"Electricidad, litio e hidrógeno: desafíos y propuestas para una nueva era", por Nicolás Eliaschev y Javier Constanzó
La asunción del Presidente Milei nos da la oportunidad de reexaminar los desafíos que el país tiene en distintas materias. En este artículo ponemos el foco en electricidad, litio e hidrógeno, con una descripción básica de la coyuntura y con algunas propuestas iniciales, desde el punto de vista legal y regulatorio, que aportamos para que sean consideradas en adelante.
Electricidad
Transmisión
La situación de la red de transmisión en extra alta tensión y de distribución troncal es crítica. La capacidad para conectar nueva generación es reducida y prácticamente nula en ciertos nodos y corredores con abundancia de recursos renovables.
En tal contexto, la expansión de la infraestructura es clave para, entre otras cuestiones: (i) garantizar la seguridad del suministro eléctrico, (ii) desarrollar la actividad industrial (incluyendo, pero no limitado a, la minería en el NOA y en Cuyo), y (iii) viabilizar nueva potencia instalada, térmica o renovable.
Según cifras de la Secretaría de Energía, se requieren inversiones en el sector por aproximadamente ~US$ 9.900 millones, en un plan de incrementar la red de transmisión en un 36% de la capacidad de transporte y en un 42% de la capacidad de transformación.
Cuáles son los desafíos que surgen ante tal escenario
En primer lugar, los desafíos macroeconómicos, financieros y fiscales. En la elección de la alternativa para construir y financiar las obras estarán en juego las condiciones macroeconómicas y financieras -que incidirán entre otras cuestiones, en el costo del capital y viabilidad de que una porción sea financiada- y las fiscales -el déficit fiscal, indisponibilidad de recursos del tesoro, y recortes al gasto público proyectados-.
En estas condiciones, debe analizarse cuál será el mecanismo regulatorio que se adecúe mejor al contexto imperante y al tipo de obra. No es lo mismo hablar de obras neurálgicas o troncales para el sistema, que referirse a ciertas obras necesarias para viabilizar nueva generación o demanda de consumo por parte de ciertos usuarios-intensivos finales.
Bajo la regulación vigente, como regla general, las obras de ampliación de transmisión son por cuenta y orden del interesado, y pagadas por éste. De tal modo, no se prevé, en principio, el traslado a los usuarios finales, mediante tarifa, del monto de las inversiones asociadas a tales obras.
Desde otra perspectiva, los mecanismos PPP de la Ley 27.328 pueden dar más flexibilidad en ciertos aspectos. Quizás deba evaluarse si dicho esquema o alguna variación de éste deba ser utilizado, en esta nueva oportunidad, con una aproximación segmentada y modular, que permita tickets más pequeños y una multiplicidad de financistas por medio de una acumulación de financiamientos bilaterales, modelo que tuvo mucho éxito con el Programa RenovAr.
En este sentido, resultó interesante lo afirmado por TRANSENER en el último Energy Day organizado por este medio respecto a “etapabilizar” el plan de obras de transmisión en módulos que puedan ser acometidos en distintas etapas o con distintos proveedores o financistas.
Por otra parte, la Resolución SE 360/2023 aporta mecanismos interesantes para que la generación o ésta juntamente con la demanda, costeen obras de transmisión y reciban a cambio de ello una prioridad sobre el despacho asociado a tal infraestructura. Debe evaluarse la forma de robustecer este mecanismo dando la seguridad y garantías adicionales que puedan evaluarse como necesarias para potenciar esta modalidad.
Ninguno de los mecanismos descriptos genéricamente más arriba será suficiente por separado para atender a todas las necesidades de ampliación. Por ello será necesario diseñar (y combinar) las mecánicas legales y regulatorias de acuerdo con la obra que se trate, el interés que pueda haber del sector privado, y las condiciones de borde impuestas por la macroeconomía.
Para las obras neurálgicas o troncales el apoyo del sector público en las primeras etapas no debe descartarse, en especial bajo la forma de los instrumentos regulatorios y de garantía que éste puede aportar con el fin de movilizar capital privado y dar la seguridad necesaria.
En tal sentido, cuando hablamos de apoyo público, no nos referimos, ciertamente, a erogaciones que vayan directamente a solventar las obras. Nos referimos, antes bien, a instrumentos como garantías o avales soberanos, acuerdos de indemnidad, garantías o contragarantías de terceros (provistas por agencias multilaterales, de crédito a la exportación o de desarrollo, put options, derechos contractuales para acreedores, entre otros, cuyo objeto sea dar confort al sector privado y financiero, para deriskear la inversión desde el punto de vista soberano y obtener un credit enhancement particularmente útil cuando el crédito soberano no es lo suficientemente robusto para otorgar el nivel de seguridad requerido por inversores y financieros.
El despliegue de las obras troncales y el apoyo necesario a tal fin puede combinarse con las expansiones que, por sus características, puedan ser gestionadas por los generadores y grandes usuarios.
Generación Térmica
La generación térmica ha tenido un dinamismo interesante en los pasados años. Como resultado de las licitaciones convocadas por la Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017, se incorporaron más de 5 GW de ciclos simples y combinados, tecnologías eficientes, de rápida respuesta, y fundamentales como reserva de potencia del sistema.
Recientemente, en la licitación TerConf, se han adjudicado alrededor de 3340 MW, que permitirán adicionar nueva potencia y dar mayor confiabilidad al sistema en el corto y mediano plazo.
Respecto de la generación térmica no contractualizada, se abren ciertos interrogantes en cuanto a los siguientes aspectos:
- Régimen remuneratorio: A la fecha, los generadores legacyson remunerados bajo los términos de la Resolución SE 869/2023. Esta resolución es una continuadora de la Resolución SE 95/2013. Este esquema no es eficiente ni da las señales correctas para la remuneración del capital y de la operación y mantenimiento, por lo que deberá evaluarse su cambio, ya sea considerando opciones que impliquen la contractualización de esta generación u otras.
