Aspectos Legales_v1

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DRA BETTI

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN LA PROVINCIA DEBUENOS AIRES

Preparado por: Dra. Cristina Betti

Fecha: Septiembre 2011

DECLARACIÓN DE CONFIDENCIALIDAD

Toda la información contenida en este documento es confidencial y propiedad de _________ y hasido preparada exclusivamente para _____________. Los profesionales intervinientes en laelaboración del mismo, han aceptado su obligación de confidencialidad respecto de cualquierinformación referente a este emprendimiento y/ó a su cliente.

Aprovechamientos Hidráulicos en la prov de Bs. As. Aspecto Legal 1



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FACTIBILIDAD DE UTILIZACION DE RECURSOSHIDRAULICOS PARA GENERACIÓN DE ENERGIA

ELECTRICA. ASPECTOS LEGALES

TABLA DE CONTENIDOS

FACTIBILIDAD DE UTILIZACION DE RECURSOS HIDRAULICOS PARA GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA.........................................................................................4

I RESUMEN EJECUTIVO.........................................................................................4

II LA ENERGÍA COMO UN DERECHO HUMANO.......................................................7

III MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO...............................................................11

IV MARCO REGULATORIO DE LAS FUENTES RENOVABLES EN ARGENTINA.........15V MECANISMO PARA UN DESARROLLO LIMPIO..................................................36

ANEXO I..............................................................................................................38

ANEXO II.............................................................................................................41

ANEXO III...........................................................................................................51




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LISTA DE TABLAS

TABLA 1. PROVEEDORES DEL SERVICIO DE ENERGÍA PLUS A ABRIL DE 2011.FUENTE: CAMMESA...............................................................................................23

TABLA 2. CONTRATO PARA EL DESARROLLO DE CH PUNTA NEGRA.......................27TABLA 3. RESULTADOS LICITACIÓN GENREN I (JUNIO 2010)..............................31

TABLA 4. RESULTADOS LICITACIÓN GENREN I (JUNIO 2010) – GENERACIÓN PAH.............................................................................................................................32

TABLA 5. PROPUESTAS LICITACIÓN GENREN II (2010) – GENERACIÓN PAH.......33

LISTA DE IMÁGENES

FIGURA 1. PROCESO DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS.........................................20

FIGURA 2. ESQUEMA REMUNERATIVO..................................................................20

FIGURA 3. UBICACIÓN DE LOS PROYECTOS EN DESARROLLO (JUNIO 2011)........26

FIGURA 4. ESQUEMA FUNCIONAL EN FASE DE CONSTRUCCIÓN............................27

FIGURA 5. UBICACIÓN PROPUESTAS PRESENTADAS EN LICITACIÓN GENREN II(SEPTIEMBRE 2010).............................................................................................33

FIGURA 6. UBICACIÓN DE LOS PROYECTOS QUE FORMALIZARON SU INTERÉS(JUNIO 2011).......................................................................................................33

FIGURA 7. ESQUEMA DE TARIFAS PARA EL MODELO DE BLOQUES DESCENDENTES.............................................................................................................................51




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FACTIBILIDAD DE UTILIZACION DE RECURSOSHIDRAULICOS PARA GENERACIÓN DE ENERGIAELECTRICA

I RESUMEN EJECUTIVO

1. EL DERECHO A UN DESARROLLO SUSTENTABLE

2. ENERGÍA Y AMBIENTE

A

3. MARCO NACIONAL3.1. Introducción

3.2. Potencial El potencial de capacidad eólica a instalarse en Argentina varía de forma apreciable dependiendo de

4. MARCO PROVINCIAL

4.1. Introducción

4.2. CaracterísticasEl potencial de capacidad eólica a

5. MARCO MUNICIPAL

5.1. Introducción

5.2. Potencial

6. MARCOS DE INCENTIVOS EN OTROS PAISES

6.1. Introducción

6.2. Características Sintéticas:

Síntesis de las principales características de los mencionados regímenes de promoción, en particularlos destinados para la construcción de aprovechamientos hidroeléctricos.

1. ESPAÑA

Tarifas reguladas




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Pago de primas

Pago de incentivos

Complemento por energía reactiva

2. MÉXICO

Fondo de Fideicomiso, con los siguientes destinos:

• 55% para el “Fondo Verde”, que incentive el uso de tecnologías renovablesmaduras (aplicaciones eléctricas).

• 6% para el “Fondo de Tecnologías Emergentes” (aplicaciones eléctricas).

• 10% para el “Fondo de Electrificación Rural”.

• 7% para el “Fondo de Biocombustibles”.

• 7% para el “Fondo General de ER” (aplicaciones no eléctricas).

• 15% para el “Fondo de Investigación y Desarrollo Tecnológico de las ER(FIDTER)”.

• Al menos el 20% de los recursos del FIDTER serán destinados a la evaluación de

los potenciales nacionales de las ER. Contrato de interconexión para autoabastecimiento

Iniciativa para modificar la Ley del Impuesto Sobre la Renta

Proyecto de Ley Especial sobre Producción y Servicios

Iniciativa para modificar la Ley Federal de Derechos

Dictado de Normas Oficiales Mexicanas (NOM)

Creación de Fondos de Inversión

Bonos de Carbono

Incentivos fiscales

3. NICARAGUA

Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI)

Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria,equipos, materiales e insumos

Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definitivodel IR establecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximode 7 años.

Exoneración de todos los impuestos municipales vigentes durante la construcción delproyecto y por un período máximo de 10 años, en forma decreciente.

Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) por 10 años.

Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación de riquezasnaturales.

4. PERÚ

Creación de un Fondo de Promoción de Microcentrales Hidroeléctricas que combina elcrédito subsidiado con asistencia técnica mediante un esfuerzo compartido entre lacooperación técnica, las instituciones de gobierno y la comunidad. Está destinado aatender pequeñas necesidades energéticas en zonas aisladas del Perú.

5. ECUADOR

Exoneración del Impuesto a la Renta

Exoneración del pago de Derechos Arancelarios

Exoneración total de los derechos e impuestos que gravan los actos constitutivos delas sociedades o compañías

Potencial reducción de los gravámenes Municipales

Los beneficios se extienden hasta 12 años, dependiendo de la provincia donde seconstruya el proyecto (hasta 30 MW)




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6. PANAMÁ

Exoneración de cargos de distribución y transmisión para centrales particulares dehasta 10 MW

Exoneración de cargos de distribución y transmisión de los primeros 10 MW paracentrales de 10 MW hasta 20 MW durante los primeros 10 años de explotacióncomercial

Exoneración del Impuesto de Importación, aranceles, tasas, contribuciones ygravámenes así como del Impuesto de Transferencia de Bienes Corporales Muebles yPrestación de Servicios por importación de bienes y equipos para PAH de hasta 500kW.

Posibilidad de optar por adquirir del Estado un incentivo fiscal equivalente hasta el25% de la inversión directa, con base a la reducción de emisiones de CO2

equivalentes por año calculados por el término de la concesión o licencia, el cualpodrá ser aplicado al pago del Impuesto Sobre la Renta liquidado en la actividad, paraproyectos de hasta 10 MW, y de pagos de hasta el 50% Impuesto Sobre la Rentaliquidado en la actividad, para proyectos de más de 10 MW.

Otorgamiento de un crédito fiscal por obras del proyecto que se conviertan en obras deinfraestructura de uso público: carreteras, caminos, puentes, etc.




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II LA ENERGÍA COMO UN DERECHO HUMANOEl aumento constante de la actividad energética en nivel y extensión exige determinar y precisar elsistema de participación general, siendo fundamental que todas las regiones y países diversifiquensus matrices energéticas, manteniendo abiertas todas las posibles opciones, no obstante reconocerque los combustibles fósiles seguirán siendo los componentes más significativos y estables de lamatriz de energía primaria en las décadas futuras. A pesar de ello, surge aceleradamente una nuevaindustria de generación de electricidad para enfrentar los cambios amplios y profundos que estánteniendo lugar, tanto en el modo en que se conduce en la actualidad el negocio energético como enlos requisitos de competitividad y responsabilidad ambiental.

En concordancia con los lineamientos sobre sustentabilidad, la Agenda 21, aprobada en laConferencia de Río, subraya que "...la energía es esencial para el desarrollo social y económico y parauna mejor calidad de vida...es preciso utilizar todas las fuentes de energía de una manera que searespetuosa con la atmósfera, la salud humana y el medio ambiente....".

1. LAS ENERGÍAS RENOVABLES

El impacto ambiental asociado a las actividades del sector energético requiere un accionar conjunto anivel internacional. A partir de la Conferencia Mundial sobre Desarrollo Sustentable llevada a cabo enJohannesburgo en 2002 el tema de las fuentes renovables de energía entra a formar parte de laagenda de los países. Surgen de dicha cumbre iniciativas como la Coalición de Johannesburgo sobreEnergías Renovables, (JREC) impulsada por la Unión Europea y la Alianza para la Energía Renovable yla Eficiencia Energética (REEEP), impulsada por el Reino Unido. En el marco de esta última, lanzadaoficialmente en Londres en 2003, se habían realizado ya hacia 2006 nueve reuniones regionales,entre ellas una en América Latina. La JREC, contaba ya hacia 2003 con el apoyo de 78 países (entrelos que se cuenta Argentina) que se comprometieron a cooperar en el desarrollo y promoción detecnologías sobre energías renovables, a proponerse objetivos claros en ese sentido y a informarsobre los resultados obtenidos en relación a los mismos, en la Conferencia Mundial sobre EnergíasRenovables que se llevo a cabo en Bonn en 2004. En esta reunión se destacó el papel de las energías

renovables en el contexto del desarrollo sustentable y uno de sus resultados fue la elaboración de unPlan de Acción Internacional (IAP) consistente en un conjunto de acciones concretas y compromisosde parte de los países y organizaciones participantes tendientes a lograr una penetración exitosa delas fuentes renovables de energías en las matrices energéticas.

En la Primera Reunión Extraordinaria del Foro de Ministros de Medio Ambiente de América Latina y elCaribe (Johannesburgo, 2002) fue presentada y aprobada la Iniciativa Latinoamericana y Caribeñapara el Desarrollo Sustentable (ILACDS) en la que los países de la región se propusieron comoobjetivo que las fuentes renovables de energía tuvieran hacia 2010 una participación del 10% en lasmatrices energéticas nacionales. En una nueva reunión en Brasilia en 2003, realizada a fin de crearuna instancia de iniciativas y definir una posición regional común en la Conferencia Mundial sobreEnergías Renovables de Bonn, se aprobó la Plataforma de Brasilia, en la que los países decomprometieron, entre otras cosas, a impulsar el cumplimiento de la meta del 10% de la ILACDS, aelaborar políticas públicas de largo plazo para el desarrollo de las fuentes de energía renovables, a

adoptar marcos regulatorios e instituciones que incorporen instrumentos que internalicen losbeneficios sociales y ambientales de las energías renovables. La Declaración del ParlamentoLatinoamericano (PARLATINO) en ocasión de la XVII Reunión de la Comisión de Energía y MedioAmbiente de dicho organismo (Chile, 2004), firmada por diez países de la región, impulsa elperfeccionamiento de los marcos jurídicos nacionales para incrementar el uso de las fuentesrenovables de energía, la eficiencia energética y la cooperación con países de la Unión Europea enprogramas tendientes a lograr esos objetivos (CEPAL, 2004). CEPAL, en su informe “Fuentesrenovables de energía en América Latina y El Caribe. Situación y propuestas de políticas” incluyeentre las mismas: hidroenergía (de pequeña y gran escala), geotermia, dendroenergía sostenible(leña obtenida en forma sostenible), bioenergía sostenible no relacionada con la madera(agrocombustibles, residuos orgánicos), energía eólica y energía fotovoltaica.

Reconoce además la existencia de distintos tipos de barreras que dificultan una mayor participaciónde las fuentes renovables (entre las que incluye a las pequeñas centrales hidráulicas) en las matrices

energéticas: barreras técnicas, regulatorias, económico-financieras, institucionales y sociales. Envirtud de los compromisos asumidos a nivel internacional en materia de energías renovables y de lanecesidad de incrementar la oferta energética, diversificando la matriz y sobre todo haciéndola menosdependiente de los hidrocarburos.




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2. LA ENERGÍA COMO DERECHO HUMANO

La sociedad contemporánea reconoce que todo ser humano, tiene derechos frente al Estado, derechosque éste tiene el deber de respetar y garantizar o bien está llamado a organizar su acción a fin desatisfacer su plena realización.

El derecho a la energía es un derecho fundamental, el acceso a servicios energéticos modernos, y el

conjunto de cuestiones que plantea (derecho de acceso, suministros confiables y económicamenteaccesibles, etc.), está unido a la lucha para el desarrollo, la armonía y la paz en el mundo. Sucaracterística de esencialidad, promueve que sea el Estado quien debe garantizar a toda la poblaciónel acceso y suministro de tales servicios en condiciones de generalidad, continuidad, uniformidad yregularidad, independientemente de que sea el mismo que los suministre en forma directa.

La efectiva instrumentación del derecho humano a la energía contribuirá, sin dudas, a mitigar lo queen los países en desarrollo es la consecuencia y síntesis de todos sus conflictos, esto es, ladesigualdad, el mismo emerge como una respuesta social al mercado e implica, la protección delusuario más desprotegido al reconocer ante todo que la energía se encuentra asociada a diversosindicadores de calidad de vida y al desarrollo social y regional de cada país. Siendo el mismo esencialpara la dignidad humana, para el desarrollo integral de los individuos y de la sociedad., la democraciadebe avalar este derecho reconocido y constitucionalizado al desarrollo del hombre exteriorizando susvirtudes garantistas y eficientistas. No es dable una ciudadanía plena, cuando más de la mitad de la

población resulta excluida del acceso a los bienes básicos, y queda prisionero de la insatisfacción desus necesidades.

La comunidad internacional ha manifestado y ratificado su fe en los derechos fundamentales delhombre, en la dignidad y el valor de la persona humana. Derechos que existen y dignidad que debeser respetada con independencia de que los estados los hagan o no parte del derecho interno. Losderechos esenciales del hombre no nacen del hecho de ser nacional de determinado país sino quetienen como razón los atributos de la persona humana.

La Declaración Universal de Derechos Humanos en su artículo 25 y el Pacto Internacional de DerechosEconómicos, Sociales y Culturales en su Art. 11, establecen que uno de los derechos socialesfundamentales es el derecho a un nivel de vida adecuado, ese derecho exige, como mínimo, que todapersona goce de los derechos necesarios para la subsistencia -un nivel adecuado de alimentación ynutrición, vestido, vivienda y las condiciones necesarias de asistencia y atención de salud.

El Pacto Internacional de los Derechos Económicos, Sociales y Culturales adoptado por la AsambleaGeneral de las Naciones Unidas el 16 de Diciembre de 1966 afirma: “... no puede realizarse el idealdel ser humano libre, liberado del temor y la miseria a menos que se creen condiciones que permitana cada persona gozar de sus derechos económicos, sociales y culturales tanto como de sus derechosciviles y políticos”: el derecho a los alimentos, el vestido, el agua, el uso de los recursos naturales, lavivienda; el derecho a un nivel de vida adecuado para el trabajador y su familia, a un trabajo digno,al salario justo y a la actividad económica. Los derechos económicos, sociales y culturales son losderechos propios del desarrollo humano, el mismo es la finalidad fundamental del reconocimiento ysustanciación progresiva de los derechos que atañen al hombre.

La Comisión Europea, el Consejo Mundial de la Energía, las Naciones Unidas, el Club de Roma y laAgencia Internacional de la Energía, -entre otras instituciones, en importantes y recientespublicaciones, coinciden en señalar que la estrategia a seguir debe al menos incluir los elementossiguientes:

1. Reconocimiento de que la perspectiva actual de desarrollo energético no es sostenible.

2. Un incremento en los tres aspectos clave de la solución: mejora de la eficiencia energética,contribución de las fuentes renovables de energía, e investigación y desarrollo de tecnologíasenergéticas avanzadas.

3. Admisión del gravísimo problema que supone que un tercio de la humanidad no tenga accesoa formas avanzadas de energía. Estas soluciones deben incluir el desarrollo de sistemasdescentralizados adaptados a las situaciones concretas, el uso de tecnologías apropiadas –queen su mayor parte debieran ser renovables, fórmulas innovadoras de financiación yparticipación local en la toma de decisiones.

La Carta de las Naciones Unidas, la Declaración Universal de los Derechos Humanos, y la CumbreMundial sobre Desarrollo Social confirman el derecho al desarrollo y a una vida libre de pobreza comoderechos humanos básicos. En la Cumbre y Declaración del Milenio, en septiembre de 2000, 191países se comprometieron a reducir la pobreza a la mitad antes de 2015, y a alcanzar metasespecíficas.

La inequidad energética mundial es poco compatible con los objetivos del Milenio (Declaración delMilenio, septiembre 2000, Nueva York, Estados Unidos) que fijan para el horizonte 2015 reducir elnúmero de personas viviendo en una pobreza extrema de la mitad. El informe “Evaluación de la




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energía mundial: la energía y el reto de la sostenibilidad”, admite que, de mantenerse la tendencia ymétodos actuales, la producción y utilización del uso de la energía finalmente provocará desastresconsiderables sobre la calidad del medio ambiente, la salud y el clima. Paradójicamente, se revela almismo tiempo un dilema ético y económico reflejado en el hecho de que si los rendimientosenergéticos aumentan como consecuencia del uso de tecnologías de punta, las ganancias realizadasno podrán compensar la explosión de la demanda prevista para los dos futuros decenios.

3. MARCO CONSTITUCIÓN DE 1994La Constitución Nacional contiene en su Preámbulo pautas programáticas, tales como afianzar la justicia y promover el bienestar general. Estas pautas deben cumplirse en plenitud, y en ese sentidoseñaló con acierto la Corte Suprema de Justicia de la Nación que un derecho que no se realice, no esun derecho.

Joaquín V. González observa al respecto: “No son, como puede creerse, las declaraciones, derechos ygarantías simples fórmulas teóricas: cada uno de los artículos y cláusulas que las contienen poseenfuerza obligatoria para los individuos, para las autoridades y para toda la Nación”.

La Suprema Corte sostiene: “El objetivo preeminente de la Constitución es lograr el bienestargeneral, lo cual significa decir la justicia en su más alta expresión, esto es, la justicia social cuyocontenido actual consiste en ordenar la actividad intersubjetiva de los miembros de la comunidad y

los recursos con que esta cuenta con vistas a lograr que todos sus miembros participen de los bienesmateriales y espirituales de la civilización; de modo que el principio in dubio pro justitia socialis tienecategoría constitucional. ”

El reconocimiento de los derechos civiles, políticos y sociales del individuo ha venido ampliándose enel devenir histórico. Esa evolución fue receptada por la reforma constitucional de 1994, al brindarlerango constitucional a diversos Tratados y Pactos Internacionales. Por esa vía, derechos inherentes ala condición humana, implícitos en el Artículo 33 de la Constitución Nacional, encontraron suadecuada explicitación. Más aún, quedó instalada la convicción que al momento de diagramar einstrumentar políticas, de interpretar la norma o juzgar el caso concreto, debe primar unainterpretación amplia que resguarde y concrete esa mayor dimensión adquirida por los derechoshumanos. La reforma constitucional de 1994 incorporó el Capítulo Segundo a la Primera Parte, bajo eltítulo de “Nuevos derechos y garantías”. Entre ellos el artículo 42, orientado a la protección de losderechos de consumidores y usuarios.

Desde el punto de vista económico, la Reforma del 94 contiene en su seno no sólo un Orden Políticosino también un Orden Económico, establece los lineamientos básicos de la política económica, laforma que ésta asumirá, y las políticas públicas que en consecuencia debieran dictarse en un todocoherente con los predicamentos básicos constitucionales.

El artículo 75 inciso 19 establece: “Corresponde al Congreso... proveer lo conducente al desarrollohumano, al progreso económico con justicia social, a la productividad de la economía nacional, a lageneración de empleo, a la formación profesional de los trabajadores, a la defensa del valor de lamoneda, a la investigación y al desarrollo científico y tecnológico, su difusión y aprovechamiento”. Esuna obligación del Congreso, de los representantes del pueblo, actuar en función del mandatoconstitucional y dar cabida a las exigencias de la sociedad en su conjunto.

En su inc. 22 incorpora a la misma los tratados referidos a los derechos humanos, once son losinstrumentos internacionales a los que dicho artículo confiere jerarquía constitucional. Estos

instrumentos forman parte de lo que Bidart Campos denomina "bloque de constitucionalidad federal"y comparten con la constitución su misma jerarquía. Dichos instrumentos sirven para acoplarelementos útiles en la interpretación de la Constitución y en la integración de los vacíos normativos. Ala vez que de su fuerza normativa se desprende su exigibilidad, su obligatoriedad, aplicabilidad y sufuerza vinculante. La jerarquía constitucional que nuestra carta magna les asigna, en su sentidoconstitucional, obliga a que las normas y los actos estatales y privados se ajusten a ella.

4. LEGISLACIÓN ARGENTINA

4.1. Ley 15.336En el año 1960 se sancionó la ley 15.336 que regula la industria eléctrica en jurisdicción nacional. LaLey 15.336, excedió el marco de sus propias facultades invadiendo un terreno que debía estar

reservado al Código de fondo, en suArt. 2°: estableció que la energía eléctrica, cualquiera sea su fuente, se considera una cosa jurídicamente susceptible de comercio.






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III MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO

1. LEY MARCO

La ley 24.065 fue sancionada el 19 de diciembre de 1991 y promulgada el 3 de enero de 1992. Pormedio de esta ley se privatiza el sector eléctrico en la República Argentina, dividiéndolo tanto

horizontal como verticalmente, es decir, se separan las actividades de generación, transporte ydistribución de energía eléctrica permitiendo a diferentes privados ofrecer estos servicios o realizarestas actividades.

Fija los siguientes objetivos para la política energética nacional:

Proteger los derechos de los usuarios;

Promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad yalentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo;

Promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminatorio y usogeneralizado de los servicios e instilación de transporte y distribución de electricidad;

Regular las actividades del transporte y la distribución de electricidad, asegurando que lastarifas que se apliquen en los servicios sean justas y razonables;

Incentivar el abastecimiento, transporte y distribución y uso eficiente de la electricidadusando metodologías tarifarias apropiadas;

Alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución,asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.

Esta ley, además, establece los diferentes actores del Mercado Eléctrico: Generadores, Transportistas,Grandes Usuarios, Distribuidores, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), un órganoencargado del despacho técnico del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). A continuaciónmuestran en detalle los objetivos de cada uno de los actores del Mercado Eléctrico.

2. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

2.1. Secretaría de EnergíaLas funciones que tiene a cargo la Secretaría de Energía están indicadas en el Decreto Nº 27 del 27de mayo de 2003 siendo principalmente definir la política sectorial en concordancia con las pautasestablecidas por el Poder Ejecutivo Nacional, conducir las acciones tendientes a aplicar la políticasectorial dictar las normas a las que se ajustará el despacho, resolver en alzada los recursospresentados ante los entes reguladores, sancionar Precios Estacionales y sus ajustes trimestrales yautorizar nuevos accesos al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

2.2. Organismo Encargado del DespachoA fin de garantizar la transparencia y equidad en las decisiones técnicas, el Organismo Encargado delDespacho se constituyó de acuerdo a lo previsto en el Art. 35 de la ley 24.065 y el decreto 1192 de

julio de 1992, sobre la base del Despacho Nacional de Cargas y bajo la forma de una sociedadanónima sin fines de lucro, CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA).

CAMMESA es una empresa de gestión privada con propósito público que tiene como funcionesprincipales la coordinación de las operaciones de despacho de máquinas de generación de energíaeléctrica, la responsabilidad por el establecimiento de los precios mayoristas y la administración delas transacciones económicas que se realizan a través del sistema eléctrico argentino.

El paquete accionario de CAMMESA es propiedad de los Agentes del Mercado Mayorista Eléctrico enun 80%. El 20% restante está en poder del Estado Nacional que asume la representación del interésgeneral y de los usuarios cautivos.

