Nueva regulación para sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento

La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (“ARCONEL”) emitió el 25 de septiembre de 2024 la Regulación Nro. ARCONEL-005/24 (la “Regulación”), que establece el nuevo marco normativo aplicable a los sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento (“SGDA”) y está vigente desde su emisión.

Un SGDA es el conjunto de equipos que generan energía eléctrica para el autoabastecimiento de personas naturales o jurídicas, que mantienen un contrato de suministro con una empresa eléctrica de distribución y comercialización (los “Consumidores Regulados”).

A continuación, se resumen los aspectos principales de la Regulación:

  1. Permisos. Los permisos para instalar y operar un SGDA se gestionan ante la empresa eléctrica (la “Distribuidora”) en cuya área de servicio se encuentre el Consumidor Regulado.
  2. Recurso. El SGDA debe utilizar un recurso energético renovable no convencional (p.ej. hidroeléctrica de capacidades menores, solar, eólica, biomasa y biogás).
  3. Propiedad. El SGDA puede ser propiedad del Consumidor Regulado o de un tercero. En este último caso, se debe presentar a la Distribuidora el contrato de arriendo sobre el SGDA.
  4. Servicios. El Consumidor Regulado puede contratar con terceros el diseño, instalación, operación y otras actividades propias del SGDA.
  5. Conexión. El SGDA puede conectarse en sincronía a la red de distribución o a las redes internas del Consumidor Regulado.
  6. Potencia nominal. Si el SGDA inyecta energía a la red de distribución, su potencia nominal estará limitada a la capacidad de la red en el punto de conexión aprobada por la Distribuidora. Si no inyecta energía, su potencia se limitará a la demanda de potencia máxima registrada del Consumidor Regulado y la capacidad de conexión aprobada por la Distribuidora.
  7. Modalidades. El SGDA puede abastecer a uno o varios Consumidores Regulados. El SGDA y el o los Consumidores Regulados pueden estar ubicados en el mismo o en distintos inmuebles.
  8. Almacenamiento. El SGDA puede utilizar equipos para el almacenamiento de energía.
  9. Plazo. El plazo de operación de un SGDA depende de la vida útil de la tecnología utilizada, según se muestra en el siguiente cuadro:

 

Tecnología Vida útil (años) Fotovoltaica 25 Eólica 25 Biomasa 20 Biogás 20 Hidráulica 30

 

  1. Si se presentan excedentes de energía producida por el SGDA, se generará un crédito a favor del Consumidor Regulado que podrá ser compensando con los consumos que realice de la red de distribución. Esta compensación no aplica para los SGDA que no inyecten energía a la red de distribución.

Si el SGDA no se conecta en sincronía a la red de distribución, su operación no estará sujeta a la Regulación. Sin embargo, se deberá informar a la ARCONEL la ubicación, potencia nominal y la tecnología de generación del SGDA, para fines de registro estadístico.

Los Consumidores Regulados que hayan iniciado el procedimiento para obtener los permisos para instalar y operar un SGDA bajo la regulación Nro. ARCERNNR-001/2021 o la regulación Nro. ARCERNNR-008/23 antes del 25 de septiembre de 2024, podrán continuar con dichas regulaciones o iniciar un nuevo procedimiento bajo la nueva Regulación.

Consideramos que esta nueva regulación facilitará la instalación de SGDA por parte de los Consumidores Regulados.

 

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Carlos Torres, asociado senior en CorralRosales
ctorres@corralrosales.com
+593 2 2544144

 

Mario Fernández, asociado en CorralRosales
mfernandez@corralrosales.com
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NOTA: EL texto anterior ha sido elaborado con fines informativos. CorralRosales no es responsable de ninguna pérdida o daño ocasionado como consecuencia de haberse actuado o dejado de actuar en base a la información contenida en este documento. Cualquier situación determinada adicional requiere la opinión y concepto específico de la firma.

