Estas líneas tienen el doble propósito de describir los proyectos de ley recientemente enviados al Congreso de la Nación por el Poder Ejecutivo, y señalar la falta de consideración del proceso de Transición Energética, bajo los cuales se explican el potencial de producción y exportación de ambos vectores energéticos: hidrógeno (en más “H”) y gas natural licuado (en más “GNL”).

Proyecto de ley de gas natural licuado:

La propuesta y algunos comentarios específicos:

Declara de interés público nacional y objetivo prioritario la licuefacción de gas natural y actividades asociadas.
Busca compatibilizar la exportación de GNL con los artículos 3 y 6 de la Ley de Hidrocarburos 17.319 y el artículo 3 de la Ley de Gas Natural, que priorizan la demanda local por sobre la exportación y faculta al Poder Ejecutivo Nacional a descalzar los precios locales con los internacionales.
Estos artículos dieron lugar al incumplimiento de los contratos de exportación de gas natural a Chile y Brasil y al congelamiento del precio del gas natural durante la primera década del actual siglo, que redundara en una balanza de divisas energética negativa por unos seis mil millones de dólares el pasado año 2022, que a principios de la década del siglo XXI era superavitaria por similar monto.

Crea el Régimen de Promoción para Proyectos de Inversión en Gas Natural Licuado que comprende la realización de inversiones en bienes y/u obras de infraestructura destinadas al transporte de gas natural destinado a la producción de GNL, su licuefacción, almacenaje y transporte; y la comercialización de GNL en el territorio nacional y/o su exportación.

Establece una serie de objetivos y principios, cuya amplitud y vaguedad generan enormes espacios para la discrecionalidad del Poder Ejecutivo Nacional y la autoridad de aplicación (ej. incentivar el desarrollo de la cadena de valor del GNL, propender a la mejor operación, promover el uso eficiente del gas de yacimientos, promover la integración del capital nacional e internacional, incorporar nuevas tecnologías y modos de gestión).

Los proyectos y sus eventuales modificaciones deben ser aprobados por la autoridad de aplicación de la ley, que es la Secretaría de Energía de la Nación. Los interesados deberán acreditar solvencia técnica, económica y financiera.

Los proyectos propuestos de hasta un millón de toneladas métricas (en más “TMA”) deberán alcanzar el volumen comprometido dentro del plazo máximo de tres años, siendo dicho plazo de seis años para los proyectos mayores a tal volumen. Dicho plazo podrá ser prorrogado por la Autoridad de Aplicación a pedido del interesado cuando se acrediten razones debidamente fundadas.

Los proyectos deberán tener como objeto principal la licuefacción de gas natural y su exportación como GNL mediante la construcción o adquisición de plantas de GNL (en tierra o flotantes), pudiendo ser desarrollados en etapas.
Los beneficios previstos tendrán un plazo de 30 años, contados desde la aprobación del proyecto. Para el caso de ampliación, dicho plazo se contará desde su aprobación, extendiéndose así el plazo original (con los beneficios vigentes en tal oportunidad).
Los beneficiarios podrán dar de baja los proyectos dentro del plazo de seis años de su aprobación, asumiendo las sanciones que sean de aplicación.

Establece exigencias de contenidos mínimos locales:
hasta el décimo año, 15%, a partir del décimo primer año y hasta el vigésimo año, 30%.
Establece los siguientes beneficios fiscales:
amortización acelerada ante el Impuesto a las Ganancias, acreditación y/o devolución del IVA, previendo un cupo anual para tales incentivos, alícuota del 30% ante el Impuesto a las Ganancias (no resultando de aplicación la escala prevista en el inciso a) del artículo 73 de la Ley del Impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones),
establece un plazo de 10 años para la compensación de los quebrantos ante el Impuesto a las Ganancias, podrán deducirse de las ganancias y/o adicionarse a las pérdidas de la sociedad beneficiaria, los intereses y las diferencias de cambio originados por la financiación del proyecto, exime -por el plazo de 10 años- el pago de derechos de importación, tasas por servicios portuarios, aeroportuarios, estadística y comprobación e IVA, a las importaciones para consumo de bienes de capital, repuestos, partes, componentes e insumos destinados al proyecto, que deben ser nuevos previa acreditación de que no se producen localmente, salvo por el caso de buques y artefactos navales destinados al transporte del GNL del proyecto, que pueden ser usados, establece estabilidad fiscal por el plazo de 10 años, que podrá ser prorrogado por el Poder Ejecutivo Nacional (excluye al IVA), invitando a las provincias y municipios a adherir a ella, a los efectos de los beneficios fiscales, exige contabilidad separada para actividades ajenas al proyecto de GNL.