El 80% señalado se integra en partes iguales por los Agentes Generadores, Transportistas,Distribuidores y Grandes Usuarios con un 20% de participación cada uno. Su directorio está integradopor dos directores de cada una de las Asociaciones que nuclean a los agentes del mercado eléctrico:

ADEERA (Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina), ATEERA(Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República Argentina), AGUEERA (Asociaciónde Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina) y AGEERA (Asociación deGeneradores de Energía Eléctrica de la República Argentina). Este directorio es presidido por elEstado Nacional representado por el Secretario de Energía de la Nación. La presidencia tiene el poderde veto en las decisiones del Directorio de la Compañía.




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Además del objeto principal del despacho técnico y económico del sistema eléctrico argentino,organizando el abastecimiento de la demanda al mínimo costo compatible con el volumen y la calidadde la oferta energética disponible, CAMMESA debe realizar las siguientes funciones de propósitopúblico:

1. Ejecutar el despacho económico de las máquinas de generación de modo de lograr economíay racionalidad en la administración del recurso energético

2. Coordinar la operación centralizada del sistema eléctrico argentino para garantizar seguridady calidad.

3. Administrar el mercado eléctrico asegurando transparencia por medio de la participación detodos los agentes involucrados y el respeto a las reglamentaciones respectivas.

La racionalidad en la ejecución y coordinación del despacho de las máquinas de generación apunta aque los precios mayoristas en el mercado spot se determinen sobre la base del costo marginal deproducción y transporte del sistema, y a que se maximice al mismo tiempo la seguridad y calidad delos suministros. Además, CAMMESA debe supervisar el funcionamiento del mercado a término,planificar las necesidades de potencia y optimizar su aplicación de acuerdo a las reglas fijadas por laSecretaría de Energía.

2.3. Ente Nacional Regulador de la Electricidad

El Art. 54 de la Ley 24.065 crea este ente autárquico y se le asignan dos funciones biendiferenciadas: la primera es actuar como contralor del Mercado Eléctrico Mayorista, y la segundacomo contralor de las distribuidoras que se encuentran bajo la órbita nacional. Como contralor delMercado Eléctrico Mayorista debe:

Hacer cumplir la ley 24.065 y controlar los contratos de concesión.

Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas y/o discriminatorias

Funcionar como instancia de arbitraje en el ámbito de su jurisdicción.

Como contralor de EDENOR, EDESUR y EDELAP debe:

Controlar calidad de servicio de las concesiones nacionales de distribución:

Dictar reglamentos en materia de:

o Seguridad.o Normas y procedimientos técnicos.

o Medición y facturación.

o Control y uso de medidores: interrupción y reconexión.

3. AGENTES DEL MEM

3.1. Generadores

Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como de INTERÉS GENERAL y definido como unaactividad productiva de iniciativa privada con múltiples operadores que compiten entre sí.

La Generación constituye una Actividad de Riesgo (no es un servicio público). Colocan su producciónen forma total o parcial en el sistema de Transporte y/o Distribución, pudiendo negociar contratos conDistribuidores y Grandes Usuarios libremente. Existe libre competencia entre los productores ya que,en el marco regulatorio provisto por la Ley 24.065, los precios no son regulados.

Los generadores son remunerados por la energía vendida, conforme a un procedimiento de despachohorario, el que es determinado en base a la oferta libre de precios que presente cada generador paralas distintas bandas horarias, junto con sus límites operativos máximos y mínimos de potenciadisponible, con independencia de los contratos de suministro comprometidos, a los efectos de fijar elprecio spot horario por nodo. El ingreso al MEM es libre para generadores térmicos y con concesiónpara generadores hidráulicos

3.2. TransportistasLa ley 24.065 ha determinado el Servicio Público de Transporte de Energía Eléctrica como la actividadde vincular eléctricamente a los Generadores en su punto de entrega con los Distribuidores o GrandesUsuarios en su punto de recepción, quedándole vedada la compra o venta de energía.




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Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como SERVICIO PÚBLICO. Son un monopolio natural,por lo que tienen precios y calidad del servicio regulados. Deben permitir el libre acceso de terceros asus redes y se encargan de la operación y mantenimiento, no de la expansión de las líneas bajo suconcesión. Las ampliaciones están sujetas a reglas de mercado, y es necesario presentar certificadode conveniencia y necesidad pública para proceder con ellas.

Ningún generador, distribuidor, gran usuario ni empresa controlada por algunos de ellos o controlantede los mismos, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista o de su

controlante. No obstante ello, el Poder Ejecutivo podrá autorizar a un generador, distribuidor y/o granusuario a construir, a su exclusivo costo y para su propia necesidad, una red de transporte.

3.3. DistribuidoresSu actividad es reconocida por la ley Nº 24.065 como Servicio Público. Deben abastecer a toda lademanda y sus incrementos de quienes no tengan la facultad de contratar su suministro en formaindependiente. Tienen la obligación de celebrar los contratos de compra-venta en bloque queconsideren necesarios para atender la totalidad de su demanda. No pueden alegar faltaabastecimiento insuficiente de energía eléctrica como eximente de responsabilidad por elincumplimiento de las normas de calidad de servicio que se establezcan en su concesión. Además,tienen que permitir el libre acceso de terceros a sus redes Será responsabilidad del distribuidor lasampliaciones de instalaciones derivadas de todo incremento de demanda en su zona de concesión.

Por su condición de monopolio natural, las distribuidoras como los transportistas revisten lacaracterística de servicio público, con la característica que los precios y la calidad del servicio debenser regulados por el Estado.

3.4. Grandes UsuariosComo agentes, existen tres tipos de grandes usuarios:

Gran Usuario Mayorista (GUMA)

Gran Usuario Menor (GUME)

Gran Usuario Particular (GUPA)

Contratan en forma independiente y para consumo propio su abastecimiento de energía eléctrica enel Mercado a Término, pactando libremente el precio de abastecimiento de energía eléctrica. Abonan

a la distribuidora (o a quien estén conectados) el uso de sus líneas.Pueden optar según la demanda de potencia:

GUMa 1000 kW < Pot. Máx y 4380 MWh año < energía

GUMe 30 kW < Pot. Máx < 2000 kW

GUPa 30 kW < Pot. Máx < 100 kW y sin medición por banda horaria

Obligaciones de los Grandes Usuarios:

Los GU deben contratar como mínimo el 50% de la demanda de energía prevista; lasdiferencias deben ser transadas en el Mercado Spot

Instalar Sistema de Medición Comercial (SMEC)

Establecer un Esquema de Alivio de Carga Establecer un depósito de Garantía por sus operaciones administradas por CAMMESA, en caso

de ser necesario.

Pagar gastos administrativos a CAMMESA

Informar la demanda prevista trimestralmente a CAMMESA para la confección de la base dedatos Estacional

Existen 3 tipos de contratos que pueden ser firmados por los grandes usuarios: Contratos deAbastecimiento, Contratos de Potencia y Contratos de Energía.

En los Contratos de Abastecimiento se pactan libremente las condiciones, plazos, precios ycantidades. Los generadores del Estado Nacional quedan excluidos de este tipo de contratación porlos artículos 35 y 37 de la Ley 24.065. A partir de la sanción de la resolución 1281/06 los generadores

hidráulicos no pueden celebrar este tipo de contratos, aunque sí podrán renovar aquellos anteriores ala resolución.

Los contratos así celebrados son de conocimiento público y deben ser informados a CAMMESA quienes la responsable de administrarlos realizando el seguimiento de los apartados entre el contrato y la




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generación o consumo real; y la facturación de los saldos y los servicios de transporte. La duraciónmínima de estos es de 1 año.

En los Contratos de Disponibilidad de Potencia (reserva fría), se compromete la disponibilidad depotencia de máquinas de un generador como respaldo para ser convocada por el agente contratante(provisoriamente no se pueden firmar nuevos).

Los Contratos de Energía: son iguales que los contratos de Abastecimiento, salvo que la garantía de

abastecimiento de este tipo de contrato es sólo la oferta del Mercado Spot en el nodo de compra delcontratante.

3.5. AutoproductoresAutoproductores: existen dos tipos llamados autogeneradores y cogeneradores.

Autogeneradores: Generan energía eléctrica como producto secundario, siendo su propósito principalla producción de bienes y/o servicios; no pueden suscribir contratos de reserva fría. Puede haberAutogeneradores demandantes y autogeneradores vendedores. Tienen las mismas característicasque un GUMA cuando compran, y que un generador cuando venden.

Cogeneradores: Producen conjuntamente energía eléctrica y vapor u otra forma de energía para finesindustriales, comerciales o de acondicionamiento ambiental. Siempre son vendedores y no puedensuscribir contratos de reserva fría.

3.6. ComercializadoresLa normativa los considera participantes del MEM (no tienen el estatus de agentes). Intervienenexclusivamente en las operaciones comerciales, no en la operación física. Se consideracomercializador al que compre o venda para terceros energía eléctrica en el Mercado EléctricoMayorista. También se considerará como tales a quienes reciban energía en bloque por pago deregalías o servicios que la comercialicen de igual manera que los generadores.

4. FUNCIONAMIENTO DEL MEM (CORRESPONDE?)

4.1. Precios del Mercado, de Nodo y Local

4.1.1. PRECIO POTENCIA

4.2. Precio Estacional

4.3. Fondo de Estabilización

4.4. Resultados obtenidos:

5. CAMBIOS EN EL MARCO REGULATORIO. SITUACIÓN APARTIR DE 2002

5.1. Efectos Inmediatos

Se detallan las principales normas en Anexo I






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durante 15 años a partir de la promulgación de esta ley. Los diferimientos adeudados se pagaránposteriormente en quince 15 anualidades a partir del vencimiento del último diferimiento.

c. Instrucción a las distribuidoras para la compra de energía eólica.

La SE propiciaría, no existiendo obligación, que los distribuidores de electricidad compren a losgeneradores de energía eólica, el excedente de su generación con un tratamiento similar al recibidoen la regulación actual por las centrales hidroeléctricas de pasada.

d. Estabilidad fiscal para los proyectos de energía eólica y solar.

En el Art 7 de la Ley se establece la estabilidad fiscal por 15 años. Toda actividad de generacióneléctrica eólica y solar que se encuadre dentro de lo estipulado por la Ley, gozará de estabilidad fiscalpor el término de 15 años, contados a partir de su promulgación. La estabilidad fiscal hace referenciaa la imposibilidad de afectar al emprendimiento con una carga tributaria total mayor, comoconsecuencia de aumentos en las contribuciones impositivas y tasas, cualquiera fuera sudenominación en el ámbito nacional, o la creación de otras nuevas que las alcancen como sujetos dederecho a los mismos.

e. Invitación a las provincias a fomentar dichas energías dentro de sus jurisdicciones.

Por último, en el Art 9º, se invitó a las provincias a adoptar un régimen de exenciones impositivas ensus respectivas jurisdicciones, a los fines de entrar en sintonía con el régimen nacional.

1.1. Resultados de la Ley 25019.El “Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar ” no tuvo los resultados esperados, debido a problemasburocráticos y a la posterior crisis que enfrentó la Argentina a partir del año 2001. En el documento “Descripción, Desarrollo y Perspectivas de las Energías Renovables en la Argentina y en el Mundo ” dela SE del año 2004 se menciona que:

“En 1998 el Congreso de la Nación sanciona la Ley Nº 25.019, Régimen Nacional de la Energía Eólicay Solar, …. No obstante, nunca pudo ser una herramienta efectiva ya que durante el año 1999 estuvoretardada su reglamentación y durante todo el año 2000 se demoraron las resoluciones técnicas y burocráticas que la pondrían en vigencia. Cuando comenzó a tener vigencia plena, en el año 2001, enel país se profundizó una fuerte recesión económica. Desde entonces las condiciones para nuevasinversiones en materia de generación energética son adversas”

Por ello, se puede concluir que entre las razones principales que hicieron que este régimen no fueraefectivo se pueden mencionar:

• La remuneración unitaria no fue suficientemente atractiva , sumado al hecho de que losprecios mayoristas de la electricidad se encontraban en los niveles históricos más bajos(como consecuencia de la elevada participación del gas natural en la matriz de combustibles,la elevada eficiencia del parque generador, que en ese momento se encontraba en francaexpansión por medio de ciclos combinados4)

• El régimen no estableció cuotas (metas a nivel país) de la contribución de las energíasrenovables a la matriz energética nacional, y tampoco previó la obligación de comprarelectricidad de fuente renovable por parte de los usuarios regulados.

• El régimen de beneficios se limitó a la generación de energía eléctrica de origen eólico y solar ,

y los beneficios de remuneración sólo abarcaban a las instalaciones de energía eólica.

2. RÉGIMEN DE ENERGÍAS RENOVABLES A PARTIR DE 2006

Desde el año 1998 no se promulgaron nuevos reglamentos que hicieran que las energías renovablestuvieran los incentivos necesarios para su desarrollo. Debieron pasar más de 8 años para quenuevamente se diera impulso a ésta iniciativa.

A fines del año 2006, se promulgó la Ley Nº 261905 denominada “Régimen de fomento nacional parael uso de fuentes renovables de energía destinadas a la producción de energía eléctrica” . Esta Leymantuvo el sistema de “Feed-in tariff” y los beneficios impositivos, pero amplió el universo deenergías renovables comprendidas en el régimen de promoción establecido por la Ley Nº 25019.

Adicionalmente estableció un sistema de cuota, sin una obligación de compra de parte de los usuarios

4 El precio de la electricidad a nivel mayorista en el mercado spot, descendió en promedio un 55% entre 1992 y2000 y se situó en 27,4 AR$/MWh en el año 2000 (en valores reales).

5 Decreto Reglamentario Nº 562 del año 2009.




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regulados, fijando el objetivo de alcanzar, para el año 2017, el 8% del consumo de energía eléctricanacional cubierto por fuentes renovables.

Una de las principales razones para que se haya introducido un sistema de cuota es que a partir delaño 2005-2006 Argentina entró un período de déficit de oferta de energía convencional, en base acombustibles fósiles -cuya tasa de declinación en las reservas se ha incrementado de formaalarmante. Como consecuencia de ello, el país pasó de ser un exportador de energía, a posicionarsecomo importador neto de combustibles (gas natural, fuel oil y en un futuro no muy lejano de petróleo

crudo). Esta situación hace imperativo diversificar la matriz energética.

2.1. Ley Nº 26190/2006El régimen de estímulo instaurado por la Ley Nº 26190/2006 y el Decreto 562/2009 (reglamentario)es de aplicación a toda la cadena de inversiones en producción de energía eléctrica a partir del uso defuentes renovables de energía, incluyendo:

i. La construcción de nuevas centrales de generación o ampliaciones y/o repotenciaciones deplantas de generación existentes, y

ii. La fabricación de equipamiento y tecnología destinada a la generación. (Art. 3º, Ley 26190).

El objetivo fijando es de alcanzar el 8% de consumo de energía eléctrica nacional por medio defuentes renovables para el año 2017 (horizonte de 10 años)

En el Artículo 4° se definen los siguientes conceptos de aplicación:

• Fuentes de energía renovables : son las que no emplean combustibles fósiles. Entre ellas semencionan a la energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases devertedero, gases de plantas de depuración y biogás. Se exceptúan los usos previstos en laLey Nº 26093 (Ley de Biocombustibles). De esta forma, solamente el biogás destinado a laproducción de electricidad ser rige por esta norma, siendo el resto de los usos (transporte,etc) regulados por la Ley de Biocombustibles.

• Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH) : el límite de potencia establecido paraencuadrarse dentro de la ley para los proyectos de centrales hidroeléctricas es de 30 MW6.

• Energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables : es la electricidad

generada por centrales que utilicen exclusivamente fuentes de energías renovables, así comola parte de energía generada a partir de dichas fuentes en centrales híbridas 7 que tambiénutilicen fuentes de energía convencionales.

• Equipos para generación : son aquellos destinados a la transformación de la energía disponibleen su forma primaria (eólica, hidráulica, solar, entre otras) a energía eléctrica. Relevante paralos interesados en aprovechar los beneficios del régimen de fomento para la fabricación deequipamiento y tecnología destinada a la producción eléctrica a partir de fuentes renovables.

En lo que respecta a la autoridad de aplicación, el gobierno determinó la coexistencia de dosautoridades: el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (MPFIPyS), a travésde la Secretaría de Energía (SE), es la autoridad de aplicación para todas las cuestiones técnicas ynormativas relativas al régimen de energías renovables, mientras que el Ministerio de Economía yFinanzas Públicas será el responsable de cuestiones tributarias fiscales.

Si bien la ley indicaba que El Poder Ejecutivo debía emitir reglamentos complementarios dentro de los90 días de publicada, y a su vez establecer un Programa de Desarrollo de Energía Renovables en los60 días posteriores, recién en mayo de 2009 (dos años y medio más tarde) se emite el Decreto 562,el que comienza a instrumentar el régimen de promoción.

2.1.1. INSTRUMENTOS DE PROMOCIÓN

Los instrumentos de promoción empleados en la Ley son: Régimen de fomento y Régimen debeneficios impositivos.

En los Artículos 7º y 8º se instituye por un período de 10 años un régimen de inversiones para laconstrucción de obras nuevas destinadas a la producción de energía eléctrica generada a partir defuentes de energía renovables. Los beneficiarios de este régimen serán las personas físicas y/o jurídicas que sean titulares de inversiones y concesionarios de obras nuevas de producción de energíaeléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables, aprobados por la autoridad de

6 En otros países el límite es menor. Por ejemplo de 10 MW en Chile.

7 En el caso de fuentes renovables intermitentes, por ejemplo eólica, se requiere equipos de respaldo paraasegurar la continuidad del suministro. En este tipo de casos, se hace referencia a centrales “híbridas” (eólico-diesel, por ejemplo)




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aplicación, cuya producción esté destinada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM, mercado a término ymercado spot) o la prestación de servicios públicos (por ejemplo, sistemas de generación aislada). Elfin es que contribuyan a alcanzar el objetivo de que para el año 2017 el 8% del consumo deelectricidad sea a partir de fuentes no convencionales, con radicación en el territorio nacional.

Los beneficios impositivos, vigentes durante 10 años a partir de la aprobación del proyectorespectivo, son los siguientes:

•

Impuesto al valor agregado e impuesto a las ganancias : los beneficiarios del régimen podránobtener la devolución anticipada del IVA, o alternativamente, practicar en el impuesto a lasganancias la amortización acelerada de los bienes u obras de infraestructura incluidos en elproyecto de inversión8.

• Ganancia mínima presunta : los bienes afectados a los proyectos aprobados por la autoridadde aplicación no integrarán la base de imposición del impuesto a la ganancia mínimapresunta, o el que en el futuro lo complemente, modifique o sustituya, a partir de la fecha deaprobación del proyecto respectivo y hasta el tercer ejercicio cerrado, inclusive, conposterioridad a la fecha de puesta en marcha del proyecto.

• Este régimen es complementario al vigente por medio de la Ley 25019 (subsidio a la energíaeólica a través del Fondo Nacional de Energía Eléctrica) y lo extiende a la generación con lasrestantes fuentes renovables. Para esto crea el Fondo Fiduciario de Energía Renovables

Los beneficios respecto del IVA otorgan mayor atractivo a los proyectos de larga maduración,mientras que los beneficios relacionados con el Impuesto a las Ganancias dan mayor atractivo a losproyectos de corta maduración.

El Artículo 8º del decreto reglamentario establece que serán beneficiarios del régimen de inversión losque cumplen las siguientes condiciones:

(i) Los titulares de un proyecto de inversión aprobado por la Secretaría de Energía de la Nación,

(ii) Quienes posean una concesión y/o autorización para generar energía eléctrica, de sernecesario (por ejemplo autorizaciones provinciales o municipales), y

(iii) La energía eléctrica debe ser destinada al MEM o al servicio público de distribución.

En el Art. 12 se prevé que se dará prioridad a aquellos proyectos que integren en su totalidad bienesde capital de origen nacional. Sin embargo se crean excepciones a esto último: “La autoridad deaplicación podrá autorizar la integración con bienes de capital de origen extranjero, cuando seacredite fehacientemente, que no existe oferta tecnológica competitiva a nivel local”

Por último, el Fondo Fiduciario de Energía Renovables será administrado por el Consejo Federal de laEnergía Eléctrica (CFEE). Dicho fondo se financia por la porción de los aportes del FNEE 9- destinadohasta mayo de 2009 a subvencionar a la energía eólica-, para esto, se incrementará el valor del FNEE(con un tope de 0.3 $/MWh)

2.1.1. R EMUNERACIÓN

El régimen de beneficios impositivos es independiente del régimen de remuneración que ya fueraimpuesto en la Ley Nº 25019. Es decir, un proyecto podrá no aplicar a los beneficios impositivos, ysin embargo gozar del beneficio de remuneración adicional por 15 años 10. El régimen de remuneraciónse extendió a todo el espectro de tecnologías renovables:

Eólico: remuneración de hasta 15 $/MWh efectivamente generados por sistemas eólicosinstalados y a instalarse, que vuelquen su energía en los mercados mayoristas o estén destinadosa la prestación de servicios públicos (por ejemplo sistemas de generación aislada).

Fotovoltaica: remuneración de hasta 900 $/MWh puesto a disposición del usuario congeneradores fotovoltaicos solares instalados y a instalarse, que estén destinados a la prestaciónde servicios públicos.

Resto tecnologías (sin considerar pequeñas hidroeléctricas): remuneración de hasta 15 $/MWhefectivamente generados por sistemas de energía geotérmica, mareomotriz, biomasa, gases devertedero, gases de plantas de depuración y biogás, a instalarse, que vuelquen su energía en los

8 La elección entre ambos beneficios dependerá del negocio a desarrollar (por ejemplo el tipo de energíarenovable, si se venderá en el mercado spot o en el mercado a término con un contrato a largo plazo, etc.), eltiempo de demora de instalación de la planta, la vida útil de los bienes de capital a invertir, el “cash flow” estimado, etc.9 Gravamen que forma la parte de las sumas de dinero que se utilizará para el pago de la remuneración pararenovables.

10 En el caso de los equipos instalados correspondientes a generadores eólicos y generadores fotovoltaicos solares,dicho período se contará a partir de la efectiva fecha de instalación.




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mercados mayoristas o estén destinados a la prestación de servicios públicos. Están exceptuadasde la presente remuneración las consideradas en la Ley Nº 26093 (Biocombutibles).

Hidroeléctricos hasta 30 MW: remuneración de hasta 15 $/MWh efectivamente generados, porsistemas hidroeléctricos a instalarse de hasta treinta megavatios (30 MW) de potencia, quevuelquen su energía en los mercados mayoristas o estén destinados a la prestación de serviciospúblicos.

El valor del FNEE y de la remuneración adicional para cada tipo de energía renovable, se adecuaránpor el coeficiente de adecuación trimestral (CAT, Ley Nº 25957). El CAT es un mecanismo de reajustetrimestral que se basa en los aumentos de los precios de los mercados spot y a término facturadospor los generadores en el Mercado Eléctrico Mayorista. Cabe aclarar que desde noviembre de 2005 nose actualiza el valor del CAT. A Julio de 2011 su valor sería del orden de 4 - 4,5 por lo que laremuneración adicional para la energía eólica sería del orden de 60- 67 AR$/MWh. Sin embargo, lasautoridades nacionales han relanzado la promoción de energías renovables con medidas recientes,como el Programa de Obras Hidráulicas (res SE 762/09) o la licitación de compra de energía a partirde fuentes renovables que desarrolla ENARSA (GENREN I y II). En este contexto puede asumirse queen un futuro la regularización de esta situación, es decir que el valor del subsidio deberá ser ajustado.

2.1.2. MECANISMO DE APLICACIÓN DEL R ÉGIMEN DE BENEFICIOS

El decreto reglamentario (Decreto 562/2009) especifica, en su Artículo 14, los casos que seencuentran comprendidos dentro de la Ley y que pueden requerir esta “Remuneración Adicional ”:

1. Todo generador titular de una instalación de energía renovable destinada a la producción deenergía eléctrica que sea agente del MEM.