- Suministro de combustible: Desde el año 2013, a partir de la Resolución SE 95/2013, los generadores no pueden adquirir por sus propios medios el combustible -gas o líquido- necesario para operar sus activos, salvo por un interín breve, luego del dictado de la Resolución 70/18 y casi inmediatamente derogada. Las circunstancias fácticas bajo las cuales se impidió la gestión de combustible han variado sustancialmente, y no hay razones operativas o de disponibilidad del suministro que no permitan ir hacia un esquema bajo el cual los generadores puedan adquirir su propio combustible.
- Mercado a Término: Bajo los términos de la Ley 24.065, los generadores pueden contractualizar potencia o energía bajo un mercado a término, con condiciones a ser determinadas y negociadas entre las partes. Sin embargo, con la Resolución SE 95/2013, este mercado ha quedado suspendido indefinidamente y los generadores convencionales se ven impedidos de actuar bajo este ámbito. Así como se ha permitido a los generadores renovables contractualizar energía bajo el MATER, y se ha dado un enorme dinamismo a la actividad, no se advierten razones de índole operativa o sistémicas que impidan reanudar este mercado, derogando la Resolución SE 95/2013. La reanudación de este mercado puede dinamizar al sector térmico, al mismo tiempo descentralizando el offtaker de los PPA y dar un incentivo interesante para la construcción de nueva generación.
Renovables
Las energías renovables han tenido un desarrollo sumamente relevante en estos últimos años, bajo el marco de las Leyes 26.190 y 27.191 (votadas por casi la unanimidad del arco político), y a través de los sucesivos programas de RenovAr, sus reversiones a baja escala (RenMDI y MiniRen), y por el mercado a término a partir de fuentes renovables (MATER). Se trata de un mercado robusto, dinámico, y que ha sido fuente de inversiones locales y cross-border.
En un contexto de descarbonización global, con regulaciones de origen en términos de cumplimiento de generación a partir de fuentes renovables en la cadena de valor de productos exportables, una matriz más verde y alineada con tales estándares internacionales adquiere mayor relevancia aún.
Este sector posee un enorme potencial de desarrollo aún, y ha adquirido una dinámica propia potenciada a través del MATER, que vemos con mucho potencial para seguir desarrollándose en una era en la que se prioricen los acuerdos entre privados.
El mandato legal de consumo de energía a partir de fuentes renovables del 20% al 2025 aún está en vías de cumplimiento: este número ronda aproximadamente el 13% lo que importa un 7% adicional a construir para finales del 2025. Asimismo, bajo los planes de transición energética al 2030 y 2050, se plantea un objetivo a largo plazo de continuar incorporando renovables en +7,5GW para 2030 y entre +30 y +45 GW para 2050.
A tal fin, es conveniente que, con la antelación suficiente en aras de una mayor previsibilidad y seguridad jurídica, se debata en el Congreso la extensión del plazo de las Leyes 26.190 y 27.191, que han sido catalizadoras para el desarrollo del sector. Debe destacarse que, en las condiciones actuales, las renovables son competitivas por si solas sin necesidad de ningún subsidio o incentivo estatal y el principal desafío del sector es la expansión de la transmisión, según se ha indicado más arriba.
Desde otra perspectiva, la indisponibilidad de la red puede ser un potenciador de otros segmentos como la autogeneración distribuida o la construcción de instalaciones de baterías (BESS) en sectores nodales de la red de extra y media tensión.
Tampoco puede descartarse el rol del Estado en dar las señales correctas a la demanda, y la normalización de los precios relativos, que puedan orientar a los clientes a sumarse al MATER y salir del esquema de compras conjuntas de CAMMESA, más aún, si como se habilita la contractualización de toda la generación, tal como se ha sugerido más arriba.
Hidroeléctricas
Durante el semestre en curso, han comenzado a vencer los contratos de concesión para la explotación de centrales hidroeléctricas firmados a partir del año 1993 por el Estado Nacional en carácter de concedente con las respectivas empresas concesionarias.
Ante la incertidumbre del vencimiento del plazo original de la concesión, la voluntad inicial del Estado Nacional de traspasar dichos activos a ENARSA, luego matizada después de distintas prórrogas, junto con una nueva administración que abiertamente ha declarado estar en favor de una participación privada mayoritaria, el nuevo gobierno deberá definir de qué modo se seguirá con estas concesiones.
En tal sentido, el régimen remuneratorio actual más la imposibilidad de vender energía en el contrato a término, atentan contra potenciales mejoras y/o expansiones de la infraestructura existente. Deberá tomarse en consideración este aspecto en la definición general acerca del modelo que seguirá esta actividad.
Distribución
La normalización de los precios y las tarifas de energía eléctrica a efectos de recomponer el valor agregado de distribución de las concesionarias del servicio público de distribución es un desafío, considerando el estado actual de las redes y la calidad del servicio, pero en un contexto social sumamente delicado.
El atraso tarifario sumado al contexto inflacionario y de depreciación del peso, ha llevado a que los usuarios finales paguen una tarifa que no es representativa del costo real de la electricidad y atenta contra un servicio de calidad, seguro, eficiente, e impide la ampliación de la red existente.
Resulta necesario concretar la revisión tarifaria integral (RTI), de acuerdo con los lineamientos de la Ley 24.065 y las reglas de cada contrato de concesión, segmentando usuarios y protegiendo a los sectores sociales más vulnerables. En el ínterin, eventuales ajustes transitorios a cuenta de la RTI que eventualmente se implemente, pueden recomponer temporalmente la situación crítica tarifaria del sector, dando mayores herramientas para un suministro en condiciones seguras. Mismo criterio aplica para las RTI que puedan disponerse con respecto al segmento de transmisión.
Para una normalización de la cuestión tarifaria, entre otros aspectos, resulta sumamente relevante que cese la intervención del ENRE, y se nombre a los miembros de su directorio mediante concurso público y abierto de antecedentes.
Litio
A pesar de los desafíos macroeconómicos, el sector ha tenido un desarrollo relevante y muestra signos saludables de cara a un crecimiento sostenido. La inversión ha sido canalizada principalmente mediante financiaciones offshore a las controlantes de los proyectos o mediante financiaciones de tipo híbrida contra recurso del sponsor y garantías soberanas en algún que otro caso.
Argentina se ha posicionado como el cuarto productor a nivel mundial y posee recursos de clase mundial. El litio constituye un recurso vital para la transición energética, y geopolíticamente sumamente importante.