Derechos de exportación:
establece una alícuota del cero por ciento cuando el precio FOB del GNL exportado no supere los 15 dólares estadounidenses,
establece una alícuota del ocho por ciento cuando el precio FOB del GNL exportado sea igual o superior a 20 dólares estadounidenses,
entre ambos valores, la alícuota se ajustar a la baja, proporcionalmente.

Acceso a divisas y estabilidad cambiaria:
derecho -con respecto al 70% de las divisas derivadas de exportaciones de GNL-, para el pago de préstamos, utilidades y repatriación de inversiones,
hasta su utilización deberán ser depositados en cuentas corresponsales en el exterior de entidades financieras locales y/o en cuentas locales en moneda extranjera de entidades financieras locales, estabilidad de la regulación cambiaria vigente, en los tres casos, por el plazo de 30 años.
No queda claro cuál será el valor de referencia cambiaria en el caso en que la modificación a la regulación cambiaria inicial impacte en la cotización de la moneda.

Garantía de estabilidad regulatoria (excluyendo normas técnicas): que importará la inaplicabilidad de modificaciones futuras a:
Garantía de Transporte y Suministro: los contratos de transporte y suministro de gas natural asociados al proyecto no podrán ser afectados por ningún tipo de medidas que establezcan preferencias en la asignación de la producción, la interrupción de su suministro y/o transporte, redireccionamientos, o medidas de intervención en las condiciones de su comercialización.

Autorización de exportación de GNL en firme:
por los volúmenes proyectados de producción los 365 días del año por el plazo de 30 años, o el plazo menor solicitado, cuando se utilicen uno o más ductos dedicados construidos exclusivamente para el proyecto y aislados del sistema de transporte, que formen parte del proyecto, en tanto (i) el proyecto incluya el desarrollo de uno o más yacimientos dedicados, (ii) la construcción de uno o más ductos como parte del proyecto dedicados al transporte de gas natural hasta la planta de licuefacción, (iii) estudio técnico un experto calificado por el que se determine la existencia de recursos para el normal abastecimiento de la demanda interna y (iii) no afectar la capacidad de transporte de gas natural destinada a abastecimiento del mercado interno.

individuales de exportación para el GNL producido por el proyecto por cargamento, previo ofrecimiento al mercado interno.
con 180 días de antelación al inicio del mes de junio de cada año, se podrá disponer que durante los meses de junio, julio y agosto, los beneficiarios ofrezcan al mercado interno: (i) el equivalente en gas al 10% del GNL a ser producido en dicho período considerando la capacidad productiva instalada de la planta de licuefacción, cuando cuente con un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural; o (ii) el equivalente en gas al 20% del volumen del gas natural requerido como insumo de la capacidad productiva instalada de la plata de licuefacción, con más la capacidad de transporte de gas natural por dicho volumen, cuando no cuente con un ducto dedicado aislado del sistema de transporte de gas natural. Las condiciones de contratación y el precio no podrán ser más desventajosos de aquellas que el beneficiario hubiese obtenido en caso de exportación.

Concesión de transporte dedicado:
para ductos dedicados a transportar gas natural en forma exclusiva para el proyecto y aislada del sistema de transporte, bajo los términos y condiciones de la Ley de Hidrocarburos 17.319, no podrán ser utilizados por los concesionarios y/o terceros cargadores para un fin distinto del previsto en el proyecto aprobado, no le son de aplicación las limitaciones de los artículos 33 y 34 de la Ley de Gas Natural 24.076, que prohíbe a transportistas comprar y vende gas natural y que un sujeto de la ley tenga una participación controlante en una transportista, podrán contratar libremente servicio de transporte en firme sobre ductos dedicados, tendrán derecho a obtener prórrogas sucesivas por un plazo de 10 años de duración cada una.