2. Todo autogenerador, agente del MEM, titular de una instalación de energía renovabledestinada a la generación de energía eléctrica, por los excedentes que vuelque al serviciopúblico de electricidad.

3. Todo generador, autogenerador o cogenerador titular de una instalación de energía renovabledestinada a la producción de energía eléctrica que no sea agente del MEM, que venda toda oparte de su energía a un prestador de servicio público de electricidad.

4. Todo titular de una concesión provincial o municipal de servicio público o prestatario,debidamente autorizado, del servicio rural disperso de electricidad, que tenga a su cargounidades de generación de energías renovables destinadas a la producción de energía

eléctrica, sea o no agente del MEM, alcanzando dicha remuneración solo a la energía de talorigen que sea utilizada por el concesionario, para la prestación del servicio público.

5. Todo titular de una concesión provincial o municipal de servicio público o prestatario,debidamente autorizado, del servicio rural disperso de electricidad, que tenga a su cargounidades de generación fotovoltaica destinadas a la producción de energía eléctrica, sea o noagente del MEM, alcanzando dicha remuneración solo a la energía de tal origen que seautilizada para la prestación del servicio público de electricidad.

En lo que respecta al mecanismo de aplicación, la regulación establece que la Autoridad de Aplicaciónes el MPFIPyS, a través de la Secretaría de Energía, excepto en las cuestiones de índole tributaria ofiscal, en donde la Autoridad de Aplicación es el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. Acontinuación se exponen los roles de cada actor:

La Secretaría de Energía del MPFIPyS, deberá

• Proponer el monto que se debe prever en el Presupuesto Nacional de cada año.

• En conjunto con el CFEE, deberá definir los parámetros que permitan seleccionar, aprobar yotorgar orden de mérito para los proyectos de inversión en obras nuevas para la producción deenergía eléctrica a partir de fuentes renovables. Para ello se tendrán en cuenta en otros factores:

o Creación de empleo en Argentina.

o Minimización del impacto ambiental.

o Empleo de bienes de capital de origen nacional. Podrá autorizarse el uso de bienes decapital de origen extranjero, cuando se acredite fehacientemente que no existe ofertatecnológica competitiva a nivel local.

o La energía eléctrica a generarse se destine al Mercado Eléctrico Mayorista o la

prestación de servicio público.

• Establecer un orden de mérito -empleado para asignar el cupo presupuestario- para los proyectosque hayan obtenido esta aprobación.




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Los Solicitantes deberán acreditar fehacientemente (art 8 ítem 2) ante el CFEE, entre otras cosas, elEstatuto Social debidamente inscripto en los registros que correspondan, Balance y Estados Contablesdel último ejercicio cerrado, certificación de cumplimiento de las obligaciones tributarias yprevisionales vencidas a la fecha de la solicitud.

Se debe incluir la documentación legal, técnica, ambiental y económica que exigirán tanto la SE,como el Ministerio de Economía y acreditación de la generación de puestos genuinos de trabajo,conforme la legislación laboral vigente en cada rubro de actividad.

El trámite se inicia ante el CFEE. Éste realizará la selección, evaluación y aprobación de los proyectospresentados, ad referéndum de la SE:

• Los proyectos serán remitidos incluyendo el orden de mérito al Ministerio de Economía, el queevaluará y aprobará la aplicación a estos proyectos del Régimen de Inversiones previsto en elArtículo 7º de la Ley Nº 26190 (Régimen de Inversiones).

• El CFEE deberá “dictar la normativa que defina los criterios técnico - económicos para el cálculo

de la Remuneración Adicional que recibirán los proyectos que hubieren obtenido la aprobación”.Esta reglamentación considerará:

a) Contribución a la Sustitución de Combustibles (50%)

b) Contribución por la participación de la industria nacional y oportunidades, de creación de

empleo (40%).c) Contribución por la rápida puesta en marcha de los proyectos (10%)

Figura 1. Proceso de Evaluación de Proyectos.

Previsión Anual de generaciónDe Energía Renovables

Cálculo Remuneración Adicional por proyecto

APORTES TOTALES

RESPONSABILIDAD SE

El consumidorpaga a travésde la Tarifa

FONDOFIDUCIARIO

DE ENERGIASRENOVABLES

(CFEE)

Pago a Generador de

Energía Renovable

Figura 2. Esquema Remunerativo.




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2.1.3. INVITACIÓN A OTRAS JURISDICCIONES

Se hace expresa la invitación a las provincias y a la Ciudad de Buenos Aires a implementar sistemasde beneficios fiscales en sus jurisdicciones con el fin de potenciar el uso la Ley.

Se establece que el Gobierno Federal propiciará que los gobiernos provinciales y la Ciudad de BuenosAires dispongan a nivel local las siguientes medidas para los proyectos y emprendimientos deenergías renovables, como por ejemplo:

a) Exención de pago del impuesto a los ingresos brutos o reducción de las alícuotas aplicables;

b) Exención de pago de tasas municipales o reducción de las alícuotas aplicables;

c) Exención al pago del impuesto de sellos; y

d) Exención temporal o definitiva del impuesto inmobiliario.

2.1.4. R ESOLUCIÓN MPFIPYS 572/11. PROCEDIMIENTO PARA LA PRESENTACIÓN Y SELECCIÓN DE PROYECTOS R ENOVABLES.

Esta resolución aprueba el “Procedimiento para la presentación y selección de proyectos Renovables” dentro del “Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes renovables de Energía destinada ala Producción de Energía Eléctrica” (Ley 26190), con el objetivo de realizar un mayor y efectivocontrol sobre las inversiones, obras y beneficios otorgados en el marco de digo Régimen.

2.1.5. R ESULTADOS DE LA LEY 26190.

Hasta el presente se puede afirmar que el esquema diseñado por la Ley 26190, basado en el sistemade Primas, que es el que más éxito ha demostrado en el mundo de las energías renovables, hafracasado en Argentina.

Entre las razones fundamentales que pueden explicar este comportamiento se incluyen:

1. Demoras en la reglamentación de la Ley : la ley fue promulgada en diciembre del 2006 y sureglamentación en mayo del 2009. Esto provocó un vacío de regulación durante casi tresaños, impidiendo que los potenciales inversores se interesaran, debido a que la Ley no es

operativa hasta que no sea reglamentada.2. Insuficiente incentivo en la Prima fijada : la Prima fijada resultó insuficiente para cubrir la

brecha entre el precio spot de mercado y el costo medio total de generación eólica.Considerando esto, la ley tampoco establece mecanismos que incluyan las externalidadespositivas de la energía eólica a través de otros tipos de complementos a la Prima, quepermitan compensar o nivelar los subsidios que la energía convencional actualmente percibecon fondos directos del tesoro nacional.

A Julio de 2011, el precio de la energía en el mercado spot es cercano a los 30 dólares por MWh 11; sial mismo le aplicamos la prima fijada en la Ley 26190, actualizada por el CAT (15 US$/MWh), el valorde la energía eólica a valores del 2010 sería de aproximadamente 45 dólares por MWh (30+15),aproximadamente. En este sentido, y a pesar de que los costes de generación eólica son variables encada país, los valores promedios de licitaciones en Brasil (70-80 US$/MWh), Perú (80-90 US$/MWh)Uruguay (80-90 US$/MWh) y Europa (110-140 US$/MWh) arrojan un brechas importantes con

respecto a los valores incluidos en la Ley. Cabe agregar finalmente que en las licitaciones llevadas acabo por ENARSA, ver punto 5.3, han resultado adjudicados proyectos costos totales en el rango 120-140 US$/MWh.

Los fallos en la información sobre los costos medios de la generación eólica y los bajos precios delmercado spot, han sido, sin lugar a dudas, las causas principales que explican la ineficacia de esta leyde fomento.

2.2. Reglamentos relativos a la Ampliación de Oferta deGeneración

Entre las acciones orientadas a superar estos problemas y teniendo en cuenta los pronósticos sobre el

aumento futuro de la demanda que disponían en el período 2005/2008, el Poder Ejecutivo Nacionalpuso en marcha los programas conocidos como "Energía Plus" (año 2006) y “Energía Distribuida”

11 Este precio no considera los verdaderos costos que el sistema debe enfrentar para su abastecimiento. El valorreal se ubica en el orden de 75 US$/MWh, que es el costo de abastecimiento que pagan en promedio las grandesdemandas industriales.




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(2007). El espíritu de ambos esquemas es fomentar la inversión privada en nuevas instalaciones degeneración, permitiendo a sus propietarios vender la energía producida a precios suficientes paraprever la cobertura del costo de dichos proyectos más una rentabilidad razonable.

El gobierno nacional, a través de la Secretaría de Energía, pretendió asegurar la disponibilidad degeneración suplementaria12 a partir de la intervención de agentes generadores, cogeneradores oautogeneradores independientes del MEM.

2.2.1. R ESOLUCIÓN SE 1281/2006. ENERGÍA PLUS.En septiembre de 2006 el gobierno nacional lanzó el programa “Energía Plus” 13, elaborado en funciónde dos objetivos fundamentales:

• por un lado, asegurarles el suministro eléctrico a los clientes residenciales, al alumbrado público,a las entidades públicas, a las pequeñas y medianas empresas (PyMES) y a los pequeños usuarioscuyo consumo no supere los 30 kW de potencia;

• y por el otro, incorporar nuevos unidades y generadores con el objeto de abastecer la demandaindustrial y a incentivar la autogeneración y la cogeneración de energía.

En vigencia desde el 1º de noviembre de 2006, esta normativa establece que la energíacomercializada en el mercado spot tiene como prioridad satisfacer las demandas atendidas por losdistribuidores y/o prestadores del servicio público de electricidad que carecen de la capacidadnecesaria para contratar su abastecimiento en el mercado mayorista eléctrico. También exige que lasgrandes industrias satisfagan sus mayores demandas de energía mediante generación propia, omediante la firma de contratos a término con nuevos generadores.

Dicho de otro modo, los grandes usuarios con potencias mayores o iguales a 300 kW disponen de laúltima prioridad de abastecimiento. Por lo tanto, son responsables de asegurar la cobertura de susdemandas del año 2005 (denominada demanda base) y de sus crecimientos con respaldo físico, esdecir, con contratos con “Generadores Plus”. También deben cumplir con reducciones de demandaeventualmente requeridas porCAMMESA.

Dos definiciones son de importancia para la comprensión del proceso:

Demanda Base: demanda de potencia abastecida durante el año 2005, calculada de acuerdo alo establecido en el Anexo I de la Nota SE N° 1374 del 27 de octubre de 2006.

Demanda Excedente: demanda de potencia y energía registrada por sobre la Demanda Base.

El programa Energía Plus propone, de esta manera, un nuevo esquema de abastecimiento, en dondelas grandes demandas mayores o iguales a 300 kW deben cumplir un rol activo muy importante paraobtener la cobertura de sus consumos. Para incentivar la cobertura contractual la norma dispone dedos herramientas:

1. Por un lado, los grandes usuarios con capacidad igual o mayor a los 300 kW son responsables deasegurar el abastecimiento de sus demandas base del año 2005 y de sus crecimientos conrespaldo físico, ya sea a través de la autoproducción y/o mediante contratos de suministro en elmercado a término.

2. Por otro lado, en caso de no hacerlo se aplica un cargo específico correlacionado con los preciosmarginales.

Adicionalmente la norma dispone que también deban cumplir con eventuales pedidos de reducciones

de demanda requeridas por el operador y administrador del mercado eléctrico, CAMMESA. En casocontrario, deberán abonar un costo suplementario en concepto de multa, calculado en base a laenergía consumida en exceso, valuada en 3000 $/MWh, es decir varios órdenes de magnitudsuperiores a los precios vigentes.

Todas de las demandas con potencias iguales o superiores a 300 kW, independientemente de quesean clientes de las distribuidoras o grandes usuarios del MEM, son, en el nuevo contexto, los únicosresponsables de asegurar con respaldo físico su abastecimiento de sus demandas del año 2005 y elcrecimiento ulterior, para estar menos expuestos a eventuales cortes y/o reducciones programadasde demanda ante insuficiente oferta de generación.

a) Generadores Plus

Como se mencionó anteriormente, el gobierno nacional, a través de la Secretaría de Energía,pretendió asegurar la disponibilidad de generación suplementaria14 a partir de la intervención de

12 Interconexión de generación existente, cierre de ciclos combinados, repotenciaciones, etc.

13 A partir de la Resolución N° 1281/06 publicada en el Boletín Oficial del 4 de septiembre de 2006.

14 Interconexión de generación existente, cierre de ciclos combinados, repotenciaciones, etc.




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agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores independientes del MEM, con el objeto desatisfacer el mayor consumo eléctrico del país.

En 2006 el gobierno nacional lanzó el programa “Energía Plus”, elaborado, desde el punto de vista dela generación, para incorporar nuevas unidades y generadores con el objeto de abastecer la demandaindustrial y a incentivar la autogeneración y la cogeneración de energía.

En este sentido se exige que las grandes industrias satisfagan sus mayores demandas de energía

mediante generación propia, o mediante la firma de contratos a término con nuevos generadores.Como los grandes usuarios con potencias mayores o iguales a 300 kW disponen de la última prioridadde abastecimiento, recae en su responsabilidad el asegurarse la satisfacción de sus demandas del año2005 y de sus crecimientos posteriores con respaldo físico, es decir, con contratos con “GeneradoresPlus”.

Por último, se establece que en tanto sea de aplicación la resolución SE N° 406/200315, lasobligaciones de pago tendrán la prioridad de cancelación establecida en el numeral e) del artículo 4de dicha resolución.

b) Listado de Generadores Plus

Los generadores proveedores del servicio de Energía Plus y sus potencias contratadas se muestran en

la siguiente tabla, para trimestre Mayo – Julio de 2011:

Tipo deAgente

Empresa Máquina Potencia MáximaContratable bajo

contratos por Servicio deEnergía Plus [MW]

Potencia Máxima Contratadaautorizada por Secretaría de

Energía (Abril 2011 [MW])

Generador Central Térmica Güemes S.A. GUEMTG01 101.,5 86.1

Generador Petrobras Energía S.A. GEBATG03 163.3 120.7

Autogenerador Solalban Energía S.A. SOLATG01 50.0 39.9

Autogenerador Molinos Río de la Plata S.A. MOLITV01 10.0 9.9

Generador Termoandes S.A.TANDTG01

305.2 200.7TANDTG02

Generador Generación Mediterránea S.A.MMARTG03

116.6 93.5MMARTG04

Generador E.P.S.E. CVIEHI 10.5 0

Generador Energía del Sur S.A. PATATV01 47.3 0

Autogenerador Petrolera Entre Lomas S.A. ELOMDI01 6.0 0

Generador Hidroeléctrica El Chocón S.A. ARROHINUEntre 6.1 MW y 13.2 MW

dependiendo el mes0

Generador Generación Mediterránea S.A. MMARTG05 Aproximadamente 14.6 0

Generador Central Térmica Loma de la

Lata S.A.--- Aproximadamente 78.7 0

Tabla 1. Proveedores del servicio de Energía Plus a Abril de 2011. Fuente: Cammesa

Nótese que entre los oferentes se encuentra una central hidroeléctrica de 10.2 MW de la provincia deSan Juan.

c) Precios de Generadores Plus

Los precios pactados en los acuerdos que se celebren bajo el marco normativo del Servicio EnergíaPlus deben estar compuestos por:

• Costos asociados : que deben ser validados por CAMMESA en cada caso.

• Margen de utilidad : el que debe ser definido por la Secretaría de Energía, en cada caso. A losfines de la definición del margen de utilidad, la Secretaría de Energía deberá someter sudecisión al Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

15 Ante la escasez de recursos para cancelar las acreencias de los agentes del mercado, la Secretaría de Energíaemitió la Resolución SE Nº 406/03, del 08/09/2003, que estableció un orden de prioridad para la cancelación dedichas acreencias con los fondos disponibles, reconociendo aquellas que no se pudieran cancelar como deuda delFondo Estacional con los acreedores (mayoritariamente transportistas y generadores) a pagar cuando existanrecursos disponibles.




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Se encuadran dentro de Generadores Plus a la generación adicional cuya habilitación se produzcaposteriormente a agosto del año 2006, o que a dicha fecha no estén interconectados al MEM, exceptoque dicha potencia esté comprometida como respaldo de contratos de abastecimiento de exportación,de disponibilidad de potencia o de cualquier otro tipo, en donde se haya comprometido ladisponibilidad de potencia al cubrimiento de Contratos

Cada contrato habilitado recibe una remuneración mensual, la cual es calculada considerando elprecio monómico avalado por CAMMESA, en función a la aprobación de sus costos, y el margen de

utilidad definido por la SE. Valores típicos de los precios de los contratos plus a mayo de 2011 oscilanentre 230 a 270 AR$/MWh.

2.2.2. R ESOLUCIÓN SE 220/2007. NUEVAS UNIDADES.

Con el objetivo de impulsar el ingreso de nueva oferta de generación, el gobierno consideróconveniente sentar nuevas bases reglamentarias para brindar las señales económicas necesarias, junto con las vías de acción, para todo aquel inversor (agente o no del MEM) que desee instalarnuevos equipos generadores. El fin de esta resolución es satisfacer los requerimientos de la demandaregulada (a Precio Estacional) que se comercializan en el Mercado "Spot" del MEM.

Por medio de la Resolución SE N° 220/2007, la Secretaría de Energía habilitó la celebración deContratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica (“CAE”) entre el MEM (representado por CAMMESA)y empresas que aporten una nueva oferta de generación al sistema mediante todos aquellosproyectos de instalación de energía adicional en los que participe el Gobierno Nacional, ENARSA o losque determine el MPFIPyS para satisfacer la demanda de los clientes cautivos de las distrubuidoras.

La Resolución N° 220/07 incluye las siguientes características básicas de los CAE:

a) Vigencia : 10 años o un plazo menor que establezca excepcionalmente la SE.

b) Partes : Como parte vendedora, la empresa cuya oferta haya sido aprobada por la Secretaríade Energía; y como parte compradora el MEM en su conjunto representado por CAMMESA. Elobjeto es abastecer la demanda de los pequeños usuarios, que se comercializan en elMercado "Spot" a Precio Estacional.

c) Remuneración : Será determinada en base a los costos aceptados por la Secretaría de Energíay aprobados por el MPFIPyS.

d) Despacho : Las máquinas y centrales afectadas al cubrimiento de los CAE generarán en la

medida que resulten despachadas por CAMMESA, es decir en función de sus costos variablesde producción (CVP).

e) No se prevé la realización de licitación pública previo a la aprobación de una oferta.

Ello implica que, a fin de reducir el riesgo de pago de las ventas correspondientes a los CAE, se haestablecido que los costos asociados a estos contratos tendrán prioridad de pago frente a lasacreencias de otros agentes del mercado. En este sentido, el orden de prioridad a aplicar para lacancelación de las obligaciones de pago derivadas de estos contratos, será igual o superior a lacorrespondiente al reconocimiento de los costos operativos de los generadores térmicos. En otraspalabras, la recuperación de costos de asociados a los CAE tendrá, al menos, la misma prioridad quela recuperación de, por ejemplo, los costos del combustible utilizado para generación de energíaeléctrica ya instalada.

2.2.3. R ESOLUCIÓN SE 1836/2007. ENERGÍA DISTRIBUIDA

Los programas de generación de energía eléctrica distribuida han sido impulsados por el GobiernoNacional y ENARSA previendo la posibilidad de que los titulares de activos que impliquen una ofertaadicional de energía eléctrica no existente al momento del dictado de dicha resolución puedan -enasociación con ENARSA- vender la energía generada por esa oferta adicional a un precio suficientepara la adecuada remuneración de sus costos y una razonable tasa de rentabilidad sobre la inversión.

La Resolución SE N° 1836/07 (no publicada en el Boletín Oficial) instruye a CAMMESA, a suscribir conENARSA, Contratos de Abastecimiento MEM correspondientes a emplazamientos que la SE le informe.

Características:

• Las centrales surgen de licitaciones de ENARSA, en las que ésta contrata con los contratistasla provisión, instalación, operación y mantenimiento de la central. A su vez, ENARSA celebracon CAMMESA el contrato de abastecimiento al MEM reflejando las condiciones del contratoentre ENARSA y su contratista.

• La duración máxima establecida de los contratos es de 3 años, aunque los contratos prevénsu renovación por un período igual.




DRA BETTI

• En general son máquinas pequeñas que consumen gas oil.

Luego de la adjudicación de la instalación de las centrales aeroderivadas en Pinamar (febrero 2008),ENARSA lanzo una nueva licitación pública (N° 2/2008) cuyo objeto –similar al concurso anterior–consistió en proveer el servicio de generación eléctrica distribuida producida por plantastransportables generadoras de energía eléctrica, incluyendo la provisión, instalación, puesta enmarcha, operación y mantenimiento de las mismas.

La licitación Generación Distribuida I totalizó potencia por 274.6 MW mientras que la GeneraciónDistribuida II instaló 501.3 MW.

Los precios medios monómicos (en US$/MWh) de las adjudicaciones de las licitaciones EnergíaDistribuida I y II son los siguientes:

• Turbinas de gas natural empleando gas natural: ≅180 US$/MWh

• Motores a Gas Oil o Fuel Oil: 250-300 US$/MWh

2.2.4. R ESOLUCIÓN SE 762/2009. PROGRAMA NACIONAL DE OBRAS HIDROELÉCTRICAS.

El espíritu de la Resolución SE 762/2009 reside en la conveniencia de la realización de contratos de

abastecimiento en el MEM por parte de nuevas centrales hidroeléctricas, que permitan lacomercialización de su generación y de esta forma se asegure el flujo de fondos necesarios para elrepago de las inversiones requeridas. La resolución fija las pautas y condiciones a través de las cualesse reconocerán los costos de inversión y de operación y mantenimiento de las centraleshidroeléctricas que se construyan en el marco de dicha resolución. Se crea el “ Programa Nacional deObras Hidroeléctricas”, cuyo objetivo principal es incentivar y sostener la construcción de centraleshidroeléctricas. El objeto básico del mismo es el de incorporar nuevos aprovechamientoshidroeléctricos para reducir el consumo de combustibles fósiles y aportar control de crecidas eirrigación.

Las centrales, precios y demás condiciones particulares de aplicación serán determinados por la SE encada ocasión, en base a principios de racionalidad económica, equidad y beneficios operativos para elconjunto del sistema eléctrico.

Esta resolución habilita la formalización de contratos de abastecimiento entre el MEM –representadopor CAMMESA- y nuevas centrales hidroeléctricas. Los contratos tendrán un máximo de 15 años, elque puede ser extendido a criterio de la SE. A su vez ésta definirá la metodología a aplicar a losefectos trasladar a los distribuidores los precios correspondientes a la generación de energía eléctricaproducida por las centrales hidroeléctricas construidas bajo el programa.

Los proyectos en marcha aportarán al Sistema aproximadamente 3000 MW de potencia y 8000 GWhde energía media anual.

Para llevarlos adelante se están realizando licitaciones internacionales para financiar, construir,operar y mantener los aprovechamientos en base a contratos a 15 años con CAMMESA.

El estado a la fecha del presente Informe de cada uno de los procesos es el siguiente:

Punta Negra 60 MW – San Juan. En construcción (Techint – Panedile) –

Cóndor Cliff 1140 MW – La Barrancosa 600 MW – Santa Cruz. Preadjudicada (IMPSA – Corp.América – Camargo Correa). Contratos de construcción y OyM a ser suscritos próximamenteentre Provincia y la UTE adjudicataria

Chihuido I 637 MW – Neuquén. Preadjudicada (Electroingeniería – OAS – CPC – Hidrocuyo –Rovello Carranza).

Los Blancos I (320 MW) y II (160 MW) – Mendoza. En proceso de análisis de las tres ofertastécnico económicas presentadas (IECSA+CONTERN (Brasil); IMPSA; Cartellone+OAS (Brasil).

