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Timestamp: 2019-02-23 15:28:23+00:00

Document:
Energía – Tavarone, Rovelli, Salim & Miani
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.
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.
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
Potencia requerida por tecnología • Eólica/Solar Fotovoltaica: 350 MW
• Biomasa: 25 MW
• Biogás: 10 MW
• Biogás de Relleno Sanitario: 5 MW
• PAH: 10 MW
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
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.
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.
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.
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.
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.
Contratos de Participación Público-Privada – Pliegos Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional: Obras de Transmisión Eléctrica
El 21 de septiembre de 2018 se publicó en el sitio web de la Secretaría de Participación Público-Privada (la “SPPP”) el pliego preliminar de bases y condiciones generales (el “Pliego Preliminar”), para el procedimiento de selección del contratista (el “Contratista PPP”), quien tendrá a su cargo la construcción del proyecto “Línea de Extra Alta Tensión (el “LEAT”) en 500 kV y Estación Transformadora (“ET”) Río Diamante – Nueva ET Charlone, Estaciones Transformadoras y Obras Complementarias en 132 kV” (el “Proyecto”), a ser ejecutado bajo el programa de Participación Público-Privada (“PPP”).
Junto con el contrato de Participación Público-Privada (el “Contrato PPP”), el Pliego Preliminar y sus Anexos, estos documentos –preliminares, por cierto– contienen las principales características aplicables al Proyecto a la fecha.
Según los documentos antes mencionados, el adjudicatario celebrará un Contrato PPP de un plazo de duración de quince (15) años en total. El Contrato PPP comprende: (i) una etapa de construcción –que es el período comprendido entre la fecha de suscripción del Contrato PPP y la fecha de la habilitación comercial (el “COD”) del Proyecto, cuyo plazo máximo es de 36 (treinta y seis) meses desde la firma del Contrato PPP–; y (ii) una etapa de servicios de operación y mantenimiento –que comienza con el COD y finaliza al terminar la duración del Contrato PPP–.
La contraprestación total por la construcción del Proyecto (el “Monto Total Requerido”) será pagada mediante la emisión de (i) Canon por TPI (equivalente al 90% del Monto Total Requerido) y (ii) Canon Residual (equivalente al 10% restante). Para información adicional respecto de la remuneración del Contratista PPP, por favor ver el punto 10 debajo.
Las autoridades relevantes en relación con el Proyecto son: (i) la Secretaría de Gobierno de Energía (la “SGE”); y (ii) Integración Energética Argentina S.A. (el “Ente Contratante”), continuadora de Energía Argentina S.A. (ENARSA).
La licitación se ajustará al cronograma que se defina en el pliego de bases y condiciones definitivo. A la fecha, el Pliego Preliminar no indica fechas o períodos de consulta o de presentación de ofertas. Tampoco se ha informado respecto a la realización de un proceso de consulta pública ni a los plazos previstos a tal fin.
A continuación, se indican algunos de los aspectos más salientes del Pliego Preliminar.
Se destaca especialmente que, dado el carácter de los documentos y el hecho de que la SPPP continuará publicando información complementaria y adicional sobre el Proyecto, la información expuesta en este informe corresponde a los documentos públicos a la fecha y podrá ser actualizada en cualquier momento. En tal sentido, continuaremos con el seguimiento de este proceso e informaremos de cualquier actualización relevante no bien ella sea pública.
1) Modalidad
La elección del Contratista PPP será previa sustanciación de un proceso de licitación pública nacional e internacional de etapa múltiple, de manera que la evaluación y comparación de los oferentes se realizará en dos fases: la primera fase comprende la oferta técnica, mientras que la segunda, la oferta económica. A tal fin, el oferente deberá presentar dos sobres (uno por cada fase).