Establece el régimen de control y sanción en caso de incumplimientos:
Prevé la intimación previa de subsanación del incumplimiento.
Las sanciones previstas van desde apercibimiento hasta la caducidad de los beneficios, pasando por multas de 100% de los beneficios recibidos indebidamente.
Exigencia de estabilidad fiscal: para lograr la inclusión de proyectos en el presente Régimen y sus beneficios, las provincias, la Ciudad de Buenos Aires y los municipios interesados, deben garantizar la estabilidad fiscal prevista por el proyecto.
Arbitraje: El Poder Ejecutivo Nacional podrá acordar que cualquier diferendo o controversia resultante de o relativo a la aplicación y/o interpretación del régimen propuesto y sus normas complementarias y reglamentarias, así como a los derechos y obligaciones derivados del mismo, sea sometido a arbitraje de derecho, con sede fuera del país.
Encuentre en el proyecto de ley aquí.

Proyecto de ley de hidrógeno:

La propuesta:

Los principales objetivos declarados por el proyecto son:
establecer un marco normativo que promueva la producción de hidrógeno de bajas emisiones de gases con efecto invernadero (en más “GEI”), de modo de contribuir a la descarbonización de las matrices energética y productiva, en el marco del Acuerdo de París aprobados por Ley N.º 27.270, incentivar el desarrollo de toda la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones; fomentar el desarrollo científico y tecnológico en hidrógeno de bajas emisiones, impulsar la competitividad internacional, promover cooperación e instancias de intercambio en materia científica y tecnológica a nivel regional.

Define los distintos tipos de hidrógeno:
Verde, producido a partir de fuentes renovables, incluyendo centrales hidroeléctricas de más de 50MW.
Azul, producido a partir de fuentes fósiles, pero que agregar a su proceso la captura de los GEI emitidos.
Rosa, producido a partir de fuente nuclear.
La autoridad de aplicación, en conjunto con la AGENCIA NACIONAL DEL HIDRÓGENO, fijará los estándares de emisiones de GEI aplicables a los procesos de producción de cada tipo de hidrógeno, conforme parámetros reconocidos internacionalmente, debiendo ser unívocos para todos los proyectos a desarrollarse en el Territorio Nacional.

Propone un régimen de promoción:
vigencia: 30 años,
para nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de hidrógeno de bajas emisiones, incluyendo las plantas:
generadoras principalmente destinadas al efecto, de reformado de gas natural exclusivamente dispuesta para la producción de hidrógeno, electrolizadoras, infraestructura de captura y almacenamiento de GEI, de producción de derivados del hidrógeno,
e infraestructura asociada.

Exigencias de contenido local:
Plantas de producción de hidrógeno verde, incluyendo equipos electrolizadores y sus parques de generación de energía eléctrica de fuente renovable vinculados: (i) hasta el quinto año inclusive de vigencia de la ley: 35%, (ii) a partir del sexto año: 45%, (iii) a partir del undécimo año: 50%; Plantas de reformado de gas natural cuyo destino exclusivo sea la obtención de hidrógeno azul y el equipamiento destinado a la captura y almacenamiento de gases de efecto invernadero: (i) hasta el quinto año inclusive de vigencia de la ley: 20%, (ii) a partir del sexto año: 30%, (iii) a partir del undécimo año: 40%; Plantas de producción de hidrógeno rosa, incluyendo equipos electrolizadores y plantas de generación de energía de fuente nuclear: (i) hasta el quinto año inclusive de vigencia de la ley: 30%, (ii) a partir del sexto año: 40%, (iii) a partir del undécimo año: 50%;
Exigencia de inversiones en investigación y desarrollo (I+D) interna o externa, sujeta a fiscalización, como condición para mantener los beneficios previstos en la propuesta.
Certificado de Inclusión: una vez que la Autoridad de Aplicación declare elegible el proyecto, emitirá un “Certificado de Inclusión al Régimen de Hidrógeno”, el que estará sujeto fiscalización de cumplimiento, incluyendo el nivel de emisiones comprometido.

Crea los registros de (i) Proyectos para la producción de hidrógeno bajo la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA y, (ii) proveedores de la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones bajo la órbita del Registro de Fabricantes y Proveedores de Componentes destinados a la Producción de Energía Eléctrica a partir de Fuentes Renovables.