Los plazos de construcción previstos son del orden de 5 años, siendo repagado el monto de la obra yde la operación y el mantenimiento mediante un contrato de abastecimiento con el MEM por un plazode 15 años desde la entrada en servicio comercial de las centrales hidroeléctricas.

Para la atención de las necesidades financieras de las obras se ha previsto la constitución deFideicomisos y en algunos casos se contará con financiación parcial de los oferentes.

En el caso de la CH Punta Negra, el principal aporte a su financiamiento durante la construcción estádado por la cesión efectuada por Energía Provincial Sociedad el Estado (EPSE) al Fideicomiso que seinforma más adelante de parte del crédito que le genera la venta de potencia por la CH Los Caracoles(en operación), de acuerdo con lo establecido en el contrato de abastecimiento oportunamentesuscrito con CAMMESA.




DRA BETTI

Figura 3.Ubicación

de los proyectos en desarrollo (Junio 2011)

CENTRAL HIDROELÉCTRICA PUNTA NEGRA

Aprovechamiento Hidroeléctrico sobre el río San Juan.Características principales:

Potencia instalada: 2 x 32,5 MW. Total 65 MW

Generación media anual: 300 GWh

Presupuesto de la obra: US$ 335 millones (sin IVA).

Fecha de inicio: 28 de diciembre de 2009

Plazo de obra: 4 años y 8 meses.

Empresa constructora: UTE Techint-Panedile

Durante el año 2010 CAMMESA ha efectuado transferencias por $ 179,1 millones (incluido IVA).

Durante el período enero-mayo de 2011 se efectuaron pagos por $ 137,3 millones, por lo que el totalacumulado transferido para la obra alcanza a $ 316,4 millones incluidos anticipos financieros yredeterminaciones de precios sobre obra certificada (actualización desde la fecha de oferta a la deinicio de las obras).

El avance físico estimado según el último certificado de obra recibido (marzo 2011) es de 12,80%.

Fideicomiso CH Punta Negra

A los efectos de la administración de los pagos que demanda la construcción de la CH Punta Negra, el22 de diciembre de 2010 se suscribió el Contrato de Fideicomiso Central Hidroeléctrica Punta Negra,en el marco del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas creado por Resolución SE N° 762/09.

Concepto CH Caracoles CH Punta NegraPotencia Contratada [MW] 97,16 51,21Cargo Fijo [US$/MW mes] 40.000 Hasta 31/12/2013 62.145 15 años desde hab comercial

0 Desde 1/01/2014




DRA BETTI

Cargo Fijo [US$ mes] 209.865.600 Hasta 31/12/2013 572.840.181 15 años desde hab comercial0 Desde 1/01/2014

Tabla 2. Contrato para el desarrollo de CH Punta Negra

La partes son el Banco BICE y Energía Provincial S.E. (EPSE), Fiduciario y Fiduciante respectivamente.

A su vez CAMMESA lo suscribió en su rol de Unidad de Ejecución del Fideicomiso y como DeudorCedido por la cesión parcial efectuada por EPSE al Fideicomiso de los créditos derivados de los Cargosde Potencia que reconoce el MEM por los Contratos de Abastecimiento suscritos el 05-11-09 con EPSEpor las CH Los Caracoles (etapa de construcción de la CH Punta Negra) y Punta Negra (etapa derepago).

Figura 4. Esquema funcional en fase de construcción

2.2.5. R ESOLUCIÓN SE 712/2009. UNIDADES A PARTIR DE FUENTES R ENOVABLES

La Resolución SE 712/09 dispone las bases reglamentarias, a través de señales económicas ynormativas necesarias para la instalación de nueva oferta de generación de energía eléctrica, queutilice recursos renovables. Para ello habilita la realización de Contratos de Abastecimiento entre elMEM y las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada presentadas por parte deENARSA en el marco de licitaciones para instalación de generación a partir de fuentes renovablesllevadas a cabo durante el año 2009, y adjudicadas en junio de 2010.

A este tipo de contratos se los denomina “Contratos de Abastecimiento MEM a partir de fuentesrenovables” . Estas unidades deben ser nuevas, y que a la fecha de publicación de la norma nocuenten con las instalaciones de generación a comprometer en estas ofertas, o que no esténinterconectados al MEM.

Características:

• Los contratos podrán ser tanto para abastecer potencia como para energía. Se diferencian los “Contratos de abastecimiento MEM a partir de fuentes renovables” (así fueron denominadospor la regulación), como (i) aquellos “por potencia” respecto de aquellos proyectos queutilicen tecnologías que permitan respaldar la potencia de sus unidades generadores(generación térmica a biodiesel), y (ii) aquellos “de energía suministrada” con los que no esposible respaldar potencia de acuerdo a las características del recurso explotado y/o latecnología aplicada (eólico o solar).

• Vigencia 15 años, pudiendo prolongarse por 18 meses los contratos de abastecimiento deenergía.

• CAMMESA abonará mensualmente un cargo adicional de hasta el 10% al pautado, a fin de

garantizar en hasta un 20% las obligaciones futuras que surjan de los contratos deabastecimiento MEM a partir de fuentes renovables, a través de la conformación de un Fondode Garantía de Pago (20% de la transacción de 15 años).

• Los proyectos deberán haber sido seleccionados como resultado de la licitación establecidopor ENARSA.




DRA BETTI

• En tanto sea de aplicación el orden de prioridad de pago previsto en la Resolución SE Nº406/2003, las obligaciones de pago derivadas del contrato tendrán prioridad de cancelación(igual al llamado inciso “e” que cubre los costos de combustible y operación y mantenimientode las centrales que venden al mercado spot). En caso de que se modifique dicho orden deprioridad, se establece que la prioridad de cancelación de las obligaciones de pago no podráser inferior a la correspondiente al reconocimiento de los costos operativos de losgeneradores térmicos.

A través de la Licitación Pública Nacional e Internacional EE Nº 001/2009 se fijó un objetivo de contarcon un total de 1015 MW de potencia instalada. Esta licitación se adjudicó recientemente (Junio2010). Según se informó, para el análisis de las ofertas se ponderó el precio ofertado, el porcentajede componente local de las propuestas y el tiempo de habilitación de las centrales. Con excepción delos contratos asignados a las Térmicas con Biocombustibles, los precios se mantienen fijos durante los15 años de vigencia del Contrato.

La SE instruirá a CAMMESA a firmar contratos de abastecimiento MEM en el marco de la norma conlas empresas adjudicatarias.

Asimismo, se han relanzado procesos licitatorios para la provisión de energía eléctrica proveniente defuentes Eólica, Geotérmica, Solar Térmica, Biogás y Residuos Sólidos Urbanos (en curso durante2011)

El costo de estos contratos para el año 2013, fecha en que deberían estar todos estos proyectos enmarcha, sería del orden de US$ 457 millones16, que, con la normativa actual, debieran ser aportadospor el Tesoro.

2.2.6. R ESOLUCIÓN SE 108/2011. CONTRATACIÓN DIRECTA DE UNIDADES RENOVABLES.

Esta resolución habilita la firma de contratos con energía renovable de origen renovable, de formasimilar a la Resolución SE 712/09, a todos los Agentes del MEM sin necesidad de la realización de unalicitación. Los agentes interesados en instalar generación renovable deben presentar los proyectos,con sus características técnicas y costos, a la SE, la que evaluara junto a CAMMESA.

Características:

• El plazo es de 15 años (con una banda de +/- 18 meses).

• CAMMESA es la parte compradora.• Comprador: MEM representado por CAMMESA con el objeto de satisfacer los requerimientos

de demanda que se comercializan en el Mercado spot de dicho Mercado a Precio Estacional.

• La SE determinará la mecánica a aplicar para la inclusión de la transacción de éstas unidades

3. ANÁLISIS DE UN CONTRATO DE ABASTECIMIENTOCONTRA EL MEM

Para facilitar el financiamiento de la inversión necesaria para la ejecución del proyecto, las normasactuales del sistema eléctrico nacional (Resoluciones Nros. 712/2009 y 108/2011 de la Secretaría deEnergía) posibilitan la celebración de contratos de abastecimiento de energía eléctrico con el operadordel sistema eléctrico nacional –CAMMESA- por un plazo de hasta 15 años, con precios de la energíadiseñados para hacer viable durante ese plazo el retorno de la inversión.

En ANEXO III se presenta un modelo de contrato para una iniciatiba como la que se propende en esteinforme.

A completar.

4. DESPACHO DE FUENTES RENOVABLES

Los Anexos 39 y 40 de “Los Procedimientos” regulan el tratamiento de despacho que CAMMESA le

dará a la generación eléctrica proveniente de fuentes renovables. Su tratamiento por separado sedebe a las particularidades del equipamiento involucrado y a la naturaleza del recurso, circunstanciaque lo diferencia de la generación convencional.

16 Se toma como hipótesis un factor de uso 37% para generación eólica, 45% para térmica con biocombustibles,42% en el caso de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y 21% para la energía fotovoltaica




DRA BETTI

Principalmente, se estableció que este tipo de generación, con excepción de la proveniente de losbiocombustibles, será tratada como generación hidráulica de pasada (que no tiene capacidad deembalse). En consecuencia, las centrales de generación renovable serán despachadas en formaconstante si cuentan con capacidad de producción, independientemente de cualquier orden de méritosegún el costo variable de producción.

Como requisito de ingreso al MEM, se estableció la condición de que este tipo de generación totaliceuna potencia nominal igual o mayor a 0.5 MW. Esto se debe a que es muy probable que las potencias

menores, por los costos transaccionales y técnicos que significa incorporarse al MEM, opten pormantenerse dentro del sistema de distribución local (embebida).

Nuevamente, dada la naturaleza intermitente o aleatoria de la energía, el generador debe suministrarcomo declaración jurada a CAMMESA su estimación sobre la aleatoriedad prevista del recurso.

En el caso de los biocombustibles incluidos en el régimen de la Ley Nº 26093 (típicamente, biodiesel),ésta será despachada por orden de mérito considerando un costo variable de producción (CVP)combustible, a ser determinado sobre la base del consumo específico neto de la unidad generadora yel precio de referencia del fuel oil en el nodo de dicha máquina vigente en cada momento en el MEM,o el costo variable de producción del combustible declarado por el generador, si este último fueremenor.

5. EL ROL DE ENARSA EN EL DESARROLLO DE RENOVABLES

5.1. Sistema de LicitacionesA mediados del año 2009, luego de más de dos años de dictada la Ley Nº 26190 y recientementereglamentada aún no existían inversiones privadas significativas en el sector de las energíasrenovables, y dada la baja contribución de las energías renovables en el consumo total de energíaeléctrica (aproximadamente 1.5%), se estimaba muy difícil alcanzar el 8% fijado por la Ley. Bajo esteescenario, el Gobierno Nacional optó por recurrir a un sistema de licitaciones, denominadas GENREN(“Generación Renovable”)

El proceso licitatorio se instrumentó convocando a ofertas de disponibilidad de generación de energíaproveniente de fuentes de origen renovables por un total de 1015 MW de potencia instalada, con el

fin de celebrar de contratos de largo plazo. Bajo este mecanismo, el generador actúa como vendedordentro de “Power Purchase Agreement” (PPA) y ENARSA que actúa como la parte compradora. Luego,bajo otro contrato, ENARSA actúa como vendedor de dicha energía frente al MEM, representado porCAMMESA.

Luego de que un generador resulte adjudicatario en la licitación, su oferta debe ser aprobada por laSE, quien instruye a CAMMESA a celebrar el contrato con ENARSA. En forma paralela, ENARSAcelebra el contrato con el generador renovable. Este proceso se enmarca dentro del marcoestablecido Resolución SE Nº 712/2009, descrita anteriormente.

5.2. Pliego de bases y condiciones de ENARSALos lineamientos principales del PPA según lo establecido en el Pliego de bases y condiciones de la “Licitación Pública Nacional e Internacional ENARSA Nº 001/2009 de Provisión de Energía Eléctrica a partir de Fuentes Renovables” son:

La estructura jurídico-contractual es la siguiente: (i) el generador (denominado “Contratista”) celebraun contrato con ENARSA (denominada “Contratante”); y (ii) ENARSA celebra un “Contrato deAbastecimiento MEM” con CAMMESA. En principio, el generador solo tiene vínculo jurídico conENARSA, aunque en casos de falta de pago por CAMMESA a ENARSA, se contempla un tipo de accióndirecta del generador contra CAMMESA (Art. 1º).

El plazo del contrato es de 15 años y entra en vigencia a partir de la notificación de la suscripción del “Contrato de abastecimiento MEM” entre ENARSA y CAMMESA, y el plazo se computa desde lahabilitación comercial de la central. Aquí hay que contemplar que, dependiendo del tipo de central, suplazo de instalación puede variar entre dos y cinco años. Durante dicho plazo, el período de quinceaños se encuentra suspendido (Art. 21).

El precio es en dólares, fijo y por energía suministrada (U$S/MWh), y la potencia puesta a disposiciónse remunera dependiendo de la “firmeza” de la fuente:

• En el caso de las centrales alimentadas con biocombustibles, el precio es variable y seremunera la potencia (Art. 11) debido a su carácter de firme. ENARSA garantiza la adquisiciónde la energía producida en base a un despacho equivalente al 50% de la capacidad instalada,sin perjuicio de que por encima de ello la Central pueda ser convocada al despacho con




DRA BETTI

biocombustibles o con un combustible alternativo, pero en base a un orden de mérito segúnel respectivo costo variable de producción (Art. 11).

• En el caso de las centrales eólicas, solares (térmicas y fotovoltaicas), geotérmicas, pequeñosaprovechamientos hídricos (PAH) y las alimentadas con biomasa, residuos sólidos urbanos(RSU) y biogás, ENARSA garantiza la compra de la energía generada por la Central y con undespacho liberado a la capacidad de entrega de energía en función de la disponibilidad de la.

ENARSA pagará mensualmente al generador la remuneración prevista en el contrato. La liquidaciónde la remuneración se realizará en las condiciones y sobre la base de la liquidación de ventas queCAMMESA practique en base a los valores efectivamente realizados cada mes, en virtud del Contratode abastecimiento MEM, en el cual ENARSA reflejará los valores que se detallen en su contrato con elgenerador. En ningún caso ENARSA pagará la remuneración al generador sin antes verificarse ladisponibilidad del pago por parte de CAMMESA, en virtud del respectivo Contrato de abastecimientoMEM. El incumplimiento del pago en término, basado en la indisponibilidad de pago de CAMMESA noconllevará ninguna responsabilidad para ENARSA, salvo la obligación de pagar intereses y penalidadesde acuerdo a lo previsto en el Contrato de abastecimiento MEM, o en los procedimientos (Art. 38).Transcurridos noventa días, se podrá ejecutar el fondo de garantía por el monto adeudado,incluyendo intereses. Si el fondo de garantía no llegase a saldar el monto adeudado, el generadorpodrá reclamar el pago a ENARSA.

A los fines de garantizar el cumplimiento de las obligaciones asumidas por ENARSA, esta última

constituirá un fondo de garantía. Dicho fondo estará conformado por el 10% del monto mensual aliquidar correspondiente a la totalidad de los contratos suscriptos como consecuencia de estalicitación. El tope de este fondo será el 20% de la totalidad de las obligaciones futuras asumidas porENARSA en todos los contratos.

Asimismo, se prevé que ENARSA puede ceder al generador los créditos que tenga bajo el Contrato deabastecimiento MEM con CAMMESA, celebrando un contrato de cesión que regule el mecanismo por elcual ENARSA instruirá a CAMMESA para que, con acreencias de ENARSA, se pague en forma directa algenerador los montos que bajo el contrato se le puedan adeudar (Art. VIII, modelo de contratoaprobado por el Pliego).

5.3. Resultados de la Licitación GENREN I – Junio 2010La potencia solicitada a través de la licitación se dividió en nueve tipos de energías renovables:

1. Eólica: 500 MW,2. Térmica con biocombustibles: 150 MW,

3. Residuos Sólidos Urbanos (RSU): 120 MW,

4. Biomasa: 100 MW,

5. Pequeños Aprovechamientos Hídricos (PAH): 60 MW,

6. Geotermia: 30 MW,

7. Solar Térmica: 25 MW,

8. Biogás: 20 MW y

9. Solar Fotovoltaica: 10 MW.

Como resultado del proceso, se recibieron ofertas por 1.436,5 MW y se superó en más del 40% lapotencia solicitada. A su vez, se ha destacado el carácter federal de las fuentes renovables de energía

ya que se han presentado proyectos para las provincias de Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut,Corrientes, Entre Ríos, Jujuy, Mendoza, Neuquén, Río Negro, San Juan, Santa Cruz y Santa Fe.

En total, 22 empresas han participado17, habiendo sido necesaria la evaluación de 51 proyectos, delos cuales

27 correspondieron a energía eólica (1,182 MW),

7 a térmicas con biocombustible (155.4 MW),

7 a energía solar fotovoltaica (22.2 MW),

5 a pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (10.6 MW),

17

Las empresas que participaron fueron: 1) Emgasud Renovables S.A., 2) Patagonia Wind Energy S.A., 3)Energías Sustentables S.A., 4) International New Energy, 5) Nor Aldyl S.A., 6) Generación Eólica S.A., 7)SOGESIC S.A., 8) Sogesic S.A., 9) Industrias Juan F. Secco S.A., 10) Unitec Energy S.A., 11) Unitec Energy-SanJosé Argentina S.A. - INVAP (U.T.E.), 12) Tecsan Ingeniería Ambiental S.A., 13) Isolux Ingeniería S.A. - Gas yPetróleos del Neuquén S.A. - Ingeniería Sima S.A. (UTE), 14) Isolux Ingeniería S.A., 15) Dalkia Argentina S.A.,16) Centrales Térmicas Mendoza S.A., 17) Fuentes Renovables de Energía S.A., 18) IMPSA, 19) Pan AmericanFueguina, 20) FIDUC S.A., 21) SIRJ SRL, 22) IECSA S.A.-Hidrocuyo S.A.






DRA BETTI

5.3.1. GENREN I (2010). GENERACIÓN DE PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS

Luego del análisis de los aspectos técnicos, institucionales, ambientales y empresarios, se realizó unorden de conveniencia económica que ponderó el porcentaje de componente local de las propuestas,los precios ofertados, y el tiempo de habilitación de las centrales, aceptándose la totalidad de lasofertas, de acuerdo al siguiente detalle:

Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos - 10,6 MW

Central Proponente

Potencia

MW

Precio

u$s/MWh

Plazo

DíasLa Rápida IECSA S.A. Hidrocuyo S.A. 4,2 150 630

La Lujanita SIRJ S.R.L. 1,7 163,2 277

Lujan de Cuyo Centrales Térmicas Mendoza S.A. 1 174 174

Los Algarrobos IECSA S.A. Hidrocuyo S.A. 2,3 165 380

Las Pirquitas IECSA S.A. Hidrocuyo S.A. 1,4 180 252

ponderado 10,6 161,60

Tabla 4. Resultados Licitación GENREN I (Junio 2010) – Generación PAH

5.4. Apertura Licitación GENREN II – Septiembre 2010En septiembre de 2010 se abrieron los “Sobre 1” de la licitación GENREN II que licita 200 MW denuevos parques eólicos, en donde las nueve empresas privadas que se presentaron ofrecieron 26




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proyectos diferentes y 1200 MW de potencia a instalar, es decir que ofrecieron seis veces la cifrasolicitada.

Figura 5. Ubicación propuestas presentadas en Licitación GENREN II (Septiembre 2010)

Oferente Proyecto Provincia Potencia MW

UTE IMPSA S.A. -Energía yMinerales S.E.

Arauco II La Rioja 50.0

Arauco III La Rioja 50.0

Arauco IV La Rioja 50.0

Arauco V La Rioja 50.0

UTE Hidroeléctrica Ameghino S.A.-Andes Electricidad S.A.

Eólica Malargue Mendoza 40.0

Tabla 5. Propuestas Licitación GENREN II (2010) – Generación PAH

Figura 6. Ubicación de los proyectos que formalizaron su interés (Junio 2011)

6. MARCO PROVINCIAL

6.1. Ley 12.603 - 05/02/2001Art. 1º: Declárese de interés Provincial la generación y producción de energía eléctrica a través deluso de fuentes de energía renovables llamada también alternativa, no convencional o nocontaminante factible de aprovechamiento en la Provincia de Buenos Aires.




DRA BETTI

La actividad podrán realizarla todas las personas físicas o jurídicas con domicilio legal en el mismo(art.2). Exime del pago del impuesto inmobiliario a los inmuebles o parte de los mismos destinados ala instalación de equipos de transformación de energías renovables en eléctrica, por el término dediez (10) años desde iniciada la actividad; de la misma manera podrán ser beneficiados losestablecimientos ya instalados desde el momento en que la soliciten (art.4). Por cada Kw/h que losgeneradores de energía eléctrica de origen renovable, comercialicen a través del mercado eléctricomayorista y/o a través de la red pública, percibirán una compensación tarifaria de $ 0,01 (un

centavo) (art.5). Los recursos necesarios para las compensaciones tarifarias provendrán del FondoSubsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas de Usuarios Finales que la provincia recibe ensu carácter de adherente a los principios tarifarios de la Ley 24.065 (art.6) Las empresasdistribuidoras de energía eléctrica deberán adquirir obligatoriamente, a precio de mercado, losexcedentes de energía y potencia, producidas por transformación de energías renovables de todo tipode generador, efectivamente medidas en el nodo de conexión (art.9).

El Poder Ejecutivo promoverá a través del Banco de la Provincia de Buenos Aires líneas de créditosespeciales con financiación a largo plazo y baja tasa de interés, para la adquisición de la tecnologíanecesaria para el aprovechamiento de las distintas fuentes de energía renovables y favorecer estetipo de emprendimientos (art.10).

El Ministerio de Obras y Servicios Públicos priorizará la generación de electricidad a través de lasenergías renovables en el otorgamiento de subsidios y en el financiamiento de obras por medio desus fondos para fabricación de equipos generadores de electricidad mediante el aprovechamiento de

la energías renovables, como Actividad Industrial Promocional Preferente (APP) en el marco de la Ley10.547 de Promoción Industrial, su Decreto Reglamentario y modificatorias (art.12).

Invita a los municipios en los que se desarrollen emprendimientos del tipo de los comprendidos poresta ley, a eximir del pago de tasas a las instalaciones vinculadas a la generación y producción deelectricidad a través del aprovechamiento de energías renovables (art.15).

7. MARCO MUNICIPAL

A completar.

8. BARRERAS Y RIESGOS

A completar.

9. MECANISMOS DE PROMOCIÓN EN OTROS PAÍSES

Ante la creciente escalada de los precios de los combustibles de origen fósil, asociada a la disminuciónde sus reservas, muchos países han decidido lograr una mayor participación de las fuentesrenovables de energía en su matriz energética. Se ha apelado a diferentes metodologías parafomentar el uso de energéticos renovables, utilizando figuras como la regulación de tarifas, subsidios

a las fuentes renovables, desgravación impositiva, etc, mediante la sanción de leyes de promoción, lacreación de fondos especiales u otros medios. Un detalle exhaustivo se presenta en ANEXO II y unasíntesis escueta en I 6 Marcos de incentivos en otros paises

En los países de la Comunidad Económica Europea, incluso, el Parlamento Europeo ha elaborado laDirectiva 2001/77/CE19 del 27de Setiembre de 2001, mediante la cual se busca promocionar lageneración de energía eléctrica a partir de fuentes renovables de energía en el mercado interior de laelectricidad.

9.1.1. DIRECTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO

La promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables (FER) es una delas prioridades de la Comunidad por razones de seguridad y diversificación del suministro de energía,

de protección del medio ambiente y de cohesión económica y social.

19 Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a lapromoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de laelectricidad [Diario Oficial L 283 de 27.10.2001].