La normativa y documentos aplicables al Proyecto son los siguientes: (i) Ley 27.328 de PPP y su Decreto Reglamentario 118/2017; (ii) Ley 27.431 de Presupuesto para el Ejercicio 2018 y su Decreto Reglamentario 153/2018; (iii) la Ley de Presupuesto para el Ejercicio 20191; (iv) el Contrato PPP; (v) el acuerdo y reglamento del Fideicomiso Marco PPP Ley 27.431; (vi) el contrato de Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica; (vii) el convenio de adhesión al contrato de Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica; (viii) la Disposición SPPP Nº 1/2017; (ix) la Resolución SPPP 1/2018; y (x) normativa específica del marco regulatorio eléctrico, a saber, (a) las Leyes 15.336 y 24.065 y sus respectivos decretos reglamentarios, y (b) Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios (conjunto de resoluciones que regulan el funcionamiento del mercado eléctrico (dictadas a partir de la Resolución 61/1992 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica y sucesivamente modificadas hasta la fecha).
3) Documentos de la licitación
El pliego de bases y condiciones definitivo podrá consultarse en la página web de la SPPP. Las consultas podrán efectuarse hasta quince (15) días hábiles anteriores a la fecha que se determine para la presentación de las ofertas.
La SGE podrá elaborar circulares aclaratorias o modificatorias del Pliego. Estas circulares deberán ser comunicadas a todos los interesados con anterioridad a la fecha que se determine para la presentación de las ofertas.
4) Oferentes
Capacidad: los oferentes deberán tener (i) domicilio en la República Argentina, (ii) sede principal de sus negocios en la República Argentina, o (iii) sucursal en el país debidamente registrada.
Limitaciones: una misma persona física o jurídica no podrá integrar distintos oferentes para el Proyecto. No obstante, un oferente podrá estar integrado por dos o más personas jurídicas, en cuyo caso todos los integrantes serán responsables en forma solidaria e ilimitada frente a la SGE.
Objeto social y duración: el objeto social de toda persona jurídica que se presente como oferente o como integrante de un oferente deberá ser lo suficientemente amplio como para permitirle participar como accionista del Contratista PPP, y su duración deberá ser superior en, al menos, tres (3) años al plazo de duración del Contrato PPP.
Impedimentos o inhabilidades: no podrán asumir la condición de oferentes o Contratistas PPP quienes: (a) no tengan capacidad o legitimación para contratar con el Estado o con el Ente Contratante; (b) hayan actuado como asesores en la implementación del Proyecto; (c) sean funcionarios públicos dependientes de la SGE o del Ente Contratante, o sean una sociedad a la que un funcionario esté vinculado; (d) estén comprendidos en alguna de las prohibiciones establecidas en el Decreto Nº 202/2017; (e) tengan un proceso concursal en trámite; (f) hayan incumplido un contrato celebrado con el Estado Nacional o con el sector público nacional en un período de tres (3) años desde la publicación de la convocatoria a licitación; (g) hayan recibido sanciones por violación a normas ambientales; (h) adeuden créditos a la Administración Federal de Ingresos Públicos; (i) estén procesados o condenados por alguno de los delitos previstos en los títulos XI, XII y XIII del Código Penal de la Nación; (j) estén constituidos bajo una Unión Transitoria de Empresas o por Agrupaciones de Colaboración; y (k) se encuentren en mora en el pago de sumas de dinero ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”).
Componente nacional: los oferentes, al presentar sus ofertas, asumen el compromiso, en caso de resultar adjudicados, de cumplir con lo previsto en el artículo 12 de la Ley de PPP respecto de componente nacional de bienes y servicios.
Capital social mínimo: el eventual Contratista PPP deberá suscribir un capital social de, al menos, el equivalente al 0,1% del Monto Total Requerido de acuerdo con el siguiente detalle:
A la fecha de firma del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 25% de su capital social.
A los seis (6) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 50% de su capital social.
A los doce (12) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar por lo menos el 75% de su capital social.
Finalmente, a los dieciocho (18) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá integrar el 100% de su capital social.
