Ronda 2 del Programa RenovAr: Prórroga de plazos comprometidos
El 19 de febrero de 2019 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 52/2019 (en lo sucesivo, la “Resolución”), dictada por la Secretaría de Gobierno de Energía, dependiente del Ministerio de Hacienda de la Nación, con importantes implicancias sobre los contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable (los “Contratos de Abastecimiento”) adjudicados en el marco de la Ronda 2 del Programa RenovAr.
Con el objetivo declarado de que se concreten los proyectos de inversión en generación eléctrica de fuentes renovables, la Resolución ha reconocido la posibilidad, a opción de los sujetos referidos en el párrafo anterior y sujeto al cumplimiento de ciertos requisitos que se detallan a continuación, de solicitar la prórroga de los plazos de las Fechas Programadas de Avance de Obras y la fecha de Habilitación Comercial comprometidos en sus respectivos Contratos de Abastecimiento.
En el caso de las Fechas Programadas de Avance de Obras, la solicitud de prorroga deberá realizarse con anterioridad al día 30 de abril del año 2019.
A continuación, se exponen las cuestiones de mayor relevancia e interés relacionadas con la Resolución:
1) Prórroga de las Fechas Programadas de Avance de Obras
A partir del dictado de la Resolución, los titulares de proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable, que resultaron adjudicatarios de un Contrato de Abastecimiento en el marco de la Ronda 2 del Programa RenovAr, han sido facultados para prorrogar en ciento ochenta (180) días las Fechas Programadas de Avance de Obras comprometidas bajo sus respectivos Contratos de Abastecimiento.
Para acceder a tal prórroga, se requiere incrementar la Garantía de Cumplimiento de Contrato en un treinta por ciento (30%) de su monto original. De todos modos, aquellos sujetos que al momento de solicitar la prórroga ya hubieren incrementado la citada garantía en más del treinta por ciento (30%), podrán reducir la garantía en cuestión hasta un monto equivalente al monto original con más un treinta por ciento (30%).
Adicionalmente, si transcurriera el plazo de prórroga de ciento ochenta (180) días sin que se acredite el cumplimiento de los respectivos hitos (fecha programada de cierre financiero, fecha programada de comienzo de construcción o fecha programada de principio efectivo de ejecución), la sociedad titular del proyecto en cuestión deberá incrementar, por cada uno de los hitos cuyo cumplimiento no haya sido acreditado en tiempo y forma, la Garantía de Cumplimiento de Contrato en un veinte por ciento (20%) del monto de tal garantía a la fecha del incumplimiento.
La solicitud de prórroga de cualquiera de los hitos que componen las Fechas Programadas de Avance de Obras deberá ser presentada ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”) con anterioridad al día 30 de abril del año 2019, inclusive. Asimismo, la Garantía de Cumplimiento de Contrato incrementada deberá ser presentada con anterioridad a la celebración de la adenda del Contrato de Abastecimiento.
2) Prórroga de la Fecha de Habilitación Comercial
Por otro lado, la Resolución prevé la posibilidad de prorrogar en hasta un máximo de trescientos sesenta y cinco (365) días corridos la Fecha Programada de Habilitación Comercial de los proyectos adjudicados con un Contrato de Abastecimiento en el marco de la Ronda 2 del Programa RenovAr. Para ello, los sujetos interesados deberán optar por cumplir con dos (2) de los siguientes tres (3) requisitos:
- Cumplir, como mínimo, con un treinta por ciento (30%) de Componente Nacional Declarado (“CND”). A quienes ya se encuentren comprometidos a cumplir con tal porcentaje, se les tendrá por cumplido con este requisito, manteniéndose el porcentaje de integración comprometido en el respectivo Contrato de Abastecimiento. En caso de que se verifique una deficiencia en el cumplimiento del CND declarado, se le aplicará una multa equivalente al cuarenta por ciento (40%) de la facturación mensual bajo el Contrato de Abastecimiento por cada punto porcentual de deficiencia. Adicionalmente, se aplicará una reducción del Período de Abastecimiento del Contrato y una reducción del Factor de Incentivo, conforme se expondrá a continuación.
- Aceptar una reducción del Período de Abastecimiento del Contrato equivalente a seis (6) veces la cantidad de días corridos transcurridos entre la Fecha Programa de Habilitación Comercial y la Fecha Efectiva de Habilitación Comercial.
- Aceptar una reducción del Factor de Incentivo, según el cálculo resultante de una fórmula establecida en la Resolución.
Si transcurriera el plazo de trescientos sesenta y cinco (365) días adicionales sin que el proyecto alcance su habilitación comercial, el vendedor bajo el Contrato de Abastecimiento gozará del período de cura de ciento ochenta (180) días contractualmente previsto más el período de ciento ochenta (180) días adicionales previsto por la Resolución 285/18 del entonces Ministerio de Energía y Minería de la Nación, siendo de aplicación las penalidades previstas en tales casos.
La solicitud de prórroga deberá ser presentada ante CAMMESA con una antelación no menor a quince (15) días hábiles a la Fecha Programada de Habilitación Comercial prevista en cada Contrato de Abastecimiento. Sin perjuicio de ello, para aquellos casos en los que la Fecha Programada de Habilitación comercial sea anterior al día 15 de marzo de 2019, inclusive se prevé la posibilidad de realizar la solicitud en cuestión hasta el día 29 de marzo, inclusive. En la misma nota, el interesado deberá especificar los dos (2) requisitos que escoge cumplir.
3) Firma de los pendientes Contratos de Abastecimiento
Por último, la Resolución introdujo la posibilidad de que los adjudicatarios de la ronda 2 de RenovAr que no hayan suscripto sus respectivos Contratos de Abastecimiento en el plazo correspondiente, lo hagan en esta ocasión. Para ello, los interesados deberán cumplir con dos (2) de los siguientes tres (3) requisitos:
- Cumplir, como mínimo, un treinta por ciento (30%) de CND, en los términos precedentemente descriptos. Sin embargo, si se incumpliera con tal compromiso, la reducción del Período de Abastecimiento y del Factor de Incentivo se llevará a cabo de acuerdo con las previsiones que se expondrán a continuación.
- Aceptar una reducción del Período de Abastecimiento del Contrato equivalente a seis (6) años, resultando un Período de Abastecimiento de catorce (14) años.
- Aceptar la eliminación del Factor de Incentivo.
La suscripción de estos Contratos de Abastecimiento podrá llevarse a cabo hasta el día 30 de abril de 2019, inclusive, y deberá ser solicitada a CAMMESA con al menos diez (10) días hábiles de anticipación a esa fecha.
Asimismo, el computo de los plazos programados para cada uno de los hitos contenidos en cada oferta para determinar las Fechas Programadas de Avance de Obras deberá contabilizarse desde el día 1 de junio de 2018. Firmado el Contrato de Abastecimiento, los vendedores podrán solicitar una prórroga de las Fechas Comprometidas de Avance de Obras y la Fecha de Habilitación Comercial en los términos expuestos precedentemente.
Finalmente, se prevé la posibilidad de solicitar un cambio tanto en el Socio Estratégico de la sociedad titular del proyecto como en la tecnología del proyecto. Tal solicitud deberá efectuarse en un plazo no menor a quince (15) días hábiles al día 30 de abril del año 2019.
