Nuevas obras y ampliaciones de infraestructuras existentes – Gasoducto cuenca neuquina y PPP Transmisión
El 8 de marzo de 2019 fueron publicadas dos resoluciones de la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), relacionadas con importantes obras de ampliación de infraestructuras existentes para la industria del gas y electricidad:
(1) Resolución SGE Nº 81/2019 (la “Resolución 81”), vinculada con la construcción de la Línea de Extra Alta Tensión 500 kV E.T. Río Diamante – Nueva E.T. Charlone, Estaciones Transformadoras y obras complementarias en 132 kV, que constituye el relanzamiento de las obras de participación público-privada (“PPP”) proyectadas originalmente para el 2018; y
(2) Resolución SGE Nº 82/2019 (la “Resolución 82”), para la construcción de un nuevo gasoducto o la ampliación significativa de la capacidad de transporte existente para la evacuación de gas natural producido en la cuenca Neuquina hacia el Área Metropolitana de Buenos Aires (“AMBA”).
Debajo se describen los aspectos más relevantes de ambas convocatorias:
- Resolución SGE Nº 81/2019 – PPP Transmisión Eléctrica
La Resolución 81 dispone el llamado a licitación pública nacional e internacional con el objeto de contratar la construcción de la Línea de Extra Alta Tensión 500 kV E.T. Río Diamante – Nueva E.T. Charlone, Estaciones Transformadoras y obras complementarias en 132 kV.
Esta obra comprende, además, la interconexión eléctrica en 500 kV E.T. Río Diamante – E.T. Charlone y obras complementarias, y la posterior prestación de los servicios de operación y mantenimiento.
El pliego de bases y condiciones y sus anexos se encuentran publicados en la página web de la Subsecretaría de Participación Público-Privada, junto con el resto de la documentación licitatoria preliminar.
Las fechas más importantes que tener en consideración son:
Fecha y hora Actividad 10 de mayo de 2019 Cierre del período para efectuar consultas 27 de mayo de 2019 Vencimiento del plazo para recibir las ofertas y apertura de los sobres Nº 1 (oferta técnica) 27 de junio de 2019 Publicación del Dictamen de Evaluación de Precalificación y notificación de la hora de apertura de los sobres Nº 2 (oferta económica) 2 de julio de 2019 Apertura de los sobres Nº 2 de los oferentes precalificados 10 de julio de 2019 Publicación del Dictamen de Evaluación de las Ofertas Económicas 12 de julio de 2019 Notificación de la adjudicación 14 de agosto de 2019 Plazo máximo para la firma del contrato PPP - Resolución SGE Nº 82/2019 – Gasoducto para el gas producido en Vaca Muerta
A través de la Resolución 82 se convoca a que interesados en (i) la construcción de un nuevo gasoducto; o (ii) el desarrollo de una ampliación significativa de la capacidad de transporte existente, efectúen manifestaciones de interés.
En ambos casos, el propósito de los anteproyectos es la evacuación de gas natural producido en la cuenca Neuquina hacia los centros de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires y el Litoral, con potencial para desplazar volúmenes significativos de gas natural licuado importado.
Las presentaciones deberán ser efectuadas de conformidad con los términos que se adjuntan como Anexo I a la Resolución 82 y podrán ser realizadas hasta el 8 de abril de 2019.
- Descripción de las propuestas
Para el caso de la construcción de un nuevo sistema de transporte, se prevé la convocatoria a una licitación pública para el otorgamiento de una habilitación para la construcción, la operación y el mantenimiento de la nueva infraestructura.
Las ampliaciones de capacidad de uno o ambos sistemas de transporte existentes se autorizarán en los términos del artículo 16 de la ley 24.076. Se considerarán “ampliaciones significativas” aquellas que generen capacidad de transporte adicional de, por lo menos, 10 MMm3/d.
En todos los casos se deberá presentar una descripción técnica del anteproyecto, incluyendo un listado de las obras necesarias, con indicación de la traza, las capacidades nominales de transporte a adicionar y los plazos de obra y de puesta en funcionamiento. A su vez, se deberá presentar información para evaluar la demanda potencial asociada al anteproyecto, debidamente cuantificada.
- Régimen tarifario
En el caso de que se construya un nuevo sistema de transporte, el interesado podrá proponer la adopción, durante un determinado período, de un régimen tarifario particular para las nuevas instalaciones.
En el caso de ampliaciones significativas del sistema de gasoductos existente, se adoptará el criterio de costo incremental, de conformidad con lo previsto en la Resolución Nº 1483 del Ente Nacional Regulador del Gas de fecha 17 de enero de 2000.
- Régimen de acceso a la capacidad
En el supuesto de que para el repago de las obras correspondientes a la construcción de un nuevo sistema de transporte se haga necesario un régimen particular en materia de acceso a la capacidad de transporte, el interesado podrá proponer, durante un determinado período, la celebración de contratos de reserva de capacidad con los cargadores iniciales, los que surgirán de un concurso abierto de mantera tal que no exista discriminación entre los potenciales cargadores que se encuentren en igualdad de condiciones.
- Descripción de las propuestas
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
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.