5) Proyecto de referencia y proyecto alternativo
El proyecto de referencia comprende el diseño, la construcción, la ampliación, el mantenimiento y la operación del Proyecto, de acuerdo con las especificaciones técnicas a las que el eventual Contratista PPP deberá ajustarse y que constan en los Anexos V, VI, VII, VIII, IX y X del Pliego Preliminar (el “Proyecto de Referencia”).
Los oferentes deben indicar expresamente en sus respectivas ofertas si adoptan el Proyecto de Referencia o si proponen alternativas para algunas de sus partes, en cuyo caso deberán adjuntar a sus ofertas un detalle en el que se indique cuál es el alcance técnico de su proyecto alternativo (el “Proyecto Alternativo”). Los proyectos alternativos deben ajustarse a las condiciones técnicas mínimas que se exponen en el Anexo V del Pliego Preliminar.
En caso de que un Proyecto Alternativo resulte adjudicado, el Contratista PPP deberá presentar y obtener la aprobación de los estudios eléctricos equivalentes a los incluidos en el Anexo IX del Pliego Preliminar.
Si se determina que un Proyecto Alternativo no cumple con las condiciones técnicas del Pliego Preliminar o no se logra obtener la aprobación de CAMMESA, el Contratista PPP deberá adoptar el Proyecto de Referencia al mismo Canon Anual (conforme dicho término se define más adelante) que el ofrecido para el Proyecto Alternativo que no resulta viable.
6) Formalidades de las ofertas
La presentación de la oferta implicará para los oferentes asignar el carácter de declaración jurada a toda la información y documentación que consignen y/o acompañen. Las ofertas deberán presentarse en original o en copia certificada.
La documentación que los oferentes deberán presentar es la siguiente:
Sobre Nº 1: en el primer sobre se incluirá la oferta técnica de los oferentes, que deberá estar compuesta por: (i) documentación legal sobre el oferente y su capacidad jurídica; (ii) documentación que acredite capacidad y calidad técnica; y (iii) documentación que acredite capacidad financiera.
Con respecto al punto (ii), el Pliego Preliminar establece que los oferentes, o los integrantes de los oferentes de manera conjunta, deberán acreditar el cumplimiento de los siguientes requisitos:
Antecedentes en construcción de LEAT y ET:
i. Proyecto de obras civiles y montajes mecánicos y electromecánicos de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET, que operen con una tensión igual o superior a 500kV, con estructuras metálicas reticuladas, incluidos los sistemas de control y protección y telecomunicaciones, en los últimos veinte (20) años. - Longitud de las LEAT no inferior a doscientos cincuenta (250) kilómetros.
- 1 ET
- 1 Proyecto en los últimos diez (10) años
ii. Obras civiles y montajes mecánicos y electromecánicos de ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV, con estructuras metálicas reticuladas, en los últimos veinte (20) años. - Longitud de las LEAT no inferior a doscientos cincuenta (250) kilómetros.
Antecedentes en prestación de servicios de operación y mantenimiento de LEAT y ET:
i. Mantenimiento sobre líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV en los últimos veinte (20) años. Cinco (5) años
ii. Operación de líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica y ET que operen con una tensión igual o superior a 500kV en los últimos veinte (20) años. Cinco (5) años
Antecedentes de ingeniería de detalle:
i. Elaboración de estudios y proyectos eléctricos para instalaciones de 500 kV Un proyecto de al menos doscientos cincuenta (250) kilómetros
Para acreditar estos requisitos se deberá acompañar contratos o certificados otorgados por los comitentes que avalen las tareas efectuadas. En caso de acompañar certificados, los mismos deben incluir las fechas, los plazos contratados y los plazos de entrega real de las instalaciones.
Con respecto a los requisitos enunciados en el punto b), el Pliego Preliminar establece que, en caso de que el oferente no cuente con experiencia propia en operación y mantenimiento, deberá prever la subcontratación de estos servicios y, a su vez, acreditar el cumplimiento de estos requisitos respecto del subcontratista.
