El inminente tratamiento en el Senado del proyecto de ley que prorroga por 20 años el régimen de estabilidad fiscal para las energías renovables mantiene el eje del debate energético en torno a la previsibilidad jurídica de largo plazo, una discusión que parecía superada.
Tras la obtención de la media sanción en la Cámara de Diputados a finales de mayo, el debate parlamentario actual sobre la ley de renovables abandona la lógica de los incentivos directos para concentrarse en la consolidación de un marco regulatorio que proteja las inversiones hundidas y otorgue viabilidad técnica a los contratos futuros entre privados.
La iniciativa bajo análisis propone extender hasta el 31 de diciembre de 2045 la vigencia del artículo 17 de la Ley 27.191, cuyo vencimiento original operó al cierre del ejercicio 2025.
El núcleo del texto establece que el acceso y la utilización de fuentes renovables de energía no podrán ser alcanzados por nuevos tributos específicos, cánones o regalías en ninguna de las jurisdicciones del país, abarcando los niveles nacional, provincial y municipal.
Luego de 10 años de implementación, en ese sentido, de una normativa que permitió un desarrollo acelerado de proyectos, la discusión y la necesidad de refrendar con una nueva ley pareciera ociosa.
Pero el proyecto que pretende imponer la provincia de Río Negro para crear un impuesto al agua que le permta cobrar un canon de 1% a las represas hidroeléctrica de Comahue, enciende las alertas.
Desde una perspectiva estrictamente técnica, el proyecto para el sector de las renovables no contempla la creación de nuevos beneficios arancelarios ni transferencias directas desde el Tesoro; funciona, en cambio, como un instrumento de continuidad jurídica para un sector intensivo en capital que opera con horizontes de planificación y amortización de entre 15 y 20 años.
El debate parlamentario actual abandona la lógica de los incentivos directos para concentrarse en la consolidación de un marco regulatorio que proteja las inversiones hundidas y otorgue viabilidad técnica a los contratos futuros entre privados.
De acuerdo con los datos técnicos aportados por la Cámara de Generadores y la Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) durante el proceso de comisiones, este esquema normativo funcionó como el pilar que permitió movilizar más de u$s 8.000 millones en inversiones durante la última década.
Este flujo de capital modificó la configuración de la matriz eléctrica de la administradora del mercado mayorista (CAMMESA), elevando la participación de las fuentes limpias del 2% a un 19,5% actual.
Las renovables como proveedoras de la industria energética y el dilema del financiamiento
El comportamiento de este marco legal muestra una particularidad regulatoria dentro del diseño de políticas públicas en la Argentina: se mantuvo sin modificaciones a lo largo de cuatro administraciones de diferente signo político, consolidándose como una regla de juego uniforme para el mercado local.
El interés del debate de cara a su tratamiento en la Cámara Alta radica en su impacto sobre la estructura de costos de los sectores productivos de gran escala.
En el actual contexto de desregulación tarifaria y transición hacia un modelo de libre contratación, la disponibilidad de energía eólica y solar competitiva se convirtió en un factor estratégico para el desarrollo de proyectos industriales complejos, con especial incidencia en la actividad minera de la región andina y los desarrollos de litio y cobre.
Al asegurar que los costos impositivos permanezcan fijos hasta 2045, el proyecto busca estabilizar el precio del megavatio-hora (MWh) pactado en los contratos bilaterales del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), blindando la tasa de retorno de los generadores frente a eventuales presiones fiscales de los estados subnacionales.
El proyecto que pretende imponer la provincia de Río Negro para crear un impuesto al agua que le permta cobrar un canon de 1% a las represas hidroeléctrica de Comahue, enciende las alertas.
Sin embargo, el análisis del sector expone que la prórroga de la estabilidad fiscal representa una condición necesaria pero no suficiente para garantizar una nueva ola de inversiones.
Si bien la sanción definitiva de la ley despejaría la incertidumbre jurídica sobre los balances financieros, el crecimiento real del parque de generación enfrenta un límite físico como lo es la saturación de las líneas de transmisión de alta tensión.
El sistema de transporte eléctrico operado por las redes troncales se encuentra al límite de su capacidad de evacuación en las regiones de mayor potencial eólico y solar.
Por lo tanto, el nuevo escenario normativo que se encamina a discutir el Senado define el marco de derechos impositivos de los operadores, pero deja pendiente la resolución del esquema de financiamiento -público, privado o mixto- requerido para ampliar la infraestructura de transporte.
Para la industria, este último, es el verdadero cuello de botella que condiciona la expansión del sistema eléctrico nacional en el mediano plazo.