Crea un fondo para financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento de la cadena de valor de hidrógeno así como proveedores de bienes y/o servicios, que se integrará con el aporte de los beneficiarios de la propuesta de 0,5% de la inversión aprobada, que deberá integrarse dentro de los 60 días de aprobado el proyecto. El fondo podrá:
proveer fondos y otorgar facilidades a través de préstamos, adquisición de valores fiduciarios públicos o privados, realizar aportes de capital en sociedades que lleven a cabo los proyectos y suscribir cualquier otro instrumento de financiamiento que determine la autoridad de aplicación, bonificar puntos porcentuales de la tasa de interés, disponer un aporte mínimo obligatorio para ser destinado a las inversiones en I+D, en entidades públicas y privadas, A pesar de definir a la Secretaría de Energía como autoridad de aplicación de la ley, propone crear la Agencia Nacional del Hidrógeno (ANHIDRO), que tiene funciones y debería intervenir en todos los aspectos relevantes relativos a la producción de hidrógeno, además de aquellas que le encomiende la secretaría.

Su financiación será soportada con los aportes de los beneficiarios del régimen propuesto, equivalente al 0,5% del monto total de la inversión declarada en el Certificado de Inclusión al momento de inscribirse al Régimen.

Prevé beneficios fiscales similares a los propuestos por el proyecto de ley de GNL, con ajustes tendientes a beneficiar más la producción de hidrógeno verde, sobre las otras alternativas.

Propone asimismo un régimen especial de libre disponibilidad del 50% de las divisas que se generen a partir de la exportación de hidrógeno.

Derechos de exportación, los derechos de exportación aplicables al hidrógeno no pueden exceder, medidas en términos del valor FOB por tonelada:
hasta el año décimo (inclusive):
5% del hidrógeno verde o rosa y/o sus vectores asociados,
5% del hidrógeno azul y/o sus vectores asociados.
desde el año undécimo hasta el año vigésimo (inclusive):
1,5% del hidrógeno verde o rosa y/o sus vectores asociados.
3% del hidrógeno azul y/o sus vectores asociados.
desde el año vigésimo primero hasta el año trigésimo (inclusive):
3% del hidrógeno verde o rosa y/o sus vectores asociados.
4,5% del hidrógeno azul y/o sus vectores asociados.
Establece el régimen de control y sanción en caso de incumplimientos.
Los beneficiarios podrán renunciar a los beneficios reembolsando los beneficios que hubiesen recibido.
Infraestructura de transporte de la Energía Eléctrica. Al respecto, propone:
Las plantas de generación de fuente renovable destinadas a la producción de hidrógeno que requieran acceso y/o ampliación de la infraestructura de transporte de energía eléctrica se regirán por lo dispuesto por la Ley de Electricidad 24.065.

Todo proyecto para la producción de hidrógeno y derivados a través de electrólisis deberá construir su propia infraestructura de transporte eléctrico, no pudiendo utilizar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para dicho fin.

Para el caso de las instalaciones industriales de producción de derivados, podrán contractualizar energía como cualquier gran usuario, corriendo por su cuenta los costos que impliquen al sistema la garantía de energía firme de origen no fósil.

La Secretaría de Energía determinará las condiciones bajo las cuales los proyectos podrán intercambiar energía con el SADI, estableciendo como criterio general que dichos intercambios deben resultar provechosos para el SADI y el costo de la energía del sistema, no pudiéndose en modo alguno cargar costos al mismo.

La infraestructura y equipamiento que se requieran para dichos intercambios correrá por cuenta de los proyectos, salvo en aquellos casos que se trate de una iniciativa del Estado Nacional para mejorar el sistema eléctrico.

Los productores de hidrógeno renovable que cuenten con unidades productivas cuyas plantas de generación de energía eléctrica se desarrollen con conexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y/o realicen operaciones de comercialización de energía eléctrica con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), están comprendidos por lo dispuesto en las Leyes Nº 24.065, 26.190 y 27.191, sus modificatorias y complementarias en materia del Régimen aplicable al Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER).

Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética: cuya creación se encomienda a la ANHIDRO que deberá contemplar, entre otros:
Determinación de objetivos, metas intermedias e indicadores de seguimiento.
Establecimiento de los criterios para evaluar la priorización de aplicaciones promocionadas del hidrógeno bajo en emisiones de GEI.

Incorporación de instancias de validación federal y de todas las partes involucradas del contenido del mismo.