Novedades relevantes en energías renovables: Reglamentación de la Ley Nº 27.424 de Generación Distribuida
El 21 de diciembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 314/2018 (la “Resolución”) dictada por la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”), dependiente del Ministerio de Hacienda (el “MH”).
La Resolución aprobó las normas de implementación de la Ley 27.424 de Régimen de Fomento de la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica (la “Ley”) y el Decreto Nº 986/2018 (el “Decreto”, y juntamente con la Ley y la Resolución, el “Régimen de Generación Distribuida”).
A continuación, se efectúa una descripción de los aspectos de mayor relevancia de la Resolución:
1) Categorías de Usuarios-Generadores y conexión a la red
La Resolución establece las siguientes categorías de usuarios-generadores:
- Usuarios-generadores pequeños (UGpe): usuarios conectados a la red de distribución en baja tensión con equipos de generación distribuida por una potencia menor a 3 kW.
- Usuarios-generadores medianos (UGme): usuarios conectados a la red de distribución, en baja o media tensión, cuya potencia sea mayor a tres kilovatios (3 kW) y menor a trescientos kilovatios (300 kW).
- Usuarios-generadores mayores (UGma): usuarios conectados a la red de distribución, en baja o media tensión, cuya potencia sea mayor a trescientos kilovatios (300 kW) y menor a dos megavatios (2 MW).
La Resolución dispone que, en todo caso, la potencia de los equipos de los usuarios mencionados no podrá exceder los 2 MW por punto de suministro. Y también se establece que tales usuarios podrán conectarse a la red hasta una potencia equivalente a la que tienen contratada con el distribuidor para su demanda (la autorización del ente regulador jurisdiccional respectivo es requerida para una potencia de acople mayor).
A tales fines, se prevé que la conexión será llevada a cabo mediante una plataforma de acceso digital de acceso público, a ser implementada por la Subsecretaría de Energías Renovables, mediante una serie de formularios referidos en la Resolución.
Por último, los equipos que hayan sido conectados con anterioridad a la entrada en vigor de la Resolución deberán cumplir el procedimiento de conexión a fin de verificar el cumplimiento de los requisitos técnicos y jurídicos.
2) Contrato de Generación Eléctrica bajo Modalidad Distribuida
Este contrato se perfeccionará y tendrá plenos efectos desde la instalación del medidor bidireccional, y no se encontrará sujeto a plazo de extinción, salvo que ocurra alguno de los supuestos indicados más abajo.
En la Resolución también se hace referencia al carácter accesorio que dicho contrato reviste con relación al que el usuario tiene con el distribuidor por la demanda de energía eléctrica y se habilita su cesión por parte del usuario, previo consentimiento del distribuidor.
Asimismo, se enumeran una serie de derechos y obligaciones en cabeza del usuario y distribuidor, respectivamente, entre los cuales se destacan:
- el derecho del distribuidor de verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el Régimen y, en su caso, desconectar al usuario-generador de la red de distribución cuando se vulneren las condiciones técnicas de aplicación;
- la correlativa obligación del distribuidor de comprar toda la energía que el usuario-generador inyecte en su red, y autorizar y conectar al usuario-generador en los plazos determinados en el Régimen;
- el derecho del usuario-generador de inyectar en la red de distribución la energía excedente, libre de cargos adicionales; y
- la posibilidad de cesión de créditos acumulados por inyección de energía a otras cuentas de usuario-generador o de usuario, y retribución de créditos acumulados por la inyección de energía en la red de distribución.
Por último, el distribuidor se encuentra facultado a suspender el contrato analizado si el equipamiento incumple alguna de las obligaciones establecidas en el Régimen y a rescindir el contrato ante un incumplimiento grave del usuario-generador, previa instancia de descargo ante el ente regulador jurisdiccional pertinente por parte de aquél.
3) Instaladores Calificados
El instalador calificado será el responsable de que la instalación de los equipos de generación distribuida se lleve a cabo de acuerdo con lo establecido en el Régimen; asimismo, podrán intervenir profesionales de diferentes niveles de formación técnica y deberán contar con acreditación y título homologado por el Ministerio de Educación, Cultura, Ciencia y Tecnología y matriculado ante el pertinente colegio o consejo profesional.
4) Facturación
La facturación bajo las pautas de este Régimen estará a cargo del distribuidor, y será efectuada de la forma que sigue:
- Al finalizar cada período de facturación, el usuario-generador recibirá una factura con el detalle del volumen de la energía demandada y de la energía inyectada, expresados en kilovatios-hora (kWh), con los precios correspondientes cada uno por unidad, expresados en pesos por kilovatio-hora (kWh).
- La energía eléctrica que el usuario-generador inyecte en la red de distribución será medida, registrada y liquidada por el distribuidor, y deberá verse reflejada en la factura del mismo período a la energía demandada por el usuario-generador.
- Los distribuidores no podrán añadir ningún cargo adicional sobre la inyección de energía eléctrica por parte del usuario-generador en su red.
- Los distribuidores deberán liquidar lo correspondiente a la energía efectivamente inyectada a la red por parte del usuario-generador.
