Energía

Intervenciones del ENRE y ENARGAS

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

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

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

1. Plazo de intervención

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

2. Facultades de los interventores

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Alcance y vigencia de la Resolución 31

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

2. Remuneración en pesos argentinos

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

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

3. Mecanismo de ajuste de la remuneración

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

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

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Transacciones recientes en energías renovables. ¿Cómo seguimos?

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

1. Introducción

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

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

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

2. Novedades y transacciones recientes

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

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

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

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

3. Desafíos

• Proyectos con demoras

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

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

• Transmisión

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

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

• Riesgo soberano

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

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

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

4. ¿Cuál es la situación de Vaca Muerta?

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

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

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

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

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Almacenaje de Gas Natural

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

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

A continuación, se destacan los aspectos salientes del Reglamento.

1. Objeto

El Reglamento establece las condiciones, procedimientos y requisitos que deberán cumplir aquellas personas jurídicas de derecho privado que aspiren a desempeñarse como Almacenadores de Gas, así como los requisitos para la inscripción de instalaciones destinadas al Almacenaje de Gas.

El Reglamento define a la actividad de Almacenaje de Gas como la “actividad de mantener Gas en instalaciones, subterráneas o no, durante un período de tiempo, e incluye la inyección, depósito y retiro del Gas, y en su caso, la licuefacción y regasificación” y agrega que comprende todas las actividades conexas de recibir, descargar, almacenar, licuar, procesar, comprimir y regasificar gas.

Las instalaciones abarcan, sin limitación: (i) tanques de almacenamiento de GNL, (ii) plantas para carga y descarga de GNC y/o GNP a granel, (iii) terminales de regasificación y/o licuefacción de GNL, (iv) plantas “peak shaving” de almacenamiento de GNL, (v) equipos portátiles de licuefacción o regasificación, (vi) cisternas utilizadas para el transporte de GNL, (vii) almacenamientos subterráneos de gas natural, y (viii) sistemas para transportes de módulos para GNC.

Las instalaciones comprendidas en el Reglamento deberán cumplir, adicionalmente, con la reglamentación y control del ENARGAS en materia de seguridad, y se regirán por los reglamentos del Código NAG y demás normativa, resoluciones o disposiciones dictadas por el ENARGAS en materia de Almacenaje de Gas e instalaciones conexas.

El Reglamento excluye, de modo expreso, el almacenaje bajo las siguientes modalidades: (a) instalaciones destinadas al uso del gas como combustible para usos del transporte automotor en general; (b) estaciones de expendio de combustible que cuenten con Almacenaje de GNC y/o GNL; (c) buques metaneros dedicados al transporte marítimo o fluvial utilizados para la importación y exportación de GNL desde y hacia una infraestructura de Almacenaje y regasificación o licuefacción; (d) equipamiento utilizado en la producción de hidrocarburos que utilice GNL como combustible, así como cualquier actividad de reinyección o recuperación para la producción de un yacimiento productivo.

Respecto a éstas últimas, menciona que deberán regirse por las normas, códigos y/o estándares generalmente aceptados en el ámbito internacional, hasta tanto el ENARGAS determine la normativa de aplicación.

2. Sujetos habilitados

Sólo podrán prestar servicios de almacenaje de gas las personas jurídicas que cuenten con una autorización previa por parte del ENARGAS, quien tendrá un plazo máximo de cuarenta y cinco (45) días hábiles para analizar la solicitud y denegar o aprobar la habilitación.

Los sujetos que en la actualidad se encuentren operando instalaciones de Almacenaje de Gas, cuentan con un plazo de (60) días hábiles contados desde la publicación del Reglamento para iniciar la inscripción.

Por otra parte, el Reglamento admite que los licenciatarios de transporte y distribución de gas natural presten los servicios de almacenaje, por cuenta propio o de terceros, debiendo mantener contabilidad separada, o mediante sociedades controladas, en los términos del artículo 34 del Decreto Nº 1738/92.

Finalmente, el Reglamento admite que los proponentes cumplan con los recaudos allí exigidos para prestar la actividad de almacenaje, a través de la figura del Operador Técnico (persona jurídica de derecho privado con experiencia de administración, gestión o dirección de proyectos de construcción y/u operación y mantenimiento de Instalaciones destinadas al Almacenaje, desde los estudios de ingeniería hasta la puesta en operación, que involucre un período de 5 años). A tal fin, deberá acompañarse un Contrato de Asistencia técnica entre ambas partes.