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Operación de grupos electrógenos de emergencia

El 8 de septiembre de 2024, la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (en adelante, “ARCONEL”) expidió la Regulación Nro. ARCONEL-003/24 “Operación Técnica – Comercial de Grupos Electrógenos de Emergencia en condiciones de Déficit de Generación y Racionamientos de Energía Eléctrica en el S.N.I” (en adelante, la “Regulación”).

La Regulación establece las condiciones técnicas y comerciales que deben cumplir los consumidores regulados o no regulados, que sean propietarios de grupos electrógenos y deseen participar en el abastecimiento de energía eléctrica, en periodos de déficit de generación o racionamiento declarados por el Operador Nacional de Electricidad (en adelante, “CENACE”).

A continuación, se detallan los aspectos principales de la Regulación:

  • Requisitos

El grupo electrógeno de emergencia (en adelante, “GEE”) debe tener una potencia nominal mínima de 100 kW. La capacidad máxima será determinada por la respectiva empresa eléctrica de distribución y comercialización (en adelante, la “Distribuidora”). Además, debe tener un horómetro para registrar las horas de operación.

La regulación prohíbe el uso de diésel subsidiado para la operación del GEE. Por tanto, el propietario del GEE debe comprar el combustible conforme lo previsto en la Resolución Nro. ARCERNNR-020/2020 o aquella que la sustituya.

  • Proceso de calificación

Para implementar este esquema, el propietario del GEE debe calificarse como un generador de emergencia (en adelante, “Generador de Emergencia”) cumpliendo el siguiente procedimiento:

  1. Presentar la solicitud de calificación a la Distribuidora de su área de servicio.
  2. La Distribuidora realizará una inspección física a las instalaciones del solicitante.
  3. Si la inspección es favorable, la Distribuidora emitirá un informe y otorgará el certificado de calificación de generador de emergencia (en adelante, el “Certificado de Calificación”).

Cumplido este proceso, el Generador de Emergencia podrá operar el GEE en los periodos de déficit de generación o racionamiento declarados por CENACE:

  • Beneficios para los Generadores de Emergencia

Los Generadores de Emergencia recibirán una compensación económica por la energía generada por el GEE, que será determinada mensualmente por la ARCONEL.

Si el Generador de Emergencia es un consumidor regulado, la compensación se aplicará al valor de la factura que le emita la Distribuidora por el servicio público de energía eléctrica. Si el GEE produjo más energía que la consumida de la red de distribución, se generarán notas de crédito a favor del Generador de Emergencia.

Si el Generador de Emergencia es un consumidor no regulado (consumo propio o gran consumidor), entonces la energía generada por el GEE se asignará a las Distribuidoras y será reconocida a favor del autogenerador o generador respectivo. Luego, el autogenerador o generador deberá facturar esa energía al Generador de Emergencia al mismo precio que el acordado en el contrato privado de compraventa de energía (“PPA”) entre las partes.

Finalmente, se establece que las empresas eléctricas distribuidoras deben realizar campañas informativas trimestrales, mediante los distintos medios de comunicación, para las personas naturales o jurídicas privadas que posean grupos electrógenos, a fin de que se califiquen como Generadores de Emergencia y mantener actualizada la información que se reporte en el Sistema Estratégico de Gestión de Información (“SISDAT”), para lo cual deberán llevar un registro de las instituciones y de los GEE.

 

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Gobierno ecuatoriano inicia licitación de interconexión eléctrica con Perú

Mediante el Boletín de Prensa No. 70 de 2 de septiembre de 2024, el gobierno Ecuatoriano por medio del Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) y la Corporación Eléctrica del Ecuador (“CELEC EP”), lanzaron la licitación pública internacional para desarrollar varios proyectos en el sistema para la construcción de obras civiles, provisión de materiales, equipamiento, montaje electromecánico, pruebas y puesta en servicio del Sistema de Interconexión Eléctrica a 500 kilovoltios (Kv) entre Perú y Ecuador, el (“Proyecto”).