Programa RenovAr – MiniRen/Ronda 3
El día 15 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 100/2018 (la “Resolución”) de la Secretaría de Gobierno de Energía (en adelante, la “SGE”).
Por esta Resolución se da inicio al proceso de Convocatoria Abierta Nacional e Internacional para la contratación en el mercado eléctrico mayorista (“MEM”) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación, denominado el Programa RenovAr – MiniRen/Ronda 3 - (en adelante, la “Convocatoria”), con el fin de celebrar contratos de abastecimientos de energía eléctrica renovable (“PPA” por sus siglas en inglés) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).
Como Anexo a dicha Resolución se acompaña el Pliego de Bases y Condiciones Generales que regirá la Convocatoria (el “PBC”).
Los aspectos más salientes de la Convocatoria y el PBC son resumidos a continuación:
| Cronograma | • Período de consultas: 14/11/2018 – 18/02/2019 • Presentación de las ofertas: 27/03/2019 • Calificación de ofertas: 7/05/2019 • Adjudicación: 17/05/2019 • Firma de contratos: 20/05/2019 – 8/11/2019 |
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| Potencia requerida por tecnología | • Eólica/Solar Fotovoltaica: 350 MW • Biomasa: 25 MW • Biogás: 10 MW • Biogás de Relleno Sanitario: 5 MW • PAH: 10 MW |
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| Requerimientos por tecnología | |||||||
| Eólica | S.F. | Biomasa | Biogás | B.R.S. | PAH | ||
| Potencia mínima (MW) | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |
| Potencia máxima (MW) | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | |
| COD máximo (días) | 730 | 730 | 1095 | 1095 | 1095 | 1095 | |
| Precio máximo de adjudicación (USD/MWh) | 60 | 60 | 110 | 160 | 130 | 105 | |
| Personas capacitadas para ser oferentes | • Personas humanas • Personas jurídicas locales y extranjeras • Uniones Transitorias • Fideicomisos |
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| PPA - prioridad de pago y de despacho | • El PPA tendrá un plazo total de veinte (20) años desde COD. Sin perjuicio de ello, concluido el décimo año contado a partir del COD, se faculta al vendedor a rescindir el contrato, en cualquier momento, sin penalidades aplicables. • Los PPAs tendrán la misma prioridad de pago que la correspondiente a los PPAs de RenovAr 1, 1.5 y 2. • Los proyectos de RenovAr 3 no gozarán de prioridad de despacho frente a otras centrales de generación, autogeneración o cogeneración renovable que operen en el MEM, ante eventos de congestión de la red. |
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| Garantías de pago – FODER | • El FODER garantizará el pago por energía bajo los PPAs adjudicados por un plazo de noventa (90) días, a través de la cuenta de garantía de pago RenovAr 3. A tales fines, los adjudicatarios suscribirán un acuerdo de adhesión al FODER. • El Banco de la Nación y el BICE otorgarán una fianza por un valor máximo de USD 35.000.000. • No se prevé contra garantizar las obligaciones asumidas por el FODER con garantía del Banco Mundial. |
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| Política de Integridad | • Los oferentes deberán acreditar, junto con su oferta, que cuentan con un programa de integridad adecuado para la prevención, detección y corrección de los riesgos previstos en la Ley N° 27.401 de responsabilidad penal empresaria. | ||||||
| Cuestiones generales a tener en cuenta | • A diferencia de las rondas anteriores, se habilita la participación de fideicomisos y uniones transitorias de empresas en calidad de oferentes. • También se habilita la posibilidad de llevar a cabo proyectos híbridos, siempre y cuando se trate de tecnología eólica y solar fotovoltaica. • Se exige la presentación de una Carta de Acuerdo de Conexión Técnica y Comercial suscripta con el Agente Distribuidor y, de corresponder, por el Prestador Adicional de la Función Técnica de Transporte (“PAFTT”). • Exceptuando el caso de la provincia de Buenos Aires, no podrá adjudicarse un monto superior a 20 MW por Provincia. |
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Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Generación de energía eléctrica: Importantes novedades en materia de combustibles
El 7 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución N° 70/2018 (en lo sucesivo, la “Resolución”), dictada por la Secretaría de Gobierno de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación, con importantes implicancias sobre la provisión de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, por cuanto esta Resolución deroga parcialmente la Resolución 95/2013 dictada por la ex Secretaría de Energía (“SE”), y habilita la gestión del combustible por parte de los generadores.
A partir de la Resolución SE 95/2013, CAMMESA fue establecida como el proveedor único de combustible necesario para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes térmicas.
Por lo tanto, con el dictado de esta Resolución -con efectos derogatorios sobre aquélla, en lo que a la provisión de combustibles de manera centralizada por CAMMESA se refiere- los generadores, cogeneradores y auto generadores del mercado eléctrico mayorista (“MEM”) pueden procurarse -por sus propios medios, de manera directa o indirecta, en este caso mediante la celebración de contratos a término con terceros proveedores- el combustible necesario para su operación.
De esta manera, con la promulgación de esta Resolución, la Secretaría de Gobierno de Energía ha decidido liberalizar el mercado de abastecimiento de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, procurando satisfacer los criterios de razonabilidad y eficiencia que deben regir la definición del MEM, retornando a los criterios y bases sentados en la Ley 24.065.
Así, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) ya no es la única proveedora de combustibles destinados a la generación, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica.
A continuación, se exponen ciertas cuestiones de relevancia e interés relacionadas con la Resolución:
1) Derogación parcial de la Resolución SE 95/2013
La Resolución tiene por objeto derogar -por vía de la sustitución- el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013. Dicho artículo centralizaba en CAMMESA la gestión comercial y el despacho de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica.
Ahora, como consecuencia de la Resolución, los Agentes Generadores, Cogenerados y Auto generadores del MEM se encuentran facultados a procurarse por sí mismos el abastecimiento del combustible propio destinado a sus respectivas actividades. Y se prevé que los nuevos costos de generación en los que incurran los agentes mencionados, como consecuencia de la gestión de su propio combustible, serán valorizados de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los costos variables de producción de CAMMESA.
No obstante las dos alternativas previstas -provisión del combustible por CAMMESA o por los medios elegidos por los agentes generadores, cogeneradores y auto generadores- la Resolución aclara que CAMMESA continuará con la gestión comercial y el despacho de combustibles para aquellos agentes que no hagan (o no puedan hacer uso) de la facultad prevista en la Resolución.
Se aclara también que el ejercicio de esta facultad no alterará los compromisos ya asumidos por los Agentes Generadores en el marco de los respectivos contratos de abastecimiento celebrados con CAMMESA.
Finalmente se espera que, en el corto plazo, la Secretaría de Gobierno de Energía o sus órganos inferiores dicte normas complementarias y/o aclaratorias, que precisen aspectos técnicos del ejercicio de la facultad reconocida a los Agentes Generadores de adquirir su propio combustible para la generación de energía eléctrica.
2) Nuevas oportunidades
Como es de público conocimiento, la evolución tecnológica de los últimos años ha permitido que los recursos hidrocarburíferos no convencionales que se encuentran disponibles en yacimientos como Vaca Muerta hayan generado un gran interés por parte de las empresas productoras de hidrocarburos.