Sobre Nº 2: en el segundo sobre se incluirá la oferta económica, la que se formalizará mediante el formulario que se incluye en el Anexo IV del Pliego Preliminar.
En la oferta económica se deberá ofertar un monto en dólares por canon anual (el “Canon Anual”)2. La comisión evaluadora de las ofertas dará preferencia al oferente que haya ofertado el menor Canon Anual.
7) Garantías
El Pliego Preliminar prevé la constitución de las siguientes garantías: (i) de mantenimiento de oferta, (ii) de cierre financiero y (iii) de obra.
Las garantías deberán ser constituidas por el Contratista PPP a beneficio de la SGE como garantías a primer requerimiento, bajo las siguientes modalidades: (i) depósito bancario, (ii) garantía bancaria o (iii) carta de crédito o stand-by letter of credit.
Garantía de mantenimiento de oferta:
Monto: quince millones de dólares estadounidenses (US$ 15.000.000).
Condiciones de emisión: en caso de que el oferente se encuentre integrado por más de una persona jurídica, la garantía de mantenimiento de oferta deberá ser emitida a nombre del Accionista Controlante del oferente.
Ejecución: la SGE ejecutará esta garantía en caso de que el oferente: (i) comunicase su desistimiento o retiro de su oferta antes de la caducidad del plazo de ciento veinte (120) días de mantenimiento de esta; (ii) falseare información consignada con carácter de declaración jurada; (iii) no firme el Contrato PPP; o (iv) no suministrare las garantías de obra y de cierre financiero en conformidad con lo que el Contrato PPP prevea.
Plazo: ciento veinte (120) días corridos contados a partir de la fecha de recepción y apertura de los Sobres Nº 1, con renovación automática.
Devolución: una vez suscripto el Contrato PPP por el oferente adjudicatario.
Garantía de cierre financiero:
Exigibilidad y plazo de vigencia: esta garantía deberá ser constituida al momento de la firma del Contrato PPP y permanecer vigente hasta la notificación de la decisión del Ente Contratante aceptando el cierre financiero o hasta cumplirse todos los plazos previstos en la definición de fecha programada de cierre financiero, lo que ocurra primero.
Monto inicial: 2% del Monto Total Requerido por Canon por TPI.
Incremento: en caso de que no se produjera el cierre financiero dentro de los seis (6) meses de la fecha de suscripción del Contrato PPP, el Contratista PPP deberá incrementar esta garantía en un 0,25%, es decir, a un monto equivalente al 2,25% del Monto Total Requerido por Canon por TPI. De no concretarse el cierre financiero a los 9 meses, la garantía deberá ser incrementada al 2,75%.
Ejecución: el Ente Contratante podrá ejecutar la garantía de cierre financiero en caso de que (a) el Contratista PPP no alcance el cierre financiero en un plazo de seis (6) meses contados a partir de la suscripción del Contrato PPP (incluyendo prórrogas de hasta un máximo de doce (12) meses en total), y/o (b) el Contratista PPP no extienda o renueve la garantía de cierre financiero.
Garantía de obra:
Exigibilidad y plazo de vigencia: esta garantía deberá ser constituida al momento de la firma del Contrato PPP y mantenerse vigente hasta el vencimiento del plazo de un (1) año desde el COD del Proyecto.
Monto inicial – dos tramos: el monto de esta garantía será equivalente: (a) desde la fecha de suscripción del Contrato PPP y hasta el cierre financiero, al 2,5% del Monto Total Requerido por Canon por TPI; y (b) desde el cierre financiero hasta el vencimiento del plazo de un (1) año desde el COD del Proyecto, al 4,5% del Monto Total Requerido por Canon por TPI.
Incremento y renovación: no se prevé el incremento de esta garantía ante un COD tardío; sí se contempla su renovación por plazos sucesivos ante un COD tardío.