Para continuar desarrollándose, es clave la cooperación público-privada mediante regulaciones sectoriales con garantías adecuadas para los desarrolladores, explotadores, y financistas, regímenes de incentivos a la producción y exportación, y el desarrollo de la infraestructura asociada (puertos, carreteras, redes de transmisión).
Asimismo, es fundamental asegurar el libre acceso al mercado de cambios, así como la posibilidad de conservar divisas generadas por la exportación sin necesidad de liquidarlas en el mercado local, además de asegurar estabilidad fiscal de manera clara y comprensiva de tributos nacionales y provinciales.
Asimismo, tratados internacionales de integración y libre comercio son fundamentales para dar mayor dinamismo al sector, así como la posibilidad de contratos de inversión específicos por proyecto. En un contexto de integración global, la necesidad de que la Argentina se integre a los mecanismos de la IRA (Inflaction Reduction Act), de modo de que Estados Unidos sea un destino de exportación de minerales, particularmente litio, resulta prioritaria y hasta urgente.
Hidrógeno
El desarrollo del hidrógeno en sus distintas variantes, y el hidrógeno verde concretamente, son un foco de interés y visto como un vector de la transición energética.
Al respecto, existen diversos proyectos de ley ingresados al Congreso de la Nación, que han quedado sin tratamiento, pese a los fructíferos debates intersectoriales que vienen dándose en paralelo al seno parlamentario.
Para facilitar el desarrollo del hidrógeno, como hemos dicho en oportunidades anteriores, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad.
Para ello, el marco regulatorio debe prever: (a) un régimen de estabilidad extendido, acorde a los plazos de investigación y desarrollo, y repago del capital y amortización, (b) libres barreras de exportación/importación, (c) acceso irrestricto al mercado único libre de cambios (MULC), con la posibilidad de repatriar dividendos, (d) un balance entre la obligatoriedad del componente nacional y la disponibilidad de éste localmente, y que dicho requerimiento sea de tipo promocional más que compulsivo y penalizable, y (e) una cooperación integral, federal, e intersectorial entre los Estados Nacionales, provinciales, municipales, el sector privado local, y el sector privado y gubernamental internacional.
Notas finales
En estas líneas, hemos resumido algunos de los desafíos más relevantes en materia de electricidad, litio e hidrógeno, aportando algunas ideas de lo legal y regulatorio para colaborar con su desarrollo
Esperamos que el nuevo gobierno pueda dar señales adecuadas para la promoción de estas industrias.
Entendemos que todo ello redundará en beneficios para nuestro país.
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Este artículo, escrito por nuestro socio Nicolás Eliaschev y nuestro asociado senior Javier Constanzó, fue publicado hoy en EconoJournal.
La Secretaría de Energía establece nuevos cargos para los GUDIs
El 5 de diciembre de 2023 se publicó la Resolución 976/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 976”), que establece nuevos cargos denominados “Cargo Estabilizado GUDIs” y “Ajuste Complementario de Potencia GUDIs”, aplicables a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del Mercado Mayorista Eléctrico (“MEM”) y del Mercado Eléctrico Mayorista Del Sistema Tierra Del Fuego (“MEMSTDF”).
Según lo indicado en los fundamentos de la Resolución 976, se busca implementar un mecanismo que permita eliminar las diferencias de precios entre los usuarios con iguales características de demanda, para que éstos puedan decidir de forma voluntaria caracterizarse como Agente MEM, y de esta manera posibilitar la ampliación del mercado de contratos con el objetivo de habilitar nueva oferta de generación y favorecer la sinergia entre la habilitación de nueva demanda y oferta. En este sentido, se propone potenciar la realización de nuevos proyectos de generación, contribuyendo a la diversificación de la matriz energética y generando el marco jurídico adecuado que permita el desarrollo de este nuevo mercado.
A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Resolución 976:
1. Usuarios alcanzados y aplicación temporal
La Resolución 976 es de aplicación a los Grandes Usuarios de la Distribuidoras del MEM y del MEMSTDF, y los cargos contemplados en la Resolución 976 serán incluidos en la transacción económica del mes de febrero de 2024.
2. Cargos contemplados
a) Cargo Estabilizado GUDIs
El Cargo Estabilizado GUDIs se calculará como la diferencia entre el Precio Medio de la Energía del MEM y la sumatoria del Precio de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado del Transporte (PET) establecido mediante la Resolución 884/2023, para toda la demanda de sus clientes caracterizados como GUDIs con excepción de los establecimientos públicos de educación y salud.
b) Ajuste Complementario de Potencia GUDIs
El Ajuste Complementario se determinará en base a la diferencia entre el Precio de la Reserva Mensual y el sancionado estabilizado Precio de Referencia de la Potencia (POTREF) y aplicado a la diferencia entre el requerimiento máximo y medio del conjunto de Grandes Usuarios.
3. Intervención de la Subsecretaría de Energía Eléctrica
La Secretaría de Energía faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a dictar los actos necesarios, a los fines de resolver las cuestiones relativas a la interpretación y aplicación de la Resolución 976.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Luciana Tapia y/o Victoria Barrueco.
Novedades en el sector hidrocarburífero: Se crea el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos
El 1 de diciembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 970/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución”) que creó el Programa Nacional de Medición y Reducción de las Emisiones Fugitivas Derivadas de las Actividades de Explotación y Producción de Hidrocarburos (el “Programa”).
El Programa tiene como objetivos:
- Promover acciones tendientes a la detección, medición, cuantificación y validación de las emisiones fugitivas en las actividades de exploración y producción de hidrocarburos;
- Organizar y sistematizar la información obtenida a partir de las mediciones realizadas; y
- Propiciar la implementación de planes de mitigación y reducción de emisiones fugitivas derivadas de la actividad hidrocarburífera.
Los sujetos obligados –personas físicas y/o jurídicas que lleven a cabo actividades de exploración y/o producción de hidrocarburos en el territorio de la República Argentina– deberán presentar ante la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Nación:
- Un Plan Anual de Medición de Emisiones Fugitivas;
- Un Plan Integral, a cinco (5) años, de reducción y/o captación de emisiones fugitivas, mediante el cual se implementen medidas concretas que prioricen la eficiencia y aprovechamiento del recurso gas, y la reducción y/o captación de emisiones.