Si bien es notorio el desarrollo que ha tenido este sector en los últimos años en Argentina, es importante tener en cuenta que el potencial de Vaca Muerta aún no ha sido alcanzado y se proyecta que en los próximos años la producción actual de shale gas de Vaca Muerta se incremente en forma exponencial.
Este aumento en la productividad de los proyectos gasíferos de Vaca Muerta provocará un aumento lineal en la oferta de gas natural en el mercado interno argentino. A su vez, se espera que este aumento en la oferta de gas natural haga surgir interesantes condiciones de competitividad para tal mercado.
La posibilidad de negociar libremente la provisión del combustible destinado a la generación de energía eléctrica sin intervención de CAMMESA habilitada por la Resolución ante un escenario de aumento de producción de gas natural y condiciones crecientes de competitividad permitirá que los Agentes Generadores del MEM tornen su actividad más eficiente.
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Contratos de Participación Público-Privada – Términos indicativos: Obras de transmisión eléctrica
El 10 de julio de 2018 se publicó en el sitio web de la Secretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”) un resumen ejecutivo (el “Resumen Ejecutivo”) que contiene las características del programa de Participación Público Privada (“PPP”), relacionados con la ejecución de obras de transmisión eléctrica bajo dicha modalidad (el “Proyecto”).
El Proyecto contempla la construcción de: (1) la línea de alta tensión en 500 kV, entre la estación transformadora Río Diamante y la futura estación transformadora Coronel Charlone; y (2) la futura estación transformadora Coronel Charlone, junto con los vínculos en 132 kV con las localidades de Laboulaye, Rufino, General Villegas, General Pico Sur y Realicó, y obras complementarias (todas ellas, las “Obras Principales”).
También se prevé la provisión de los Servicios O&M, durante el Período O&M (conforme ambos términos son definidos más adelante).
El Proyecto ha sido diseñado bajo el esquema de PPP, contemplado en la Ley N° 27.328 y su Decreto reglamentario N° 118/2017, que contempla una modalidad de contratación alternativa a la Obra Pública y Concesión de Obra Pública (reguladas por las Leyes 13.064 y 17.520, respectivamente).
Los oferentes adjudicados celebrarán un contrato de PPP (el “Contrato PPP”), cuya contraparte será la Secretaría de Coordinación de Política Energética, que depende del Ministerio de Energía de la Nación (el “Ente Contratante” y el “ME”), y su objeto será la ejecución de las Obras Principales y la provisión de los Servicios O&M (conforme dicho término es definido más adelante).
El plazo del Contrato PPP será el que resulte de la sumatoria entre: (1) el período de construcción –que se extiende desde la fecha de suscripción del Contrato PPP hasta la fecha de habilitación comercial de las Obras Principales (el “Período de Construcción”), el cual no podrá ser mayor a 33 meses- y, (2) el período de provisión de los servicios de operación y mantenimiento (los “Servicios O&M”) –que se extiende desde la finalización del Período de Construcción y por un término de quince (15) años computado desde dicho hito (el “Período O&M”)-.
A continuación se indican las características y aspectos salientes del Proyecto. No obstante, cabe mencionar que la documentación disponible en el sitio web de la SPPP se encuentra aún sujeta a modificaciones.
Obras y Servicios comprendidos en el Proyecto
Como se indicó, el Proyecto comprende la expansión de la red de transmisión actualmente existente, por medio de la ejecución de las Obras Principales, las que deberán ser realizadas dentro del Período de Construcción, plazo que no podrá exceder los treinta y tres (33) meses desde la fecha de suscripción del Contrato PPP.
Durante el Período O&M, el Contratista PPP deberá proveer lo Servicios O&M, consistentes en la operación y mantenimiento de las Obras Principales luego de su habilitación comercial, de conformidad con las disposiciones del Contrato PPP, el marco regulatorio eléctrico, Los Procedimientos, y otra normativa de aplicación.
Marco regulatorio aplicable
El Contrato PPP se regirá por (1) la Ley N° 27.328 y su decreto reglamentario 118/2017, (2) la Ley N° 27.431, que aprobó el presupuesto general de la administración pública para el ejercicio del año 2018 en curso, y (3) normativa específica del marco regulatorio eléctrico, a saber, (a) las Leyes N° 15.336 y 24.065; (b) sus respectivos decretos reglamentarios, como el Decreto N° 1398/1992 y 186/1995, y (c) “Los Procedimientos”, que es un conjunto de numerosas resoluciones que regulan el funcionamiento del mercado eléctrico (dictadas a partir de la Resolución N° 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica y sucesivamente modificadas hasta la fecha).
La enunciación y aplicación directa de las normas referidas al marco regulatorio eléctrico - resulta ser toda una novedad, en comparación con similares proyectos llevados adelante bajo esta modalidad.
Estructura del Proyecto
El Contratista PPP deberá (1) ejecutar las Obras Principales, dentro del Período de Construcción, y (2) prestar los Servicios O&M, dentro del Período O&M; que serán remunerados diferenciadamente.
Así, se contempla, por una parte, separar la contraprestación por las Obras Principales de la contraprestación por los Servicios O&M, a fin de mitigar y aislar los riesgos inherentes a cada etapa.
Remuneración del Contratista PPP
Contraprestación por las Obras Principales
El Contratista PPP deberá optar por dos modalidades de pago excluyentes entre sí para la remuneración de las Obras Principales: (1) Canon por Títulos de Pago de Inversión (“TPI”) y Canon Residual, o (2) Canon Mensual.
Tal estructura es novedosa y difiere de la adoptada en proyectos PPP anteriores, en los cuales la remuneración del Contratista PPP por las Obras Principales provenía únicamente de la emisión de dichos TPIs, o mediante la emisión de títulos de pago por disponibilidad (“TPD”), para la etapa de explotación de la obra.
Canon por TPI y Canon Residual
Bajo la primera opción, el Contratista PPP recibirá una porción del monto total requerido TPI –cuyo máximo se fija en un 80%- a partir del cuarto (4) año del Contrato PPP, mediante la emisión de los TPIs, nominados en dólares estadounidenses y de carácter incondicional e irrevocable, según el avance real de la obra.
El 20% restante del monto total requerido será pagadero a partir de la habilitación comercial de la Obra –esto es, luego de la finalización del Período de Construcción-, en forma mensual y durante el Período O&M, mediante el canon residual (el “Canon Residual”).
Bajo esta modalidad:
- El oferente deberá indicar el porcentaje de TPI requerido –no mayor al 80% del monto total requerido-.
- Cada TPI –que, como se indicó, serán nominados en dólares y serán fijos, incondicionales, irrevocables e intransferibles- contemplará treinta (30) pagos semestrales en dólares, siendo la primer fecha de pago del TPI al mes treinta y nueve (39) de la fecha de suscripción del Contrato PPP, y el pago de intereses ante el atraso en los pagos.
- Los TPIs serán emitidos por el Fideicomiso Individual Transmisión Eléctrica (ver debajo), por expresa instrucción del Ente Contratante, y será aquél el obligado al pago de dichos TPIs.
- Con relación al Canon Residual, éste será pagadero en los mismo términos que el Canon Mensual (ver a continuación).