DRA BETTI

La directiva se ha presentado en respuesta al Libro Blanco sobre fuentes de energía renovables, queconfirmó el objetivo de que las energías renovables representen el 12% del consumo nacional brutode energía en toda la Comunidad para el año 2010, y la electricidad generada a partir de esas fuentesrenovables, el 22,1%. Con esta perspectiva, constituye una parte importante de las medidasnecesarias para cumplir los compromisos contraídos por la Unión Europea en el Protocolo de Kioto de1997 sobre reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

En la actualidad, las empresas de la Unión Europea se encuentran situadas en la vanguardia mundial

del desarrollo de nuevas tecnologías de electricidad FER. La directiva quiere impulsar el aumento dela contribución de esas energías respetando, al mismo tiempo, los principios del mercado interior.

a) Ámbito de aplicación

La directiva se refiere a la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables no fósilestales como la energía eólica, solar, geotérmica, del oleaje, maremotriz e hidráulica, biomasa, gasesde vertedero, gases de plantas de depuración o biogás. Las definiciones de la Directiva 96/92/CEsobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad se aplican también a esta directiva

b) Cuestiones relativas a la red

La conexión de la electricidad FER a la red puede resultar costosa para los productores de este tipo deelectricidad. Hay que procurar que los altos costes de conexión no impidan ni el desarrollo de laelectricidad FER, que supone ventajas económicas y de otro tipo como, por ejemplo, la protección del

medio ambiente, ni el funcionamiento correcto del mercado interior, que debe garantizar unascondiciones equitativas para todos los productores.

A tal fin, los Estados miembros deben establecer un marco normativo o exigir a los operadores de lossistemas de transporte y de distribución:

que garanticen el transporte y la distribución de la electricidad FER. Los Estados miembrospueden establecer un acceso prioritario a la red de la electricidad FER, por lo que se refiere ala distribución de electricidad por instalaciones de generación, deben dar prioridad a aquellasque utilicen fuentes de energía renovables en la medida en que el funcionamiento del sistemaeléctrico nacional lo permita;

que elaboren y publiquen normas tipo relativas a la asunción de los costes de lasadaptaciones técnicas que son necesarias para la integración en la red eléctrica de un nuevoproductor que alimente electricidad FER a la red interconectada, los Estados miembros

pueden exigir a los operadores que asuman esos costes total o parcialmente; que elaboren y publiquen normas tipo relativas a la distribución de los costes de las

instalaciones del sistema, como los refuerzos de la red, entre todos los productores que sebeneficien de ellas;

que faciliten a los nuevos productores que deseen conectarse a la red una estimacióncompleta y detallada de los costes derivados de la conexión, los Estados miembros puedenpermitir a los productores lanzar una licitación para los trabajos de conexión.

Los Estados miembros deben garantizar que la tarificación del transporte y la distribución no supongauna discriminación de la electricidad FER.

Los Estados miembros están obligados, además, a estudiar en el informe sobre los procedimientosadministrativos mencionados en el punto 7 las medidas necesarias para facilitar el acceso de la

electricidad FER a la red eléctrica. En particular, dicho informe deberá estudiar la necesidad decontadores bidireccionales (la posibilidad de comprar electricidad de la red en caso de que laproducción de electricidad FER no fuera suficiente).


http://europa.eu/scadplus/leg/es/lvb/l27023.htm








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V MECANISMO PARA UN DESARROLLO LIMPIO

1. INTRODUCCIÓNLa creciente preocupación sobre el impacto en la atmósfera producido por el aumento de laconcentración de gases de efecto invernadero (GEI) ocasionado por actividades humanas ha llevado ala comunidad internacional a la búsqueda de soluciones a este grave problema ambiental. Endiciembre de 1997 países industrializados y economías en transición, y países en desarrollo (paísesAnexo I y No-Anexo I respectivamente) firmaron el Protocolo de Kyoto. Este instrumento legalmentevinculante establece principalmente compromisos más estrictos de reducción y limitación deemisiones de GEI para los países desarrollados, además de un calendario determinado para cumplirdichos compromisos. El acuerdo principal fue la reducción conjunta –en al menos un 5%– de lasemisiones de GEI para el período 2008-2012, comparadas con los niveles de 1990 (expresadas comoemisiones de CO2 equivalentes), en cuotas específicas para cada país desarrollado. El Protocolo deKyoto entró en vigor el 16 de febrero de 2005 gracias a la ratificación del gobierno de la FederaciónRusa.

Para el cumplimiento de los compromisos de reducción, se establecieron los “Mecanismos deFlexibilidad” que permiten a industrias (y países) reducir emisiones con costos menores. Uno de ellos,el Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) permite a empresas / países afectados comprarReducción de Emisiones Certificadas (en inglés, Certified Emission Reductions – CERs, o créditos decarbono) provenientes de proyectos que contribuyen al desarrollo sustentable (p. ej., energíarenovable, eficiencia energética) en países No-Anexo I como forma de cumplir con sus metas dereducciones de emisiones.

En definitiva, el MDL provee una fuente de Ingresos adicionales a un proyecto ambientalmenteamigable. Dependiendo del período de crédito solicitado, 10 o 21 años, los proyectos podrán percibiringresos provenientes de la venta de las reducciones de emisiones producidas durante esos años.Éstas se pueden pre vender total o parcialmente, de uno o más años, en cualquier momento delproyecto, obviamente el comprador descuenta en su oferta el riesgo de la situación del proyecto. Esto

hace que los valores unitarios ofrecidos para proyectos que no han desarrollado ninguna etapa seanmucho menores a los proyectos registrados.

2. ETAPAS

A fin de tener reglas claras y uniformes internacionalmente, el MDL, a través de una Junta Ejecutivaque funciona en el seno de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático,instituyó una serie de requisitos y pasos que se deben cumplir a fin de certificar los ahorros deemisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Éstos incluyen una instancia de aprobación nacionalque evalúa que el proyecto contribuya al desarrollo sostenible (en Argentina a cargo de la Unidad deCambio Climático dependiente de la Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable), una auditoría

inicial (llamada Validación) y otra de funcionamiento (llamada Verificación). Los auditores soninternacionales y previamente aprobados por la Junta Ejecutiva. Ésta, antes de reconocer el proyectocomo MDL vuelve a analizarlo con personal propio, tras lo cual lo reconoce y lo integra a una lista deproyectos Registrados, es decir susceptibles de producir CERs (Reducciones Certificadas deEmisiones, o simplemente bonos de carbono). Este es el último paso como proyecto, ya que lossiguientes se aplican al funcionamiento del mismo.

Dentro de las reglas del MDL, existen formatos de presentación y metodologías que dan alternativaspara la mecánica de cuantificación de las reducciones de emisiones y su posterior monitoreo ycontrol. Entre otras cosas se estableció como unidad al CO2, por lo que los proyectos se cuantificanen ton CO2 equivalente más allá del Gas de Efecto Invernadero que reduzcan. De este modo 1 CERes igual a 1 ton CO2 equivalente e igual a 1 bono de carbono. El instrumento que documenta ypresenta el proyecto ante las autoridades nacionales e internacionales es conocido como PDD . Lasmetodologías prevén distintas alternativas de cálculo en función de los datos que se disponga. Con

más datos se obtienen más CERs pero los cálculos son más precisos y complejos.La Validación controla las barreras que enfrenta el proyecto para su desarrollo (adicionalidad), elcorrecto empleo de las metodologías y que el PDD se atenga a las reglas tanto del país como delMDL.




DRA BETTI

En definitiva, para que un proyecto pueda registrarse como proyecto MDL y obtener los créditos decarbono o CERs debe cumplir con los requisitos establecidos por la Junta Ejecutiva de NacionesUnidas que incluyen una aprobación nacional y una auditoría internacional o validación del proyectopor parte de alguna entidad autorizada por la Junta Ejecutiva del MDL.

El ciclo para registrar un proyecto requiere el cumplimiento de las siguientes etapas:

1. Desarrollo del Documento de Diseño de Proyecto (PDD).

2. Aprobación de este documento en el ámbito nacional.

3. Validación internacional del documento. (Auditoría internacional realizada por una entidadautorizada por la Junta Ejecutiva del MDL).

4. Registro del proyecto por parte de la Junta Ejecutiva del MDL.

5. Verificación de las emisiones ahorradas de gases de efecto invernadero. Tras un período defuncionamiento que usualmente es de un año.

Argentina tiene 17 proyectos registrados:

• 7 rellenos sanitarios (repositorios de basura),

•

1 de generación eólica (Parque Eólico Antonio Moran),• 1 de recupero de HFC23,

• 1 de generación de energía a partir de Biomasa,

• 1 de reemplazo parcial de combustible fósil por biomasa en una planta cementera,

• 1 de captura de metano en una granja avícola, y

• 1 conversión a ciclo combinado de una unidad de generación en Comodoro Rivadavia.

• 1 reducción de PFC en una industria de fabricación de aluminio

• 1 de reducción de emisiones en el proceso de fabricación del cemento

• 1 de recupero de metano para producción de energía térmica en industria citrícola,

• 1 proyecto de generación a partir de biomasa en Misiones.

3. DETALLE DE CADA ETAPA

El Documento de Diseño de Proyecto debe seleccionar y aplicar una metodología aprobada por laJunta Ejecutiva del MDL y vigente, a partir de la cual se calculan las emisiones netas de gases deefecto invernadero evitadas y por las cuales se solicita el reconocimiento (bonos de carbono). Debedemostrar que, para que el proyecto sea amigable con el medio ambiente, es necesario superarciertas barreras. Requiere incluir la manera de monitorear las emisiones evitadas y también losresultados de consultas efectuadas a distintos estratos sociales que pudieran ser afectados y/ointeresados.

Aprobación de este documento en el ámbito nacional. Evalúa la contribución del proyecto al desarrollosustentable de Argentina y que se cumpla el marco legal. La Unidad de Cambio Climático, solicita,entre otras cosas, información sobre el cumplimiento del marco legal y el documento del proyectotanto en español como en inglés (PDD traducido por traductor público). El Documento se publica en lapágina web de la SAyDS durante 10 días con la finalidad de recibir comentarios. Es la Secretaría deAmbiente y Desarrollo Sustentable la que otorga la carta de aprobación. Es habitual que se solicitenaclaraciones complementarias.

Validación internacional del documento (PDD en inglés). Se realiza a través de una entidad de lasreconocidas por la Junta Ejecutiva del Mecanismo para un Desarrollo Limpio. La entidad validadoraanaliza y juzga el documento enviado. Puede realizar una o más visitas al sitio y requerir algunasprecisiones adicionales. En esta etapa, el validador pondrá en su página web y en la de la ConvenciónMarco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático el PDD durante 30 días para recibir comentarios.

En caso de existir comentarios negativos, éstos deberán ser respondidos y aclarados. Cuando el PDDse encuentra a entera satisfacción del validador y con la aprobación nacional, éste solicita el registroa la Junta Ejecutiva del MDL. Es usual que el validador solicite aclaraciones y/o modificaciones al PDD.

Registro del proyecto. La Junta Ejecutiva del MDL podrá realizar consultas a través del validador.Nuevamente el PDD es publicado en la página web de Naciones Unidas para recibir comentarios. En




DRA BETTI

caso de no existir comentarios negativos ni oposición de tres o más miembros de la Junta Ejecutiva,el proyecto se registra como proyecto MDL. A partir de ese momento puede contabilizar reduccionesde emisiones.

Verificación de las emisiones ahorradas: Tras un período de funcionamiento -que usualmente es deun año- se deberá contratar a un auditor internacional (puede ser quien validó el proyecto), para queverifique el cumplimiento del plan de monitoreo descripto en el PDD y solicite a la Junta Ejecutiva delMDL dependiente de Naciones Unidas que expida los CERs que correspondan a las reducciones de

emisiones efectivamente producidas.

ANEXO I

La resolución SE Nº 240/03 fijó el precio spot de la energía considerando que todas las máquinastérmicas utilizan gas natural como combustible, independientemente de que estén operando en elsistema o de que, a pesar de fijar un precio a partir de este hidrocarburo, en realidad puedanalimentarse de combustibles líquidos.

La fijación de precios de acuerdo a los términos de esa resolución, implicó excluir de la fijación de losPrecios “Spot”, a toda Central Hidroeléctrica e importación “Spot” que se hubieren despachado, salvoque con su inclusión en el cálculo del Precio de Mercado, resulte inferior. Además ante situaciones derestricciones a la demanda el precio será de 120 $/MWh independientemente de la profundidad delcorte.

Como conclusión, a partir de la aplicación de la nueva normativa, el precio spot de la energía en elMEM quedó la mayor parte del tiempo definido por CVP de unidades a Gas Natural y no hay valoresfijados por combustibles líquidos (que frecuentemente quedaban limitados al máximo vigente de 120$/MWh), eliminando gran parte de la renta marginal que para los generadores más eficientesprovocaban estas situaciones. Las unidades térmicas que generen con costos superiores al spot así calculado serán remuneradas a su costo operativo a través de un fondo que, en ese momento, cubríatoda la demanda (Sobrecostos Transitorios de Despacho).

Atento a la insuficiencia de las medidas adoptadas en la resolución SE Nº 240/2003 y para evitarseguir en la misma situación, se sancionó la resolución SE Nº 406/03 cuyos objetivos principalesfueron garantizar a los generadores la remuneración mínima para cubrir sus costos operativos yacotar el creciente déficit en el sistema.

La resolución SE Nº 406/03 establece, en función de lo recaudado, pagar a los generadores elcosto variable de producción que declaran. Éste sólo incluye los costos de combustible, operación ymantenimiento, pero no contiene gastos financieros ni de mano de obra, y por lo tanto no cubretodos los costos del generador.

Esta resolución reconoce que el Fondo de Estabilización se encuentra en déficit y que por ello, no sepodrían cubrir las diferencias entre lo recaudado de acuerdo a los Precios y cargos facturados a losagentes demandantes y los montos que efectivamente habría que abonar a los Agentes Acreedoresdel MEM.

Menciona que “en el marco de la actual emergencia económica y pública por la que atraviesa el país,es conveniente establecer un mecanismo transitorio para la asignación de los recursos escasos einsuficientes para afrontar las acreencias de los Agentes del MEM”. Se privilegia así el pago de loscostos aceptados y se indica que se realiza esto “con el objeto de preservar el abastecimiento deaquellas demandas que no se encontraban respaldadas por Contratos de Energía Eléctrica en elMercado a Término”.

La insuficiencia de recursos para abonar la totalidad de las acreencias del MEM proviene de ladiferencia entre el Precio Estacional de la Energía Eléctrica que paga la demanda abastecida por losdistribuidores y el Precio Spot horario sancionado que abonan los usuarios del MEM, además deproducir un déficit en el Fondo de Estabilización. Esto hace que la tarifa para industriales abastecidospor las distribuidoras sean menores a las de los contratos en el MEM. Esta distorsión afectóseriamente el mercado a término, desalentando la existencia de contratos en dicho mercado yvisualizándose una importante deserción de grandes usuarios.

El déficit en el fondo de estabilización del MEM debería ser recuperado paulatinamente siendo lademanda abastecida por los distribuidores, la que debe afrontar la recomposición a través del PrecioEstacional.

Los mecanismos que las diversas resoluciones emitidas a partir de marzo de 2002 por la Secretaríade Energía para paliar la evolución de los Fondos de Estabilización del MEM, resultaron insuficientes.




DRA BETTI

La situación de abastecimiento de Gas Natural a Centrales de Generación Eléctrica que se registradesde agosto de 2003, influyó significativamente en la desadaptación del funcionamiento del MEM yde los precios que del mismo resultan.

La resolución SE Nº 93/2004 aprueba la Reprogramación Trimestral Febrero-Abril, enmarcadadentro de la siguiente coyuntura:

Déficit del Fondo de Estabilización, las diferencias entre lo recaudado a partir de los Precios y Cargos

facturados a los agentes demandantes y los montos que efectivamente habrá que abonar a losAgentes Acreedores del MEM hacen que éstos no cobren la totalidad de sus acreencias.

la distorsión resultante como consecuencia de la diferencia existente entre el precio estacionaltransferido a las demandas que operan como clientes de las distribuidoras y el precio spot horariosancionado desalienta la existencia de contratos, lo cual se refleja en una importante disminución dela cantidad de Grandes Usuarios del MEM.

A fin de modular el impacto del incremento que sería necesario implementar para que gran parte dela demanda abone, por lo menos, los costos para abastecerla y postergarlo para los consumos máspequeños (en especial residenciales) la resolución produce una segmentación del mercado en loreferente a los precios estacionales que deben afrontar los usuarios de las distribuidoras en:

potencia menor a 10 kW (incluyendo alumbrado público),

potencia entre 10 kW y 300 kW, y

potencia mayor a 300 kW

Como complemento a lo anterior, toda demanda que ingrese al MEM como Gran Usuario conposterioridad al 31 de enero de 2004, debe abonar un Cargo Transitorio por déficit del Fondo deEstabilización (CTDF), aplicado a la totalidad de la energía realmente consumida. Este cargo sedefinió en 4,59 y 3,42 $/MWh para el MEM y MEMSP, respectivamente. Dicho cargo es cobrado comomáximo por 21 meses y se aplicó hasta principios de 2007.

De esta manera, las autoridades nacionales iniciaron formalmente el incremento de tarifas a usuariofinal, de tipo selectivo. Esta mecánica de precios no está contemplada en la Ley Nº 24.065. En efecto,según lo establecido en la resolución SE 93/04 el precio de energía eléctrica mayorista a transferir atarifas es mayor para demandas de más de 300 kW, mientras que para demandas menores a 10 kWse mantiene el precio vigente desde 2002. A las demandas de entre 10 y 300 kW se les transfiere unprecio intermedio. Como aspecto positivo, esta resolución recompuso, por lo menos transitoriamente,los ingresos del Fondo de Estabilización.

Con la resolución SE Nº 502/2004, se instruyó a CAMMESA a suscribir, por cuenta y orden delEstado, un contrato con la empresa estatal Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) parael suministro de Fuel Oil. Esto en el marco del Convenio Integral de Cooperación suscrito el 6 de abrilde 2004 entre Argentina y la República Bolivariana de Venezuela, para el abastecimiento decombustibles destinados a la generación de energía eléctrica.

La situación de crisis general, determinante de la necesidad política de readaptar paulatina yselectivamente en especial las tarifas a usuario final, y ante la inexistencia de señales económicaspropicias que favorezcan un ambiente de inversiones de riesgo por parte del sector privado, llevarona la Secretaría de Energía a tomar la iniciativa en inversiones para el sector energético. Así laSecretaría de Energía por medio de la resolución SE Nº 712/2004, creó el FONINVEMEM. Estefondo pretende obtener los recursos económicos para la realización de las inversiones necesarias que

permitan incrementar la oferta de energía eléctrica para el año 2007. La Secretaría de Energía indicaen la resolución que CAMMESA será la responsable de administrar este fondo de aplicación específicaal sector generación.

La resolución SE Nº 842/2004 aprueba la Reprogramación Trimestral Agosto-Octubre. Siguiendocon el lineamiento de incremento selectivo de tarifas eléctricas, la resolución precitada incrementasólo los precios a transferir a usuarios finales con potencias superiores a los 10 kW. Es decir losnuevos precios son el reflejo del sendero de precios del gas natural para generación sólo parausuarios no residenciales.

De esta manera los precios de referencia no variaron para los usuarios residenciales (menores 10 kW)y alumbrado público, mientras que para los usuarios no residenciales con demandas menores a 10kW y las grandes demandas de más de 300 kW se produjeron incrementos del orden del 40%.

Las posteriores programaciones y reprogramaciones mantendrán los valores de los precios de la

energía y potencia para usuarios finales.Por medio de la resolución SE Nº 950/2004, se constituye un Fondo Fiduciario para atender lacontratación de transporte y adquisición de Gas Natural destinados a la generación eléctrica,definiendo además los recursos que lo integrarán.




DRA BETTI

Esta resolución, de fecha 17 de septiembre de 2004, cita expresamente en sus considerandos que laSecretaría de Energía ha dictado a partir de marzo de 2002 en el marco del estado de emergenciapública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, declarado por la Ley Nº25.561, diversas resoluciones destinadas a reglar la operatoria en el MEM con el objetivo de favorecersu funcionamiento adecuando las normas vigentes a la realidad imperante, y a partir de marzo de2004, otras destinadas a regular la asignación de gas inyectado cuando éste es insuficiente paraabastecer la demanda interna. Se destaca que la situación en el abastecimiento de Gas Natural a

Centrales de Generación Eléctrica agravó la desadaptación del funcionamiento del MEM y de losprecios que del mismo resultan.

La resolución cita también que el constante incremento de la demanda de energía eléctrica fruto delcrecimiento de la economía de Argentina, y la escasez de gas natural para generación eléctrica encentrales térmicas, profundiza la desadaptación registrada en los años precedentes.

Además, destaca que “el esfuerzo que se está realizando por la vía de aportes del Tesoro Nacionalcon destino final al Fondo de Estabilización para financiar el cubrimiento de los costos del MEM”, yque dicho esquema de aportes “no es sostenible ilimitadamente en el tiempo, razón por la cual, laoperatoria económico-financiera del MEM, producto de la gran diferencia de costo entre loscombustibles líquidos y el Gas Natural, no es sustentable indefinidamente si se continuarademandando volúmenes crecientes de combustibles líquidos en el futuro, en circunstancias en que noexisten restricciones de transporte de gas natural”.

Por otra parte, reconoce que “transcurrido el período del año en que el Gas Natural para Generaciónde Energía Eléctrica es un producto escaso derivado de las restricciones de transporte de Gas Natural,no puede ni debiese faltar este producto para Generación de Energía Eléctrica”, y que “la operatoriade Generación de Energía Eléctrica con combustibles líquidos debería quedar circunscrita a aquellascircunstancias en que existan restricciones de transporte de Gas Natural, y/o aquellas áreas conproblemas puntuales que no tengan posibilidad de acceder al producto Gas Natural, y/ocircunstancias operativas especiales en que el OED (Organismo Encargado del Despacho) así lodetermine”. “Por lo tanto compete a la Secretaría de Energía el desarrollo y puesta en práctica de unaPolítica Energética armónica, que compatibilice la operatoria de los sectores de Energía Eléctrica conlos de Gas Natural en particular e Hidrocarburos en general, razonable en el actual contextoeconómico-financiero, se considera oportuno y conveniente adecuar la normativa que rige tanto en elMEM como para la provisión de Gas Natural para Generación de Energía Eléctrica, estimulando ladisponibilidad del producto así como la posibilidad de su contratación por parte de los Generadores,generando instrumentos adecuados a las condiciones económicas actuales”.

De este modo se pretendió crear un instrumento regulatorio para que el sector de generación deEnergía Eléctrica participe en los Concursos Abiertos para la Ampliación de Capacidad de TransporteFirme de Gas Natural. Se esperaba así viabilizar proyectos de ampliaciones de Gasoductos Troncales,con el objeto de favorecer el aumento de disponibilidad de Gas Natural en el Mercado a partir de losaños 2005 y 2006.

Por medio de la resolución SE Nº 956/2004, se pretendió evitar que los oferentes eludanretenciones sobre sus acreencias destinadas al FONINVEMEM a través de la constitución de contratosde abastecimiento. Para esto se creó un nuevo cargo tarifario la “reserva sustentable de medianoplazo del mercado eléctrico mayorista - RESUSMEM”, que se aplicará a partir del mes de noviembrede 2004 sobre las mayores demandas que registren los medianos y grandes clientes respecto de losconsumos del período mayo - julio de 2004. Este cargo los demandantes pueden descontarlo del pagode sus contratos, ya que el objeto es mantener el aporte de los generadores al FONINVEMEM.

La Ley Nº 25.957/2004, modifica el mecanismo de cálculo para la determinación del recargo delFondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE). Establece así que el FNEE se actualizará por uncoeficiente de adecuación trimestral (CAT) que resultará de considerar la facturación de losgeneradores en el trimestre inmediato anterior dividido el total de la energía vendida y sucomparación con el mismo cociente correspondiente al trimestre mayo/julio 2003 (que se toma comobase). Esto significa actualizar el precio del FNEE según la evolución del precio monómico de laenergía. La Secretaria de Energía mantiene la posibilidad de ajustar esa contribución en ±20%.

El FNEE fue actualizado en 2004 y 2005, sin embargo no se trasladó aún a las tarifas de energíaeléctrica de los usuarios de las distribuidoras EDENOR, EDESUR y EDELAP20.