Asignación a las instituciones competentes, del desarrollo de las acciones que le correspondan para alcanzar los objetivos del Plan.

El Poder Ejecutivo Nacional contará con la facultad de propiciar acuerdos binacionales para el desarrollo de proyectos de hidrógeno que aprovechen las potencialidades regionales.
Consejo Federal del Hidrógeno: se propone su creación e integración:
Dos representantes de la ANHIDRO, a través de su Presidente y/o los directores que él designe; Las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, siempre y cuando tengan proyectos aprobados para la producción de hidrógeno de bajas emisiones, a través de los representantes que cada una de ellas designen.

Un representante de las universidades nacionales con rango no inferior a decano de facultad y un representante del sector productivo.

Son funciones del Consejo Federal del Hidrógeno las siguientes: (i) Elaborar estudios sectoriales que permitan mejorar el plan de trabajo definido por el ANHIDRO. (ii) Elevar a la ANHIDRO recomendaciones de política tendientes a promover el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno de bajas emisiones y sus derivados.

Entre las críticas que nos merece el proyecto, destacamos:

Crea la Agencia Nacional de Hidrógeno, pero no le da la competencia propia de la autoridad de aplicación, que adjudica a la Secretaría de Energía. Vemos allí una causa de descoordinación y demora en la adopción de decisiones, como se evidencia hoy día entre la secretaría y las restantes reparticiones públicas y privadas en las cuales ha ido delegando sus funciones (ej. CAMMESA).

Tiene referencias al SADI, exigiendo infraestructura propia para las plantas de generación renovables destinadas a la producción de hidrógeno, no haciendo lo propio para otras fuentes, lo que parece desincentivar la utilización de fuentes renovables para la producción de hidrógeno.

De forma aparentemente contradictoria, permite la producción de hidrógeno a partir de generación de fuente renovable proveniente del MATER o Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable.

Incluye el hidrógeno de origen nuclear, cuya fuente genera fuertes resistencias sociales, además de implicar costos por MW muy superiores a los de otras tecnologías.
Crea dos pseudo impuestos de 0.5% sobre la inversión (1% acumulado), cuyo destino queda sujeto a la discrecionalidad de la Secretaría de Energía, como autoridad de aplicación, respecto de proyectos de inversión capital intensivos que no cuentan con un ecosistema tecnológico maduro, constituyéndose en un fuerte desincentivo a la inversión, máxime considerando que una de tales cargas debe ingresarse con la aprobación del proyecto (aporte al fondo que se propone crear), no resultando claro en qué oportunidad se debería ingresar la otra.

Como beneficio fiscal, recomendamos agregar la doble deducción de los gastos de investigación. Se trata de los montos invertidos en determinar la factibilidad de un proyecto (estudios de impacto ambiental, gastos de usufructos, compra de tecnologías, desarrollo de tecnologías, estudios técnicos y económicos) del cálculo del Impuesto a las Ganancias. Ello, siguiendo modelo del régimen de incentivos a la exploración minera.

Crea un Consejo Federal del Hidrógeno, que puede ser positivo, bien entendido.
Prevé el desarrollo de un Plan de Hidrógeno para la Transición Energética, que ratifica nuestra convicción de que la transición es un fenómeno que afecta a todos los sectores, y debe ser tratado a través de una ley específica.

No contempla otras fuentes de hidrógeno (biomasa, etc.) que -parece mediar consenso- bajo ciertas condiciones pueden demostrar ser de bajas emisiones.

La propuesta evita la definición de estándares estrictos de lo que se entenderá por “hidrógeno de baja emisiones”, que se transforma en una definición que adoptarán las autoridades propuestas, con un margen de discrecionalidad que no parece corresponderse con el objetivo de proveer seguridad jurídica para la concreción de los proyectos.

No contempla al hidrógeno “gris”, amenazando la escala que se entiende deben reconocer los proyectos de producción de hidrógeno, así como la investigación y desarrollo necesarias para la superación de ecosistema tecnológico por desarrollarse.

Se observa que la exigencia de contenido local es elevada y que será un objetivo que desincentivará la concreción de proyectos, máxime considerando la inmadurez del ecosistema tecnológico del hidrógeno. Se desconoce el respaldo de los porcentajes propuestos, pero parece haber consenso en que son excesivos.