Pago mediante la modalidad de Canon Mensual
Bajo la segunda opción, el Contratista PPP percibirá la totalidad del monto requerido mediante un canon mensual (el “Canon Mensual”), a partir de la fecha de habilitación comercial de la Obra y durante todo el Período O&M.
Dicho Canon Mensual será facturado por el Contratista PPP al Ente Contratante, y será pagadero en ciento ochenta (180) cuotas iguales, mensuales y en dólares, por el Fideicomiso Individual Transmisión Eléctrica.
Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica
Se contempla la constitución de un fideicomiso PPP (el “Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica”), en el que: (i) el Estado Nacional, a través del ME, actuará como fiduciante; (ii) el Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (“BICE”), como fiduciario, (iii) Banco de Valores S.A., como administrador, y (iii) el Contratista PPP, como beneficiario.
El Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica se constituirá a los efectos de administrar los flujos necesarios para realizar los pagos correspondientes, ya sea a través de la emisión de los TPIs o bien, mediante el pago del Canon Mensual.
Las fuentes primarias de fondeo del Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica provendrán de los cargos relacionados con el Proyecto –provenientes de (1) los aportes que efectúe la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), en virtud de lo previsto en la Resolución de la ex Secretaría de Energía Eléctrica N° 1085/2017- y, (2) el aporte contingente del Estado Nacional, de modo tal que la cuenta de reserva de dicho fideicomiso tenga fondos iguales o mayores a un año calendario del monto de reserva requerido por el Contratista PPP. Dicho aporte contingente será incluido en la ley de presupuesto nacional de cada año.
Proceso de selección y requisitos de calificación
El proceso de selección se sustanciará mediante una licitación pública nacional e internacional, de etapa múltiple, en donde los oferentes deberán: (1) formular su oferta técnica y cumplir con los requisitos que a tal efecto prevea el pliego (experiencia en construcción de líneas de alta tensión, por ejemplo, tanto en Argentina como en el extranjero); y (2) presentar su oferta económica, en la que deberá indicar si su remuneración provendrá del (a) Canon por TPI y Canon Residual, o (b) Canon Mensual; y el monto total requerido.
La adjudicación recaerá sobre el oferente que indique el menor monto total requerido, abarcativa de la contraprestación por las Obras Principales y la provisión de los Servicios O&M.
Por último, cabe destacar que el Resumen Ejecutivo habilita la participación de las actuales concesionarias del servicio público de transporte, como parte de sus actividades no reguladas.
Garantías requeridas
Se prevé el otorgamiento de garantías de (1) mantenimiento de oferta (la “Garantía de Mantenimiento de Oferta”), (2) de cierre financiero (la “Garantía de Cierre Financiero”, al momento de suscripción del Contrato PPP), y (3) de Obra (la “Garantía de Obra”, al momento de suscripción del Contrato PPP), todas ellas ejecutables a primer requerimiento.
El plazo de la Garantía de Cierre Financiero será de seis (6) meses, prorrogable a opción del Contratista PPP, por hasta dos períodos sucesivos de tres (3) meses cada uno, hasta tanto se alcance el hito de cierre financiero. Se prevé un plazo máximo de doce (12) meses desde la suscripción del Contrato PPP para la obtención del Cierre Financiero.
No será obligatorio integrar una garantía por la ejecución de los Servicios O&M durante el Período O&M.
Constitución del Contratista PPP
Previo a la suscripción del Contrato PPP, el adjudicatario deberá constituir el Contratista PPP, con el capital mínimo a ser determinado, bajo la forma de una sociedad anónima y de propósito específico, quien asumirá el rol de transportista independiente PPP, en los términos del Anexo 16 de Los Procedimientos.
Otras disposiciones relevantes
- Se prevé que las partes acordarán una eventual matriz de riesgos, a fin de garantizar a lo largo de la vida del Contrato PPP.
- El Resumen Ejecutivo aclara que, en caso de terminación anticipada del Contrato PPP, siempre se reconocerá la inversión no amortizada.
- El Contratista PPP tendrá a su cargo la constitución y obtención de los permisos de paso necesarios y servidumbres de electroducto, en los términos de la Ley N° 19.552.
- Por último, en relación a los mecanismos de solución de controversias, se contempla una primera instancia de carácter técnico, a cargo de un panel técnico, y una instancia ulterior de arbitraje, cuya sede podrá ser establecida en la República Argentina o en el exterior, cuando el Contratista PPP esté sujeto al control de accionistas extranjeros.
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Energía eléctrica: declaración de “Proyecto Crítico” y beneficio aduanero
El 2 de enero de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Resolución Conjunta N° 4-E/2017 del Ministerio de Producción de la Nación (“MP”) y el Ministerio de Energía y Minería de la Nación (“MEyM”) (en adelante, la “Resolución”), por la cual se aprobó un procedimiento especial destinado a obtener la declaración de “Proyecto Crítico” y la aplicación del beneficio previsto en el artículo 34 de la Ley N° 26.422 de Presupuesto General de la Administración Nacional para el Ejercicio 2009 -incorporado como artículo 106 de la Ley N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto (en lo sucesivo, la “Ley”)-.
El mentado artículo 34 de la Ley prevé una eximición del pago del derecho de importación y de las tasas de estadística y comprobación a la importación para consumo de las mercaderías nuevas y no producidas en el país destinadas a obras de infraestructura, cuyo objeto constituya: (i) la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica, (ii) la prospección, exploración, producción y explotación de gas y petróleo; (iii) la constitución de nuevas refinerías de petróleo y ampliación de las existentes, y (iv) el transporte, almacenaje y/o distribución de hidrocarburos.
La Resolución se encarga de limitar su alcance a aquéllos sujetos titulares de proyectos de inversión de energía eléctrica a partir de fuente renovable de origen eólico, que hayan celebrado Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable en el marco de las Rondas 1y 1.5 del programa RenovAr, y la Resolución N° 202/2016 y 168/2017 del MEyM.
A continuación se indican los aspectos salientes de la Resolución:
- Sujetos alcanzados
La Resolución será de aplicación a aquellas sociedades titulares de los proyectos de inversión de generación eléctrica a partir de fuente renovable de origen eólico comprometidos en Contratos de Abastecimiento de Energía Renovable celebrados en el marco de la Ronda 1 y 1.5 del Programa RenovAr y las Resoluciones Nros. 202/2016 y 168/2017, ambas del MEyM.
De tal manera, la Resolución no resulta aplicable a la Ronda 2 de RenovAr, cuyos adjudicatarios aún no han suscripto los respectivos Contratos de Abastecimiento de Energía Renovable.
- Mercaderías alcanzadas
Las disposiciones de la Resolución comprenden, únicamente, la importación de aerogeneradores de potencia superior a setecientos kilovatios (700 kW) incluidos en la posición arancelaria de la Nomenclatura Común del Mercosur (N.C.M.) 8502.31.00, por la potencia total y por las cantidades que para cada proyecto se consignan en los respectivos Certificados de Inclusión en el Régimen de Fomento de las Energías Renovables (en adelante, el “
Certificado de Inclusión”).En caso que no se hubieren consignado en el certificado de Inclusión, los interesados podrán solicitar a la Subsecretaría de Energías Renovables de la Nación su incorporación a los efectos de la aplicación de la Resolución y el Anexo.