Con la Ley Nº 26.095 (mayo de 2006) se crean cargos específicos para el desarrollo de obras deinfraestructura energética para la expansión del sistema de generación y/o transporte de los serviciosde gas y electricidad.

20 Si bien se establecieron mecanismos para que el cargo no afectara el flujo de fondos de dichas distribuidoras.




DRA BETTI

ANEXO II

4. ESPAÑA

Se presenta a continuación algunas de las partes vinculadas con la promoción de las pequeñascentrales hidroeléctricas del REAL DECRETO 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece lametodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividadde producción de energía eléctrica en régimen especial.

La actividad de producción de energía eléctrica, como los demás sectores industriales, no puede serajena a estos planteamientos. El agua de nuestros ríos, la fuerza del viento o el calor proveniente delsol son fuentes limpias e inagotables de producción de energía eléctrica que deben ser fomentadaspor los estamentos públicos. Del mismo modo, las instalaciones que utilizan el biogás o la biomasacomo energía primaria para generar electricidad o las instalaciones de autoproductores que utilizan lacogeneración de alta eficiencia energética, por su reducido grado de emisiones de gases de efectoinvernadero a la atmósfera y por su condición de «generación distribuida», contribuyen también aldoble objetivo de proteger el medio ambiente y de garantizar un suministro eléctrico de calidad a

todos los consumidores al que se orienta la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, taly como se indica en su exposición de motivos.

Para la consecución de este doble objetivo, entre otros mecanismos, la vigente Ley 54/1997, de 27 de noviembre, parte de la diferenciación de un conjunto de instalaciones de producción de energíaeléctrica que conforman el denominado «régimen especial», las cuales disfrutan de una ciertasingularidad jurídica y económica frente al resto de instalaciones de producción integrantes delllamado «régimen ordinario».

Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de energía eléctrica en régimenespecial se caracteriza por la posibilidad de que su régimen retributivo se complemente mediante lapercepción de una prima, en los términos que reglamentariamente se establezcan, para cuyadeterminación pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la energía ala red, la contribución efectiva a la mejora del medioambiente, al ahorro de energía primaria y a laeficiencia energética y los costes de inversión en que se haya incurrido.

Este real decreto tiene por objeto unificar la normativa de desarrollo de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, en lo que se refiere a la producción de energía eléctrica en régimen especial, en particularen lo referente al régimen económico de estas instalaciones. Se pretende con él seguir el caminoiniciado con el Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctricapor instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos o cogeneración,con una ventaja añadida, como es el hecho de poder aprovechar al propio tiempo la estabilidad queha venido a proporcionar, para el conjunto del sistema, el Real Decreto 1432/2002, de 27 dediciembre, de metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de referencia, para dotara quienes han decidido o decidan en el futuro próximo apostar por el régimen especial de un marcoregulatorio duradero, objetivo y transparente.

Para conseguirlo, se define un sistema basado en la libre voluntad del titular de la instalación, quepuede optar por vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo

por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos los períodos de programación,que se define como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia regulada en el RealDecreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y que, por tanto, indirectamente, está basada en el preciodel mercado de producción, o bien por vender dicha producción o excedentes directamente en elmercado diario, en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso elprecio negociado en el mercado, más un incentivo por participar en él y una prima, si la instalaciónconcreta tiene derecho a percibirla. Este incentivo y esta prima complementaria se definen tambiéngenéricamente como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia, si bien posteriormentese concreta, caso por caso, teniendo en cuenta los criterios a que se refiere el artículo 30.4 de la Ley54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico.

Cualquiera que sea el mecanismo retributivo por el que se opte, el real decreto garantiza a lostitulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus inversiones y a losconsumidores eléctricos una asignación también razonable de los costes imputables al sistema

eléctrico, si bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que con ello se consigueuna menor intervención administrativa en la fijación de los precios de la electricidad, así como unamejor y más eficiente imputación de los costes del sistema, en especial en lo referido a gestión dedesvíos y a la prestación de servicios complementarios.


http://www.derecho.com/xml/disposiciones/min/disposicion.xml?id_disposicion=31765&desde=min












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En cualquier caso, y aunque es indudable que esta nueva metodología para el cálculo de la retribucióndel régimen especial, por la seguridad y estabilidad que ofrece, debe contribuir a fomentar lainversión en este tipo de instalaciones, la plena consecución en 2011 de los objetivos de potenciainstalada previstos en el Plan de fomento de las energías renovables, en la Planificación de redes delos sectores de electricidad y gas y en la Estrategia de ahorro y eficiencia energética exige el esfuerzode todas las Administraciones públicas, muy singularmente el de las comunidades autónomas, a lasque corresponde la competencia exclusiva en determinadas materias directa e inmediatamente

relacionadas con las energías primarias empleadas por algunas instalaciones de producción deenergía eléctrica en régimen especial, como es el caso de la biomasa o el tratamiento de ciertosresiduos asociados a actividades agrícolas y ganaderas.

Por otra parte, el 21 de febrero de 2004, se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea laDirectiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa alfomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de laenergía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE. Aunque en el momento de iniciar el trámitede este real decreto aún no había sido publicada dicha directiva, y asumiendo que deberá serincorporada a la legislación española durante la próxima legislatura, la vocación de regulación establey perdurable en el tiempo de este real decreto aspira a ser compatible, desde el momento de supublicación, con la normativa comunitaria.

En concreto, suavizando rigideces accesorias en cuanto a autoconsumos o potencias instaladas,aspectos sobre los cuales la nueva directiva permite una flexibilidad amplia, ya que da prioridad al

fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil para reducir la actualdependencia de los suministros energéticos del exterior. El real decreto se estructurasistemáticamente en cuatro capítulos, a los que hay que añadir siete disposiciones adicionales, cuatrodisposiciones transitorias, una disposición derogatoria, cinco disposiciones finales y seis anexos. Elcapítulo I define el alcance objetivo de la norma y especifica las instalaciones que tienen laconsideración de régimen especial, clasificándolas en categorías, grupos y subgrupos; el capítulo IIregula el procedimiento para la inclusión de una instalación de producción de energía eléctrica en elrégimen especial, allanando la relación de los ciudadanos con las Administraciones públicas; elcapítulo III, las condiciones de entrega de la energía producida en régimen especial, habiéndosesimplificado las modalidades de venta de la energía, y el capítulo IV, el régimen económico,coherente y compatible con la citada metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o dereferencia.

Con este real decreto se pretende que en el año 2010 cerca de un tercio de la demanda de

electricidad esté cubierta por tecnologías de alta eficiencia energética y por energías renovables, sinincrementar el coste de producción del sistema eléctrico, respecto de las previsiones que sirvieronpara fijar la metodología de tarifas en 2002. Con esta aportación del régimen especial, será posiblealcanzar el objetivo fijado en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, de conseguir que en el año 2010las fuentes de energía renovable cubran, al menos, el 12 por ciento del total de la demandaenergética en España.

De acuerdo con la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, este real decreto ha sido sometido a informe preceptivo de laComisión Nacional de Energía.

4º Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW.

5º Grupo b.5 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no seasuperior a 50 MW.

Artículo 22. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida en régimen especial.

1. Para vender su producción o excedentes de energía eléctrica, los titulares de instalacionesa los que resulte de aplicación este real decreto deberán elegir entre una de las dos opcionessiguientes:

a) Ceder la electricidad a la empresa distribuidora de energía eléctrica. En este caso,el precio de venta de la electricidad vendrá expresado en forma de tarifa regulada,única para todos los períodos de programación, expresada en céntimos de euro porkilowatio-hora.

b) Vender la electricidad libremente en el mercado, a través del sistema de ofertasgestionado por el operador de mercado, del sistema de contratación bilateral o a plazoo de una combinación de todos ellos. En este caso, el precio de venta de la

electricidad será el precio que resulte en el mercado organizado o el precio librementenegociado por el titular o el representante de la instalación, complementado por unincentivo y, en su caso, por una prima, ambos expresados en céntimos de euro porkilowatio-hora.










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2. En el caso de que un titular elija la opción del apartado 1.b) de vender la energíalibremente en el mercado, deberá observar las normas contenidas en la sección 2.a de estecapítulo IV, y le será además de aplicación la legislación, normativa y reglamentaciónespecífica del mercado eléctrico, en las mismas condiciones que a los productores de energíaeléctrica en régimen ordinario.

3. Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real decreto podrán elegir,por períodos no inferiores a un año, la opción de venta de su energía que más les convenga,

lo que comunicarán a la empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energéticay Minas, con una antelación mínima de un mes, referido a la fecha del cambio de opción.Dicha fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivoy deberá quedar referida explícitamente en la comunicación.

Artículo 23. Tarifa regulada.

1. La tarifa regulada a que se refiere el artículo 22.1.a) consistirá en un porcentaje de la tarifaeléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el real decreto por el que se establece latarifa eléctrica.

2. Para las instalaciones de la categoría b) del artículo 2.1, el porcentaje a que se refiere el

apartado anterior estará comprendido dentro de una banda entre el 80 por ciento y el 90 porciento, ambos incluidos. Las instalaciones del grupo b.1 podrán recibir un porcentaje superiora la banda anterior, de acuerdo al artículo 30.4.b) de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

3. Esta tarifa regulada será facturada y liquidada a la empresa distribuidora de acuerdo a loestablecido en los artículos 17 y 27 de este real decreto.

Artículo 24. Prima.

1. La prima a que se refiere el artículo 22.1.b) consistirá en un porcentaje de la tarifa eléctrica mediao de referencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre,y publicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica.

2. Esta prima se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así como desu potencia instalada.

3. Esta prima será facturada y liquidada a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido en losartículos 17 y 27 de este real decreto.

Artículo 25. Incentivo por participación en el mercado.

1. El incentivo por participar en el mercado a que se refiere el artículo 22.1.b) consistirá en unporcentaje de la tarifa eléctrica media o de referencia de cada año definida en el artículo 2 del RealDecreto 1432/2002, de 27 de diciembre, y publicada en el real decreto por el que se establece latarifa eléctrica.

2. Este incentivo se fijará en función del grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, así comode su potencia instalada.

3. Este incentivo será facturado y liquidado a la empresa distribuidora de acuerdo a lo establecido enlos artículos 17 y 27 de este real decreto.

SECCIÓN 3.a TARIFAS, PRIMAS E INCENTIVOS POR PARTICIPAR EN EL MERCADO

Artículo 36. Tarifas, primas e incentivos para instalaciones de la categoría b), grupos b.4 y b.5:energía hidráulica.

1. Instalaciones del grupo b.4:

• Tarifa: 90 por ciento durante los primeros 25 años desde su puesta en marcha y 80 por ciento apartir de entonces.

• Prima: 40 por ciento.

• Incentivo: 10 por ciento.2. Instalaciones del grupo b.5, de más de 10 MW y no más de 25 MW de potencia instalada:

• Tarifa: 90 por ciento durante los primeros 15 años desde su puesta en marcha y 80 por ciento apartir de entonces.






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• Incentivo: 10 por ciento.

3. Instalaciones del grupo b.5, de más de 25 MW y no más de 50 MW de potencia instalada:

• Tarifa: 80 por ciento.


• Incentivo: 10 por ciento.

4. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 40, cuando el grupo b.4 alcance los 2400 MW depotencia instalada se procederá a la revisión de la cuantía de las tarifas, incentivos y primasexpresadas en este artículo.

Artículo 26. Complemento por energía reactiva.

1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la aplicación de este real decreto,independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 22, recibirá un complemento porenergía reactiva. Este complemento se fija como un porcentaje de la tarifa eléctrica media o dereferencia de cada año definida en el artículo 2 del Real Decreto 1432/2002, de 27 de diciembre, ypublicada en el real decreto por el que se establece la tarifa eléctrica, en función de la categoría,grupo y subgrupo al que pertenezca la instalación, según se establece en la sección 3.a de este

capítulo IV, y del período horario en el que se entregue la energía. Dicho porcentaje se establece enel anexo V.

Artículo 27. Liquidación de tarifas reguladas, primas, incentivos y complementos.

1. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de este real decreto, hayan efectuado compras deelectricidad a instalaciones acogidas al régimen especial tendrán derecho a ser liquidados por lacuantía de las cantidades efectivamente desembolsadas en concepto de tarifa regulada.

2. Los distribuidores que, en virtud de la aplicación de este real decreto, hayan efectuado pagos deprimas, incentivos y/o complementos a instalaciones acogidas al régimen especial tendrán derecho aser liquidados por la cuantía de las cantidades efectivamente desembolsadas por estos conceptos.

3. Los importes correspondientes a los conceptos expresados en los dos apartados anteriores sesometerán al correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de acuerdocon lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regulael procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, delos costes permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

5. MÉXICO

Marco Legal y Regulatorio - Avances y Perspectivas

La Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), que regula la provisión de electricidad enMéxico, no permite a los particulares la libre compra-venta de energía, pero sí su generación, ya seapara autoabastecerse, o para complementar procesos productivos mediante la cogeneración, sujetosa permiso de la CRE. Los particulares también pueden generar energía para la CFE, en esquemas de

productor externo y de pequeño productor, así como para exportarla. De 1994 a 2005 la CRE haaprobado 348 permisos de generación de electricidad, de los cuales 317 están en operación.

a) Iniciativa de Ley para el Aprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energía(LAFRE)

En Diciembre del 2005 se aprobó en la Cámara de Diputados la iniciativa de Ley para elAprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energía (LAFRE), en la que se establece la creaciónde un Programa para el Aprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energía. Se define comometa para el 2012, un porcentaje mínimo de participación de las ER en sus distintas modalidades,respecto a la generación total de electricidad, del 8%, sin incluir las grandes hidroeléctricas. LaSENER elaborará y coordinará la ejecución del Programa para el Aprovechamiento de las FuentesRenovables de Energía.

Para el cumplimiento de las metas establecidas en la iniciativa de ley, se estima necesario destinar

aproximadamente 600 millones de pesos al año (equivalente a 55 millones de USD; pesos de 2005)para dar incentivos que fomenten la inversión pública y privada con miras a que se instalen y sepongan en operación proyectos que generen electricidad para el servicio público, utilizandotecnologías competitivas. Se estima necesario destinar asimismo, recursos adicionales del orden de400 de pesos al año (equivalente a 37 millones de USD) para la promoción de otras tecnologías(aplicaciones eléctricas o no eléctricas) menos maduras consideradas como estratégicas para México,




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así como para fomentar la investigación y el desarrollo tecnológico nacional y el desarrollo social yeconómico de las regiones y los sectores de la población más atrasados.

La Ley señala, entre otras cosas, que los pagos a los generadores por la energía que entreguen a lasredes del Sistema Eléctrico Nacional reflejarán los costos evitados por los suministradores en virtudde la operación de los proyectos de generación. Asimismo, el Sistema Eléctrico Nacional deberáaceptar la electricidad generada a partir de Fuentes Renovables en cualquier momento que seproduzca.

Respecto al destino de los fondos del Fideicomiso, establece que durante el primer año de operación,los recursos federales aportados se utilizarán de la siguiente forma:

• 55% para el “Fondo Verde”, que incentive el uso de tecnologías renovables maduras(aplicaciones eléctricas).

• 6% para el “Fondo de Tecnologías Emergentes” (aplicaciones eléctricas).

• 10% para el “Fondo de Electrificación Rural”.

• 7% para el “Fondo de Biocombustibles”.

• 7% para el “Fondo General de ER” (aplicaciones no eléctricas).

• 15% para el “Fondo de Investigación y Desarrollo Tecnológico de las ER (FIDTER)”.

Por último, se establece que al menos el 20% de los recursos del FIDTER serán destinados a laevaluación de los potenciales nacionales de las ER.

b) Contrato de interconexión para autoabastecimiento y otros instrumentos

A fin de promover el desarrollo de proyectos privados de energía en la modalidad deautoabastecimiento mediante ER del tipo intermitente, la CRE aprobó instrumentos de regulación queconsideran la disponibilidad intermitente del energético primario. La materia de estos instrumentoscomprende la energía eólica, la solar y la hidroelectricidad con almacenamiento o disponibilidad deagua limitada.

Con estos instrumentos se permite al autoabastecedor inyectar a la red de transmisión delsuministrador la energía eléctrica generada, cuando se cuente con el energético primario, para serconsumida por sus centros de consumo cuando éstos lo requieran.

En el pasado los instrumentos de regulación aplicables a las ER no reconocían la potencia que aportanlos equipos de generación de energía eléctrica de este tipo a las horas de máxima demanda delSistema Eléctrico Nacional. Por tal motivo, la CRE aprobó en enero de 2005 las modificaciones almodelo de Contrato de Interconexión aplicable a este tipo de fuentes, donde se determina la “Potencia Autoabastecida” del permisionario como el promedio de las potencias medidas en el Puntode Interconexión, que se hayan presentado en los 12 intervalos de medición incluidos dentro de lahora de máxima demanda para todos los días laborables del mes en cuestión. Esta PotenciaAutoabastecida permitirá reducir el cargo por demanda facturable de los centros de consumo delPermisionario.

También se propone que el intercambio de energía eléctrica, que actualmente se realiza utilizando elCosto Total de Corto Plazo (CTCP), se realice a través del cargo variable de las tarifas eléctricas,buscando así una mayor transparencia al determinar la cantidad de energía que el permisionariointercambia con sus socios.

c) Otras Iniciativas

Iniciativa para modificar la Ley del Impuesto Sobre la Renta: Propone un nuevo estímulo fiscal quepromueva la inversión y uso de ER para vivienda, que consiste en un crédito fiscal del 30% a lainversión en equipos para la generación de energía proveniente de ER.

Proyecto de Ley Especial sobre Producción y Servicios: Propone establecer un impuesto especial del0.5% a las enajenaciones o importaciones de energía eléctrica, y que los recursos recaudados sedestinen al fomento de las ER en la generación de electricidad.

Iniciativa para modificar la Ley Federal de Derechos: Pretende que los combustibles fósiles paguen underecho en función del Bióxido de Carbono (CO2) liberado en su combustión, gravando su consumo,bajo el principio de que “el que contamina paga”. Para combustibles líquidos, propone derechos de0.52¢ a 0.97¢ de peso por litro, y un mayor gravamen para los combustibles sólidos. Para el gas

natural propone 19.7¢ de peso por millar de pies cúbicos.Los ingresos recaudados se destinarían a la promoción de las ER.

Normas Oficiales Mexicanas (NOM):




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(1) NOM para la protección al medio ambiente durante la construcción, explotación y abandono en eluso de energía eólica (fase de aprobación).

(2) NOM para determinar el rendimiento térmico y funcionalidad de calentadores solares (en vigor).

(3) NOM para calentadores solares, que tiene por objeto establecer los criterios para elaprovechamiento de la energía solar en establecimientos nuevos y remodelaciones en el D.F., querequieran agua caliente para actividades productivas, y establece que al menos 30% del consumo

energético anual deberá provenir del sistema de calentamiento basado en el aprovechamiento de laenergía solar (en vigor).

Desarrollo de Políticas: Con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo y la GTZ –CooperaciónTécnica Alemana– la SENER realizará estudios de factibilidad para bioetanol y biodiesel en el 2006.Estos estudios servirán como base para el desarrollo de una política mexicana en materia del uso debiocombustibles para el transporte.

d) Fondos de inversión

Para fomentar la participación de los inversionistas nacionales y extranjeros en proyectos deinfraestructura básica, se constituyó en BANOBRAS el Fondo de Inversión en Infraestructura(FINFRA), que tiene como instrumentos: capital de riesgo y capital subordinado; participa como sociominoritario dentro del proyecto, aportando hasta el 35% del capital ordinario.

e) Fondos para incentivar la generación

Además del Fideicomiso de la LAFRE, existen apoyos del Fondo para el Medio Ambiente Mundial, elPNUD y el BM, entre otros, para la generación de electricidad a gran escala a partir de energíasrenovables (especialmente para la eólica), así como para la investigación y el desarrollo tecnológico.

f) Bonos de carbono

Como signatario de la Convención Marco de las Naciones Unidas de Cambio Climático y de suProtocolo de Kyoto México no tiene compromisos cuantitativos y se puede beneficiar del Mecanismode Desarrollo Limpio (MDL) vendiendo Certificados de Reducción de Emisiones a países del Anexo I.La aprobación de los proyectos realizados en México, desde la perspectiva de país huésped, la realizael Comité de Proyectos de Reducción de Emisiones y Captura de Gases de Efecto Invernadero(COMEGEI) que funge como autoridad nacional designada ante la Convención Marco de las NacionesUnidas para el Cambio Climático, y es uno de los grupos de trabajo del Comité Intersecretarial deCambio Climático (CICC). En el COMEGEI la aprobación de proyectos se da por consenso entre lasSecretarías que lo conforman. A la fecha, la COMEGEI ha emitido cartas de aprobación para 24proyectos que evitarán la emisión de 5.8 Millones de Toneladas de CO 2 equivalente. Adicionalmente,el Sector Energía está trabajando a través del Comité de Cambio Climático del Sector Energía, en eldesarrollo de una cartera de proyectos MDL, que incluye iniciativas en los sectores público y privadopara ER.

g) Incentivos fiscales

Con la finalidad de propiciar inversiones en maquinaria y equipo para la generación de energíaproveniente de ER, el 1° de diciembre de 2004 se publicó en el Diario Oficial de la Federación lamodificación al Artículo 40, Fracción XII de la Ley de Impuesto sobre la Renta, en la que se estableceque los contribuyentes del ISR podrán depreciar el 100% de la inversión en un solo ejercicio. Lamaquinaria y equipo que se adquiera se debe mantener en operación durante un periodo mínimo decinco años, con fines productivos.

6. NICARAGUA

Ley de promoción al sub-sector hidroeléctrico - Ley N°. 467, aprobado el 9 de julio del 2003.Publicado en La Gaceta No. 169 del 5 de Septiembre del 2003

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE NICARAGUA. Hace saber al pueblo nicaragüense que:

LA ASAMBLEA NACIONAL DE LA REPÚBLICA DE NICARAGUA CONSIDERANDO

I. Que la Constitución Política de la República de Nicaragua, establece en el artículo 102, que losrecursos naturales son patrimonio nacional y que corresponde al Estado la conservación, desarrollo y

aprovechamiento racional de los mismos.II. Que el Estado debe fomentar el aprovechamiento de las fuentes de energía eléctrica que tengancomo base recursos naturales renovables y compatibles con el ambiente, en cuya construcción yoperación se emplee mano de obra intensiva y requiera de la mínima utilización de divisas en suoperación.




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III. Que es prioridad del Estado facilitar el autoabastecimiento de la demanda de energía eléctricanacional, fomentando proyectos que abastezcan al sector rural, para mejorar los niveles de calidad devida de esa población.

IV. Que los servicios de energía, agua potable, vías de comunicación, telecomunicaciones, entreotros, son elementos fundamentales de la calidad de vida de la población y base esencial deldesarrollo sostenible.

V. Que el crecimiento poblacional, así como el desarrollo del país, traen como consecuencia elaumento en la demanda de los servicios básicos, los cuales son suministrados por institucionesprivadas y/o públicas.

VI. Que el agua por su naturaleza e importancia, incluido su potencial energético, es un recurso vitaly estratégico para el desarrollo económico del país.

VII. Que es necesario el establecimiento de incentivos económicos para fomentar el desarrollo denuevos proyectos de aprovechamiento hidroeléctrico, así como ejecución de inversiones adicionalesen estas actividades por parte del sector privado que aprovechen los amplios recursos existentes enel país.

En uso de sus facultades; ha dictado la siguiente: LEY DE PROMOCIÓN AL SUB-SECTOR HIDROELÉCTRICO

CAPÍTULO I Disposiciones Generales

Artículo 1.- La presente Ley tiene por objeto promover la generación de energía utilizando fuenteshidráulicas, dentro de un marco de aprovechamiento sostenible de los recursos hídricos que ayude afavorecer el desarrollo social y económico de la nación.