La información que surja de los mencionados planes será publicada en el sitio web de la Secretaría de Energía de la Nación.
Asimismo, los sujetos obligados que cuenten con instalaciones nuevas –aquellas cuyo diseño y construcción comience con posterioridad a la publicación de la Resolución– propenderán a la incorporación de buenas prácticas y acciones de gestión, adecuadas para la minimización de las emisiones fugitivas producidas desde la etapa de planificación y diseño de aquellas.
Los plazos de cumplimiento, así como cualquier otro aspecto referido a la implementación de la Resolución, estarán sujetos a la reglamentación que se dicte en consecuencia.
En efecto, el Programa contribuye al cumplimiento de los objetivos y compromisos asumidos por el Estado Nacional en materia de cambio climático en el “Plan Nacional de Transición Energética al 2030”, los “Lineamientos y Escenarios para la Transición Energética a 2050” y el segundo “Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático”.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Pablo Arrascaeta, Milagros Piñeiro, Rocío Valdez y Victoria Barrueco.
Se aprobó la ENUMeC para el Uso de los Mercados de Carbono
El 14 de noviembre de 2023 se dio a conocer la “Estrategia Nacional para el Uso de los Mercados de Carbono” (“ENUMeC”), publicada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mediante la Resolución 385/2023.
Los mercados de carbono son una herramienta para la mitigación y adaptación del cambio climático, y permiten así fomentar el desarrollo sostenible. Por ello, estos son un instrumento clave para que la República Argentina pueda alcanzar sus compromisos climáticos derivados de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático y el Acuerdo de Paris, aprobados por la República Argentina por las Leyes 24.295 y 27.270.
Es importante destacar que, a la fecha, Argentina no cuenta con un marco legal a nivel nacional que regule el uso de los mercados de carbono. En línea con ello, la ENUMeC establece 9 ejes estratégicos y 63 acciones necesarias para la implementación de los mercados de carbono.
A continuación, se resumen los puntos principales de la ENUMeC.
I. Objetivos y alcance
La ENUMeC tiene como objetivo promover la implementación de los mercados de carbono como uno de los mecanismos de precio al carbono, para contribuir en la adaptación y en la mitigación del cambio climático en el territorio nacional.
Asimismo, permitirá el desarrollo de proyectos de mitigación a fin de cumplir con las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), movilizar la inversión en sectores estratégicos de la economía para financiar las medidas de mitigación de alto costo, colaborar e incrementar los ingresos del presupuesto nacional, e impulsar el desarrollo de co-beneficios ambientales y sociales asociados.
La ENUMeC alcanza:
- Los mercados de carbono subnacionales, nacionales e internacionales;
- Los mercados de carbono nuevos y existentes;
- Los mercados de carbono regulados (de cumplimiento) y voluntarios;
- Todos los sectores y gases del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI);
- Todos los actores involucrados en temas de mercados de carbono del gobierno nacional, los gobiernos subnacionales, el sector privado y la sociedad civil; y
- Todos los acuerdos, programas y proyectos sobre mercados de carbono que se desarrollen en el territorio nacional.
Para su implementación, se propone la creación de la Oficina Nacional de Mercados de Carbono bajo la órbita del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación.
II. Ejes Estratégicos
La implementación de la ENUMeC se basa en los siguientes ejes estratégicos, de los que se desprenden las acciones específicas:
- Potenciar el acceso nacional y subnacional al financiamiento climático como instrumento adicional para acceder a financiamiento climático, en un contexto de responsabilidades comunes pero diferenciadas;
- Participar en los mercados de carbono regulados bajo el artículo 6 del Acuerdo de París y otros mercados de cumplimiento nacionales e internacionales;
- Acompañar la participación del sector privado en los mercados voluntarios;
- Generar Enfoques No-Comerciales bajo el esquema del Artículo 6.8 del Acuerdo de París;
- Acompañar a los gobiernos subnacionales que así lo decidan en la implementación de esquemas de mercado para el cumplimiento de sus planes de respuesta al cambio climático jurisdiccionales;
- Contribuir al fortalecimiento y al financiamiento para la adaptación al cambio climático a través de la implementación de los mercados de carbono y enfoques no-comerciales;
- Desarrollar capacidades nacionales y subnacionales para la implementación de mercados de carbono;
- Promover el respeto de las salvaguardas y la integridad ambiental en la implementación de mercados de carbono; y
- Asegurar los intereses nacionales y regionales en las negociaciones internacionales.
La ENUMeC es considerada el punto de partida para la implementación efectiva y coordinada de los mercados de carbono en la Argentina. Su puesta en marcha requerirá́ de acuerdos y consensos entre diversos actores del ámbito público nacional y provincial, como también del ámbito privado.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Convocatoria para realizar manifestaciones de interés de almacenamiento de energía eléctrica
El 8 de noviembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 906/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 906”), que convoca a interesados a realizar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (“AlmaMDI”).
La AlmaMDI tiene el objetivo de optimizar el despacho de generación del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), incrementar la capacidad instalada en los sistemas de transporte o distribución de energía eléctrica, y aportar servicios de reserva de potencia en el Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), en el MEM y en el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Tierra del Fuego (“MEMSTDF”).
Además, la AlmaMDI es considerada un vector facilitador de la transición energética, en el contexto de los Planes de Transición Energética al 2030 y 2050 (para mayor información, ver aquí).
Cabe mencionar que los interesados deberán tener presente que la regulación a elaborar por la Secretaría de Energía establecerá las características del funcionamiento del Agente en el Mercado Spot en los diferentes servicios que pueda aportar de potencia firme, arbitraje entre costos de carga y descarga, remuneración de servicios de reserva de potencia activa y reactiva y mecanismos específicos de incorporación de capacidad en base a contratos de almacenamiento con CAMMESA, de resultar necesario o conveniente.
Asimismo, se destaca que los interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y potencia asociada al almacenamiento propuesto y condiciones que permitan instrumentar las manifestaciones de interés propuestas.