- Destino
El beneficio indicado será de aplicación en la medida que las mercaderías exentas sean destinadas en forma exclusiva a los proyectos mencionados más arriba.
- Plazo
Los sujetos alcanzados podrán solicitar la declaración de “Proyecto Crítico” y el otorgamiento del beneficio previsto en el artículo 34 de la Ley hasta el día 31 de enero de 2018, inclusive. De otra parte, la importación de los equipos deberá realizarse antes del 31 de diciembre de 2019.
- Procedimiento
La Resolución contiene el procedimiento que deben seguir los sujetos que pretendan obtener este beneficio, el cual consiste, básicamente en: (i) una presentación ante el MEyM, requiriendo la aplicación del beneficio; (ii) la suscripción del formulario “Datos de la Empresa”; (iii) documentación que acredite la representación legal invocada del firmante, en los términos de los artículos 31 y 32 del Reglamento Nacional de Procedimientos Administrativos, aprobado por Decreto N° 1759/72 (t.o. 2017); (iv) individualización del proyecto; (v) declaración jurada de la que surja que los peticionarios no se encuentran comprendidos en ninguna de las situaciones previstas en los incisos a) a d) del artículo 12 de la Ley N° 26.360; (vi) la solicitud de incorporación en el Certificado de Inclusión de las mercaderías correspondientes a la posición arancelaria, en caso que éstas no se encuentren ya incluidas en el respectivo certificado, (vii) declaración jurada de cumplimiento con la Ley N° 24.051 de Residuos Peligrosos y 24.040 de Componentes Químicos.
Cumplidas estas exigencias, se prevé una instancia de evaluación ulterior por parte de CAMMESA y la Dirección Nacional de Energías Renovables de la Subsecretaría de Energías Renovables. Si, a mérito de estos organismos, el requirente hubiese incumplido alguno de los requerimientos indicados previamente, se le otorgará un plazo adicional de diez (10) días a fin de que subsane este incumplimiento.
El procedimiento culmina con una resolución de la Subsecretaría de Energías Renovables, que se notificará al peticionario y comunicará al MP y a la AFIP.
Desde TRSyM, firma legal líder en el sector eléctrico, estamos siguiendo estos desarrollos con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Energías Renovables: Proyecto de Regulación del mercado entre privados
El Ministerio de Energía y Minería de la Nación ha publicado en su página web una propuesta de regulación (en adelante, referido aquí, indistintamente como la “Propuesta” o el “Proyecto”) de contratos de abastecimiento de energía eléctrica de fuente renovable entre privados (“PPA”).
De acuerdo con la información contenida en la página web, el 9 de junio se publicará un formulario para hacer comentarios sobre la propuesta durante el plazo de 15 días.
En la Propuesta se regulan varios puntos de relevancia que incluyen no solo lo referido a los PPA sino también, como elemento de especial interés, lo referido a la regulación de situaciones de congestión de transmisión (curtailment) y la prioridad de despacho que cabe asignar en tal caso. Además, se establecen pautas de interés para el cumplimiento por parte de los Grandes Usuarios Alcanzados (conforme se define debajo) de sus obligaciones legales de consumo de energía eléctrica de fuente renovable.
Los principales elementos del Proyecto se sintetizan a continuación, no dude en contactarnos si desearan ampliar cualquiera de los puntos tratados en este artículo.
Principales aspectos del Proyecto
1) Cargos Específicos de Comercialización y Administración
Estas estipulaciones contribuyen a que los distintos actores del mercado comiencen a establecer los costos del mecanismo de compra conjunta en comparación con otras alternativas disponibles.
- Se prevé el Cargo de Comercialización y Cargo por Administración a los que se refiere el Decreto N° 531/2016 (el “Decreto”), reglamentario de la Ley 27.191 (la “Ley”) cuando los usuarios cuya demanda media en el último año calendario fuera superior a 300 kW (“Grandes Usuarios Alcanzados”) optaren por cumplir con la obligación de consumo de energía de fuente renovable a través del mecanismo de compras conjuntas de la Compañía Administradora del Mercado mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”)
- Los Cargos de Comercialización y Administración están estipulados en U$S/MWh y variarán en función del porcentaje de obligación correspondiente y en función de la demanda abastecida. El Cargo de Comercialización será destinado al Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) y su valor será creciente a lo largo del tiempo (comienza en U$S 4/MWh y llega a U$S 20/MWh), el Cargo de Administración será destinado a solventar los gastos por el mecanismo de compra conjuntas y su valor es fijo (U$S 0,1 MW/h).
2) Aspectos relevantes relativos a las restricciones de transporte
Estas disposiciones buscan dar un marco de reglas aplicables al supuesto de congestión de transporte (curtailment) mediante la determinación de un orden de prioridad de despacho.
- Se establece un orden de prioridad mientras esté vigente la restricción al transporte y hasta la entrada en operación de las ampliaciones del sistema de transporte que eliminen la restricción, momento este último en el que se retoma el criterio de despacho a prorrata.
- El orden de prioridad es el siguiente:
- centrales hidroeléctricas de pasada y centrales que utilicen fuentes renovables que hubieren entrado en operación comercial antes del 1° de enero de 2017;
- centrales adjudicadas en el marco del Programa RenovAr, Ronda 1 y Ronda 1.5
- centrales que suministren su energía en el marco de futuras licitaciones a ser convocadas por CAMMESA
- centrales que operen bajo el mercado de privados, que hubieren obtenido la asignación de prioridad con posterioridad a la publicación del acto de convocatoria mencionado en el punto anterior. Si la hubiera obtenido con anterioridad a la publicación, tendrá prioridad por sobre las centrales indicadas en (iii)
- entre las centrales que operen bajo el Régimen, tendrá prioridad de despacho la que haya obtenido con anterioridad la prioridad de despacho. Si tuvieran el mismo orden, el despacho se asignará a prorrata.
3) Registros
- Se propone la creación de un Registro para la Asignación de Prioridad de Despacho (“RAPRID”) a ser administrado por CAMMESA
- Se propone la creación de un Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“RENPER”), en el ámbito de la Subsecretaría de Energías Renovables, en el que se registrarán todos los proyectos de generación, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”).
4) Aspectos del mercado entre privados
- A efectos de cumplimiento del objetivo de consumo legal, se computará la generación de proveniente de los proyectos habilitados, que son los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente renovable que:
- Cuenten con habilitación comercial con posterioridad al 1° de enero de 2017;
- Estén inscriptos en RENPER
- No sean proyectos comprometidos bajo otro régimen contractual o sean ampliaciones de proyectos comprometidos bajo otro régimen contractual; en este último caso, únicamente por la ampliación y deberán contar con un sistema de medición comercial independiente
- Respecto a los beneficios entre privados, será de aplicación la Resolución MEyM N° 72/16.
- Los contratos se pactarán libremente entre las partes
- Hasta el 10% de la generación del proyecto podrá ser vendido a CAMMESA o en el mercado spot bajo la Resolución SEE N° 19/2016 o la normativa que la reemplace.
- Orden de prioridad de despacho: se prevé un procedimiento específico. Tendrá incidencia el plazo de habilitación comercial y los beneficios fiscales. Tendrán prioridad los generadores que realicen las ampliaciones a su cargo.