- Si la diferencia entre el valor monetario de la energía inyectada y el de la energía demandada arrojase saldo positivo a favor del usuario-generador, aquel será imputado en la factura del período siguiente al que dicho crédito se generó.
- De persistir sucesivas liquidaciones con saldos positivos en favor del usuario-generador, éstos se acumularán en su cuenta de usuario-generador para ser imputados a las futuras facturas del servicio por los siguientes períodos.
- Los créditos no tendrán vencimiento o caducidad alguna y permanecerán en la cuenta correspondiente hasta tanto sean imputados en el respectivo período de facturación.
- La cesión de los créditos acumulados por el usuario-generador por inyección de excedentes de energía a otras cuentas de usuarios del mismo distribuidor se realizará de acuerdo con el procedimiento que establezca el ente regulador.
- Ejercida la opción de cesión, el distribuidor procederá a transferir los créditos acumulados por parte del usuario-generador a las cuentas que el usuario indique.
5) Beneficios promocionales
El otorgamiento de beneficios promocionales estará disponible para los usuarios-generadores de las jurisdicciones que hubieran adherido al Régimen, y sin perjuicio de los beneficios promocionales que las jurisdicciones locales establezcan.
6) Aspectos pendientes
Cuestiones relativas al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Generación Distribuida, la plataforma digital de acceso público, como los beneficios promocionales aplicables, y a los certificados de crédito fiscal establecidos en el artículo 28 de la Ley, aún permanecen pendientes de definición y sujetas a normativa futura que dicte la Subsecretaría de Energías Renovables.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados, y estamos siguiendo este proceso (y futuras reglamentaciones o dictado de normativa complementaria) con mucha atención.
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.
Energías Renovables: Reglamentación de la Ley Nº 27.424 de Generación Distribuida
El 1 de noviembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto Reglamentario 986/2018 (el “Decreto”) de la Ley 27.424 de Régimen de Fomento de la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica y su modificatoria (la “Ley”), que fuera sancionada en noviembre del año 2017 -y publicada el 27 de diciembre de ese mismo año-.
La Ley estableció las políticas y condiciones contractuales para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables por parte de usuarios de la red de distribución, con eventual inyección de excedentes a la red, y al propio tiempo calificó a esta actividad como de interés nacional. Asimismo, reiteró la relevancia del principio de acceso abierto a la red -principio general ya contemplado en el marco regulatorio eléctrico- y determinó, en cabeza de los concesionarios del servicio público de distribución de energía eléctrica, la obligación de facilitar el acceso a su red, asegurando su libre acceso.
El Decreto, por su parte, reglamenta las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución para su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red, así como la obligación de los prestadores del servicio público de distribución de facilitar dicha inyección.
El Decreto menciona que las medidas a implementar en el marco de la Ley se orientarán a alcanzar la instalación de un total de mil megavatios (1000 MW) de potencia de generación distribuida de fuentes renovables dentro de un plazo de doce (12) años, es decir, para el año 2030.
A continuación, se efectúa una descripción de los aspectos de mayor relevancia del Decreto:
1) Autoridad de aplicación
- Se designa a la Secretaría de Gobierno de Energía, dependiente del Ministerio de Hacienda de la Nación, como autoridad de aplicación de la Ley y el Decreto (la “Autoridad de Aplicación”), con facultades para dictar normas aclaratorias y complementarias.
- La Autoridad de Aplicación establecerá los requisitos técnicos que deberán cumplir los Usuarios-Generadores para generar energía eléctrica para autoconsumo e inyectar los excedentes a la red de distribución y también definirá las categorías de éstos, en base a parámetros técnicos.
- También difiere, para una reglamentación posterior, la definición acerca de los requisitos relativos a la evaluación técnica y de seguridad que el distribuidor deberá realizar sobre la red de distribución, equipos de generación distribuida y elementos asociados que deban ser instalados.
- Por último, se dispone que la Autoridad de Aplicación definirá los términos y condiciones generales del Contrato de Generación Eléctrica Distribuida a suscribir entre el usuario-generador y el distribuidor y establecerá el plazo máximo a partir de la aprobación técnica en el que deba celebrarse.
2) Sujetos alcanzados
- El derecho a instalar y conectar equipamiento para la generación distribuida de los usuarios conectados a la red de distribución deberá ejercerse de acuerdo con lo que establece el Decreto y la normativa que en un futuro se dicte.
- Los usuarios que deseen conectar equipos de generación distribuida por una potencia mayor a la que tengan contratada deberán solicitar una autorización especial.
- Las distintas categorías de usuario-generador en función de la magnitud de potencia de demanda contratada y capacidad de generación a instalar serán definidas por la Autoridad de Aplicación.
3) Autorización de conexión
- Para obtener la autorización de conexión, los usuarios interesados en instalar un equipo de generación distribuida conectado a la red de distribución deberán seguir el procedimiento que la Autoridad de Aplicación establezca.
- Dicho procedimiento contemplará, entre otras, las siguientes etapas:
- Análisis de viabilidad de conexión en función de la red de distribución y las características de los equipos de generación distribuida que se deseen instalar.
- Verificación de la instalación realizada.
