ANEXO I
REGLAS PARA LA NORMALIZACIÓN DEL MEM Y SU ADAPTACIÓN
PROGRESIVA
1.
ASPECTOS COMPRENDIDOS. OBJETIVOS PROPICIADOS Y PAUTAS PARA LA TRANSICIÓN.
A través del presente Anexo se detallan las Reglas, que propenden a la
normalización del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM),
atendiendo, lógicamente, a las complejidades y limitaciones que
enmarcan el proceso propiciado, las que tendrán una intensidad de
incidencia alineada con el grado de avance de su implementación; ello
todo, contextualizado en el bloque normativo que rige el funcionamiento
del sector eléctrico en el país.
Las Reglas aquí descriptas, tienen como objetivo asegurar la
continuidad operativa y el crecimiento del sistema, así como
establecer: (i) un sistema de señales de precios para la demanda de
energía eléctrica y (ii) un sistema de remuneración para la oferta de
energía eléctrica con base en costos marginales, a los efectos de
viabilizar la contratación de energía y potencia, permitiendo así que
la demanda gestione su abastecimiento a través de contratos en el
Mercado a Término (MAT).
En tal sentido, resulta necesario reformular el actual funcionamiento
del MEM para que los generadores térmicos gestionen por sí el
combustible necesario para la producción de energía eléctrica, y que el
costo asociado a tal aprovisionamiento sea recuperado a través del
Mercado Spot o por las ventas de energía eléctrica en el MAT.
La vigencia del Plan Gas hasta fines de 2028 y las actuales
restricciones que presenta el transporte de gas natural dificultan a
los generadores el acceso libre y pleno a dicho combustible. Dichas
limitaciones demandan la necesidad de establecer reglas transitorias de
acceso al combustible indicado.
Por otra parte, la existencia de un conjunto de contratos de generación
térmica firmados con CAMMESA (Contratos de Abastecimiento MEM)
requiere, en la etapa preliminar del proceso de normalización, de la
continuidad de la gestión centralizada por parte de la administradora
del mercado, para el aprovisionamiento del combustible necesario para
dar cumplimiento a dichos contratos. Sin perjuicio de ello, la
generación térmica no comprendida en el universo descripto
precedentemente, a la que se considerará como “Generación Térmica al
Spot” o "Generadores al Spot”, podrá realizar la gestión propia del
combustible para su funcionamiento, en los términos que rijan la
transición. CAMMESA seguirá actuando como proveedor de combustible de
última instancia.
Asociado a la gestión propia del combustible de la Generación Térmica
al Spot, resulta necesario habilitar la declaración de Costos Variables
de Producción (CVP), a los efectos de habilitar condiciones de
competencia en el despacho de dicho tipo de generación térmica por
disponibilidad de combustible, así como para permitir el recupero de
los CVP -incluidos combustible y transporte de gas natural firme
incremental - a través del Mercado de Energía (ME), ya sea en su
modalidad MAT o Spot.
A fin de optimizar el mantenimiento de la infraestructura y
equipamiento afectados a la generación existente y de asegurar la
disponibilidad de máquinas de bajo y alto factor de uso, así como de la
incorporación de equipamiento nuevo, corresponde adecuar el esquema de
precios vigente, de manera tal de permitir la valorización de la
potencia instalada y la incorporación de nueva potencia a través de un
Mercado de Potencia (MP), ya sea en su modalidad MAT o Spot.
Por otra parte, a los efectos de estabilizar y hacer previsible la
asignación de costos a los usuarios que no cuenten con capacidad para
la gestión de su propio abastecimiento, demanda que se define como
"Demanda Estacionalizada de Distribuidoras del MEM”, se asignarán a
ésta los Contratos de Abastecimiento MEM vigentes como, así también, la
generación gestionada directa o indirectamente por el Estado Nacional.
Estas Reglas para la Normalización del MEM serán oportunamente
complementadas por instrumentos adicionales para su adaptación
progresiva y propiciar mecanismos competitivos de gestión para el
desarrollo la oferta de Energía, Potencia y Servicios del MEM de manera
eficiente y previsible.
2.
DEMANDA ESTACIONALIZADA DE DISTRIBUIDORES DEL MEM
La Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM (DEDMEM) se define
como la demanda de los Distribuidores a la que se aplican los Precios
Estacionales (PE) sancionados por la Secretaría de Energía y que
comprende a los sectores Residencial, Comercial y Resto, pero que no
incluye la de los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI). La Demanda
Estacionalizada se subdividirá en dos segmentos:
• Demanda Residencial: Es la Pequeña Demanda para uso Residencial.