- Respaldo de potencia: No será requerida
5) Normas referidas a los Grandes Usuarios Habilitados (“GUH”)
- CAMMESA publicará un listado con los sujetos obligados a cumplir individualmente con la obligación de consumo
- Los GUH tendrán doce (12) meses corridos, desde la fecha de publicación del listado en el que estuvieren incluidos, para informar a CAMMESA su decisión de quedar excluidos de las compras conjuntas, tal exclusión, una vez comunicada, tendrá una duración de cinco años.
- Dentro del plazo indicado precedentemente, la opción podrá ejercerse dos (2) veces por año, en las fechas que coincidan con el inicio de las programaciones estacionales del MEM
- Se regulan los efectos de la exclusión del mecanismo de compras conjuntas y la obligación de informar e inscribir el PPA suscripto o referenciar el proyecto de autogeneración o cogeneración
- La fiscalización del cumplimiento de la obligación de consumo es anual y por año vencido
- Se regula el procedimiento para la aplicación de sanciones, previéndose una tolerancia del 10% que podrá ser compensada al año siguiente y los parámetros para el establecimiento de las sanciones.
- Se regula lo referido a la imputación del consumo de energía renovable a energía base o energía plus, quedando tal decisión a opción del usuario.
El Proyecto viene a dar respuesta a las fuertes expectativas suscitadas en el mercado en torno a la posibilidad de que se desarrollen negocios entre privados.
La publicidad previa de la intención del regulador es una oportunidad propicia para que la industria pueda expresar su opinión sobre las soluciones propuestas y en su caso, validarlas o proponer alternativas.
En cualquier caso, se trata de una novedad auspiciosa para todos los interesados en el desarrollo de los mercados de las energías renovables.
Nueva licitación: Proyectos para cierres de ciclo y co-generación
En el Boletín Oficial del día 11 de mayo de 2017 se ha publicado la Resolución Nº 287/17 (la “Resolución”) de la Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación (“SEE”) que ha convocado a la primera licitación (“Etapa 1”) resultante de la convocatoria a manifestaciones de interés realizada por la Resolución SEE Nº 420/16 y aprueba el Pliego de Bases y Condiciones (“PBC”) que la regirá.
El PBC incluye un modelo de contrato de demanda mayorista (el “Contrato”) a ser suscripto entre los oferentes que resultaren adjudicados en la Etapa 1 y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA” o la “Compradora”) en representación de los Agentes Demandantes del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).
Proyectos incluidos en la Etapa 1:
- Proyectos de Cierre de Ciclo respecto de instalaciones de generación que: (i) ya funcionan a ciclo abierto o próximas a ser habilitadas, (ii) de bajo consumo especifico, (iii) con posibilidades de mejorar su eficiencia a niveles competitivos con el cierre del ciclo, (iv) que el cierre no incremente las necesidades del transporte eléctrico más allá de las capacidades existentes o de ampliaciones a su costo, (v) que disponga, dado el mayor uso resultante debido al incremento de la eficiencia de la central en ciclo combinado, de la infraestructura necesaria y suficiente en su sistema de combustibles para garantizar el funcionamiento permanente del ciclo combinado y (vi) que tenga un tiempo máximo de instalación de treinta (30) meses.
- Proyectos de Co-generación: (i) eficiente, (ii) que no incremente las necesidades del transporte eléctrico, (iii) que disponga de un abastecimiento propio de combustible principal y alternativo permanente y garantizado y (iv) que tenga un tiempo máximo de instalación de treinta (30) meses.
El Título II, Capítulo I del PBC detalla las características que deben observar los proyectos.
Se difiere para una etapa posterior a la Etapa 1, las licitaciones a ser convocadas para proyectos de ciclos combinados nuevos y proyectos de transporte/abastecimiento de combustible, anticipándose que los proyectos de ciclos combinados nuevos deberán contar con combustible propio.
Principales aspectos del PBC:
- Garantía de Mantenimiento de la Oferta: El PBC prevé, entre los requisitos formales que deberán cumplir los oferentes, la constitución de una Garantía de Mantenimiento de Oferta de UDS 5.000 por la potencia neta ofertada en MW.
- Plazo del Contrato: quince (15) años.
- Remuneración: El Vendedor tendrá derecho a percibir una remuneración por un concepto fijo por la potencia disponible y otro variable de energía suministrada, en dólares estadounidenses (USD) y que serán abonado en pesos argentinos (AR$) al “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación "A" 3500 (Mayorista)” del Banco Central de la República Argentina.
- Combustible: En caso de que se ofertara combustible alternativo, la Compradora pagará mensualmente una determinada suma por ese combustible, en base al cálculo de volumen consumido que surja de “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” y los precios de referencia indicados en el Título II, Capítulo 9.
- Penalidades: Al igual que en la Resolución SEE Nº 21/16, se prevén penalidades diarias por cada día de retraso en la obtención de la Habilitación Comercial total de las Máquinas Comprometidas hasta un plazo máximo de sesenta (60) días desde la fecha comprometida. Si la Habilitación Comercial no se verificara dentro de los ciento ochenta (180) días de la fecha comprometida, el Contrato quedará resuelto de pleno derecho.
- PDI: El Título II Capítulo 7 del PBC detalla las capacidades de transporte disponibles en cada Punto de Interconexión (“PDI”) como así también los factores de pérdida de cada uno.
- Fondo de Garantía: Entre algunas modificaciones respecto de la licitación convocada por la Resolución SEE Nº 21/16, se encuentra la futura conformación de un fondo de garantía de características a ser definidas y que deberá contar con fondos para garantizar seis (6) meses de pago bajo los contratos.
Cronograma:
- Período de consultas: hasta el 7 de julio de 2017.
- Presentación de las ofertas y apertura del Sobre 1: 19 de julio de 2017 a las 13.00 hs.
- Apertura del Sobre 1: 9 de agosto de 2017.
- Plazo para que CAMMESA eleve las ofertas a la SEE: 30 de agosto de 2017.
- Firma del Contrato: 1° de noviembre de 2017 (fecha límite).
Se prevé la posibilidad de modificar los plazos a través de Circulares.
Para mayor información, no dude en consultarnos.
Argentina: Plan de Energías Renovables: Convocatoria Abierta
En el día de hoy se publicaron importantes novedades en Argentina en materia de energía eléctrica de fuentes renovables.
(1) El Boletín Oficial publicó las siguientes Resoluciones del Ministerio de Energía y Minería:
- Resolución N° 71/2016 (la “Resolución 71”). Dispone el inicio del Proceso de Convocatoria Abierta para la contratación en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación denominado “Programa RenovAr (Ronda 1)” (“RenovAr”) a fin de cumplir con los objetivos de contribución de fuentes de energía renovable fijados para el 31 de diciembre de 2017 (la “Convocatoria Abierta”). Como parte de la implementación de la Convocatoria Abierta, la Resolución 71 somete a consulta pública una versión preliminar del Pliego de Bases y Condiciones de la Convocatoria Abierta (el “Prepliego”), un Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable (“PPA Renovable”) y otros documentos relacionados a la Convocatoria Abierta que sean publicados por la Compañía Administradora del MEM (“CAMMESA”) en los próximos 5 días. Durante el período de consulta pública, aquellos interesados podrán, previa identificación ante CAMMESA, presentar observaciones y sugerencias a los documentos publicados relacionadas al cumplimiento de los objetivos de interés público que se encuentran involucrados. La Subsecretaría de Energías Renovables receptará (a través de CAMMESA) y evaluará las contribuciones recibidas a fin de publicar el pliego definitivo de RenovAr. Asimismo, la Resolución 71 establece que, como resultado de la Convocatoria Abierta, las ofertas de energía eléctrica que resulten adjudicadas serán objeto de un PPA Renovable.