Artículo 2.- Los incentivos establecidos por la presente Ley serán aplicables solamente a nuevosproyectos cuyo uso principal del recurso de agua sea para la generación hidroeléctrica con embalse oa filo de agua.

Artículo 3.- Los incentivos establecidos en el Capítulo II de esta Ley, tendrá n un plazo de 15 años apartir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Ley. Todos los beneficios otorgadoscaducarán al finalizar el plazo, independiente de la fecha de inicio de construcción o de operacionesdel proyecto.

CAPÍTULO II De los Incentivos y del Régimen Fiscal

Artículo 4.- Los incentivos y el régimen fiscal establecidos en esta Ley se aplicarán a los proyectos degeneración hidroeléctrica definidos en el artículo 2 de la presente Ley, los que gozarán de lossiguientes beneficios:

a) Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria, equipos,materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de preinversión y para laconstrucción de las obras para la generación hidroeléctrica y para la construcción de la línea detransmisión necesaria para transportar la energía desde la central hasta el Sistema InterconectadoNacional (SIN).

En el caso de los Sistemas Aislados, esta exoneración cubre las labores de preinversión y las deconstrucción de las obras para generación hidroeléctrica y las de la construcción de las líneas detransmisión y además todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto. Se entiende porSistema Aislado, lo establecido en los artículos 8 y 31 de la Ley No. 272, "Ley de la Industria

Eléctrica" publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 74, del 23 de Abril de 1998.b) Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria, equipos,materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de preinversión y para laconstrucción de las obras para generación hidroeléctrica y para la construcción de la línea detransmisión necesaria para transportar la energía desde la central hidroeléctrica hasta el SistemaInterconectado Nacional (SIN).

En el caso de los Sistemas Aislados, esta exoneración cubre las labores de preinversión, las deconstrucción de las obras para generación hidroeléctrica por minicentrales con capacidad de hasta 5megavatios y las de la construcción de las líneas de transmisión y además de todas las inversiones endistribución asociadas al proyecto.

c) Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definitivo del IRestablecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximo de 7 años a partir de la

entrada de operación mercantil del Proyecto.d) Exoneración de todos los impuestos municipales vigentes durante la construcción del proyecto ypor un período máximo de 10 años a partir de la entrada en operación mercantil del proyecto, períododurante el cual se exonerarán los impuestos municipales de acuerdo a lo siguiente: Exoneración del




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75% en los tres primeros años; del 50% en los siguientes cinco años y el 25% en los dos últimosaños.

e) Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar la construcción u operaciónde un proyecto bajo Permiso de Administración de Agua por un máximo de diez años.

f) Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación de riquezas naturales.

7. PERÚ

FONDO DE PROMOCIÓN DE MICROCENTRALES HIDROELÉCTRICAS

1.0 El modelo de crédito.

Se trata de un modelo financiero que combina el crédito subsidiado con asistencia técnica medianteun esfuerzo compartido entre la cooperación técnica, las instituciones de gobierno (gobiernos locales,regionales y central) y la comunidad. Esta dirigido a atender pequeñas necesidades energéticas enzonas rurales aisladas del Perú para la atención demandas de energía eléctrica de pequeños centrospoblados, comunidades o micro empresarios rurales, donde la atención con el sistema convencionalde extensión de redes no es posible.

Este modelo de crédito incluye subsidios vía asistencia técnica e intereses para los clientes privados(micro empresarios rurales), mientras que cuando se trata servicios de electrificación rural (pequeñoscetros poblados, comunidades u otros), además de los subsidios mencionados vía el créditosubsidiado requieren de fondos adicionales que son provistos por distintos organismos cofinancieros,es decir que estos últimos requieren un palanqueo de capital para cubrir una parte importante de loscostos. Es un fondo crediticio aplicado a una sola opción energética “La microhidroenergía”,considerando instalación de nuevos sistemas, rehabilitación y/o reparación de existentes. El ámbitode trabajo es nacional, aunque la prioridad es la zona norte del país (Cajamarca, Amazonas,Lambayeque).

Los montos del crédito varían en el rango de US$ 10,000 a US$ 50,000, con una tasa de interés del10% (antes 8%), con plazos de devolución de 1 a 5 años, períodos de gracia variables dependiendode la situación financiera del cliente(s). El tipo de garantías varía de acuerdo a la realidad del cliente,publico o privado; los primeros deben demostrar un flujo de caja positivo incluyendo sus planes de

inversión de corto y mediano plazo, mientras que los privados deben presentar garantías prendablespor un monto equivalente o superior al 130% del monto del crédito solicitado; el equipamientoelectromecánico puede constituir parte las garantías. Cabe destacar que el último convenio con el BIDse ha considerado un programa activo de promoción iniciativas de pequeña empresa y generación deempleo haciendo uso de la energía generada, en todos los centros poblados beneficiados con laimplementación de MCHs.

2.0 Sujetos de crédito

Son individuos o agrupaciones de pobladores de las zonas rurales aisladas del país que deseaninstalar o rehabilitar centrales hidroeléctricas. Existen 4 categorías.

1) Gobiernos locales (Municipalidades), generalmente de distritos, aunque algunas veces losmunicipios de mayor dominio (provinciales) solicitan el crédito para apoyar a un centro pobladomenor.

2) Productores rurales privados

3) Comunidades campesinas.

4) cooperativas agropecuarias (existen un número muy pequeño en el país).

3.0 Componentes del Proyecto

Se distinguen 4 grupos de actividades que las consideramos como componentes del proyecto:

• Promoción del proyecto y sus beneficios

• Asistencia técnica y financiera,

• Organización para el manejo sostenible

• Recuperación de los créditos.

3.1 Promoción




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Comprende las actividades de: entrega y recojo de información básica hacia y desde lascomunidades, identificación de mercados, identificación de potencial y oportunidades técnicas deacuerdo a las zonas y sus características, oportunidades de colocación de créditos, reuniones con lacomunidad y autoridades, talleres participativos, entrega información a funcionarios del gobiernoregional y central.

La metodología utilizada para las actividades de promoción, considera el uso de técnicas, materiales yherramientas simples, y la entrega directa de información, esto último por tratarse de un proyecto no

convencional dirigido a un mercado no convencional, donde los canales de información son:comunicación directa, visita, entrevista, conversación, demostración, etc. Así mismo se trata de unproyecto que promueve principalmente decisiones de abajo hacia arriba y de consenso entremiembros de la comunidad, autoridades locales y lideres, y luego busca el apoyo de otros estamentosde gobierno o instituciones que brinden el apoyo.

3.2 Asistencia técnica y financiera.-

Comprende un conjunto las actividades relacionadas a la elaboración de expedientes técnicos yfinancieros para la justificación del proyecto y del crédito y para el co-financiamiento de los mismos1,dirección técnica y supervisión de obras, la recepción de obras y puesta en marcha de los sistemas yla capacitación de operadores y administradores para el manejo eficiente y sostenible, las principalesactividades son:

a) Factibilidad financiera y estudios de ingeniería.- Uno de los requisitos para acceder al crédito espresentar un expediente técnico y financiero, dicho expediente debe contener los documentos deingeniería de detalle donde se especifica: Demanda de energía y sus proyecciones, recursosenergéticos, obras físicas que se construirán, las máquinas y equipos a instalar, presupuesto ycronograma de ejecución.

La asistencia financiera incluye el establecimiento de un esquema financiero indicando los rubros queserán cubiertos por el crédito (principalmente equipos e instalación) y las posibles fuentes decofinanciamiento, ello permite que se pueda trabajar en paralelo en la búsqueda de fondoscomplementarios en otras entidades (esto cuando se trata de comunidades y pequeños centrospoblados que instalan servicios de electrificación rural.

b) Supervisión técnica y dirección de obras.- El ITDG se encarga de la supervisión técnica de laimplementación de las obras acorde a cronogramas y AFIDER la supervisión de los gastos de acuerdoal presupuesto. En la mayoría de casos los clientes solicitan que ITDG ejecute las actividadesimplementadas mediante el crédito y además supervise la ejecución de las obras y presupuestos delcofinanciamiento.

c) Recepción de obras y puesta en marcha.- Cada central es implementada en una manera diferentede acuerdo a los requerimientos y preferencias de los usuarios. Es por ello que las actividades derecepción y puesta en marcha también difieren. En el caso de las obras ejecutadas por el ITDG elnúmero de pruebas es menor ya que la experiencia del personal ejecutor asegura la calidad de lasobras, mientras que cuando las obras son ejecutadas por consultores particulares, la recepciónrequiere de pruebas y control de calidad minuciosos.

d) Capacitación.- Para la operación de la central se requiere la formación del capital humanonecesario para hacer operación, mantenimiento y administración correcta de la central (gestión desistema). La estrategia utilizada es seleccionar a los potenciales operadores de la central al inicio de

las obras de implementación y se les hace participar en todas las fases de la construcción del sistemade modo van asimilando conocimientos que posteriormente permiten una capacitación teóricaefectiva y en menor tiempo.

3.3 Recuperación del crédito.-

Es una labor importante y complicada, requiere del un seguimiento cuidadoso, consultas frecuentes alBanco, notas de aviso sobre fechas de vencimiento de pagos, y otros. En el eventual caso de retrasosy hasta de no-pago, los contratos de crédito contienen las reglas de juego que permiten accioneslegales para la recuperación. Esta parte del trabajo por acuerdo BID/ITDG se contrató una consultorapequeña (AFIDER), quien que se responsabiliza de este trabajo, además de las evaluacionesfinancieras de cada proyecto.

4.0 Instituciones involucradas

BID: Aporte de capital para la creación del fondo al ITDG-LA (US$ 400,000 en 1994, y ampliación deUS$ 300,000 en el 2001, también el aporte de parte de los costos de asistencia técnica ITDG-LA




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Ejecutor del proyecto, aporte de recursos financieros para la asistencia técnica y es el responsablede retornar finalmente el préstamo del BID.

AFIDER.- Institución independiente local ubicada en el norte del país, tiene la responsabilidad deapoyar en la elaboración de expedientes financieros y en la recuperación de los créditos.

co-financieros.- Organizaciones que apoyan con fondos no reembolsables para complementar elfinanciamiento de las centrales; las más importantes: el gobierno regional y gobierno central a través

de FONCODES,(Fondo nacional de Compensación Social, es un organismo descentralizado elMinisterio de la Presidencia, responsable de la ejecución de proyectos de apoyo a desarrollosocial con inversiones de estado a fondo perdido, a nivel nacional.) los propios gobiernos locales yalgunas Organizaciones privadas, dentro de este grupo de instituciones se encuentran también unaserie de instituciones que han apoyado con recursos económicos para la asistencia técnica.

EL MODELO DE GESTION

“Servicios de Gestión de Pequeños Sistemas Eléctricos Aislados”

Según la experiencia de ITDG-LA un de los más importantes aspectos para la sostenibilidad de unsistema aislado de generación de energía es el manejo eficiente, y este a su vez dependefuertemente del modelo de organización utilizada para ello. De modo que el principal de este modeloes la gestión eficiente (operación, mantenimiento y administración).

En el medio rural, el manejo eficiente tiene una relación directa con los actores que intervienen y laasignación de responsabilidades a estos, definición clara de la propiedad, los beneficiarios y losoperadores del servicio, y la asignación de responsabilidades.

Este modelo de gestión que el ITDG-LA está utilizando considera la entrega de todas lasresponsabilidades de operación, mantenimiento y administración a una microempresa local privada,lo cual la recibe del propietario3 bajo un contrato de mediano o largo plazo, con términos dereferencia específicos, respetando el marco legal vigente. El modelo comprende entonces de tresactores principales: el propietario, los usuarios y la empresa prestadora de servicios de gestión, uncuarto actor es la junta de usuarios que tiene un rol fiscalizador. El modelo “Servios de Gestión deSistemas Eléctricos” promovido por el ITDG, resultado del trabajo ESMAP/ITDG, es un modelo quepromueve el concepto de manejo empresarial con: eficiencia, bajos costos, orden, confiabilidad, etc.

4.1 Actores

a) El propietario: De los cuatro grupos de clientes, en los casos de los centros poblados y lascomunidades aparentemente no hay una claridad referente propiedad ya que en ambos casos laconsecución del financiamiento se hace a nombre de grupos colectivos. Sin embargo lo cierto es queen el caso de centros poblados el propietario es la Municipalidad, mientras que en el caso de lascomunidades, la propiedad es de la comunidad, como un bien común, en ambos casos es importanteaclarar a la población sobre quien es el propietario y el rol que este desempeña en la sostenibilidaddel sistema.

a) La empresa: La empresa (privada) se responsabiliza de la gestión del sistema y lo conveniente esque sea una Empresa local. Su incorporación en la gestión debe ser mediante un concurso de méritosy respetando las normas legales vigentes.

Las ventajas de tener una empresa local como responsable de la gestión es reducir costos. Sin

embargo, el “reclutamiento de una pequeña empresa privada local” para este fin es complicado y noinmediato, más aún por lo general no existen micro o pequeñas empresas que reúnan Mínimamentelos requisitos para hacer el trabajo de gestión. Para superar esto ITDG-LA convocar a pequeñosgrupos de interesados a concursar para dar el servicio a una evaluación de Capacidades y luegoreclutar al mejor, una vez echo esto, el ganador del proceso será apoyado en su constitución comoempresario y recibirá la capacitación necesaria.

b) Los usuarios: Es la población que recibirá el servicio de energía eléctrica mediante conexionesdomiciliarias, pagando una tarifa.

4.2 Instrumentos para la aplicación del modelo

Además del modelo en si, lo importante para el éxito es utilizar adecuadamente una serie deinstrumentos que complementan el modelo de gestión.

• Esquema de tarifas: Se hace necesario un modelo tarifario justo. Aunque en este temahay diferencias muy claras en las diferentes experiencias, la experiencia del ITDG-LA esque “la tarifa justa” es aquella que está acorde al consumo del usuario (ver esquematarifario), quien más consume más paga. De modo que la aplicación de un modelo de estanaturaleza requiere del uso de medidores de energía para cada usuario.




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• Contratos: Que especifiquen los compromisos asumidos por las partes, propietario,empresa y beneficiarios es importante, estos deben hacerse respetando las normaslegales vigentes a fin de que se cumplan los compromisos asumidos por las partes.

• Reglamentos: El servicio de electricidad requiere de reglamentos sobre los derechos ydeberes de cada uno de los actores, ello permite un uso ordenado y respetuoso de laenergía y se evitan faltas por el lado del usuario o de la empresa.

• Capacitación: Como se ha mencionado en acápites anteriores, por lo general no existe lacapacidad local y menos la empresa o empresas que podrían encargarse del sistema, portanto la aplicación de este modelo requiere crear dicha capacidad.

• Fiscalización: La participación de la población en la toma de decisiones con respecto alservicio eléctrico y del sistema en general, debe ser organizada, para ello es importanteconformar una “ Asamblea de Usuarios” que de alguna forma será el ente fiscalizador delservicio. La participación de la población también se da a través del Comité de vecinos,organización que normalmente ya existe.

4.3 Esquema de tarifas

La elección del esquema tarifario a utilizar en un pequeño sistema de servicios eléctricos hasta ahoraes por lo menos complicada. Existen diversas experiencias con modelos tarifarios diferentes, entreellos: i) tarifas planas, ii) tarifas diferenciadas por tipo de aplicación o consumo, iii) tarifas reguladas

por el Estado; entre otras.El modelo utilizado por el ITDG es el llamado “Modelo de Bloques Descendentes”. Este modelotarifario, donde: los costos por kWh van descendiendo de acuerdo al consumo, los primeros tienen unalto precio y luego van disminuyendo hasta un tope mínimo, como se muestra en el siguiente gráfico.

El Bloque I tiene un costo ligeramente mayor a la tarifa promedio estipulada por el organismonacional regulador de tarifas (Comisión Nacional de Tarifas) para zonas rurales, en el caso del Perú laBT-5, sin embargo, dependerá de las condiciones socioeconómicas del lugar y de los estimados derecaudación, ya que el modelo supone autosuficiencia de por lo menos la gestión del sistema. En loscasos más grandes inclusive se puede pensar y definir las tarifas que permitan la reposición delsistema.

El Bloque II, debe está alrededor del valor de la tarifa promedio para zonas rurales (BT-5), mientrasque el Bloque III es de costos promocionales, generalmente es el bloque que permite usos

productivos y por lo tanto, debe ser bajo pero teniendo cuidado de no afectar las recaudaciones, esmás se trata de costos marginales de la energía.

Figura 7. Esquema de tarifas para el modelo de bloques descendentes

ANEXO III




DRA BETTI

TEXTO CONTRATO PREVISTO EN RESOLUCIÓN SE 108/11

Bs. As., 18/1/2007

"CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES"

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a los ........... días del mes de ..........,.201_..

..., en cumplimiento de lo instruido en la nota S.E. N" ........................de fecha………….., entre elCOMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO AR-GENTINO S.A. (CAMMESA),actuando por INSTRUCCIÓN REGULATORIA en los términos del articulo 1º de la Resolución SE Nº2022/2005, con domicilio legal en Av. ………………………….., representada en este acto por…………………..;y ………………………., con domicilio legal en………………………, representada en este acto por……………………,acuerdan cerebrar el presente Contrato, sujetándolo a los términos y condiciones que seguidamentese estipulan.

I. DEFINICIONES

l.1. CAMMESA: significa la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico So-ciedadAnónima, que en virtud del Decreto 1192/92 tiene a su cargo la función de Organismo Encargado delDespacho.

l.2. CENTRAL: es la Central…………………………………………………………….

l.3. CONTRATO: es el presente contrato.

l.4. DÓLARES ESTADOUNIDENSES o U$S: es la moneda de curso legal en los Estados Uni-dos deNorte América, o la que pudiera reemplazarla en el futuro.

I.5. DTE: es el DOCUMENTO DE TRANSACCIONES ECONÓMICAS emitido por CAM-MESA.

l.6. EMPRESA: es ................., en su función de Agente Generador MEM por la CEN-TRAL………………………………………………….

l.7. ENERGÍA CONTRATADA: es la cantidad de energía que el VENDEDOR se compromete a generar yel COMPRADOR a recibir durante la vigencia del CONTRATO.

l.8. ENERGÍA SUMINISTRADA: es la energía que la PARTE VENDEDORA entrega a la PARTECOMPRADORA en virtud del presente CONTRATO.

l.9. LOS PROCEDIMIENTOS: Procedimientos para la Programación de la Operación, el Des-pacho deCargas y el Cálculo de Precios, Resolución de la ex -SECRETARIA DE ENERGÍA ELÉCTRICA N'61 defecha 29 de abril de 1992, sus normas modificatorias y complementarias.

l.10. MEM: Mercado Eléctrico Mayorista

l.11. PARTE COMPRADORA: CAMMESA.

l.12. PARTE VENDEDORA: Es el Agente Generador del MEM................




DRA BETTI

l.13. PARTE: cada una de las PARTES individualmente.

l.14. PARTES: son en conjunto la PARTE VENDEDORA y la PARTE COMPRADORA.

l.15. PESOS ó $: es la moneda vigente y de curso legal en la República Argentina, o la que en elfuturo pudiera reemplazarla.

l.16. PLAZO NOMINAL DEL PROYECTO: el tiempo estimado (valor esperado) necesario para que laCENTRAL entregue la ENERGÍA CONTRATADA.

l.17. POTENCIA CONTRATADA: es la potencia máxima que la PARTE COMPRADORA se compromete aadquirir a la PARTE VENDEDORA siempre que las condiciones de despacho de generación, encumplimiento de lo indicado en LOS PROCEDIMIENTOS, lo permitan.

l.18. PUNTO DE ENTREGA: es el nodo del SADI y/o Prestador Adicional de la Función Téc-nica deTransporte correspondiente, y en la cual la PARTE VENDEDORA se compromete a entregar laENERGÍA SUMINISTRADA.

l.19. "SADI": Es el Sistema Argentino de interconexión.

II. REGLAS DE INTERPRETACIÓN

ll.1. Los términos en "mayúscula", tendrán el significado asignado por el presente

CONTRATO. Los términos definidos comprenderán tanto el singular como el plural.

II.2. Salvo una disposición en particular en contrario, todas las menciones de este CONTRATO adeterminados artículos y subdivisiones son referencias a artículos y subdivisiones del presenteCONTRATO. Los títulos de cada cláusula se incluyen al sólo efecto de facilitar su referencia y no debenser tenidos en cuenta en la interpretación del CONTRATO.

II.3. Si cualquier disposición, cláusula o parte del CONTRATO fuera declarada ilegal, inaplica-ble,inejecutable, nula y/o de cumplimiento imposible por un tribunal competente, el CON-TRATO y sus

disposiciones y partes no cuestionadas continuarán en plena vigencia, y la dispo-sición, cláusula oparte que hubiere sido afectada por la antedicha declaración deberá ser reem-plazada por otra, en untodo de acuerdo con el espíritu fundamental del CONTRATO.

II.4. Todos los términos del presente que impliquen una denotación o connotación contable, seráninterpretados con el significado que a dichos términos le asignan las reglas de uso, prácti-cascontables y los Principios de Contabilidad generalmente aceptados en la República Argenti-na.

II.5. Salvo que en este CONTRATO se haga referencia a Días Hábiles, cualquier referencia a "días" seentenderá como "días corridos".

II.6. El presente CONTRATO se rige e interpreta conforme a las leyes argentinas y particular-mentepor:

II.6.1. El Marco Regulatorio Eléctrico, integrado por la Ley N° 15.336 y N° 24.065 y sus Re-glamentaciones y Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y




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el Cálculo de Previos- (LOS PROCEDIMIENTOS), aprobados por Resolución ex - SECRETARIA DEENERGÍA ELÉCTRICA N'61 de fecha 29 de abril de 1992 con sus normas modificatorias ycomplementarias.

II.6.2. La Resolución N° ................. de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y los términos del presenteCONTRATO.

III. OBJETO Y ALCANCE

III.1. El objeto del presente CONTRATO es establecer las relaciones entre las PARTES para elabastecimiento de energía eléctrica por la PARTE VENDEDOR a la PARTE COMPRADOR en lascondiciones y con los alcances que se estipulan en las cláusulas siguientes.

IV. CARACTERÍSTICAS DEL ABASTECIMIENTO

IV.1. La PARTE VENDEDORA se compromete a entregar la ENERGÍA CONTRATADA a la PARTECOMPRADORA en las condiciones y con el alcance que se define a continuación.

IV.2. La ENERGÍA SUMINISTRADA es la energía generada por la CENTRAL no forzada porrequerimientos del generador, multiplicada por una hora, que resultará en cada momento de ladisponibilidad de máquinas, las condiciones meteorológicas y el despacho que realice CAM-MESA.

IV.3. Los excedentes de energía en cada hora por encima de la POTENCIA CONTRATADA seráncomercializados en el mercado SPOT o a través de contratos con Agentes del MEM y no seráncontabilizados a los efectos del cálculo de la Energía Contratada.

IV.4. La PARTE VENDEDORA entrega la ENERGÍA SUMlNlSTRADA bajo la forma de corriente alternade frecuencia igual a 50 Hz y a la tensión correspondiente al PUNTO DE EN-TREGADA.

IV.5. La calidad de la frecuencia y tensión del abastecimiento estarán regidas por las normasoperativas vigentes, y por los reglamentos asociados al transporte establecidos por la autoridadcompetente.

IV.6. Los compromisos asumidos por la PARTE VENDEDORA se extienden a la totalidad del PLAZO DEVIGENCIA definido en la Cláusula VII.

IV.7. La PARTE COMPRADORA se compromete a pagar mensualmente a la PARTE VEN-DEDORA o aquien ésta designe ceder los créditos correspondientes, un monto por la ENER-GÍA SUMINISTRADA,calculado en base a los valores efectivamente entregados cada mes y al precio definido en la CláusulaIX.3.

V. POTENCIA CONTRATADA

V.1. La POTENCIA CONTRATADA es de ............. MW durante la totalidad de las horas del PLAZO DEVIGENCIA. Este valor se entenderá como un máximo, es decir, la PARTE COM-PRADORA no estaráobligada a tomar ni pagar en cada hora una energía superior al valor que resulta de multiplicar laPOTENCIA CONTRATADA (POTCONT) por una hora.