- Celebración de un contrato de generación eléctrica distribuida.
- Instalación de equipo de medición bidireccional.
- Conexión a la red de distribución.
- La Autoridad de Aplicación establecerá los requisitos relativos a la evaluación técnica y de seguridad que el distribuidor realizará sobre la red de distribución y los equipos de generación distribuida.
- Una vez aprobada la evaluación técnica y de seguridad, el usuario-generador y el distribuidor suscribirán un contrato de generación eléctrica distribuida, cuyos términos y condiciones generales -como ya se indicó- serán definidos por la Autoridad de Aplicación.
- Celebrado el contrato de generación eléctrica distribuida y habilitada la conexión, la Autoridad de Aplicación emitirá un certificado que documente el cumplimiento de los requisitos aplicables y la fecha de conexión al medidor bidireccional.
4) Esquema de facturación
El Decreto, siguiendo los lineamientos de la Ley, adopta un esquema de facturación de balance neto, definido como aquel sistema que compensa en la facturación los costos de la energía eléctrica demandada con el valor de la energía eléctrica inyectada a la red de distribución conforme el sistema de facturación que establezca la reglamentación.
A tal fin, cada distribuidor efectuará el cálculo de compensación y administrará la remuneración por la energía inyectada bajo el modelo de balance neto de facturación y de acuerdo con lo establecido a continuación:
- El distribuidor comprará, reconocerá y, en caso de corresponder, abonará al usuario-generador toda la energía que este inyecte a la red de distribución generada a partir de fuentes renovables.
- La “Tarifa de Inyección” será el precio de compra de la energía eléctrica, incluida la tarifa de transporte en el Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”), por parte del distribuidor.
- Esta compensación será valorada en pesos y deberá realizarse en la factura correspondiente al período en el que se realizó la inyección.
- En caso de que exista un excedente a favor del usuario-generador, el mismo configurará un crédito para la facturación de los períodos siguientes. De persistir dicho crédito, el usuario-generador podrá solicitar al distribuidor la retribución del saldo favorable que pudiera haberse acumulado. El distribuidor deberá liquidar el saldo favorable en, al menos, dos instancias anuales fijas.
- Los créditos podrán cederse para usuarios conectados al mismo distribuidor e imputables a ciertos beneficios fiscales, que se explican con mayor detalle más abajo.
5) FODIS
- La Ley había creado el fondo fiduciario denominado como Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (el “FODIS”), que se rige por las disposiciones de la Ley y del Decreto, por la normativa de implementación que dicte la Autoridad de Aplicación, por el contrato de fideicomiso respectivo y por la legislación aplicable.
- Los principales lineamientos del Decreto con respecto al FODIS son:
- Partes del FODIS: La Autoridad de Aplicación actúa como fiduciante y fideicomisario del FODIS, mientras que el fiduciario será una entidad financiera pública, a ser determinada en el futuro. Los beneficiarios del FODIS se indican debajo.
- Asignación de fondos: la Autoridad de Aplicación podrá establecer mecanismos de reserva de asignación de fondos para los usuarios-generadores que hayan adherido a la Ley, para lo que deberán tomar en consideración la tecnología, potencia, cantidad de usuarios del sistema eléctrico de la jurisdicción que corresponda, entre otros criterios.
- Beneficiarios del FODIS: serán beneficiarios del FODIS quienes presenten proyectos de generación de energía en el punto de consumo a partir de fuentes renovables y resulten aprobados por las autoridades del FODIS (los “Beneficiarios FODIS”).
- Objeto: el FODIS cumplirá su objeto y finalidad mediante la aplicación de los bienes fideicomitidos a:
- El otorgamiento de incentivos no tributarios a la generación distribuida de energía renovable –incluyendo, a título enunciativo, la instrumentación de un precio adicional de incentivo a la energía inyectada o generada por los Beneficiarios FODIS–.
- El otorgamiento de beneficios a los Beneficiarios FODIS –por ejemplo, mediante bonificaciones sobre el costo de capital para la adquisición de equipos de generación distribuida–.
- El otorgamiento de garantías o avales a favor de Beneficiarios FODIS o terceros tales como proveedores de equipamiento, de servicios o de financiamiento, entre otros.
- La realización de aportes de capital o contribuciones a los Beneficiarios FODIS.
- El otorgamiento de préstamos.
- Bienes fideicomitidos: los bienes fideicomitidos estarán compuestos por:
- Los recursos provenientes del presupuesto nacional destinados al FODIS se depositarán según lo establezca la Autoridad de Aplicación en cuentas fiduciarias del FODIS. Para el año 2018 en curso, la Ley previó un presupuesto de PESOS QUINIENTOS MILLONES ($500.000.000).
- El recupero del capital; los intereses, multas, cargos, costos, gastos administrativos y cualquier otro monto que el FODIS tenga derecho a cobrar en virtud de las financiaciones otorgadas; y los derechos, garantías o seguros que el FODIS obtenga de los Beneficiarios FODIS o terceros serán considerados bienes fideicomitidos.