- Resolución N° 72/2016 (la “Resolución 72”). Establece el procedimiento para obtener el Certificado de Inclusión en el marco del Régimen de Fomento de las Energías Renovables y el procedimiento para el Control de Inversiones y Aplicación de los Beneficios Fiscales (“Control de Inversiones y Aplicación de los Beneficios Fiscales”). A fin de obtener el Certificado de Inclusión, la Resolución 72 establece en su Anexo I los requerimientos específicos necesarios que deben tomarse en cuenta. Asimismo, en su Anexo II se determina que el procedimiento de Control de Inversiones y la Aplicación de Beneficios, se efectúa con el objeto de realizar un control sobre las inversiones y las obras objeto de la asignación de los beneficios fiscales y efectivizar la aplicación de los mismos a todos los beneficiarios.
(2) En el sitio web de CAMMESA (www.cammesa.com.ar) se publicaron en el día de hoy los siguientes documentos preliminares:
- Prepliego. El documento establece los términos y condiciones para la calificación y eventual adjudicación de las ofertas recibidas para celebrar PPA Renovables con CAMMESA. En el Anexo 1 se incluye, asimismo, un cronograma preliminar de la Convocatoria Abierta que prevé la publicación definitiva del pliego para el 1 de julio y la adjudicación de las ofertas para el 28 de septiembre del corriente año.
- Modelo PPA Renovable. Entra otras cuestiones, con el objetivo de atraer inversiones y reducir los costos de financiamiento, prevé mecanismos de aseguramiento del pago de los PPA Renovables a través del Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), el otorgamiento de prioridad de pago, y mecanismos que faciliten el procedimiento ejecutivo de cobro.
Por información adicional, no dude en contactarnos.
Novedades en el sector eléctrico
Recientemente se publicaron en el Boletín Oficial varias normas de gran impacto para el sector eléctrico. Las nuevas normas son indicativas de la prioridad que el Gobierno asumido el 10 de diciembre de 2015 le ha asignado a la recomposición del sector.
1. Introducción
El congelamiento de precios y tarifas del sector eléctrico mantenido durante más de doce años al amparo de la Ley 25.561, la menor disponibilidad de gas natural para la generación térmica, así como el considerable aumento de los costos operativos determinaron que el dinero ingresado en el sistema eléctrico no fuera suficiente para remunerar plenamente los costos de las distintas empresas del sector, imposibilitando asimismo la obtención de márgenes adecuados de rentabilidad que pudieran constituir un incentivo a las inversiones. Todo ello sucedió en un contexto donde si bien la Ley 24.065 (Marco Regulatorio Eléctrico) conservó su vigencia desde lo formal, en los hechos, fue alterada y desconocida en varias ocasiones.
Esta situación desalentó las inversiones privadas de largo plazo en nueva infraestructura, circunstancia que, sumada al constante crecimiento de la demanda fruto de precios relativamente bajos y el crecimiento económico, ha llevado a problemas en el suministro eléctrico con una oferta de generación eléctrica que en ciertas condiciones no alcanza a satisfacer una demanda en constante crecimiento y una saturación de las redes de distribución que causa frecuentes cortes de suministro.
Las medidas que se comentan a continuación se inscriben en la búsqueda por salir del contexto de crisis antes reseñado y están comprendidas por las siguientes normas:
- Decreto 258/2016 publicado el 27 de enero de 2015 (el “Decreto 258”).
- Resolución 6/2016 del Ministerio de Energía y Minería (el “Ministerio”), publicada el 27 de enero de 2016 (la “Resolución 6”).
- Resolución 7/2016 del Ministerio, publicada el 28 de enero de 2015 (la “Resolución 7”).
- Resoluciones del Ente Nacional Regulador de Electricidad (“ENRE”) 1 y 2, publicadas el 1 de febrero de 2016 (la “Resolución 1” y la “Resolución 2”).
2. El Decreto 258. Hacia la normalización del ENRE
El Decreto 258, más allá de designar a las Autoridades del ENRE instruye al Ministerio para llevar a cabo aquellos actos que sean necesarios para poner en práctica el proceso de convocatoria abierta, que conforme el Artículo 58 de la Ley 24.065 y su decreto reglamentario 1398/02, es el acto inicial del procedimiento de designación de los integrantes del directorio del ENRE que contempla, según la normativa mencionada, que los antecedentes de los postulantes deben ser evaluados por medio de los curriculum vitae presentados y de entrevistas personales efectuadas por especialistas a los efectos de determinar aquellos que reúnen los requisitos mínimos definidos en el llamado para el cubrimiento del puesto, así como que el resultado de tal evaluación deberá elevarse a un Comité de Selección integrado por personas representativas, que por sus condiciones garanticen ecuanimidad e independencia de criterio en su pronunciamiento.
3. Nuevos precios fijados por la Resolución 6
Para comprender adecuadamente el alcance de esta resolución debe recordarse que:
- el Artículo 36 de la Ley 24.065 determina que la Secretaría de Energía (hoy Ministerio) dicta las resoluciones con las normas de despacho económico para las transacciones de energía y potencia con los precios que por tales conceptos debe aplicar el órgano encargado de tal despacho (CAMMESA) contemplando que:
- los generadores perciban por la energía vendida un precio uniforme para todos en cada lugar de entrega que fije CAMMESA, basada en el costo económico del sistema y teniendo en cuenta el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada; y
- los demandantes (distribuidores) paguen un precio uniforme, estabilizado cada noventa (90) días, medida en los puntos de recepción, que incluirá lo que perciben los generadores por los conceptos señalados en el punto precedente, y los costos de transporte entre los puntos de suministro y recepción.
- Las normas dictadas en cumplimiento del mandato legal mencionado en el punto (i) determinaron para el precio de la energía eléctrica:
- un precio spot u horario calculado en función del costo marginal de corto plazo;
- un precio estacional que representa el cálculo trimestral estabilizado del precio horario o spot y que se traslada a los usuarios de las empresas distribuidoras; y
- un Fondo de Estabilización administrado por CAMMESA para arbitrar las diferencias entre tales precios.
- El precio estacional, es el precio el precio de venta de la energía eléctrica que se traslada a los usuarios de las distribuidoras como un término representativo de los costos de su adquisición y era aprobado trimestralmente por la entonces Secretaría de Energía en ocasión de aprobar la programación estacional del sistema.
- A partir del año 2002, el precio estacional dejó de representar un cálculo estabilizado del precio spot y pasó ser fijado con criterios políticos, quedando congelado a valores de 2001 durante varios años.