• Demanda No Residencial: Es toda la demanda de distribución que no califica como Residencial ni GUDI.
Dicha Demanda Estacionalizada será abastecida por lo que se denominará
Generación Asignada, identificando de esta manera a la generación
enmarcada en los Contratos de Abastecimiento MEM vigentes (Renovables y
Térmicos) - con su combustible asociado -, la generación hidroeléctrica
del Estado Nacional, Nuclear y las importaciones de oportunidad que
fueren necesarias para el abastecimiento y que realice
centralizadamente el OED. El cubrimiento por medio de la Generación
Asignada se entenderá como el cumplimiento total o parcial, según
corresponda, de las obligaciones de contratación del Distribuidor en el
Mercado a Término conforme lo establecido en el Artículo N°9 de la Ley
24065 (Texto Ordenado Decreto 450/2025).
La Demanda Estacionalizada Residencial tendrá primera prioridad para el
uso de la Generación Asignada. Los costos mayoristas de energía
estacionales a trasladar a estos usuarios serán los que reflejen los
costos medios totales de la Generación Asignada.
La Demanda Estacionalizada No Residencial tendrá segunda prioridad para
el uso de la Generación Asignada. En caso de que la Demanda
Estacionalizada No Residencial no pueda ser satisfecha en su totalidad
a través de la Generación Asignada, el Distribuidor deberá adquirir la
energía eléctrica necesaria en el Mercado Spot - al Precio Estacional
respectivo - o contratar su abastecimiento en el MAT.
Respecto de la Generación Asignada, en el caso de la generación
hidroeléctrica del Estado Nacional con contratos de concesión nacional
que entren en vigencia con posterioridad a la publicación de las
presentes Reglas, la energía y potencia correspondiente a la Generación
Asignada deberá observar la evolución y condiciones establecidas en
dichos contratos de concesión. Las centrales hidroeléctricas de
propiedad provincial y/o con concesiones provinciales participarán del
nuevo esquema establecido en las presentes Reglas y no formarán parte
de la Generación Asignada. El resto de la generación que directa o
indirectamente se encuentre bajo administración del estado nacional,
podrá reasignar su energía y potencia al mercado spot y/o al mercado a
término en función de eventuales adecuaciones regulatorias y/o
administrativas que oportunamente se implementen para gestionar las
referidas centrales.
Los costos fijos y variables asociados a la Generación Asignada a
cubrir la Demanda Estacionalizada se asignarán considerando la
correspondiente energía generada, determinándose un precio medio
calculado en función de la demanda de energía cubierta por dichos
costos para el conjunto de Distribuidoras.
Para el traslado de los costos MEM a afrontar por los Distribuidores
por la Demanda Estacionalizada, deberán tenerse en cuenta los
siguientes criterios, a los efectos del cálculo y determinación del
Precio Estacional respectivo (PEST Demanda Estacionalizada Cubierta):
a) Los costos asociados a la generación asignada (con el combustible
utilizado), serán imputados a través de la aplicación de un Precio
Estabilizado a la Demanda Estacionalizada Cubierta. Los valores para
trasladar serán energizados.
b) Los volúmenes de energía se calcularán y asignarán mensualmente en
forma proporcional entre la Generación asignada y la Demanda Estacional
declarada. Las diferencias, positivas o negativas, entre el Precio
Estabilizado y el costo real, se ajustarán en el período trimestral
siguiente.
Para asegurar el abastecimiento de mediano y largo plazo, se
desarrollarán los mecanismos e incentivos necesarios para que, mediante
contratos de energía, los Distribuidores den cobertura, al menos, al
75% de la demanda definida como Estacionalizada. Para ello, deberán
complementar la energía cubierta por la generación y los Contratos de
Abastecimiento MEM asignados, mediante contratos en el MAT hasta
cumplir con el porcentaje señalado.
Inicialmente CAMMESA informará a la SE las necesidades de reserva de
potencia para cubrir la demanda Estacionalizada en el corto plazo con
el objetivo de evaluar la necesidad de mecanismos de incorporación de
potencia para las Distribuidoras del SADI.
En el mediano plazo, CAMMESA continuará evaluando las necesidades de
reserva de potencia que cada Distribuidor. Cada Distribuidor deberá
prever e informar los mecanismos para alcanzar el cubrimiento de los
requerimientos de reserva de potencia pudiendo requerir participar en
mecanismos conjuntos para garantizar la incorporación de reservas de
potencia.