- Instrumentos: el otorgamiento de préstamos para la implementación de sistemas de generación distribuida a partir de fuentes renovables se regirá según los parámetros que determine el FODIS. En cuanto a las bonificaciones de tasa de interés de créditos, las mismas podrán realizarse directamente a los Beneficiarios FODIS o indirectamente a través de acuerdos con entidades financieras. Por su parte, los bienes fideicomitidos del FODIS podrán ser aplicados a financiar la difusión, investigación y desarrollo de tecnologías para implementar generación distribuida de fuente renovable.
6) Beneficios promocionales
- El otorgamiento de beneficios promocionales estará disponible para los usuarios-generadores de las jurisdicciones que hubieran adherido al régimen de la Ley y siempre que los interesados hayan cumplido los requisitos generales, técnicos y de seguridad aplicables.
- La Autoridad de Aplicación establecerá las condiciones y los procedimientos que deberán cumplirse para el otorgamiento de los beneficios promocionales.
- La Autoridad de Aplicación establecerá el procedimiento por el que los Beneficiarios FODIS podrán solicitar el certificado de crédito fiscal para ser aplicado al pago de impuestos nacionales.
- La Autoridad de Aplicación y la AFIP regularán las formas y condiciones de emisión, utilización y los efectos derivados de cancelación. El certificado de crédito fiscal no podrá ser utilizado para cancelar obligaciones derivadas de la responsabilidad sustitutiva o solidaria de los contribuyentes por deudas de terceros o de su actuación como agentes de retención o percepción.
- Los créditos y otros beneficios promocionales de la Ley podrán otorgarse durante el plazo de doce (12) años contados desde la fecha de entrada en vigor del Decreto.
7) FANSIGED:
- El Ministerio de Producción y Trabajo (el “MPyT”) establecerá los requisitos, formalidades y reglamentaciones técnicas relativas al Régimen de Fomento para la Fabricación Nacional de Sistemas, Equipos e Insumos para Generación Distribuida (el “FANSIGED”), creado por la Ley.
- Se considerarán actividades de investigación, diseño y desarrollo y, por ende, estarán beneficiadas por el FANSIGED, la asistencia técnica para la investigación y el desarrollo de nuevos prototipos o la incorporación de mejoras en el diseño del producto.
- El MPyT establecerá los requisitos y procedimientos que los interesados deberán cumplimentar para acogerse a los distintos instrumentos, incentivos y beneficios que la Ley prevé.
- Las Micro, Pequeñas y Medianas empresas que cumplan con los requisitos previstos en la Ley y deseen adherir al FANSIGED deberán contar con el Certificado PyME y presentar la documentación correspondiente que acredite la facturación y la composición accionaria de la empresa.
8) Beneficios fiscales e incentivos
Son integrantes del FANSIGED los siguientes instrumentos, incentivos y beneficios:
- Certificado de crédito fiscal sobre la inversión en investigación y desarrollo, diseño, bienes de capital, certificación para empresas fabricantes. El procedimiento para su obtención será determinado por el MPyT y la AFIP conjuntamente.
- Amortización acelerada del impuesto a las ganancias, por la adquisición de bienes de capital para la fabricación de equipos e insumos destinados a la generación distribuida de energía a partir de fuentes renovables, con excepción de automóviles, en las condiciones que oportunamente establezcan los MPyT y Ministerio de Hacienda.
- Devolución anticipada del impuesto al valor agregado por la adquisición de los bienes aludidos en el punto precedente, cuyo procedimiento también será determinado por el MPyT y Ministerio de Hacienda.
- Acceso a financiamiento de la inversión con tasas preferenciales, según lo que establezca el MPyT.
- Acceso al Programa de Desarrollo de Proveedores, según lo que establezca el MPyT.
9) Régimen de penalidades
Por último, el Decreto dispone que el régimen sancionatorio por incumplimientos por parte del distribuidor de los plazos establecidos respecto de las solicitudes de información y autorización, así como de los plazos de instalación de medidor y conexión del usuario-generador será penalizado y resultará en una compensación a favor del usuario-generador según las sanciones establecidas por el ente regulador de cada jurisdicción.
El próximo paso para la implementación práctica de la normativa general en materia de generación distribuida es la emisión de las normas específicas por parte de la Autoridad de Aplicación que, según se ha anunciado, sería inminente.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados, y estamos siguiendo este proceso (y futuras reglamentaciones o dictado de normativa complementaria) con mucha atención.
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.
Novedades sobre PPP – Corredores viales y Luminarias LED
- Corredores viales – Publicación de documentos definitivos y cronograma de la contratación
El 29 de enero de 2018 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina (“BORA”) la Resolución Nro. 147/2018 de la Dirección Nacional de Vialidad (“DNV”), por la cual: (i) se dispone el inicio de la licitación pública nacional e internacional de los Corredores Viales Etapa I; (ii) se aprueban los documentos definitivos relacionados con la convocatoria, y (iii) se establece el 3 de abril de 2018 como fecha para la presentación de ofertas.
Como se indicó con anterioridad en la publicación titulada “Contratos de Participación Público – Privada - Pliegos Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional PPP Vial – Etapa 1”, de fecha 21 de diciembre de 2017, este proyecto se trata de la primer convocatoria bajo el régimen de PPP, modalidad novedosa en la Argentina ciertamente, y hay una alta expectativa e interés en el desarrollo de éste.