3. Clasificación de las instalaciones

A los efectos del establecimiento de los requisitos técnicos específicos y de su registro, las Instalaciones destinadas al Almacenaje y los Almacenadores se clasifican en las siguientes Categorías:

(i) GRAN ALMACENADOR DE GNL: Almacenadores que operen Instalaciones con capacidad total igual o superior a 15.000 m3. Subcategorías: a) Planta en Tierra conforme NAG-501 – b) Terminal portuaria o en agua jurisdiccional.

(ii) MICRO/MINI ALMACENADOR DE GNL: Almacenadores que operen instalaciones con capacidad inferior a 15.000 m3, o que operen equipos portátiles de licuefacción o regasificación, o tanques cisterna destinados al transporte de GNL.

(iii) ALMACENADOR DE GNC/GNP A GRANEL: Almacenadores que operen instalaciones de carga y descarga de GNC o GNP a granel conforme NAG443 y/o que operen equipos portátiles conforme NAG-406.

(iv) ALMACENADOR SUBTERRÁNEO: Almacenadores de Gas en formaciones subterráneas. Subcategorías: a) yacimientos depletados, b) cavernas de sal o c) acuíferos o d) coal bed methane.

4. Régimen de penalidades

El Reglamento prevé un régimen de penalidades que van desde apercibimientos, multas, hasta la caducidad de la autorización. No obstante, contempla una instancia de intimación y descargo previo a favor del Almacenador.

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

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Novedades en hidrocarburos y biocombustibles: Transferencias a empresas productoras de petróleo y provincias

El 16 de septiembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución Nº 552/2019 (la “Resolución”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), dependiente del Ministerio de Hacienda, que, en lo sustancial, dispone la realización de transferencias a: (i) empresas productoras de petróleo, (ii) provincias concedentes de la respectiva concesión de explotación, y (iii) las empresas productoras de biocombustibles. En los tres casos -y según se desarrolla con mayor detalle a continuación- las transferencias serán solventadas con fondos del Tesoro de la Nación.

La Resolución ha sido dictada en el marco del Decreto Nº 566/2019 (y su modificatorio, Decreto Nº 601/2019) que fijó, para las entregas de petróleo crudo efectuadas en el mercado local hasta el 13 de noviembre de 2019, un tipo de cambio de referencia fijo en AR$ 46,69 por cada dólar estadounidense y un precio de referencia Brent de US$ 59 por barril.

Los aspectos más relevantes de la Resolución se describen seguidamente:

1. Montos de los subsidios y asignaciones

Con respecto a las empresas productoras de petróleo, la Resolución establece que éstas recibirán transferencias por un monto de AR$ 116,10 por barril de petróleo entregado al mercado local durante el mes de septiembre de 2019.

A su vez, estos montos serán alocados: (i) en un ochenta y ocho por ciento (88%) a las empresas productoras de petróleo y, (ii) el doce por ciento (12%) remanente, a las provincias en cuya jurisdicción se encuentre la concesión bajo la que se haya producido el petróleo.

En cuanto a las empresas productoras de biocombustibles beneficiarias del régimen de promoción de biocombustibles establecido por las leyes Nº 26.093 y 26.334, la Resolución dispone que éstas recibirán el equivalente al seis por ciento (6%) del precio establecido por la SGE para el mes de agosto de 2019, aplicable a la producción entregada al mercado local durante el mes de septiembre de 2019.

2. Solicitud de transferencias y renuncias

A los efectos de beneficiarse de la Resolución, las empresas productoras de petróleo y las provincias concedentes deberán renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero o en el ámbito internacional, con relación a los Decretos Nº 566/2019 y Nº 601/2019.

Asimismo, las empresas productoras de petróleo deberán acompañar una declaración por la que se obliguen a mantener indemne al Estado Nacional por cualquier acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en la República Argentina, en el extranjero o en el ámbito internacional, de sus accionistas o sociedades controlantes, controladas o vinculadas, con relación a los Decretos Nº 566/2019 y Nº 601/2019.

A su vez, la Resolución prevé similares renuncias por parte de empresas productoras de biocombustibles e indemnidad a favor del Estado Nacional.

3. Delegación e imputación de los gastos

La Resolución encomienda en la Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles de la SGE todo lo relativo a la implementación, gestión y administración de la Resolución y transferencias efectivas dispuestas por la Resolución, y, por su parte, dispone que las transferencias serán afrontadas mediante aportes del Tesoro Nacional asignados a la SGE.

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

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