3.
GESTIÓN DE COMBUSTIBLES.
El gas natural para generación de energía eléctrica se despachará
siguiendo un esquema de prioridad de ofertas firmes con base en los
contratos correspondientes al Plan Gas, cuyo vencimiento opera a fin de
2028. Durante la transición, se estructurará el esquema que se detalla
seguidamente, tendiente a una gestión competitiva hasta tanto se pueda
descentralizar la compra del gas natural con destino a la generación
térmica.
La gestión de combustibles alternativos deberá ser realizada por los
Agentes Generadores, liberándose así, gradual y consecuentemente, el
actual esquema de gestión centralizada.
La gestión propia de combustible, tanto de GN y de Alternativos,
habilitará el acceso tanto a un esquema de rentas basado en costos
marginales horarios y al Mercado a Término.
La gestión completa de los combustibles por parte de la generación será obligatoria a partir del 1° de enero de 2029.
3.1.
GAS NATURAL (GN).
Durante la vigencia el Plan Gas, todos los Generadores Térmicos al Spot
podrán gestionar el GN necesario para su producción a través de un
Acuerdo con CAMMESA (“GN Acuerdo”), que les permitirá acceder a los
volúmenes comprometidos dentro del Plan Gas administrado por CAMMESA
/ENARSA y/o a las compras centralizadas de GNL. La administración y la
asignación de volúmenes de GN Acuerdo continuarán bajo las reglas de
gestión centralizada por CAMMESA hasta la efectiva disponibilidad de
transporte y producto con gestión propia de los Generadores.
Para todos los generadores térmicos del MEM se considerará que acceden
al GN Acuerdo salvo para aquellos que indiquen expresamente lo
contrario.
Adicionalmente, se habilitará la posibilidad del retiro de volúmenes
del Plan Gas bajo contratos con CAMMESA/ENARSA por parte de los
Productores participantes en forma total o parcial lo cual podrá
realizarse en forma individual o mediante un acuerdo entre el Productor
y uno o más Agentes Generadores bajo condiciones pactadas libremente
entre ellos. Los mecanismos y condiciones para implementar el retiro de
volúmenes se establecerán en la adopción de resoluciones con
instrucciones específicas que emita esta SE dentro del proceso de
normalización del MEM.
Los generadores térmicos podrán ofertar Gas Natural Local de gestión
propia (Gas Local Propio). Los costos de referencia máximos a reconocer
dentro del CVP declarado serán siguiendo precios de referencia y/o
indicadores evaluados en base oportunidades de sustitución de costos
con los rangos de tolerancia que se indican más adelante.
El acceso al GN Acuerdo y/o al GN de contratos cedidos y/o Gas Local
Propio se considerarán como gestión propia del combustible de los
generadores implicados con la remuneración al spot asociada según se
indica en el punto Generación Spot / Remuneración De La Energía de
Fuente Térmica.
El transporte asociado al GN Acuerdo será gestionado por CAMMESA.
El transporte asociado al GN para cada central para otros tipos de GN
será gestionado por el propio generador. En este caso, CAMMESA deberá
prever y gestionar de la manera más eficiente posible - con base en las
declaraciones de CVP - el uso del trasporte de gas natural del que
disponga. Complementariamente, tanto CAMMESA como ENARSA pondrán a
disposición el transporte excedente que dispongan para su utilización
por los Agentes Generadores, en aplicación de procedimientos
competitivos.
Los Generadores que cedieran su transporte de GN a CAMMESA podrán
revertirla toda vez que así lo requieran, con excepción de aquellos que
tengan un contrato de Abastecimiento MEM vigente.
Como parte del proceso de normalización del MEM, esta SE desarrollará
los instrumentos necesarios para el acceso por parte de los Generadores
al transporte de Gas Natural en condiciones de mercado.
Los generadores que estén bajo Contratos de Abastecimiento MEM podrán
optar por la gestión propia de combustible. Estos generadores podrán
declarar su propio CVP para el despacho, pero no tendrán acceso a renta
mientras esté vigente su Contrato de Abastecimiento MEM.
El costo del GN Acuerdo al que los generadores accederán, será uniforme
y representativo del mix de todos los costos asociados a los contratos
del Plan Gas y de importación de GNL realizada en forma centralizada
previstos para el periodo de declaración. CAMMESA publicará, previo a
cada declaración quincenal de CVP, el costo unitario del GN Acuerdo y
del Transporte asociado con el cual los generadores evaluarán su
declaración de CVP para la quincena.