La licitación está establecida en dos bloques o partes:

  • Lote 1: Subestación Pasaje de 500/230 Kv y Ampliación de la Subestación Chorrillos a 500 Kv, con un valor referencial de alrededor de US$80 millones.
  • Lote 2: Línea de Transmisión Chorrillos – Pasaje a 500 Kv (206,97 km); Línea de Transmisión Pasaje – Frontera de 77,88 kilómetros (500 Kv) y seccionamiento de la Línea de Transmisión Minas San Francisco – San Idelfonso de 230 Kv, por un valor referencial de US$184 millones.

Todas las obras civiles, provisión de materiales, equipamiento, montaje electromecánico, pruebas y puesta en servicio del Sistema de Interconexión Eléctrica tendrán un plazo de entrega hasta el mes de abril del año 2026.

De acuerdo con el cronograma establecido por el MEM todas las ofertas serán recibidas hasta el viernes 22 de septiembre y las ofertas serán evaluadas hasta diciembre de 2024. La suscripción de los contratos se realizará entre enero y marzo del año 2025. Finalmente se prevé que el Proyecto empiece a operar entre junio y agosto del año 2026.

El Proyecto será financiado por bancos internacionales y el estado ecuatoriano.  El Banco Internacional de Desarrollo (“BID”) financiará el 43% y el Banco Europeo de Inversiones (“BEI”) asumirá el 43%. El 14% restante será financiado por CELEC EP.  El Proyecto ya cuenta con la Licencia Ambiental, otorgada por el Ministerio del Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE), documento habilitante para la obtención de financiamiento y ejecución de las obras necesarias.

Este proyecto es parte del Plan Maestro de Electricidad, que contempla la interconexión internacional como un mecanismo de intercambio energético, basados en acuerdos comerciales y regulatorios de integración regional.

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Acuerdo Ministerial Nro. MEM-MEM-2024-0002-AM

El 6 de marzo del presente año el Ministerio de Energía y Minas expidió el Manual para la operativización de la consulta previa libre e informada, (en adelante «Manual«) reconocida en el numeral 7 del artículo 57 de la Constitución de la República del Ecuador (en adelante “Constitución”). El Manual tiene por objeto desarrollar los estándares constitucionales para la operativización de la consulta. Estos estándares han sido establecidos por la Corte Constitucional y los tratados internacionales.

La Constitución reconoce a las comunas, comunidades, pueblos y nacionalidades (en adelante “sujetos consultados”), el derecho colectivo a la consulta previa, libre e informada.  El manual dispone que dicha consulta es de aplicación obligatoria previo a la emisión de medidas administrativas sobre planes y programas de prospección, exploración, explotación y comercialización de recursos no renovables que se encuentren en territorios de los sujetos consultados y los puedan afectar ambiental o culturalmente.

Los resultados de la consulta previa, libre e informada tendrán carácter no vinculante. Como consecuencia, en los casos en que el Estado opte por la ejecución de un proyecto aun cuando no exista el consentimiento de los sujetos consultados deberá i) motivar las razones por las que no ha sido posible adecuar el proyecto de acuerdo con las observaciones de los sujetos consultados; ii) establecer las razones que justifiquen la continuidad del proyecto; y, iii) las medidas que minimicen el posible impacto y maximicen los beneficios para los sujetos consultados.

A continuación, se detallarán los principales aspectos del Manual:

I.    Ámbito de aplicación

La consulta previa, libre e informada se la realizará previo a la medida administrativa que se emita para planes de prospección, exploración, explotación y comercialización de recursos minerales y concesiones mineras en tierras indígenas. Será el Ministerio Sectorial (en adelante “sujeto consultante”) quien la realice.

II.    Principios

La consulta previa, libre e informada se regirá por los principios de obligatoriedad y oportunidad; flexibilidad; buena fe; interculturalidad y plurinacionalidad; sistematicidad y formalidad; publicidad e información; plazo razonable; e información amplia y necesaria.

III.    Etapas de la concesión minera

•    Exploración
•    Explotación

La consulta previa se realiza de manera obligatoria antes de cada etapa. En la pequeña minería, las dos etapas pueden realizarse simultáneamente y la consulta previa se adapta a esa realidad.

