Fecha de Habilitación Comercial, tal como se las define en el Contrato de Abastecimiento.
  2. Reducción del precio del Contrato de Abastecimiento: el titular del proyecto debe aceptar una reducción del precio del Contrato de Abastecimiento en función de la siguiente fórmula:

Donde:
P: Nuevo precio Contrato Abastecimiento (USD/MWh)
Padj: Precio Adjudicado (USD/MWh)
Pref: Precio Referencia Ronda 2 (Promedio Ponderado por tecnología) [USD/MWh]
D: Diferencia en días corridos entre la Fecha de Habilitación Comercial y la Fecha Programada de Habilitación Comercial.

  1. Incremento en la Garantía de Cumplimiento de Contrato: el aumento de la garantía será de un 30% de su monto original. No obstante, se tendrá por cumplido este requisito si al momento de solicitar esta prórroga el proyecto ya hubiese incrementado el monto original de la referida garantía en un porcentaje igual o superior al mencionado.
  2. Acreditación de un mínimo de Componente Nacional Declarado (“CND”): Se debe acreditar un mínimo de CND del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto –siempre y cuando ese valor no haya sido comprometido en la oferta original-. Cuando se hubiere comprometido un porcentaje inferior al 30%, se deberá acreditar un incremento de al menos el 5% del CND.
  3. Sujetos habilitados a solicitar la reconducción por prórroga: los titulares de los proyectos de las Rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr y los proyectos que se incorporaron a través de la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería. Los proyectos adjudicados en el marco de la Ronda 2 que hubiesen obtenido la prórroga prevista por el Artículo 1 de la Resolución 52/19 (“Resolución 52”) de la ex Secretaría de Gobierno de Energía podrán optar por la solicitud de reconducción contractual por prórroga, quedando sin efecto la adenda suscripta en el marco de la resolución mencionada, aunque sometiéndose a la obligación de mantener las garantías constituidas. Por otro lado, los proyectos que hayan firmado sus Contratos de Abastecimiento según lo establecido en el artículo 7 de la Resolución 52 también podrán optar por ésta solicitud de reconducción contractual, en función de las condiciones estipuladas en sus respectivos Contratos de Abastecimiento.
  4. Plazo de presentación: la solicitud de reconducción contractual por prórroga se deberá presentar ante CAMMESA en un plazo no mayor a treinta (30) días hábiles a partir de la publicación de la presente medida, por lo que dicho plazo vencería el 9 de febrero del 2022 –tomando el 28 de diciembre del 2021 como fecha probable de publicación de la Resolución en el Boletín Oficial-. Por su parte, la documentación asociada a la solicitud será oportunamente requerida por CAMMESA una vez presentada la solicitud y se deberá presentar en un plazo máximo de noventa (90) días hábiles.
  5. Renuncia de derechos: los titulares de proyectos que opten por esta solicitud deberán renunciar expresamente a efectuar, o desistir de cualquier acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional contra el Estado Nacional, la SE y/o CAMMESA por causas anteriores a la fecha de firma de la adenda del Contrato de Abastecimiento por su reconducción.

Una vez transcurrido el plazo máximo de trescientos sesenta y cinco (365) días de prórroga otorgada sin que se hubiere alcanzado la Fecha de Habilitación Comercial, el titular del proyecto podrá solicitar una extensión de ciento ochenta (180) días, abonando la multa correspondiente conforme lo establecido en el artículo 13.2.(a) de los Contratos de Abastecimiento. En caso de que aun otorgando la nueva extensión de plazos no se hubiere alcanzado la Fecha de Habilitación Comercial, CAMMESA estará habilitado para emitir una Notificación de Rescisión de Contrato de Abastecimiento y la ejecución de la Garantía de Cumplimiento del Contrato.

2.2. Reconducción Contractual por Reducción de la Potencia Contratada

Según el artículo 3 de la Resolución, los proyectos adjudicados en las Rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr o que hubieren solicitado su incorporación al Régimen de FODER a través de la Resolución 202/16 podrán solicitar una reducción de la potencia contratada. La nueva potencia resultante de la Habilitación Comercial podrá realizarse en un único tramo por una fracción de la Potencia Contratada, manteniendo el precio, el período de vigencia del Contrato de Abastecimiento y las garantías constituidas. En ningún caso, podrá ser inferior a la potencia mínima establecida en el Pliego de Bases y Condiciones aplicable a cada Ronda.

La solicitud de reconducción contractual por reducción de la potencia contratada se deberá presentar ante CAMMESA en un plazo no mayor a treinta (30) días hábiles a partir de la publicación de la presente medida, por lo que dicho plazo vencería el 9 de febrero 2022 –tomando el 28 de diciembre del 2021 como fecha probable de publicación de la Resolución en el Boletín Oficial-. Por su parte, la documentación asociada a la solicitud será oportunamente requerida por CAMMESA una vez presentada la solicitud y se deberá presentar en un plazo máximo de noventa (90) días hábiles.

Por último, los titulares de proyectos que opten por esta solicitud deberán renunciar expresamente a efectuar o desistir de cualquier acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional contra el Estado Nacional, la SE y/o CAMMESA por causas anteriores a la fecha de firma de la Adenda del Contrato de Abastecimiento por reducción de la potencia contratada.

3. Notificación de Causal de Rescisión

Conforme el artículo 6 de la Resolución, la SE instruye a CAMMESA a cursar la Notificación de Causal de Rescisión y a ejecutar las garantías constituidas en caso de que, al vencimiento de los plazos establecidos en los artículos 1, 2 y 3 de la Resolución; las sociedades no hubieran presentado solicitud alguna, o bien, no hubieran presentado la documentación requerida por CAMMESA y se trate de proyectos que hayan excedido los ciento ochenta (180) días de demora de la Fecha Programada de Habilitación Comercial.

 

Para información adicional por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone, María Eugenia Muñoz y/o Tomás Villaflor.