La falta de consideración de la Transición Energética como fenómeno que explica el potencial exportador de ambos vectores energéticos.

En tal sentido, tal y como proponemos en cada foro en que nos involucramos, postulamos una única ley para la Transición Energética, apoyando la iniciativa de la Cámara Argentina de Energías Renovables CADER que, siguiendo el decálogo que la inspira, se propone impulsar el debate de una ley que establezca las bases para una exitosa transición energética en Argentina.

La propuesta parte de un escenario que reconoce aspectos positivos y negativos, de los cuales ha dado cuenta a través de los estudios que ha llevado adelante.

Entre los positivos se encuentran: las importantes fuentes renovables de energía y minerales -litio, cobre, aluminio, por ejemplo- con que cuenta el país, claves en el marco de la transición; una infraestructura de transporte y distribución de gas natural, transmisión y distribución de electricidad, que si bien necesita importantes expansiones, es una base considerable; un capital humano con conocimientos en la materia, capaz de incorporar las nuevas habilidades que exige una transición energética exitosa, por nombrar los relevantes.

Entre los negativos, una situación macroeconómica crónicamente deficitaria en su balanza de divisas, que se constituye en el principal obstáculo para el desarrollo de las importantes inversiones que requiere la transición energética; junto con un sistema financiero local incapaz de financiarlas; un federalismo que plantea desafíos al obstaculizar políticas consistentes en todo el país -por ejemplo, en materia de generación distribuida-, así como avances de una jurisdicción sobre otra, por ejemplo, cuando los municipios crean tasas municipales en desconocimiento de los límites de su competencia, cuando las provincias no adhieren a regímenes nacionales de fomento, impidiendo el desarrollo de sectores energéticos con enorme potencial, como lo es la generación domiciliaria de electricidad a partir de fuentes renovables; o cuando el congreso nacional impulsa proyectos de ley que avanzan sobre competencias propias de las provincias, como son los ejemplos de los proyectos de ley de protección de humedales y de cierre de minas, competencia de las provincias donde se desarrollan proyectos mineros, que se ven amenazados por tales iniciativas legislativas.

Se postula que los sectores afectados por la Transición Energética tienen el potencial exportador para generar el equilibrio y, luego, el superávit en la balanza de divisas que reconoce nuestro país. Desde este punto de vista, se propone incorporar al proyecto iniciativas que exceden las necesidades locales de mediano y largo plazo en el marco de la Transición Energética. Por ejemplo, la producción de gas natural en nuestro país, más allá de abastecer la demanda local hasta el reemplazo de esta fuente fósil, permitirá que otros países del mundo cuya matriz energética hoy día tiene una dependencia marcada del carbón o del combustible líquido, lo reemplace con relativa facilidad por gas natural, contribuyendo a la reducción de emisiones, mientras que permitirá que Argentina genere las divisas necesarias que le permita superar la actual escasez que impide la recepción de nuevas inversiones habida cuenta de las restricción a la remesa de utilidades y pago de préstamos para la importación de insumos y financiación de mediano y largo plazo.

Esta propuesta se contrapone con iniciativas aisladas e inconexas, que canalizan intereses sectoriales, antes que concebir un plan estratégico integral para abordar la transición energética.

La Transición Energética tendrá inevitablemente un impacto tal en la dinámica económica global y local, que bien puede calificarse como un agente disruptivo que cambiará las reglas de juego (“game changer”) para siempre. Habrá sectores directa y obviamente impactados como el energético, la producción de energía, el nacimiento de nuevos vectores (ej. hidrógeno y amoníaco derivado de la electrólisis, almacenamiento a gran escala, etc.), las infraestructuras asociadas a ellos, la minería como fuentes de insumos claves, la eficiencia energética, la movilidad y el transporte, por nombrar algunos. Pero habrá otros que serán impactados de forma indirecta, como puede ser el modo de producir bienes y servicios de cualquier naturaleza, que necesariamente deberán adoptar una forma sustentable de producir y transportar sus mercancías, dado que habrá políticas concretas (ej. huella de carbono e intensidad energética), que buscarán que tales productores internalicen la forma en que producen, desde el punto de vista de la Transición Energética. Serán penalizados aquellos que exhiban una forma de producir no sustentable y premiados aquellos otros que logren sortear tal desafío.

Fuente: Abogados