Ejecución: la garantía de obra podrá ser ejecutada total o parcialmente en los siguientes casos: (i) aplicación de multas al Contratista PPP que no fuesen abonadas en tiempo y forma; (ii) incumplimiento del Contratista PPP de indemnizar al Ente Contratante por daños y perjuicios relacionados con la ejecución del Proyecto que resulten en una obligación de pago a su cargo; (iii) incumplimiento del Contratista PPP de abonar cualquier cargo o penalidad debida en caso de extinción anticipada del Contrato PPP; (iv) incumplimiento del Contratista PPP de pagar cualquier monto que se determine mediante recomendación de un panel técnico o laudo arbitral a favor del Ente Contratante; o (v) extinción del Contrato PPP por causa atribuible al Contratista PPP.
8) Constitución del Contratista PPP
El Pliego Preliminar establece que, previo a la suscripción del Contrato PPP, el adjudicatario deberá constituir al Contratista PPP como una sociedad anónima ante el registro público correspondiente para actuar como transportista independiente PPP de conformidad con Los Procedimientos y las exigencias del Contrato PPP.
El capital social del Contratista PPP deberá estar representado por dos clases de acciones: las acciones clase A y las acciones clase B. Ambas deberán ser acciones nominativas no endosables.
La sociedad anónima que constituya el adjudicatario deberá estar integrada de la siguiente manera: (i) en caso de que el adjudicatario esté conformado por una sola persona jurídica, el Contratista PPP debe tener como único socio a la persona jurídica que efectuó la oferta; o (ii) en caso de que el adjudicatario esté conformado por más de una persona jurídica, se deberán mantener en el Contratista PPP los mismos porcentajes de participación del oferente que resultó adjudicatario, debiendo el accionista controlante del oferente mantener la participación y los requisitos exigidos para ser accionista controlante en el Contratista PPP.
9) Transportistas adjudicatarias
El Pliego Preliminar establece que, en caso de que TRANSENER S.A. o TRANSBA S.A. resulten adjudicatarias, no tendrán derecho al cargo por supervisión. En tal supuesto, la supervisión del Proyecto estará a cargo de quien la SGE establezca mediante un procedimiento licitatorio futuro.
10) Remuneración del Contratista PPP
El Contrato PPP establece que los TPI serán emitidos trimestralmente durante la etapa de construcción del Proyecto, previa suscripción de las correspondientes actas de reconocimiento de avance de inversión (las “ARAI”) por tres meses consecutivos. Los TPIs emitidos se pagarán en veinticuatro (24) cuotas semestrales comenzando a los seis (6) meses luego del COD programado.
Con respecto al Canon Residual, a partir del COD del Proyecto el Contratista PPP presentará mensualmente al Ente Contratante la factura correspondiente al monto del Canon Residual por ese período. El Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica pagará el monto de la factura dentro de los quince (15) días de la recepción de una instrucción de parte del Ente Contratante.
Tanto el Canon por TPI como el Canon Residual serán emitidos en dólares estadounidenses.
El beneficiario de cada TPI será (1) el Contratista PPP, (2) el primer beneficiario designado por el Contratista PPP; o (3) cualquier persona que lo adquiera con posterioridad, pudiendo el Contratista PPP ceder los derechos emergentes de los TPIs libremente sin consentimiento previo del Ente Contratante.
Los Canon por TPI contemplarán veinticuatro (24) pagos iguales semestrales. En caso de demora en el pago, el monto impago devengará intereses a una tasa equivalente a doscientos (200) puntos básicos por encima del rendimiento correspondiente a los bonos ARG2026, ARG2027 y ARG2028N.
La primera fecha de pago de Canon por TPI será el primer día hábil del mes en que se cumplan cuarenta y dos (42) meses desde la fecha de suscripción del Contrato PPP -es decir, seis (6) meses luego del COD programado-.
Como los Canon por TPI se emiten en función del avance real del Proyecto que el Contratista PPP haya realizado, el Contratista PPP se podrá beneficiar de una ejecución de las obras con una celeridad mayor a la prevista en el respectivo plan de obra.