La publicación de tales documentos también se ha realizado en el sitio web de la Subsecretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”)
- Programa de mejora de la Eficiencia Energética en Alumbrado Público en municipios de la Provincia de Buenos Aires – Etapa 1
Asimismo, el día 22 de enero de 2018 se publicó en la página web de la SSPP, un documento preliminar para el denominado Programa de mejora de la Eficiencia Energética en Alumbrado Público en municipios de la Provincia de Buenos Aires – Etapa 1 (en adelante, el “Programa”), segundo proyecto bajo la modalidad de PPP, cuyos aspectos más relevantes son detallados a continuación.
- Objeto del Programa
El objeto del Programa consiste en la mejora de la eficiencia energética y la calidad de iluminación de la red de alumbrado público a través de la sustitución de luminarias existentes por luminarias de tecnología LED. Como consecuencia del ahorro de energía generado por la tecnología LED y su mayor vida útil, los costos de mantenimiento de la red de alumbrado público se verán disminuidos. Esta disminución posibilita el repago de las nuevas luminarias instaladas por parte de los municipios, de modo que el flujo de fondos asociado a la reducción en el costo de energía y mantenimiento permitirá compensar total o parcialmente la cuota a pagar por cada municipio.
- Alcance del servicio
El alcance del servicio en el marco del Programa abarcará:
- El diseño luminotécnico del proyecto de acuerdo a estándares de calidad de iluminación establecidos.
- La provisión de luminarias LED.
- La instalación y puesta en servicio de las luminarias provistas, incluyendo la adaptación de la infraestructura existente donde sea necesario, así como el desmontaje de las luminarias existentes.
- La disposición de los residuos generados.
- La capacitación al personal de los municipios abarcados en el diseño, operación y mantenimiento de sistemas de alumbrado público con tecnología LED.
- La provisión del servicio de alumbrado público de acuerdo con estándares de servicio establecidos en el correspondiente Pliego durante el plazo del Contrato PPP.
- Estructura
- La autoridad convocante será el Ministerio de Energía y Minería de la Nación.
- El ente contratante será el Ministerio de Energía y Minería de la Nación a través de la Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico. En virtud de la naturaleza del Programa, se suscribirán convenios entre los distintos niveles de gobierno abarcados por el Programa de manera de establecer la participación y responsabilidades de cada uno en el marco del Programa.
- El/los Contratista/s PPP será/n quien/es resulte/n adjudicatario/s del proceso licitatorio.
- Etapas de ejecución, obras y servicios del Contratista PPP
Los Contratistas PPP celebrarán un Contrato PPP por un plazo total de diez (10) años. La ejecución del Contrato PPP estará dividida en dos etapas, a saber: (i) construcción de las Obras Principales y, (ii) prestación de los Servicios Principales. Así, en la etapa de construcción de las Obras principales, el Contratista PPP deberá llevar a cabo todas aquellas obras y tareas necesarias para la puesta en funcionamiento de las luminarias. El plazo previsto de duración de esta etapa es de un (1) año contado a partir de la suscripción del Contrato PPP. Luego, en la etapa de provisión de los Servicios Principales, las tareas del Contratista PPP estarán relacionadas con (i) el mantenimiento de las luminarias, (ii) la administración de consultas y reclamos del municipio y de los ciudadanos y, (iii) la elaboración de informes periódicos de las acciones realizadas. El plazo para la provisión de los Servicios Principales equivale a nueve (9) años, luego de la finalización de la etapa de prestación de las Obra Principales.
Junto con las Obras Principales y Servicios Principales, se prevé también la posibilidad de ejecutar (i) Obras Adicionales Obligatorias -requeridas por razones de interés público- , y (ii) Obras Adicionales Voluntarias -propuestas por el Contratista PPP-. La forma en la cual éstas serán remuneradas será objeto de reglamentación en el respectivo pliego o en el Contrato PPP.
- Contraprestación del Contratista PPP
El Contratista PPP recibirá, a modo de contraprestación, la Contraprestación Pública. Ésta comprende: (i) la Contraprestación por Disponibilidad (representativa de los Servicios Principales) y, (ii) la Contraprestación por Inversión (representativa de las Obras Principales).
Por la primera, se emitirán Títulos de Pago por Disponibilidad (“TPD”), a favor del Contratista PPP, por la prestación de los Servicios Principales, y por cada mes calendario.
En cambio, por la Contraprestación por Inversión -relacionada con las Obras Principales- se emitirán Títulos de Pago por Inversión (“TPI”). Los TPI estarán ligados al porcentaje de obras ejecutadas durante tal período de inversión, independientemente de si este último porcentaje es menor, igual o mayor al porcentaje de obras esperado para dicho período de acuerdo con los hitos de inversión previstos en el plan de obras respectivo.
- Mitigación de riesgos
El Programa, partiendo de la base que en las zonas de concesión de EDENOR y EDESUR estas empresas actúan como entes recaudadores de la Tasa de Alumbrado Público Municipal y la Contribución Única Municipal, presenta un modelo económico-financiero, que debe ser aprobado por los respectivos Consejos Deliberantes o las Legislaturas Provinciales en los casos que así lo requiera, para mitigar los riesgos de incumplimiento en el pago.