Por último, de forma complementaria, podrán presentar propuestas de mecanismos de comercialización de energía indicando las condiciones que permitan instrumentar las manifestaciones de interés propuestas
Debajo se resumen los aspectos relevantes de AlmaMDI.
1. Destinatarios
Los Agentes del MEM o los interesados en convertirse en Agentes del MEM para proveer servicios de almacenamiento de energía eléctrica, con intención de instalar nueva capacidad de almacenamiento.
2. Requisitos de las propuestas
Los interesados podrán presentar sistemas de almacenamiento de diferentes tecnologías y características, debiendo identificar elementos técnicos, operativos y económicos que permitan su evaluación.
En general será valorada la integración nacional en los componentes de los sistemas de almacenamiento, y particularmente, su efecto sobre la cadena de valor de la industria del litio en el desarrollo de baterías, indicando los requerimientos técnicos y económicos para su desarrollo incluyendo en particular costos de instalación y gestión productiva y la escala de producción necesaria para ser sustentable.
3. Contenido
Las presentaciones deberán contar, como mínimo, con la siguiente documentación e información:
- Carta de interés en participar en la convocatoria: dirigida a CAMMESA, con indicación de domicilio, teléfono, correo electrónico, suscrita por un representante legal o apoderado del oferente;
- Información de la empresa o grupo de empresas que realizan la presentación;
- Memoria descriptiva de la propuesta de almacenamiento a desarrollar: detallando características tecnológicas, ubicación en la red, incluyendo una estimación del monto total de inversión necesaria expresado en dólares estadounidenses así como la potencia y energía asociada, y condiciones de funcionamiento a lo largo de la vida útil de las instalaciones, indicando posibilidades de integración nacional de la propuesta de almacenamiento presentada;
- Criterios que los interesados consideren válidos para el recupero del financiamiento aportado para la incorporación del almacenamiento propuesto: como ser el período de amortización y la tasa de descuento;
- Especificaciones técnicas sobre la propuesta: capacidad de potencia y energía de almacenamiento, períodos de carga y descarga, vida útil y número de ciclos, pérdidas energéticas, derrateo de potencia, modos de funcionamiento, tiempos de instalación, requerimiento de espacio y zonificación, costos de instalación y de operación representativos, entre otros; y
- Propuesta de proyectos concretos en la red eléctrica (Transporte y/o Distribución): incluyendo su aporte a la confiabilidad y economía del MEM y del MEMSTDF. Se deberán acompañar estudios eléctricos base que permitan evaluar la factibilidad de la incorporación de almacenamiento propuesta.
4. Procedimiento de recepción y evaluación de las AlmaMDI
CAMMESA informará, dentro de los veinte (20) días corridos de publicada la presente resolución, un procedimiento de recepción y evaluación de las manifestaciones de interés recibidas, a recabar e incorporar la información técnica relevante y a elevar un informe con los resultados de su análisis hasta sesenta (60) días corridos desde el cierre de la recepción de las manifestaciones de interés.
5. Plazo para la presentación
Las AlmaMDI deberán presentarse durante un plazo máximo de ciento veinte (120) días corridos desde la fecha, plazo que, de no mediar prorrogas, opera el 7 de marzo de 2024.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó y/o Rocío Valdez.
Posibilidad de compensar penalidades impuestas por CAMMESA con inversiones en nuevos proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
El 1 de noviembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 883/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 883”), que establece la posibilidad de compensar las penalidades impuestas o a ser impuestas por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (“CAMMESA") mediante inversiones destinadas a la efectiva incorporación de nueva potencia de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.
La medida está destinada a proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable que celebraron Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAMMESA, incluyendo aquellos celebrados en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), la Resolución 202/2016 del ex Ministerio de Energía y Minería, y la Resolución 36/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación que instrumentó la Convocatoria “RenMDI” (los “Proyectos”).
Los Proyectos que ya hayan sido notificados de penalidades tendrán tiempo hasta el 30 de noviembre para adherir al presente régimen.
A continuación se detallan los aspectos más relevantes.
I. Incumplimientos comprendidos
La Resolución 883 prevé la posibilidad de compensar las penalidades impuestas por CAMMESA a aquellos Proyectos que registraren: (i) incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial; (ii) Deficiencia de Abastecimiento de Energía Comprometida; y/o (iii) deficiencia en el cumplimiento del Componente Nacional Declarado (CND), así como otras penalidades que pudieran ser informadas por CAMMESA a la Secretaría de Energía y ser contempladas en el esquema de compensación definido en la norma.
II. Plazo para habilitar nueva potencia
Los titulares de los Proyectos que soliciten la compensación de las multas tendrán un plazo de treinta y seis (36) meses para la instalación de una nueva potencia renovable, a partir de la suscripción del instrumento que formalice el acuerdo con CAMMESA, que deberá suspender el cobro de las penalidades durante este tiempo.
Además, se podrán realizar habilitaciones comerciales parciales de al menos sesenta por ciento (60%) respecto del total de la potencia a instalar, conforme la inversión propuesta.
Los titulares de los Proyectos establecerán el porcentaje de la penalidad a compensar mediante la inversión en la instalación de nueva potencia renovable, cuya ubicación geográfica podrá no coincidir con la del parque generador que registre la penalidad.
III. Valores de Referencia para Inversiones
La Resolución 883 establece como referencia para las inversiones a realizar los valores definidos en el marco de la Ronda 3 del Programa RenovAr, que se muestran en la siguiente tabla:
| TECNOLOGÍA | VALOR DE REFERENCIA PARA INVERSIONES (EN USD/MW) |
| Eólica | 1.400.000 |
| Solar Fotovoltaica | 850.000 |
| Biomasa | 2.500.000 |
| Biogás | 4.500.000 |
| Biogás Relleno Sanitario | 1.300.000 |
| Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH) | 2.800.000 |
IV. Alternativas de remuneración
La Resolución 883 establece que CAMMESA remunerará la energía abastecida con la nueva potencia instalada de acuerdo al régimen elegido por los titulares de los Proyectos, que puede consistir en:
- Una remuneración por el periodo de sesenta (60) meses del cien por ciento (100%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh);
- Una remuneración por el periodo de ciento veinte (120) meses del veinte por ciento (20%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh); o
- Una remuneración por el periodo de ciento ochenta (180) meses del veinte por ciento (20%) de la generación de energía eléctrica mensual de la nueva central al precio de veinte dólares estadounidenses por megavatio hora (USD 20 MWh).