Los TPIs no se encuentran sujetos a ningún tipo de deducciones, reducciones o compensaciones. Asimismo, cada TPI otorga un derecho incondicional e irrevocable a recibir del Fideicomiso Individual PPP Transmisión Eléctrica los pagos que allí se especifiquen.
11) Solución de controversias
En cuanto a los mecanismos de solución de controversias, el Contrato PPP prevé lo siguiente:
Negociaciones amistosas: en una primera instancia, cualquier controversia que surja entre las Partes deberá ser dirimida a través de negociaciones amistosas durante un plazo de treinta (30) días desde la comunicación fehaciente y por escrito por una parte a la otra.
Panel técnico: vencido el plazo de las negociaciones amistosas sin arribar a un acuerdo, las Partes deberán dirimir sus controversias mediante la intervención de un panel técnico.
Sometimiento: en caso de que el panel técnico no se expida dentro de un plazo de noventa (90) días hábiles, cualquiera de las Partes podrá someter la controversia a arbitraje.
Sede: la sede del arbitraje será en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo en los siguientes supuestos: (a) que la controversia no sea cuantificable; (b) que el valor en disputa sea mayor a US$ 10.000.000; o (c) que el accionista controlante o la mayoría de los accionistas controlantes sean extranjeros. En tales casos, la sede del arbitraje podrá ser la Ciudad Autónoma de Buenos Aires o un Estado que sea parte en la Convención sobre Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958).
Composición: el tribunal arbitral estará compuesto por tres (3) miembros cuando la controversia no sea cuantificable o cuando el valor en disputa sea igual o mayor a US$ 10.000.000. En caso de que el valor de la disputa sea menor a US$ 10.000.000, el tribunal arbitral será unipersonal.
Nacionalidad: el presidente del tribunal arbitral y el árbitro único –en caso de que el tribunal fuese unipersonal– no podrá tener la nacionalidad de ninguna de las Partes ni de cualquier accionista extranjero del Contratista PPP que tenga una participación accionaria directa o indirecta mayor al 10%.
12) Matriz de riesgos
El Proyecto contiene una matriz de riesgos, en donde se efectúa un reparto de aportes y riesgos entre las partes del Contrato PPP. Vale la pena mencionar que el Contratista PPP asumirá (1) el riesgo de constitución de servidumbres de electroducto (cfr. Ley Nº 19.552); (2) riesgo de COD; (3) riesgos ambientales; entre otros. Por su parte el Ente Contratante asume el riesgo de demanda y el riesgo de variación del tipo de cambio.
Desde TRSyM estamos a disposición para ampliar cualquiera de los puntos aquí tratados.
1. Al día de la fecha, este proyecto de ley se encuentra sujeto a discusión en el Congreso de la Nación.↑
2. El Canon Anual es la variable de adjudicación del Contrato PPP y representa un monto equivalente a la doceava parte del Monto Total Requerido.↑
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.
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.
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.
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.
Contribuciones de la Seguridad Social - Actividad de generación de energía
Recientemente, la Cámara Federal de la Seguridad Social ha definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste el carácter de actividad “industrial”, y por ende resulta ser merecedora de la alícuota del 17% de las contribuciones de Seguridad Social prevista en el inciso b) del art. 2° del decreto 814/2001.
En el caso sometido a decisión de la Cámara el nudo central de la discusión pasaba por determinar si la actividad de generación de energía eléctrica consiste en una actividad “industrial”, a los efectos de ser merecedora de la alícuota del 17% prevista en el inciso b) del art. 2° del decreto 814/2001 (posición de la empresa) o; si resultaba procedente el criterio fiscal que pretendía la aplicación de la alícuota diferencial del 21% reservada por el art. 2° del decreto 814/01 para los empleadores que desarrollen actividades de “servicios” indicadas explícitamente en el inciso a).
Los motivos que llevaron al fisco nacional a considerar aplicable la alícuota mayor de 21% de contribuciones sobre la nómina se reducían al hecho de que en el Cuadro agregado al Artículo 3° de la Resolución N° 24/01 de la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa, se agrupa como “Servicios” a la Categoría de tabulación E del ClaNAE-97 referida a la Electricidad, Gas y Agua, categoría en la que se incluye a la generación de energía eléctrica bajo el código 401.1.