Al finalizar cada mes, CAMMESA descontará de la remuneración mensual de
los generadores el costo del GN Acuerdo y del Transporte asociado en
función del volumen real consumido en el mes valorizado el mix de
costos del GN Acuerdo utilizado en cada quincena de declaración de CVP
del mes operado.
A partir de la finalización del Plan Gas y del libre acceso de los
generadores a todos los combustibles, cada Generador al Spot deberá
gestionar íntegramente su provisión para la consecuente producción de
energía.
3.2.
COMBUSTIBLES ALTERNATIVOS.
Los combustibles alternativos (Gas Oil, Fuel Oil, Carbón Mineral, GNL o
Gas de importación de compra no centralizada) deberán ser íntegramente
gestionados por los productores de la Generación Térmica al Spot.
Los Generadores declararán si realizarán la gestión propia de
combustibles alternativos en cada periodo estacional y/o trimestral de
operación. El compromiso será para todo el periodo comprometido.
Durante el inicio del nuevo esquema de gestión se flexibilizarán plazos
y condiciones para las declaraciones a fin de acompañar la
implementación de los nuevos objetivos de gestión del MEM.
Para su gestión operativa y económica por parte de los generadores,
CAMMESA, en forma anticipada a cada periodo estacional de operación o
en un plazo menor en base a condiciones operativas, publicará los
costos de referencia máximos a reconocer de los combustibles
alternativos con los rangos de tolerancia que se indican más adelante,
con base en precios de referencia e indicadores internacionales, que
incluirán los asociados a los impuestos a los combustibles.
3.3.
GENERADORES SIN GESTIÓN PROPIA DE COMBUSTIBLE.
CAMMESA continuará actuando como proveedor de última instancia,
adquiriendo y asignando los combustibles necesarios para la generación
enmarcada en los Contratos de Abastecimiento MEM térmicos vigentes y
para aquellos Generadores al Spot que no realicen gestión propia. La
generación bajo Contratos de Abastecimiento MEM térmicos podrán
gestionar su combustible manteniendo su remuneración según lo
establecido en cada Contrato.
Los generadores sin gestión propia de combustible no podrán operar en
el Mercado a Término y no accederán al esquema de rentas basado en
costos marginales horarios. Se les remunerará potencia en las HRP que
sea requerido por despacho. Adicionalmente, como parte de la
transición, se remunerará la disponibilidad de potencia sin gestión de
combustible en las HRP cuando la máquina esté disponible sin estar
despachada de la siguiente forma:
• Hasta el 31 de diciembre de 2026: el 80 % de la remuneración prevista
para la potencia puesta a disposición (PPAD) en las HRP sin despacho
• Durante el año 2027: el 40 % de la remuneración prevista para la potencia puesta a disposición (PPAD) en las HRP sin despacho
• A partir del año 2028: el 0 % de la remuneración prevista para la potencia puesta a disposición (PPAD) en las HRP sin despacho
3.4.
RECUPERO DE COSTOS DE COMBUSTIBLES Y DESPACHO.
El costo de los combustibles utilizados para el despacho (“GN Acuerdo”
- durante la transición - al GN de contratos cedidos y/o Gas Local
Propio, transporte de GN y combustibles alternativos) será recuperado
por los generadores a través de la declaración de su CVP para el
despacho de cargas.
Se mantiene el esquema de despacho a mínimo costo de operación y falla, de acuerdo con los siguientes esquemas de gestión:
a) En ocasión de cada programación estacional, los generadores deberán
declarar si requieren la asignación del GN Acuerdo o GN de Gestión
Propia y la disponibilidad de combustibles alternativos prevista.
b) Cada uno de los componentes del CVP (CVC: Combustible, CVT:
Transporte, OyM) tendrán valores de referencia que serán publicados en
la programación estacional que corresponda.
c) Los generadores con gestión propia de combustible (GGPC) podrán
declarar en forma libre su CVP con cada combustible, puesto en central,
en forma quincenal. Así:
(i) CVP con gestión propia de combustible:
a. El CVP declarado en u$s/MWh, será en base a un precio de referencia
de combustible (CVC), costos de flete o transporte y distribución de
gas (CVT), operación y mantenimiento (OyM) y el rendimiento.
b. El CVP declarado no podrá ser inferior al 75% del que resulte de
utilizar el precio de referencia de combustible y el rendimiento
respectivo de la máqui na.
c. CVP declarado no podrá ser superior en 25% del que resulte de
utilizar el precio de referencia de combustible y el rendimiento
respectivo de la máquina. Cuando el combustible sea GN Acuerdo este
porcentaje será 0%.
d. El CVT (costos de flete o transporte y distribución de gas) cuando
sean gestionados por Cammesa deberán ser los informados por esta.