De esta manera, se prevé que las empresas distribuidoras cobren la Contribución Única Municipal y la Tasa de Alumbrado Público. Luego, deben proceder a la compensación de consumos y recaudación. Del excedente que surja de esta compensación, la empresa distribuidora deberá retener los fondos comprometidos para el pago al Contratista PPP y proceder al depósito de dichos montos al Fideicomiso PPP, el cual pagará al Contratista PPP el monto correspondiente al período según el Contrato PPP, mediante la emisión de los referidos TPIs y TPDs.
Asimismo, se prevé que en aquellos casos en los cuales el flujo de fondos excedente sea insuficiente para el pago de la cuota correspondiente, el fiduciario del mentado Fideicomiso PPP solicitará a la Provincia la retención de la porción de Coparticipación Municipal necesaria y su depósito en el Fideicomiso PPP, asegurando el cobro en el eventual caso de una reversión del flujo neto de fondos recaudados, o insuficiencia del mismo.
- Inversión estimada
El Proyecto PPP contempla la instalación de alrededor de cien mil (100.000) luminarias durante el período de un año, con una inversión inicial de aproximadamente dólares estadounidenses cincuenta millones (US$ 50.000.000) y gastos operativos anuales (de operación y mantenimiento) de dólares estadounidenses dos millones (US$ 2.000.000).
- Fideicomiso PPP
Al igual que en el caso de los Corredores Viales, Etapa I, se prevé la creación de un Fidecomiso PPP, el cual se constituirá a los efectos de administrar los flujos necesarios para realizar los pagos correspondientes, a través de la emisión de los TPI y TPD. Los fondos del mismo provendrán de: (i) la recaudación proveniente de los respectivos municipios -Contribución Única Municipal y Tasa de Alumbrado Público-, y (ii) el aporte contingente del Estado Nacional, subsidiariamente.
Las partes del Fideicomiso PPP no están detalladas, pero puede suponerse que el Estado Nacional -a través del Ministerio de Energía y Minería- actuará como Fiduciante; una entidad financiera a determinar, como fiduciario; y cada Contratista PPP, como beneficiario del mismo.
- Otros aspectos relevantes
- Ha sido puesta a disposición una matriz de riesgo, en la cual se detalla el reparto de riesgos entre el Ente Contratante y el Contratista. Ello, de conformidad con lo indicado en el artículo 9, incisos b) y c) de la Ley 27.328.
- 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.
- Objeto del Programa
Desde TRSyM, estamos siguiendo este proceso con mucha atención y estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
Energía: Simplificación de normas en petróleo, gas natural, energía eléctrica y energías renovables
El 27 de noviembre de 2017, se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina, el Decreto 962/2017 (en adelante, el “Decreto”), sus principales aspectos son los siguientes:
1) Petróleo:
Limitación de la vigencia del Registro de Operaciones de Importación de Petróleo Crudo y sus Derivados (el “Registro”)
El Registro fue creado a través del Decreto 192/17 con la finalidad de registrar las operaciones de importación de petróleo crudo y sus derivados que están sujetas a autorización. El Decreto señala que, al tratarse de una situación coyuntural, de carácter transitorio hasta tanto los precios locales converjan con los precios internacionales, corresponde limitar la vigencia del Registro hasta el 31 de diciembre del año 2017.
2) Gas Natural:
Recursos de alzada contra decisiones del ENARGAS
El Decreto deroga el apartado 13) del artículo 65 a 70 del Anexo I del Decreto N° 1738/92 (reglamentario de la Ley 24.076) por el cual se estableció que los recursos de alzada que se interpongan contra las resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas (el “ENARGAS”) serían resueltos por la ex Secretaría de Energía de la Nación dependiente del ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación.
Por aplicación de la normativa general aplicable, será competente para resolver el recurso de alzada el Ministro de Energía y Minería de la Nación, con excepción de las resoluciones recaídas en materia jurisdiccional que no pueden ser recurridas por tal recurso.
Autorizaciones de exportación de gas natural
El Decreto establece que las autorizaciones de exportación de gas natural serán otorgadas por el MEyM y que aquellos acuerdos de exportación que impliquen la construcción de nuevas instalaciones y/o nuevas conexiones a los gasoductos, o el uso de cualquiera de los sistemas existentes, serán aprobados por el MEyM, previa intervención del ENARGAS.
El Decreto también establece que las autorizaciones emitidas por el Ministerio, podrán prever la exportación de excedentes de gas siempre que estén sujetas a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno.