Sin embargo, la Cámara fue contundente en señalar que el decreto 814/2001 estableció una alícuota general del 21% para todos los empleadores cuya actividad principal sea la locación y prestación de servicios (con excepción de los comprendidos en las leyes 23.551, 23.660, 23.661, y 24.467) y una alícuota más baja del 17% para los restantes empleadores no incluidos en el inciso anterior; por lo que al no mencionar a las empresas industriales éstas deben tributar a la alícuota más baja del 17%.
Asimismo, la Cámara ha dejado definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste indudablemente el carácter de una actividad “industrial”, a pesar de que el ente administrativo le atribuye una condición distinta en virtud de la resolución del INDEC informando que la producción de energía eléctrica no se encuentra calificada dentro del sector servicios, pues en su criterio el criterio fiscal se contrapone con la ley 24.065 y en caso de conflicto de normas debe prevalecer la norma de rango superior.
(Fallo comentado: “Endesa Costanera S.A. c/ Administración Federal de Ingresos Públicos s/impugnación de deuda”, sala II CFSS, 11/12/2017)
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.
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.
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.
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.
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.
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).
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.
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.
Energías Renovables - Mercado a Término entre Privados: Nueva Reglamentación
El 10 de enero de 2018, se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina la Disposición 1-E/2018 (la “Disposición”) de la Subsecretaría de Energías Renovables (“SSER”) que reglamenta la inscripción de los proyectos de generación de energía eléctrica de fuente renovable (los “Proyectos”) en el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“RENPER”) y regula ciertos aspectos de la prioridad de despacho.
Los principales aspectos de la Disposición son los siguientes:
Prioridad de Despacho
Para los casos en que las solicitudes de prioridad de despacho superen la capacidad disponible, se reglamenta el desempate por factor de capacidad y por beneficios fiscales
En caso de incumplimiento de constitución de caución, no se podrá reiterar la solicitud por el mismo proyecto por los cuatro (4) trimestres siguientes
Se admiten solicitudes parciales de prioridad de despacho
Se extinguirá la prioridad de despacho con las obras de ampliación que eliminen las limitaciones que ocasionaron la congestión
Se reglamenta la prioridad de despacho para la capacidad de transporte futura
Se reglamenta la prioridad de despacho para ampliaciones a cargo del titular del Proyecto
Valor de Referencia de Inversiones (en USD/MW)
Eólica 1.250.000
Solar Fotovoltaica 850.000
Biomasa (combustión y gasificación) 3.000.000
Biogás 5.500.000
Biogás Relleno Sanitario 2.500.000
PAH 3.000.000
Monto Máximo de Beneficios Fiscales (en USD/MW)
Eólica 625.000
Solar Fotovoltaica 425.000
Biomasa (combustión y gasificación) 1.500.000
Biogás 2.750.000
Biogás Relleno Sanitario 1.250.000
PAH 1.500.000
Inscripción en el RENPER
Se prevé que la inscripción en el RENPER a través de una presentación formal ante la SSER será reemplazada en el futuro por la plataforma de Trámites a Distancia (“TAD”)
Los Proyectos que hubieran calificado en las diversas rondas del Programa RenovAr, no deberán presentar nuevamente la información técnica y podrán solicitar el Certificado de Inclusión aprobado en tal proceso, siempre que no supere el máximo vigente
Se regula el procedimiento para la inscripción y los plazos para solicitar y cumplir intimaciones
Se prevé la publicidad del RENPER en la página web del Ministerio de Energía y Minería
Por información adicional, no dude en contactarnos.

References: Resolución 
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 artículo 28
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 artículo 8
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 artículo 12
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 Resolución 
 Artículo 3
 Resolución 
 resolución 
 Resolución 
 artículo 9