IIII.    Fases de la consulta previa, libre e informada

La consulta previa, libre e informada contiene 4 fases: i) preparación, ii) convocatoria pública e inscripción; iii) registro, información y ejecución de la consulta; y, iv) análisis de resultados y cierre de la consulta.

a.    Fase de preparación

El sujeto consultante emitirá un acto administrativo donde se identifique a los sujetos consultados de las tierras y territorios donde se desarrolla el proyecto minero, después de solicitar información al Ministerio de Agricultura y Ganadería.   Identificados los sujetos consultados el sujeto consultante establecerá un cronograma identificando:

•    La medida administrativa sobre el programa de prospección, exploración, explotación o comercialización a ser consultado;
•    El procedimiento de consulta; y,
•    Las fases de la consulta.

b.    Fase de convocatoria pública e inscripción

El sujeto consultante deberá informar vía medios de comunicación el inicio del procedimiento de consulta previa, libre e informada. Y, a su vez, abrirá centros de información para la consulta.

c.    Fase de registro, información y ejecución de la consulta

Los centros de información realizarán el proceso de registro para el diálogo entre el sujeto consultante y el consultado. Los centros garantizarán el acceso a la información para dar a conocer a los sujetos consultados el alcance de las medidas administrativas sobre planes y programas de prospección, exploración, explotación y comercialización de recursos minerales.

d.    Fase de análisis de resultados y cierre de la consulta

En un término máximo de 20 días, el sujeto consultante deberá recopilar los resultados de la consulta previa, libre e informada. La falta de asistencia o acciones que busquen impedir o demorar la realización de la consulta, no la viciarán ni será interpretada como oposición motivada.

Una vez recopilada toda la información, se instalará una mesa de diálogo donde se discutirán los resultados de la consulta y las observaciones de los sujetos consultados respecto de la medida administrativa a expedirse. Después de concluida la mesa de diálogo, el sujeto consultante elaborará un informe final en el que constará todo lo discutido, especialmente los consensos y disensos a los que llegaron las partes . Con los resultados de la consulta, se expedirá la medida administrativa y definirá el cronograma con los compromisos y beneficios que se acordó con los sujetos consultados. Realizado el proceso de consulta previa, el sujeto consultante mantendrá canales de comunicación y participación con los sujetos consultados durante todo el proceso de ejecución del proyecto.

 

NOTA: EL texto anterior ha sido elaborado con fines informativos. CorralRosales no es responsable de ninguna pérdida o daño ocasionado como consecuencia de haberse actuado o dejado de actuar en base a la información contenida en este documento. Cualquier situación determinada adicional requiere la opinión y concepto específico de la firma.

 

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Reglamento a la Ley Orgánica de Competitividad Energética

Mediante decreto ejecutivo No. 176 de 23 de febrero de 2024, el Presidente de la República emitió el Reglamento a la Ley Orgánica de Competitividad Energética (“RLOCE”), que entrará en vigor a partir de su publicación el Registro Oficial.

El RLOCE reforma el Reglamento General a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (“RGLOSPEE”), el Reglamento General de la Ley Orgánica de Eficiencia Energética (“RGLOEE”), el Reglamento del Código Orgánico Ambiental (“RCOAM”) y el Reglamento para la aplicación de la Ley de Régimen Tributario Interno (“RLRTI”).A continuación, se resume el contenido más importante en el ámbito de energía y tributario:

Sector eléctrico

1.    En la planificación de la expansión del sector eléctrico se considerará a los sistemas de almacenamiento de energía como hidrógeno verde, almacenamiento térmico, entre otros.
2.    Los gases naturales o sintéticos se considerarán dentro del Plan Maestro de Electricidad (“PME”).
3.    El Ministerio de Energía podrá delegar a empresas privadas o estatales extranjeras la participación en actividades del sector o en proyectos de generación previstos en el PME, a través de procesos públicos de selección (“PPS”). Bajo este esquema, tendrán condiciones de despacho preferente los proyectos de generación con energía renovable no convencional.
4.    El Ministerio de Energía podrá delegar directamente la ejecución de proyectos de generación eléctrica basados en el uso de residuos urbanos, con condiciones de despacho y precio preferentes.  El Ministerio de Energía regulará el procedimiento para esta delegación.
5.    El Ministerio de Energía podrá delegar directamente la ejecución de proyectos de generación con energías renovables no convencionales, no previstos en el PME y presentados por empresas privadas o estatales extranjeras, bajo las siguientes condiciones:
a.    Si el proyecto es de hasta 10MW de capacidad nominal, se podrá delegar su ejecución si no afecta a los proyectos de generación previstos en el PME.
b.    Si el proyecto es mayor a 10MW de capacidad nominal, la autoridad debe determinar si es de interés público y no afecta a los proyectos de generación previstos en el PME: (i) si cumple ambas condiciones, se convocará a un PPS para su concesión y el proponente podrá participar con bonificaciones en la calificación de su oferta económica; y (ii) si no es de interés público y no afecta otros proyectos, se podrá habilitar al proponente para que desarrolle el proyecto a su riesgo.
6.    El Ministerio de Energía tendrá dos meses para calificar si es o no de interés público el proyecto presentado por las empresas privadas o estatales extranjeras, en función de tres criterios: (i) si la iniciativa se requiere para satisfacer el interés público; (ii) el grado de contribución al cumplimiento de los objetivos del sector eléctrico; y (iii) el grado de beneficio para el Estado y/o los consumidores del sector eléctrico.
7.    Hasta el 23 de febrero de 2025, no se aplicarán peajes de distribución a consumidores regulados y no regulados que dispongan de sistemas de generación distribuida para autoabastecimiento. Solo los sistemas de los consumidores regulados podrán inyectar energía eléctrica a la red de distribución.
8.    Las empresas distribuidoras o personas naturales o jurídicas autorizadas podrán prestar servicios de carga de vehículos eléctricos. La Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (“ARC”) establecerá las tarifas aplicables a estos servicios.
9.    Se delega a la ARC el ejercicio de la competencia de regularización, control y seguimiento ambiental de los proyectos, obras o actividades del sector eléctrico, así como la potestad para sancionar incumplimientos. Para ello, la ARC deberá obtener la acreditación ambiental respectiva.
10.    Todos los procesos de regularización ambiental del sector eléctrico, que se inicien en el Ministerio de Ambiente antes de la acreditación ambiental de la ARC, deben concluirse hasta el 23 de febrero de 2027.
11.    En el término de 30 días contados a partir de la publicación del RLOCE en el Registro Oficial:
a.    La ARC debe informar al Ministerio de Energía los proyectos de generación y transmisión que estén en etapa de construcción y presenten al menos el 50% de avance, para que analice si los declara de interés nacional y adopta las acciones necesarias para su culminación.
b.    El Operador Nacional de Electricidad debe informar al Ministerio de Energía las centrales de generación que requieran mantenimiento y su porcentaje de disponibilidad en el tiempo, para que defina las centrales que se declararán de interés nacional para que ingresen en operación o se determine su plan de retiro y/o remplazo.
12.    Hasta el 21 de agosto de 2024, la ARC debe actualizar o emitir nuevas regulaciones para el sector eléctrico. Hasta que ello suceda, se seguirán aplicando las regulaciones vigentes en todo lo que no se opongan a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica, su reglamento general y el RLOCE.

Eficiencia energética

1.    Los Gobiernos Autónomos Descentralizados deberán priorizar la generación de energía eléctrica que utilice como materia prima la fracción orgánica de los desechos sólidos (biomasa), sin que ello limite el uso de la fracción inorgánica para el mismo propósito.
2.    Los grandes consumidores de energía en actividades comerciales, industriales y públicas implementarán en sus operaciones la Norma Ecuatoriana de Gestión de la Energía (NTE-INEN-ISO: 5001).  A partir del 2026, la implementación deberá realizarse con el apoyo de un prestador de servicios energéticos registrado en el Catálogo de Proveedores de Servicios Energéticos.
3.    El Fondo Nacional de Inversión en Eficiencia Energética se financiará, entre otras cosas, con la contribución de vehículos particulares de motor de combustión interna. Esta contribución será del 1% del valor total de la matricula vehicular sin considerar multas ni recargos.
4.    La ARC debe incluir en el pliego tarifario para el servicio público de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público general, tarifas preferentes para generar conductas que tiendan a la reducción del consumo de energía. Esas tarifas se aplicarán a partir del 2025.