- Asimismo, el precio estacional dejó de ser calculado de forma uniforme y fue segmentado por distribuidoras y categorías de usuarios. En el año 2011 se crearon las categorías de precio estacional subsidiado y no subsidiado, aunque esta última fue aplicada solamente a una minoría reducida de usuarios.
- Como consecuencia de todo lo expuesto, la mayor parte de los usuarios abonó durante más doce años, un precio por la energía eléctrica considerablemente menor a su costo y la diferencia fue asumida por el Tesoro Nacional.
La Resolución 6, con el fin de superar la situación antedicha, viene a retomar la práctica normal de fijar el precio estacional en ocasión de la aprobación de la programación del sistema haciendo propicia esa oportunidad para definir nuevos valores para dicho precio.
En tal sentido, la Resolución 6 volvió a establecer un precio estacional único para todo el mercado eléctrico mayorista (“MEM”) y lo hizo en un valor promedio aproximado de $ 770 MWh, pero con las siguientes salvedades:
- Los usuarios de las distribuidoras con consumos menores a 300 kW abonan un valor promedio aproximado de $ 320 MWh. Tal valor es equivalente al precio estacional “no subsidiado” establecido en 2011 por la entonces Resolución SE 1301/11.
- Los usuarios de las distribuidoras con consumos menores a 10 kW pueden abonar valores menores al detallado en el punto anterior si cumplen con los distintos niveles de ahorro establecido en la Resolución 6 en función del denominado Plan Estímulo allí creado.
Los valores así fijados aún resultan sensiblemente menores al costo real de abastecimiento del sistema.
Por otra parte, tomando en cuenta la demanda de los usuarios finales que carecen de capacidad de pago de los precios establecidos con carácter general, se estableció un precio denominado Tarifa Social, aplicable a los usuarios que conforme el Ministerio de Desarrollo Social de la Nación no puedan afrontar el precio estacional fijado en la Resolución 6.
El acceso a los precios del Plan Estímulo y la Tarifa Social estarán condicionados al cumplimiento de las obligaciones de pago en el MEM, a cargo de los prestadores del servicio público de distribución de energía eléctrica, siendo exigibles desde la entrada en vigencia de la Resolución.
Asimismo, los agentes distribuidores que presenten deudas pendientes de pago a CAMMESA con una mora superior a 30 días corridos, deberán, en un plazo no menor a 30 días corridos, acordar un plan de pago y garantizar el mismo con la cesión de sus créditos por cobranzas u otro mecanismo alternativo.
Finalmente, la Resolución 6 determina asignar los Sobrecostos Importación Brasil y los Sobrecostos Contratos MEM a toda la demanda de energía eléctrica del MEM. Lo expuesto es de relevancia ya que a partir de esta modificación los valores abonados por CAMMESA por importación de energía de Brasil y por compra de energía eléctrica bajo contratos celebrados bajo normas tales como las Resoluciones SE 220/07, 712/09 y 108/11 son trasladados a toda la demanda.
4. Los cambios introducidos por la Resolución 7
Mientras que la Resolución 6 está enfocada en el precio de la energía eléctrica que abona la demanda de los agentes distribuidores del MEM de todo el país, la Resolución se limita a lo referido a la tarifa que los agentes distribuidores bajo jurisdicción nacional, es decir EDENOR y EDESUR, perciben por su actividad, es decir el valor agregado de distribución o “VAD”.
En tal sentido la Resolución 7 incluye las siguientes estipulaciones:
- Instruye al ENRE para que:
- efectúe a cuenta de la Revisión Tarifaria Integral (“RTI”) un ajuste del VAD en los cuadros tarifarios de EDENOR y EDESUR, aplicando el régimen tarifario de transición que resulta de lo dispuesto por el Artículo 4 de las actas acuerdo celebradas entre la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) y dichas compañías.
- aplique la Tarifa Social a los usuarios de EDENOR y EDESUR, que resulten del cumplimiento de los criterios establecidos en el Anexo I de la Resolución 7.
- disponga las medidas necesarias a fin de implementar el pago mensual del servicio público de distribución prestado por EDENOR y EDESUR.
- incluya en los cuadros tarifarios de EDENOR y EDESUR el Plan Estímulo, establecido la Resolución 6.
- lleve a cabo todos los actos necesarios para efectuar la RTI de EDENOR y EDESUR, que deberá entrar en vigencia el 31 de diciembre de 2016.
- Deja sin efecto el Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica (“PUREE”) y deroga las normas que lo regularon.
- Concluye con la aplicación de los mecanismos que transferían los recursos a EDENOR y EDESUR, por cuenta del Fondo Unificado, previsto por el artículo 37 de la Ley 24.065, a fin de financiar los planes de obras de estas empresas, instrumentados por contratos de mutuo con CAMMESA.
- Establece la imposibilidad de EDENOR y EDESUR de distribuir dividendos hasta que se concluya la RTI.
- Deroga la Resolución SE 32/15.
5. La Resolución ENRE 1
La Resolución 1 aprobó los nuevos valores de los Cuadros Tarifarios de EDENOR y EDESUR resultantes de lo dispuesto por las Resoluciones 6 y 7.
6. La Resolución ENRE 2
La Resolución 2 resolvió dar por finalizado el actual esquema del Fideicomiso para la administración de los fondos resultantes de la aplicación de la Resolución ENRE 347/12, que autorizaba a EDENOR y EDESUR a aplicar un monto fijo diferenciado a cada categoría de usuario, con el destino exclusivo de destinarlo a inversiones para la ejecución de obras de infraestructura y mantenimiento.
Asimismo, la Resolución 2 dispuso instruir a EDENOR y EDESUR a abrir una cuenta corriente por parte de cada una de ellas, en una entidad bancaria autorizada por el Banco Central de la República Argentina, donde se depositarán los fondos percibidos en virtud de la Resolución ENRE 347/12. Además, se determinó que para su implementación se deberá presentar al ENRE un plan de obras, identificando que obras dentro del plan serán financiadas por dichos fondos, pudiendo el ENRE solicitar a las distribuidoras información sobre los movimientos de depósitos y pagos realizados sobre dichas cuentas corrientes.
7. Conclusiones y desafíos pendientes
El conjunto de medidas reseñadas es sin dudas positivo desde una perspectiva de inversión para el sector eléctrico ya que:
- Se inicia el proceso de normalización del ENRE.
- Se comienza a retomar el encuadramiento del precio estacional en los parámetros definidos por la Ley 24.065 a la vez que se inicia un proceso tendiente a que dicho precio se aproxime al costo real de generación.
- Se inicia el proceso de regularización de los contratos de concesión de las dos distribuidoras más importantes del país.
Como cuestiones pendientes que probablemente empiecen a ser resueltas en el corto plazo queda por decidir:
- Cuál es el camino para normalizar la regulación de los agentes generadores del MEM hoy alterada por la Resolución SE 95/12 y sus modificatorias, y cómo se determinará la remuneración a la que tienen derecho dichos agentes.
- Cuál será la situación de los grandes usuarios y la contratación de energía eléctrica por parte de los mismos hoy alterada también por la Resolución SE 95/12.
- Cómo se tratará la adquisición de combustible por parte del sector eléctrico hoy centralizada en CAMMESA.
- Cómo se regularizará la situación de los contratos de concesión en el segmento de transmisión de energía eléctrica.