3) Energía Eléctrica:
Improcedencia del recurso de alzada contra las resoluciones del ENRE
El Decreto sustituye el artículo 72 del Decreto 1398/92 (reglamentario de la Ley 24.065) y prevé que los actos que emita el ENRE serán de índole jurisdiccional y apelables ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal. Asimismo, se establece la improcedencia del recurso de alzada en estos casos. De esta forma, se adopta la solución ya vigente para el caso del gas natural, en donde nunca estuvo disponible el recurso de alzada para cuestionar decisiones de carácter jurisdiccional por parte del ENARGAS
4) Energías Renovables
Fiscalización de la obligación de consumos de los Grandes Usuarios
El Decreto introduce modificaciones al Decreto 531/16 (reglamentario de la Ley N° 27.191 de energías renovables). Así, elimina la obligación, y la consecuente penalidad, de los Grandes Usuarios que se excluyan del mecanismo de compra conjunta de informar el contrato en cuestión. Además, se elimina la previsión relativa a que la autoridad de aplicación dictaría los parámetros técnicos de tales contratos.
En este marco, y a los fines de simplificar la verificación del cumplimiento de estas obligaciones legales, el Decreto establece que la fiscalización se llevará a cabo a través de la verificación del consumo efectivo de energía eléctrica de fuente renovable correspondiente a cada período.
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.
Energía renovable: Más cerca del marco institucional necesario
Por Nicolás Eliaschev - (Artículo publicado el diario El Cronista de hoy)
La reglamentación de la Ley 27.191 y la creación de l programa RenovAr son avances notables para generar un contexto jurídico que sea acorde al potencial renovable de la Argentina. Falta instrumentar la regulación que se necesita para gestar un mercado entre privados.
En 2012 tuve la oportunidad de participar en uno de los eventos más importantes de energía eólica del mundo, la exposición anual organizada por la American Wind Energy Association (AWEA). Allí, presenté un póster titulado "Oportunidades en la Argentina para proyectos eólicos".
El póster lo había sometido a consideración de AWEA en 2011, con un año de antelación, tal como se estila en esos casos. Pero el evento tuvo lugar en 2012 y quiso la suerte que fuera solamente unos días después de la expropiación de las acciones de Repsol en YPF.
Fue entonces en vano que, en aquel momento, hablara del viento que sopla en nuestro territorio o de los amplios terrenos disponibles. Mi presentación fue recibida con un previsible escepticismo. Es que para el desarrollo de proyectos de energía eléctrica de fuente renovable no alcanza con que sople el viento o haya radiación solar. Y la disponibilidad de tierras, caminos y líneas de transmisión es condición necesaria, pero no suficiente.
El recurso que es decisivo no es uno natural, sino creado por el hombre, y se trata nada menos que de tener un marco institucional que proporcione la seguridad jurídica adecuada que requieren proyectos en donde los desembolsos de capital se efectúan en el día uno, pero su repago es en el largo plazo.
La Argentina ha tardado más que muchos de sus países vecinos en alcanzar ese marco institucional idóneo, pero finalmente parece estar llegando a esa meta.
En 2015, se sancionó la Ley 27.191 que actualiza el régimen en materia de energía eléctrica de fuentes renovables. El Gobierno a cargo desde el 10 de diciembre decidió, con buen criterio, no modificarla, lo que hubiera implicada una demora de meses o años, sino avocarse a su reglamentación y puesta en práctica.
La ley fija una meta de consumo creciente de electricidad de fuentes renovables que implica que, al 31 de diciembre de 2017, este debe alcanzar el 8% del total y que, en 2025, debe llegar al 25%. Si tenemos en cuenta que el porcentaje actual es inferior al 2%, la magnitud de la tarea por delante resulta evidente.
Con ese fin, el Gobierno puso el acento en lograr una licitación exitosa para celebrar contratos compra de energía eléctrica de fuentes renovables. Así fue creado el programa RenovAr, en virtud del cual se licitaron 1000 MW de potencia.
El pasado 5 de septiembre, el Gobierno recibió 123 ofertas por 6.346 MW, más de seis veces de lo requerido. Su adjudicación está prevista para el 12 de octubre y solo entonces se podrá tener una medida cabal de su resultado, no obstante, la cantidad de proyectos ofrecidos es ya una muy buena señal.
Ahora bien, la ley y su reglamentación han estipulado que los grandes usuarios con demandas de potencia mayor a 300 KW deberán cumplir con las metas de consumo y, a tal fin, pueden autogenerar o contratar la compra de energía proveniente de diferentes fuentes renovables, pudiendo efectuarse dicha compra al generador, mediante un distribuidor, de un comercializador o Cammesa.
Luego del notable avance del Programa RenovAr, debe encararse la forma de instrumentar la regulación necesaria para posibilitar un mercado de energías renovables entre privados. Tal instrumentación tiene aspectos específicos, pero toca también otros aspectos más generales del sector eléctrico.
En tal sentido, sería deseable que el Gobierno replique la encomiable rapidez y eficacia con la que avanzó en materia de renovables, y proceda a restaurar el pleno imperio de la Ley 24.065 y el funcionamiento de un mercado eléctrico mayorista (MEM), en donde, contrariamente a lo que sucede en el día de hoy, los grandes usuarios contraten libremente con los generadores, y estos últimos contraten libremente su combustible y sean remunerados acordemente.
Ello es una parte importante del objetivo de contar con un marco institucional sólido y previsible para el pleno desarrollo de las energías renovables en la Argentina de modo acorde con el potencial de sus recursos, un objetivo que hoy está más cerca de lograrse.