Tributario

1.    Para la aplicación del 100% adicional de la depreciación de maquinaria destinada a la implementación de sistemas de generación de energías renovables no convencionales, se debe obtener una certificación de la autoridad ambiental competente.
2.    El beneficio por la generación de incremento neto de empleo para jóvenes y personas que hayan cumplido con una pena privativa de la libertad solamente podrá aplicarse por 12 meses.
3.    Para deducir los gastos incurridos para la construcción de nuevas redes para abastecer energía eléctrica a consumidores aislados de la red de distribución, se deberá contar con la autorización del ente rector para dicha construcción.
4.    Para el cálculo del impuesto a la renta de personas naturales se entenderán como cargas familiares cuando el sujeto pasivo cubra prácticamente la totalidad de sus gastos. No dejará de considerarse como carga por el hecho de percibir ingresos gravados que no superen un salario básico unificado.
5.    Para aplicar los beneficios tributarios aplicables se entenderá por vehículos eléctricos a los propulsados únicamente por fuentes de energía eléctrica, cuya carga de baterías emplee exclusivamente este tipo de fuente y produzcan cero emisiones contaminantes directas.
6.    Previamente se había establecido que los contribuyentes especiales y agentes de retención deberán presentar sus declaraciones de impuestos hasta el día 11 de cada mes. Mediante esta reforma se aclara que esta obligación aplica para los contribuyentes especiales.

 

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Carlos Torres, asociado senior en CorralRosales
ctorres@corralrosales.com
+593 2 2544144

 

Mario Fernández, asociado en CorralRosales
mfernandez@corralrosales.com
+593 2 2544144

NOTA: El texto anterior ha sido elaborado con fines informativos. CorralRosales no es responsable de ninguna pérdida o daño ocasionado como consecuencia de haberse actuado o dejado de actuar en base a la información contenida en este documento. Cualquier situación determinada adicional requiere la opinión y concepto específico de la firma.

 

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¿Los planes del sector minero son para cumplirse, o no?

Durante toda nuestra vida, y más dentro de la esfera profesional y corporativa, estamos constantemente realizando planes. Estos planes, en teoría, deben estar relacionados con los diferentes retos y oportunidades que tengamos o planifiquemos tener, pero, lo más importante de dichos planes es que los podamos ejecutar. El hacerlo significa un logro de cumplimientos de objetivos, más allá de los resultados.

En octubre de 2020, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables (actualmente Ministerio de Energía y Minas), elaboró y promulgó el Plan de Desarrollo del Sector Minero 2020 – 2030, el cual, en palabras del Ministro Ing. René Ortiz Durán, tenía como meta aportar al cumplimiento de los objetivos nacionales como los globales, al mismo tiempo que constituye una visión estratégica para el desarrollo del sector minero mediante la implementación de una gestión armónica, eficiente, transparente y sostenible de la industria.

Por otro lado, en agosto de 2021, mediante Decreto Presidencial Nro. 151, se expidió el Plan de Acción para el Sector Minero del Ecuador, en el que se determinan políticas públicas para impulsar el desarrollo del sector, y que han sido el pilar para ciertas decisiones y acciones del gobierno de Guillermo Lasso.

Ahora, una vez que ha culminado la campaña electoral y Daniel Noboa resultó electo, es saludable volver la mirada y revisar cuales son los planes que respecto de la industria minera se ha propuesto.