VI. ENERGÍA CONTRATADA




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VI.1. La PARTE COMPRADORA se compromete a adquirir hasta un máximo de .................. MWhdurante el Plazo de Vigencia del CONTRATO. En el caso que se cumpla el PLAZO MÁXIMO establecidoen la Cláusula VII, la PARTE COMPRADORA no estará obligada a recibir y pagar la ENERGÍASUMINISTRADA cumplido dicho periodo.

VI.2. LA ENERGÍA CONTRATADA se ha determinado como el valor esperado de la energía producida

por la CENTRAL durante el PLAZO NOMINAL DEL PROYECTO, fijado en 15 años.

VII. PLAZO DE VIGENCIA

VII.1. El presente CONTRATO tendrá un PLAZO DE VIGENCIA de QUINCE (15) años, pro-rrogablespor la SECRETARÍA DE ENERGÍA por hasta un máximo de dieciocho (18) meses (PLAZO MÁXIMO),contados a partir de la HABILITACIÓN COMERCIAL de la primera unidad generadora de la POTENCIACONTRATADA, salvo que la PARTE VENDEDORA entregue la ENERGÍA CONTRATADA en un plazomenor, en cuyo caso se dará por cumplido el PLAZO DE VIGENCIA.

VII.2. El presente CONTRATO quedará sin efecto cuando la HABILITACIÓN COMERCIAL del total de laPOTENCIA CONTRATADA demande un plazo 50% mayor al previsto origi-nalmente. . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . (......) días corridos contados a partir de la fecha del presen-te CONTRATO. CAMMESA sereserva el derecho de prorrogar los plazos de forma tal que se finalicen las obras y se realice laHABILITACIÓN COMERCIAL

VIII. PUNTO DE ENTREGA

VIII.1. Se define como PUNTO DE ENTREGA, eI nodo de vinculación de la CEN-TRAL………..a laET…………………. en………kV, en SADI, perteneciente a ……………

IX. PRECIOS

IX.1. Precio de la POTENCIA:

No se remunera la potencia. El generador no percibe ningún pago en concepto de potencia. Seremunera la energía efectivamente entregada por el generador a la red hasta un valor máximo iguala la cantidad de energía máxima establecida para la hora, al precio que se indica más ade-lante.

IX.2. Reintegro de Costos Fijos

Se reintegrarán al generador una fracción de los costos fijos correspondientes al mes "m' de laoperación de las MAQUINAS COMPROMETIDAS en el MEM, integrado por, entre otros componentes a

estipular por la SECRETARÍA DE ENERGÍA Cargo Complementario que corresponde abonar por la CENTRAL a Transportistas de

Energía Eléctrica Nacionales o Troncales (g).

Cargos correspondientes a la CENTRAL por la participación en el pago del Canon de

Amplía Cargos correspondientes a la CENTRAL por la participación en el pago del Canon deAmpliaciones Menores ($).

Cargos correspondientes al a CENTRAL por la participación en el pago del Canon a

Transportistas independientes ($).

Cargos por Conexión abonados a Transportistas de Energía Eléctrica Nacionales o

Troncales ($). Cargos de Transporte abonados a Prestadores de la Función Técnica de Transporte

(PAFTT) ($).

Cargo correspondiente a la CENTRAL por gastos CAMMESA, según lo especificado




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en el apartado 5.3.4. - "REEMBOLSO DE GASTOS Y/O INVERSIONES DEL OED" del

Capítulo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS ($).

Tasa de Fiscalización y Control correspondiente a abonar por la CENTRAL al ENRE,

según lo previsto en el artículo 67 de la Ley 24.065 (g).

Cargo por uso de la regulación primaria de frecuencia.

Estos costos serán determinados en base a la información publicada en el DTE del mes corres-pondiente, que emita CAMMESA. En tanto no se instruya la incorporación de otro término a tener encuenta, los mismos serán los que determine CAMMESA en cada Transacción Econó-mica mensual,más la tasa de Fiscalización y Control que el ENRE informe.

La fracción de los costos fijos a reintegrar al GENERADOR será la que resulta de dividir la energíacomercializada mensualmente con este contrato del total de la energía comercializada cada mes porla CENTML en el MEM.

IX.3. Precio de la ENERGÍA SUMINISTRADA

El precio de la ENERGÍA SUMINISTMDA (Pr.ENESUM) se fija en U$S/MWh y será cons-tante durantetoda la vigencia del CONTRATO. El Pr.ENESUM es neto de los conceptos defi-nidos en los apartados

IX.2 y XI.

X. AJUSTE DEL PRECIO DE LA ENERGÍA SUMINISTRADA

X.1. La PARTE VENDEDORA tendrá derecho a solicitar el reconocimiento de un nuevo precio de laenergía suministrada (Pr.ENESUM) cuando se produzcan modificaciones en impuestos, Tasas y CargosNacionales, Provinciales y Municipales, comprometiéndose a ese efecto a sumi-nistrar a laSECRETARÍA DE ENERGÍA antes del último día hábil de cada mes, la informa-ción necesaria paraevaluar el ajuste del valor de la energía suministrada (Pr.ENESUM).

X.2. El nuevo precio de la energía suministrada deberá contar con la aceptación expresa de laSECRETARÍA DE ENERGÍA para su aplicación.

X.3. Hasta tanto no se cuente con un nuevo valor para el precio de la energía suministrada, la PARTECOMPRADORA realizará la liquidación de ventas utilizando los valores aceptados hasta ese momento,la que será corregida cuando se informen el nuevo precio y su entrada en vigencia.

XI. GRAVÁMENES

XI.1. A los reintegros fijados en la Cláusula IX.2 se les deberán adicionar todos los Gravámenes quesean aplicables al abastecimiento objeto del CONTRATO, los que serán todos por cuenta y cargo de laPARTE COMPRADORA.

XI.2. Sin que ello implique limitación, se encuentran incluidos dentro de los Gravámenes a car-go dela PARTE COMPRADORA, el impuesto al Valor Agregado (IVA) y otros cargos o gra-vámenes quedeban ser incluidos en la liquidación de ventas a favor de la PARTE VENDEDO-RA con motivo delpresente CONTRATO, conforme a la normativa general aplicable.

XI.3 Sin que ello implique limitación, se encuentran incluidos dentro de los Gravámenes a car-go dela PARTE COMPRADORA, el impuesto al Valor Agregado (IVA) y otros cargos o gra-vámenes que

deban ser incluidos en la liquidación de ventas a favor de la PARTE VENDEDO-RA con motivo delpresente CONTRATO, conforme a la normativa general aplicable.




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XI.4 La modificación de la alícuota de cualquier Gravamen aplicable al abastecimiento objeto delCONTRATO serán considerados por la SECRETARÍA DE ENERGÍA conforme a lo esta-blecido en laCláusula X.

XI.5. En todos los casos, excepto en lo que respecta al impuesto al valor agregado (IVA), laconsideración de los cargos y/o gravámenes involucrados en la presente cláusula deberá contar con la

correspondiente autorización de la SECRETARIA DE ENERGÍA, conforme a lo estable-cido en laCláusula X.

XII. LIQUIDACIÓN DE VENTAS

XII.1. Mensualmente, la PARTE COMPRADORA calculará:

XII.1.1. LA ENERGÍA SUMINISTRADA, COMO:

Donde:

ENESUM = ENERGÍA SUMINISTRADA MENSUAL (MWh).HSMES = horas del mes.

ENESUMh = Energía generada en la hora 'h' (MW).

POTCONT = POTENCIA CONTRATADA.

XII.2. El monto total mensual a liquidar (MONLIQ) a la PARTE VENDEDORA, como:

MONLIQ = Pr.ENESUM * ENESUM + CARFIJMEM

Donde:

CARFIJMEM = Costos fijos reintegrables al generador corres-pondientes al mes 'm" por la operación de sus MAQUINAS COMPROME-TIDAS enel MEM.

XIII. DOCUMENTACIÓN COMERCIAL Y PAGO

XIII.1. Mensualmente, CAMMESA publicará en el DTE respectivo toda la información necesa-ria ysuficiente para la adecuada verificación de los términos físicos y económicos definidos en elCONTRATO.

XIII.2. A los efectos de la publicación del DTE, CAMMESA convertirá los valores informados por laPARTE VENDEDORA nominados en DÓLARES ESTADOUNIDENSES a PESOS, utilizando la tasa decambio publicada por el BANCO CENTRAL DE LA REPUBLICA AR-GENTINA "Tipo de Cambio deReferencia Comunicación "A' 3500 (Mayorista)' correspon-diente al último día hábil del mes al quecorresponde el DTE.

XIII.3. Mensualmente, la PARTE COMPRADORA emitirá a favor de la PARTE VENDEDO-RA, laliquidación de ventas correspondiente al CONTRATO, calculada en base a la informa-ción publicada enel DTE provisorio correspondiente al mes.

XIII.4. Si posteriormente hubiere diferencias entre la información utilizada para el cálculo de lasliquidaciones de venta y la ¡información publicada en el DTE definitivo, la PARTE COMPRA-DORAemitirá notas de crédito o débito a favor de la PARTE VENDEDORA, según correspon-da en cadaoportunidad.




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XIII.5. La documentación comercial será remitida por la PARTE COMPRADORA en el domi-cilioestablecido por la PARTE VENDEDORA en la Sección XXI.1.

XIII.6. La PARTE COMPRADORA depositará a la fecha de vencimiento y en las cuentas que indique laPARTE VENDEDORA la cantidad de PESOS necesaria para adquirir los DÓLARES ESTADOUNIDENSESque hubieren resultado de convertir los PESOS consignados en la liqui-dación de venta aplicando la

tasa de cambio establecida en XIII.2. Para ello, utilizará la tasa de cambio publicada por el BANCOCENTRAL DE LA REPUBLICA ARGENTINA "Tipo de Cambio de Referencia Comunicación'4" 3500(Mayorista)" correspondiente al día hábil previo a la fecha de vencimiento.

XIII.7. En caso que la referencia adoptada para la obtención de la tasa de cambio se modifique,sustituya o no se publique en el futuro, las PARTES acordarán de común acuerdo una nuevareferencia, debiendo contar la misma con la aprobación de la SECRETARÍA DE ENERGÍA.

XIII.8. Las fechas de vencimientos de la documentación comercial emitida serán las estableci-das enel Apartado 5.6.1 del Capítulo 5 de LOS PROCEDIMIENTOS.

XIV. MORA

XIV.1. El incumplimiento de cualquiera de las obligaciones especificadas en el CONTRATO por una delas partes constituirá a esta en mora automática, sin necesidad de interpelación judi-cial oextrajudicial alguna. Asimismo, cada una de las PARTES se constituirá en mora automá-tica, cuando:

XIV.1.1. La PARTE COMPRADORA incurra en:

i) la falta de pago en término de cualquier suma adeudada en relación al cumplimiento delpresente contrato;

ii) la realización de actos que impliquen que sus obligaciones bajo el CONTRATO dejen de

ser válidas y exigibles;

iii) su disolución o entrada en liquidación;

iv) la entrada en cesación de pagos;

vi) la declaración en quiebra;

vii) la petición de su quiebra por un tercero que no fuera recurrida en la primer oportunidadprocesal de hacerlo;

viii) el acaecimiento de cualquier hecho o acto que, de conformidad con el Marco Normativo,tuviere efectos análogos a los descritos anteriormente; ix) el estado de acuerdo preventivoextrajudicial; o

IX) el estado de acuerdo preventivo extrajudicial; o

x) La intervención judicial de la respectiva administración empresaria, de la ejecución de más de50% de los bienes o de la mayoría de los bienes.

XIV.1.2. La PARTE VENDEDORA incurra en:

i) la falta de pago en término de cualquier suma adeudada en relación al cumplimiento del pre-sentecontrato;

ii) la pérdida de su calidad de Agente Generador del MEM;

iii) la realización de actos que impliquen que sus obligaciones bajo el CONTRATO dejen de ser válidasy exigibles;

iv) su disolución o entrada en liquidación;

v) la entrada en cesación de pagos;

vi) la presentación en concurso preventivo o quiebra;

vii) la declaración en quiebra;




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viii) la petición de su quiebra por un tercero que no fuera recurrida en la primer oportunidad procesalde hacerlo:

ix) el acaecimiento de cualquier hecho o acto que, de conformidad con el Marco Normativo, tuviereefectos análogos a los descritos anteriormente;

x) la cesión por la PARTE VENDEDORA de una parte sustancial de sus bienes o derecho que, a criterioexclusivo de la PARTE COMPRADORA. afecte o pudiera afectar el cumplimiento de las obligaciones

asumidas bajo el CONTRATO.xi) el estado de acuerdo preventivo extrajudicial;

xii) la intervención judicial de la respectiva administración empresaria, o la ejecución de más del 50%de los bienes o de la mayoría de los bienes; o

xiii) el incumplimiento del compromiso de abastecimiento asumido en el CONTRATO, por una causaexclusivamente imputable a la PARTE VENDEDORA, que se extienda por DOS (2) me-ses.

XIV.2. Producida la mora, que operará automáticamente, por el mero vencimiento de los plazosconvenidos, o por el acaecimiento de cualquier de los hechos enumerados en la presente cláusu-la, laPARTE que cumplió podrá ejercer los derechos que se establecen en XIV.3.

XIV.3. Consecuencias de la mora

XIV.3.1. En el caso de incumplimiento de las obligaciones de pago, la parte cumplidora tendráderecho a percibir las sumas adeudadas más el pago de los intereses y montos en concepto desanciones, establecidas para las obligaciones de pago por transacciones de energía eléctrica en elMEM en LOS PROCEDIMIENTOS...

XIV.3.2. Para el resto de los incumplimientos, la PARTE cumplidora tendrá derecho a optar por:

i) Exigir el cumplimiento por la PARTE incumplidora de la obligación incumplida, notificando la mismaa la SECRETARIA DE ENERGÍA. O

ii) Rescindir el CONTMTO, sin necesidad de declaración judicial, bastando a tal efecto la solamanifestación de la voluntad de la PARTE cumplidora de su decisión de rescindir y de la fecha en quetendrá, efecto la rescisión, junto con la respectiva notificación a la SECRETARIA DE Energía.

El ejercicio por la PARTE cumplidora de la primera de las citadas alterativas no obstará al pos-teriorde la segunda, en caso de que el incumplimiento persistiere. Lo previsto precedentemente lo será sinperjuicio de los restantes derechos que conforme a la ley pudieren a la PARTE cum-plidora ante elincumplimiento de la otra.

XIV.4. Las PARTES, en ningún caso, excepto en el caso de dolo, serán responsables pérdidas y/odaños indirectos o lucro cesante.

XV. RESOLUCIÓN DEL CONTRATO POR ACUERDO DE LAS PARTES

XV.1. Las PARTES, en conjunto, podrán proponer a la SECRETARÍA DE ENERGÍA la reso-lución delCONTRATO, cuando medien razones justificadas para ello.

XV.2. La SECRETARÍA DE ENERGÍA podrá autorizar o rechazar, a su solo juicio, la propues-ta deresolución presentada.

XVI. RESOLUCIÓN POR CULPA DE LA PARTE VENDEDORA

XVI.1. La PARTE COMPRADORA podrá resolver el CONTRATO por culpa de la PARTE VENDEDORA, sinderecho a indemnización ni reclamos de ninguna especie, cuando se verifi-que alguno de lossiguientes supuestos:




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a) Cuando la PARTE VENDEDORA sea culpable de fraude o grave negligencia,

b) Cuando la PARTE VENDEDORA contravenga las obligaciones y condiciones estipuladas en elCONTRATO;

c) Cuando la PARTE VENDEDORA solicite su concurso de acreedores o sea declarada su quiebra;

d) La PARTE VENDEDORA venda o ceda total o parcialmente el CONTRATO sin cumplir las condicionesprevistas en el CONTRATO.

e) Demás supuestos previstos en el CONTRATO.

XVI.2. En los casos previstos por las apartados b) y e) anteriores, con carácter previo a la reso-lución, la PARTE COMPRADORA deberá intimar a la regularización de la conducta debida por la PARTEVENDEDORA, en cada caso, en un plazo de quince (15) días salvo que se acor-dare uno mayor.

Si la PARTE VENDEDORA no regulariza su conducta a satisfacción de la PARTE COMPRA-DORA endicho plazo el CONTRATO podrá ser resuelto sin más

Recibida la comunicación de la PARTE COMPRADORA resolviendo el CONTRATO, la PARTEVENDEDORA podrá continuar con la comercialización de la generación conforme lo DISPUESTO en elapartado IV.3.

XVII. RESOLUCIÓN POR CULPA DE LA PARTE COMPRADORA

XVII.1. LA PARTE VENDEDORA podrá resolver el CONTRATO por culpa de la PARTE COMPRADORA,cuando se verifique alguno de los siguientes supuestos:

XVII.1.1 Si la PARTE COMPRADORA incumple por su culpa con sus obligaciones por un plazo queexceda los noventa (90) días;

XVII.1.2. Cuando la PARTE COMPRADORA sea culpable de fraude o grave negligencia, o contravengasustancialmente las obligaciones y condiciones estipuladas en el CONTRATO.

XVIII. CASO FORTUITO O FUERZA MAYOR

XVIII.1. Ninguna de las PARTES será responsable por incumplimientos de sus obligaciones debidas acaso fortuito o fuerza mayor conforme a lo establecido en esta cláusula. El alcance del caso fortuito ofuera mayor será regido por lo dispuesto en los artículos 513, 514 y concordantes del Código CivilArgentino.

XVIII.2. Ocurrido el caso fortuito o la fuerza mayor las PARTES no serán responsables por daños y

perjuicios causados a la otra PARTE con motivo del incumplimiento que se derivase del caso fortuitoo la fuerza mayor, quedando suspendido el cumplimiento de las obligaciones de las PARTES bajo esteCONTRATO mientras perdure la causa que le dio origen.

XVIII.3. La suspensión en el cumplimiento de las obligaciones asumidas o la rescisión del CONTRATOen las condiciones descritas en esta cláusula no dará lugar a reclamo alguno por daños y perjuicios.

XVIII.4. La PARTE que alegue el caso fortuito o fuerza mayor deberá notificar el hecho por escrito a laotra PARTE y a la SECRETARÍA DE ENERGÍA dentro de tos dos (3) días hábiles de producido oconocido el mismo. En dicha notificación se deberá informar la duración, exten-sión y consecuenciasestimadas del caso fortuito o fuerza mayor y si el incumplimiento será total o parcial, acompañando

asimismo la documentación probatoria. El transcurso del plazo indicado sin que se efectúe la denunciade la causa o causas de impedimento, importará la cadu-cidad del derecho a alegar los eximentes deresponsabilidad.




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XVIII.5. Recibida la notificación, la parte cumplidora deberá expedirse respecto del caso fortui-to ofuerza mayor invocados dentro de los diez (10) días hábiles de notificado el hecho. Si no lo hiciere, sedará por aceptada la causal invocada.

XVIII.6. Acordado por las PARTES la existencia del caso fortuito o fuerza mayor y su exten-sión,cualquiera de las partes podrá comunicar a los organismos y sociedades competentes y otros terceros

que pudiesen corresponder, la suspensión de los efectos del CONTRATO con la conformidad ycolaboración de la otra PARTE, que no podrá ser irrazonablemente denegada.

XVIII.7. Desaparecidas las causales del caso fortuito o fuerza mayor o del caso fortuito ¡invo-cadas yaceptadas, deberá cumplirse con las obligaciones pendientes bajo el CONTRATO.

XVIII.8. Las PARTES acuerdan que en el supuesto de que la imposibilidad de cumplir con lasobligaciones asumidas se prolongue por más de CIENTO VEINTE (120) días como consecuen-cia delcaso fortuito o fuerza mayor denunciado conforme a esta cláusula, cualquiera de las par-tes podrádejar Sin efectos unilateralmente la relación contractual a su sola voluntad, Sin que su actitud genereresponsabilidad alguna por daños y perjuicios, procediendo, en su caso, a la per-tinente comunicacióna los organismos competentes y a terceros que pudiesen corresponder. A tal fin, deberá notificarfehacientemente esa circunstancia con una antelación no menor a TREINTA (30) días de la fechaprevista para la extinción del CONTRATO.

XVIII.9. Dada la naturaleza de la obligación asumida por la PARTE VENDEDORA, la PARTECOMPRADORA no podrá invocar la existencia de caso fortuito o fuerza mayor y las dispensasconcedidas en esta cláusula para justificar el incumplimiento en el pago de sumas de dinero líquidas yexigibles adeudadas por cualquier concepto bajo este CONTRATO, incluyendo –pero sin limitarse aello- la Potencia y Energía Eléctrica abastecidas hasta ese momento por la PAR-TE VENDEDORA a laPARTE COMPRADORA, los intereses y los reembolsos que deba rea-lizar conforme a los previsto eneste CONTRATO.

XIX. CESIÓN DEL CONTRATO

XIX.1. La PARTE VENDEDORA no podrá ceder total ni parcialmente los derechos y obliga-cionesemergentes de este CONTMTO. No obstante, se podrán ceder los créditos que posea contra la PARTECOMPRADORA a efectos de facilitar la obtención del financiamiento para la adquisición de lasunidades generadoras, o la construcción y/o ampliación de la capacidad de generación eléctrica, pararespaldar la POTENCIA CONTRATADA.

XX. RESOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS. JURISDICCIÓN.

XX.1. Las eventuales controversias derivadas de la interpretación y/o ejecución del presenteCONTRATO deberán ser resuellas por las PARTES de conformidad con lo establecido a conti-nuación.

XX.1.1. En primer término, en forma amistosa entre los respectivos representantes de las PARTES,los cuales intentarán resolver las controversias dentro de un periodo de TREINTA (30) días corridos,contados a partir de la fecha en la cual una de las PARTES por escrito de la otra indicando laexistencia de una controversia que se desea resolver conforme a este procedi-miento.

XX.1.2. Si transcurrido el plazo mencionado la controversia subsistiera, la misma será remitida a laSECRETARÍA DE ENERGÍA para su resolución final.

XX.2. Subsidiariamente, las PARTES se someten a la jurisdicción de los tribunales federales de laCiudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, renunciando a cualquier otra que pudieracorresponderles.




DRA BETTI

XXI. DOMICILIOS Y NOTIFICACIONES

XXI.1. A lodos los efectos derivados del presente CONTRATO, las PARTES constituyen do-micilio enlos lugares que a continuación se indican:

LA PARTE VENDEDORA: ……………………………………………………

LA PARTE COMPRADORA: …………………………………………………….

XXI.2. Cualquier comunicación o notificación -ya sea judicial o extrajudicial- que deba efec-tuarse enrelación con el CONTRATO debe ser realizada por escrito, en idioma castellano y puede ser efectuadapersonalmente o enviada por telegrama colacionado con aviso de recibo o carta documento a laPARTE a la que está dirigida, al domicilio constituido en XXI.1. Dichas notificaciones se consideraránrealizadas: a) Si es entregada personalmente, en el momento de entrega; o b) Si es enviada porservicio de correo, con la confirmación de la entrega del servicio de correo.

En prueba de conformidad se firman tres ejemplares, de un mismo tenor y a un solo efecto, en lafecha indicada up supra.

POR LA PARTE VENDEDORA___________________________

POR CAMMESA_______________________________________




DRA BETTI

GLOSARIO

Externalidad Situación en la cual los costos o beneficios de producción y/o consumo de algún bieno servicio no son reflejados en el precio de mercado de los mismos.

SE Secretaría de Energía de la NaciónMEM Mercado Eléctrico MayoristaIVA Impuesto al valor Agregado

FNEE Fondo Nacional de la Energía EléctricaCFEE Consejo Federal de la Energía Eléctrica

ENARSA Energía Argentina S.A.

CAE Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica

Los Procedimientos Compendio de Normas y Reglamentos que regulan la operatoria técnico-económicadel MEM.

FER Fuentes de energía renovables

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Aspectos Legales_v1