En los casos 2 y 3 el ochenta por ciento (80%) restante podrá ser:
- Comercializado en el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER) de la Resolución ex Ministerio de Energía y Minería 281/2017;
- Destinado a autoconsumo;
- Utilizado para compensar futuras penalidades; o
- Comercializado en el mercado SPOT, durante el plazo de ciento veinte (120) o ciento ochenta (180) meses contados a partir de su habilitación comercial total.
En el caso de efectuarse una habilitación parcial, el titular del Proyecto podrá optar por otro mecanismo de comercialización de energía eléctrica de fuente renovable en el Mercado Eléctrico Mayorista o bien, podrá comercializar la energía eléctrica al precio SPOT.
V. Factores de carga
Los Proyectos deberán acreditar factores de carga con probabilidad de excedencia no menor al noventa y nueva por ciento (99%) (P99). En caso de no acreditar el factor de carga, CAMMESA podrá reajustar, en forma proporcional, el remanente de compensación de la penalidad sujeta al desarrollo de nueva potencia de generación renovable.
VI. Procedimiento y requisitos
Los Proyectos que hayan sido notificados de penalidades, tendrán un plazo de veinte (20) días hábiles, a partir de la publicación de la presente medida, es decir, hasta el 30 de noviembre para adherir al presente régimen. Asimismo, aquellos proyectos que sean notificados de nuevas penalidades por parte CAMMESA, dispondrán de veinte (20) días hábiles, posterior a tal notificación, para adherir al presente régimen.
La solicitud deberá estar acompañada de:
- Una renuncia y/o desistimiento, según corresponda, del 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 Secretaría de Energía y/o CAMMESA; y
- 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.
Asimismo, se establece que los Proyectos deberán estar inscriptos en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER) y mantener su información actualizada.
VII. Incumplimientos
En caso de que el Proyecto no cumpla con la inversión propuesta, una vez transcurrido el plazo previsto, se aplicará un interés adicional del diez por ciento (10%) sobre el monto remanente de la penalidad que el Proyecto registre al realizar la solicitud.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Apuntes sobre la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno
El pasado 12 de septiembre de 2023 se dio a conocer la “Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno” (la “ENH” o la “Estrategia”), publicada por la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación.
La Estrategia se enmarca en los Planes de Transición Energética al 2030 y 2050 (para información adicional sobre estos planes, acceder aquí), y los proyectos de ley en trámite ante el Congreso de la Nación para la regulación y promoción del Hidrógeno en sus distintas variantes (para comentarios sobre los proyectos de ley, acceder aquí).
En este documento se intentan resumir los puntos salientes de la Estrategia, así como los objetivos trazados en términos de inversión, metas cualitativas y cuantitativas, y otra información relevante.
1. Principales proyecciones al 2050
Las proyecciones salientes para el 2050 son:
- US$ 90.000 millones en inversión en el sector.
- Instalación de al menos 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de generación eléctrica renovable (la capacidad instalada total de energía renovable hoy equivale a 5562 MW).
- Producción total de hidrógeno de al menos 5 MT anuales, de los cuales alrededor del 20% (≈1MT) será destinado al mercado local y el restante 80% (≈4MT) para exportación.
- 5 nuevos polos productivos y entre 2 y 5 puertos para exportación de hidrógeno.
- Costos de producción de H2 verde de ≈1,4 USD/kg.
2. Posicionamiento como país exportador de H2
Tal como se indica en la Estrategia, Argentina se encuentra en condiciones de convertirse en un exportador potencial de este recurso valioso. En este sentido, países como Japón y Alemania, entre otros, se convierten en mercados principales para la comercialización del hidrógeno.
Para tales objetivos, se plantean las siguientes acciones:
- Realizar cálculos de costos reales de producción de hidrógeno con diferentes tecnologías y en diferentes localizaciones, buscando alcanzar costos competitivos.
- Posicionar a la Argentina como proveedor confiable.
- Implementar acciones comerciales para alcanzar mercados de exportación.
- Desarrollar la certificación de hidrógeno que alcance aceptación internacional.
- Capacitar al cuerpo diplomático argentino con información para la difusión internacional de los proyectos carbono neutrales.
- Identificar necesidades y requerimientos tecnológicos e industriales
- Identificar mercados emisores de Inversión Extranjera Directa (IED) destinada a proyectos carbono neutrales.
- Promover transferencia de tecnología, como también infraestructura.
3. Mercado interno
Se proyecta que la demanda interna de hidrógeno crecerá sostenidamente a partir de 2030, alcanzando 100 mil toneladas anuales a 2035, 500 mil toneladas anuales a 2045 y 1 MT a 2050. La introducción del hidrógeno azul permitirá mejorar las condiciones y desarrollar a mayor escala en el mercado de exportación.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Luciana Tapia Rattaro, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Exención del Impuesto PAIS a obras vinculadas con la generación de energía eléctrica
El 1 de septiembre de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 714/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 714”), cuyos aspectos más relevantes se resumen seguidamente:
Aspectos relevantes de la Resolución 714
La Resolución 714 dispone que el Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (el “Impuesto PAIS”) no será aplicable:
- a la importación de bienes con destino a obras vinculadas a la generación de energía eléctrica, cuyos interesados cuenten con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones; y
- a bienes vinculados con la misma finalidad cuyos interesados, no contando con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones, cumplimenten el requisito dispuesto en el último párrafo del artículo 1° de la Resolución N° 671/2023 de la Secretaría de Energía (la “Resolución 671”), que prevé una solicitud de exención ante la Dirección General de Aduanas. Aquellos interesados que no cuenten con financiación del exterior para efectuar el pago de las importaciones deberán identificar la obra en cuestión, mediante la presentación de una declaración jurada ante la Dirección General de Aduanas de da Administración Federal de Ingresos Públicos, en los términos del formulario anexo en la Resolución 671.