El “Plan de trabajo plurianual para Presidente y Vicepresidente de la Alianza Acción Democrática Nacional” consta de 76 páginas, y se determina que la inversión en los sectores estratégicos es una prioridad para el crecimiento de la economía a nivel nacional, por lo que se promoverá el desarrollo de actividades en materia de hidrocarburos, minería, energía, electricidad, telecomunicaciones, recursos hídricos y ambiente. Respecto del tema que estamos analizando, el movimiento ADN estableció tres acciones: i) el incentivo a la producción minera nacional mediante la delegación a la iniciativa privada, cooperativas y asociaciones de economía popular y solidaria; ii) la regularización de las actividades artesanales, con la finalidad de que los partícipes puedan afiliarse al IESS, y así tener acceso a salud y créditos para mejorar sus condiciones de vida; y, iii) realizar controles en contra de la minería ilegal, articulados por fuerzas armadas y policía nacional, con la finalidad de desarticular a las mafias y bandas involucradas.

Aparte de los matices legales que actualmente la industria atraviesa, especialmente ante la Corte Constitucional, el electo presidente Noboa cuenta con insumos legales para poder llevar a cabo su Plan de Trabajo, pero será fundamental que también cuente con un equipo capacitado para que junto a su voluntad política puedan efectuar lo planificado. No sabemos si van a planificar algo nuevamente, pero es indispensable es que exista un plan de trabajo claro para los 18 meses de su mandato, para dar un poco de certeza a uno de los pocos sectores que realmente puede inyectar inversión directa extranjera en el país.

 

Carlos Torres Salinas
Asociado senior en CorralRosales
ctorres@corralrosales.com

El régimen de autogeneración como alternativa al consumo “regular” de energía eléctrica

Los artículos 261.7, 261.11 y 313 de la Constitución del Ecuador disponen que el Estado tiene competencia exclusiva sobre los recursos naturales y energéticos, y le corresponde administrar, regular, controlar y gestionar los sectores estratégicos, incluyendo la energía en todas sus formas.

En línea con lo anterior, el artículo 7 de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (“LOSPEE”) dispone que es deber del Estado satisfacer la necesidad del servicio público de energía eléctrica del país, a través de empresas eléctricas[1] habilitadas para tal efecto.

Dentro de ese marco normativo, las compañías del sector privado usualmente satisfacen su demanda de energía eléctrica con aquella que les suministra la empresa eléctrica, bajo un contrato de adhesión[2], que establece las condiciones en las que será prestado el servicio.  En este esquema, la empresa eléctrica emite mensualmente una factura con el valor a pagar por el servicio, que se calcula en función de una tarifa[3] fijada por la autoridad competente y el consumo de energía eléctrica en el mes.

Adicionalmente, la legislación contempla el régimen de autogeneración. El artículo 3 de la LOSPEE define al autogenerador como la “Persona jurídica, productora de energía eléctrica, cuya producción está destinada a abastecer sus puntos de consumo propio, pudiendo producir excedentes de generación que pueden ser puestos a disposición de la demanda.”; y al consumo propio como “…la demanda de energía de la instalación o instalaciones de una persona jurídica dedicada a una actividad productiva o comercial, que a su vez es propietaria, accionista o tiene participaciones en una empresa autogeneradora.”

En otras palabras, el régimen de autogeneración consiste en una empresa  (autogenerador) que está autorizada a producir energía eléctrica para sus puntos de consumo propio (esto es, el consumo  de sus accionistas o socios), y que puede vender los excedentes de energía a grandes consumidores[4] y empresas eléctricas[5]. Por tanto, el requisito fundamental para que una compañía (independientemente de su giro de negocio) pueda beneficiarse del régimen de autogeneración es ser accionista o socio de un autogenerador.

Una vez cumplido ese requisito, el autogenerador deberá solicitar a la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables u Organismo Regulador (“ARCERNNR”) la habilitación de la compañía accionista para el consumo propio, conforme el procedimiento establecido en la disposición general sexta de la Regulación Nro. ARCERNNR 001/23.