A su vez, la Resolución 714 determina que dicha decisión sólo resultará de aplicación a los proyectos individualizados en su anexo I, incluyendo únicamente obras vinculadas a la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables.
Además, se indica que la Secretaría de Energía elaborará una nómina de importadores de las mercaderías comprendidas en este marco, que será comunicada a la Dirección General de Aduanas. Esta última instrumentará las medidas pertinentes para garantizar la identificación y la trazabilidad de las mercaderías que resulten allí incluidas.
Por último, será de aplicación la Resolución 741, siempre que las importaciones de dichos bienes no queden exceptuadas del pago del impuesto por otra norma en la que no se prevean tales exigencias, en cuyo caso esta última norma será de aplicación.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Rocío Valdez y/o Victoria Barrueco.
Nueva licitación para generación de energía térmica: Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF”
El 27 de julio de 2023 se publicó la Resolución Nº 621/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 621”) que da inicio a la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “TerCONF” (la “Convocatoria TerCONF”) con el fin de celebrar Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (“PPA”, por sus siglas en inglés Power Purchase Agreement) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).
Los adjudicatarios bajo la Convocatoria TerCONF suscribirán con CAMMESA un PPA a largo plazo, nominado en USD, cuya remuneración contempla un pago por disponibilidad de hasta USD 18.000 y pagos por energía suministrada.
Debajo efectuamos un análisis de los puntos salientes de la Convocatoria TerCONF.
1. Puntos relevantes de la Convocatoria TerCONF
1.1. Tipos de proyectos abarcados y renglones
A. Proyectos incluidos
Las ofertas podrán ser de cualquier tecnología de generación o cogeneración de energía eléctrica térmica, y podrán incluirse en los proyectos las obras asociadas de infraestructura de transmisión y/o combustibles, que permitan adicionar potencia confiable, instalando equipamiento nuevo o con menos de 15.000 horas de uso verificado.
B. Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF
La Convocatoria TerCONF incluye dos renglones:
(i) Renglón 1 “Generación Térmica para confiabilidad y abastecimiento del SADI” (el “Renglón 1”)
El Renglón 1 está conformado por: (a) 1.0. Repotenciación - Aumento de potencia habilitada comercialmente de Ciclos; Combinados existentes; (b) 1.1. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas; (c) 1.2. Mejora de eficiencia y de reserva regional; y (d) 1.3. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).
La potencia máxima requerida es de hasta 3000 MW, con un objetivo mínimo referencial de 2250 MW, según se indica a continuación:
Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno. Además, deben contar con instalaciones para combustible alternativo (gas oil y/o fuel oil) para al menos 120 horas a plena carga.
(ii) Renglón 2 “Generación Térmica para reemplazar, modernizar y eficientizar el parque de Tierra del Fuego” (el “Renglón 2”)
La potencia máxima requerida es de hasta 70 MW con un objetivo mínimo referencial de 30 MW. Asimismo, la unidad de generación para el despacho deberá ser menor a 15 MW. Este renglón tiene los siguientes mínimos/máximos:
Los proyectos del Renglón 2 en Tierra del Fuego serán solo a gas natural.
C. Potencia máxima y mínima:
La potencia ofertada máxima y mínima es la siguiente:
D. Provisión de Combustible
El combustible (gas natural o líquido alternativo) será provisto por CAMMESA.
Los oferentes deberán indicar en su oferta el Consumo Específico Neto Comprometido (Heat Rate), cuyo neto máximo a comprometer para cualquier combustible es de 1750 kcal/kWh para el Renglón 1.0, 2350 kcal/kWh para el Renglón 1.1 y 1.3 y de 2100 kcal/kWh para el Renglón 1.2 y el Renglón 2. El consumo específico referencial que se utilizará para evaluar la incidencia del consumo comprometido será de 2000 kcal/kWh.
E. Pago de disponibilidad
El PPA contempla el pago de la potencia contratada en USD/MW-mes, con un límite de 18.000 USD/MW-mes, aplicando sobre este valor un factor de precio máximo para los diferentes renglones y condiciones. El factor para el Renglón 1.1 y 2 será igual 100%. El factor para el Renglón 1.2 y 1.3 será de 110%. El factor para el Renglón 1.0 será de 50%.
F. Prioridad de pago de los PPA
Los PPA tendrán la prioridad de pago que a la fecha de entrada en vigencia de la Resolución 621 tiene en el MEM el cubrimiento de los costos de combustibles para la generación de energía eléctrica. La misma prioridad tienen los PPA adjudicados bajo las Resoluciones Nº 21/2016 y 287/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica.
1.2. Criterios de Admisibilidad
A. Personas jurídicas capacitadas para ser oferentes
Podrán presentar oferta en forma individual o en forma conjunta la o las personas jurídicas constituidas en la República Argentina o en el exterior, Sociedades de Propósito Específico ("SPE"), U.T. y Fideicomisos.
Cada oferente podrá presentar una o más ofertas. En caso de presentar más de una oferta, el oferente deberá llevar contabilidad separada para cada una de ellas.
Al momento de la adjudicación, si el oferente optó por suscribir el PPA con una SPE, se deberá acreditar el perfeccionamiento sobre la propiedad de la SPE y la cesión y perfeccionamiento en cabeza de la SPE de los requerimientos técnicos aplicables.
B. Garantía de Mantenimiento de Oferta
Los oferentes deberán suministrar una garantía de mantenimiento de oferta, de acuerdo con los montos que se indican a continuación:
C. Punto de Entrega
Los proyectos deberán identificar su Punto de Entrega (el “PDI”), el cual debe estar incluido en el Anexo 3, pero se permite solicitar la incorporación de un PDI no contemplado en dicho anexo, el cual será evaluado por la Secretaría de Energía y CAMMESA.
D. Documentación a presentar en la oferta
Se sigue un esquema de doble sobre -Sobres “A” y “B”-, con la propuesta técnica y económica, respectivamente.
Bajo el Sobre “A”, se deberá acreditar el inicio de los siguientes trámites: (a) la disponibilidad del inmueble, (b) uso del suelo, (c) agente del MEM, (d) acceso a la capacidad de transporte, y (e) habilitaciones ambientales.