Cumplido lo anterior, se podrá iniciar el suministro de energía eléctrica del autogenerador a sus socios o accionistas en los términos y condiciones que hayan acordado las partes. De acuerdo con la Regulación Nro. ARCERNNR 001/23, la compañía deberá permanecer al menos un año como consumo propio del autogenerador con el que se habilitó, salvo que, por sus características de estacionalidad operativa, debe realizar cambios de condición de manera periódica.

Cumplido el tiempo mínimo de permanencia, la compañía podría: (i) mantenerse bajo el régimen de autogeneración con el mismo autogenerador con el que se habilitó o con otro autogenerador; (ii) regresar a su condición original como consumidor regulado[6]; o (iii) pasar a un esquema de gran consumidor.

La ventaja principal del régimen de autogeneración es la posibilidad de negociar las condiciones de la energía eléctrica que será suministrada por el autogenerador, a diferencia de lo que sucede en el esquema “regular” en donde el precio está sujeto a la tarifa fijada por la autoridad. Otra ventaja es que los consumidores en este esquema pueden elegir a autogeneradores de fuentes renovables, con lo cual las compañías podrían cumplir metas ambientales a través del consumo eléctrico con energía limpia.

En resumen, el régimen de autogeneración resulta atractivo para compañías que buscan reducir sus costos de energía eléctrica, además de utilizar generación eléctrica en una forma amigable con el ambiente.

[1] El numeral 7 del artículo 3 de la LOSPEE, define a la empresa eléctrica como la “…persona jurídica de derecho público o privado, cuyo título habilitante le faculta realizar actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, importación o exportación de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público general.”

[2] La LOSPEE lo identifica como “Contrato de suministro”. Al respecto, el numeral 12 de la Regulación Nro. ARCONEL 001/2020 dispone: “Como requisito para la energización del nuevo suministro del servicio público de energía eléctrica, el solicitante deberá suscribir con la distribuidora un contrato denominado “Contrato de suministro”. Este contrato contendrá los derechos y las obligaciones de la distribuidora y del consumidor, así como las condiciones en las que el servicio será prestado. Para la aplicación del presente numeral se deberá observar lo establecido en la Regulación Nro. ARCONEL 002/18 “Modelo de contrato de suministro de energía eléctrica” o aquella que la reemplace o sustituya.”

[3] El artículo 54 de la LOSPEE dispone que la autoridad competente “… dentro del primer semestre de cada año, determinará los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización, y de alumbrado público -general, que se aplicarán en las transacciones eléctricas, que servirán de base para la determinación de las tarifas al consumidor o usuario final para el año inmediato subsiguiente.” Adicionalmente, el artículo 55 de la LOSPEE dispone que la autoridad “…aprobará los pliegos tarifarios, los mismos que, para conocimiento de los usuarios del sistema, deberán ser informados a través de los medios de comunicación en el país y publicados en el Registro Oficial.”

[4] Es el consumidor que cumple con los requisitos establecidos en la Regulación ARCERNNR – 003/21 y se ha calificado como “gran consumidor” ante la autoridad competente. Una vez calificado bajo este régimen, el gran consumidor debe comprar toda su demanda de energía eléctrica a generadores o autogeneradores habilitados.

[5] La norma también las denomina como distribuidoras. El artículo 4 de la Regulación No. ARCONEL 001/2020 la define así: “Empresa eléctrica de distribución y comercialización o distribuidora: Persona jurídica cuyo Título Habilitante le faculta realizar la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica y el servicio de alumbrado público general, dentro de su área de servicio.”

[6] “Consumidor regulado” es la denominación que se otorga a los consumidores que satisfacen su demanda de energía eléctrica que aquella que les entrega la empresa eléctrica bajo un Contrato de suministro. El artículo 4 de la Regulación No. ARCONEL 001/2020 lo define así: “Consumidor regulado: Persona natural o jurídica que mantiene un contrato de suministro con la empresa eléctrica de distribución y que se beneficia con la prestación del servicio público de energía eléctrica.”

 

Mario Fernández
Asociado en CorralRosales
mfernandez@corralrosales.com