Bajo el “Sobre B” se deberá incluir la oferta económica.
1.3. Aspectos principales del PPA
Se acompaña como Anexo de la Convocatoria TerCONF el modelo de PPA a suscribir por los eventuales adjudicatarios, cuyos aspectos principales son:
- Fecha objetivo para el COD: La fecha objetivo para alcanzar la habilitación comercial (“COD”, por sus siglas en inglés Commercial Operation Date), es: (a) Renglón 1.0, 1/1/2025; (b) Renglón 1.1 y Renglón 2, 1/10/2025; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 1/4/2026.
- Fecha límite para el COD: La fecha límite para alcanzar el COD es: (a) Renglón 1.0, 30/06/2027; (b) Renglón 1.1 y 2, 31/03/2028; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 30/09/2028.
- Fecha de inicio del plazo del PPA: Ocurrirá ante la ocurrencia de lo último entre (a) la fecha efectiva de COD o (b) seis (6) meses previos a la fecha objetivo para el COD.
- Fecha de finalización del plazo del PPA: El PPA finaliza es, para el Renglón 1.0, 31/12/2034; para los Renglones 1.1 y 2, 30/09/2040; y para los Renglones 1.2 y 1.3, 31/03/2041. De tal modo, el plazo estimado para PPAs bajo el Renglón 1.0 es de 10 años, mientras que para los PPAs de los restantes renglones, dicho plazo se extiende por 15 años.
- COD Parcial: Se permite alcanzar el COD parcial, con un esquema de remuneración reducido hasta que se obtenga el COD por la totalidad de la potencia comprometida.
- Fuerza Mayor: El PPA incluye un listado de eventos que no serán constitutivos de fuerza mayor, y se permite la rescisión del PPA por un evento de fuerza mayor extendido.
1.4. Otros aspectos
A. Esquema de pagos hasta la habilitación comercial
A diferencia de convocatorias anteriores, no se prevé una garantía de cumplimiento de la habilitación comercial, sino un esquema de pagos.
Quienes resulten adjudicatarios deberán acreditar los pagos según el siguiente esquema hasta el mes correspondiente a la fecha de habilitación comercial del proyecto:
- Dentro de los diez (10) días hábiles posteriores a la notificación de adjudicación de las ofertas adjudicadas deberán abonar 2.500 USD/MW. A tal pago se le deberá descontar el pago integrado en concepto de garantía de mantenimiento de oferta.
- Dentro de los siguientes diez (10) días hábiles del inicio de cada mes calendario posterior al del primer pago requerido, se continuará con un esquema de pagos por mes calendario con la siguiente secuencia, correspondiendo proporciones diferenciales de devolución de los montos integrados hasta la habilitación comercial:
El incumplimiento al pago de dichas sumas implicará la terminación del PPA.
El saldo de lo recaudado en tal concepto será remitido a la cuenta de apartamiento para la expansión del sistema de transporte, la cual será administrada por CAMMESA a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el 23/24 Abastecimiento Eléctrico (FOTAE) (ver nuestro informe aquí).
B. Cronograma
Desde la publicación de la Convocatoria TerCONF y hasta el 29 de agosto de 2023 (de no mediar prórroga), se habilita la realización de consultas por parte de los eventuales interesados.
La fecha de presentación de ofertas está fijada para el 31 de agosto de 2023, mientras que la adjudicación de ofertas, para el 10 de octubre próximo. Finalmente, el 15 de octubre de 2023 se iniciaría el período de firma de los PPA.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, María Eugenia Muñoz y/o Rocío Valdez.
Modificaciones en las normas de implementación del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable
El 20 de julio de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 608/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación (la “Resolución 608”), que incorporó modificaciones a las normas de implementación de la Ley 27.424 del Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable, aprobadas por la Resolución 314/2018 de la ex Secretaría de Gobierno de Energía (las “Normas de Implementación del Régimen”).
Mediante la Resolución 608 se agregó a la categorización de Usuarios-Generadores según su potencia instalada (Usuarios-Generadores Pequeños, Medianos y Mayores), una categorización según su composición y se incorporó la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”.
A continuación, se desarrollan los cambios introducidos por la Resolución 608.
I. Incorporación de nuevas categorías de Usuario-Generador
La Resolución 608 modificó el Capítulo 2 referido a Usuario-Generador de las Normas de Implementación del Régimen con el fin de incorporar las categorías de “Usuarios Generadores Individual”, “Usuario Generador Comunitario” y “Usuario Generador Comunitario Virtual”, según su composición.
En base a ello, de acuerdo con su composición, los sujetos podrán ser:
- Usuarios-Generadores Individuales: refiere a un único usuario con un equipamiento de generación distribuida de fuentes renovables mediante el cual genere energía para su autoconsumo e inyecte sus excedentes a la red de distribución;
- Usuarios-Generadores Comunitarios: refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios del servicio público con puntos de suministros diferentes cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor. Para ello, deben previamente declarar ante la distribuidora la administración en conjunto de un equipo de generación distribuida vinculado o no a alguno de los puntos de suministro de dichos usuarios. En caso de que no sea así, la distribuidora será la encargada de determinar la factibilidad de conexión y cargos adicionales que ello implique; o
- Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales: son Usuarios Generadores Comunitarios, pero cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores cuyas características tecnológicas lo permitan. Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente.
Se debe tener en cuenta que, los Usuarios Generadores Comunitarios y Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales, podrán conectar equipos de generación distribuida comunitaria a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo.
II. Incorporación de la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”
Por otro lado, en línea con la introducción de la distinción de Usuarios-Generadores Comunitarios, la Resolución 608 incorporó al Capítulo 1 referido a Definiciones de las Normas de Implementación del Régimen, la definición de “Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida Comunitaria”, como: “el acuerdo de voluntades que vincula al Distribuidor con los Usuarios-Generadores Comunitarios”.
Asimismo, dispone que este “deberá incluir el porcentaje de participación de cada uno de los usuarios en el esquema comunitario a fin de distribuir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes”. Además, establece que “cualquier modificación en la composición deberá ser informada a la distribuidora con una antelación de al menos treinta (30) días”.
Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Daiana Perrone, y/o Rocío Valdez.