(ii) Para los que incluyan transporte de GN firme nuevo, como esquema
base se permitirá un adicional en u$s/MWh libre en su declaración de
CVP para recuperación del costo de Transporte Firme.
d) A los generadores sin gestión propia de combustible (GSGPC) le serán
aplicados los costos de referencia, pudiendo ser requeridos para el
despacho por cuestiones operativas o económicas, pero no accederán al
esquema de rentas. Así:
(i) CVP sin gestión de combustible: costo CVC (Costo Variable de
Combustible) de referencia y costo de operación y mantenimiento (OyM)
de referencia.
e) En la declaración del CVP estará implícita la competencia por el
despacho y la renta asociada, a ser ponderada por el generador en dicha
instancia.
f) Para la programación semanal, los generadores declararán
disponibilidad de máquinas, volúmenes de GN y combustibles alternativos.
g) El transporte y distribución de gas firme o interrumpible podrá ser gestionado por el Generador.
h) Como resultado de la programación semanal, los generadores térmicos
podrán prever su despacho esperado, tanto como el requerimiento de
combustible para la semana siguiente.
i) El despacho diario se realizará con base en el CVP declarado y considerando los volúmenes previstos en el Plan Gas.
j) El reconocimiento de los impuestos y tasas a los combustibles para
la generación de energía eléctrica no se incluirá en el costo marginal
horario y se realizará en forma separada a los costos asociados al CVP.
4.
COSTO MARGINAL. VALOR CENS.
El Costo Marginal Horario (CMgh) será determinado en aplicación de
proporciones entre el Costo Marginal Operado (CMOh) y el Costo del
siguiente MW a despachar (CMph). Siendo que:
a) CMOh: Costo Marginal Operado de la última máquina térmica
despachada. Eventualmente, de corresponder por cuestiones vinculadas a
la operación, será considerada la importación con su factor de pérdida
asociado o de demanda flexible a precio ofertado.
b) CMph: Costo del siguiente MW a despachar. Asimismo, de corresponder
por operación, se considerará el Costo de la Energía No Suministrada
(CENS).
La proporción de participación en el Costo Marginal Horario (CMgh) del
Costo Marginal Operado (CMOh) y del Costo del siguiente MW a despachar
(CMph) tendrá la siguiente evolución:
El valor de CENS se actualizará tomando como referencia valores
representativos y en función del nivel porcentual de restricciones a la
demanda.
Los Costos Marginales indicados se aplicarán para todo el MEM sin
diferenciación de áreas locales. Como parte del proceso de
normalización, el OED desarrollará los procesos necesarios para evaluar
en el despacho las condiciones en las que puedan generarse precios
locales de áreas por saturación de corredores o limitaciones de
despacho. En estas condiciones la remuneración de la generación y los
costos para la demanda serán referidas a los precios locales. Esta SE
notificará al OED el momento de aplicación de los costos por área.
5.
REMUNERACIÓN DE LA GENERACIÓN ASIGNADA
Se entiende por Generación Regulada a toda aquella máquina y/o central
de generación cuyo esquema de remuneración se realice por medio de
reglamentaciones específicas por parte de la Secretaría de Energía
abarcando a estas las remuneradas por medio de Contratos de
Abastecimiento MEM y/o se encuentren bajo administración del Estado
Nacional.
5.1.
GENERACIÓN HIDRO.
La generación de origen hidráulico se remunerará según lo siguiente:
• Generación Concesionada por el Estado Nacional:
o Las Centrales con concesión vigente se remunerarán bajo el esquema regulado en base a las normas emitidas.
o Las Centrales con contratos de concesión que entren en vigencia con
posterioridad a la publicación de las presentes Reglas se regirán por
el contrato de concesión correspondiente.
• Generación No Concesionada por el Estado Nacional - Centrales de Propiedad Provincial y/o bajo concesión provincial.
o Participarán del Mercado Spot y del Mercado a Término según se indica más adelante para las centrales Hidráulicas.
• Las Centrales Binacionales
o Se remunerarán bajo el esquema regulado que establezca la SE para estas centrales.
5.2.
GENERACIÓN RENOVABLE CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM
• Se remunerarán según sus contratos vigentes hasta su finalización.
Luego de finalizados los contratos respectivos participarán del Mercado
Spot y del Mercado a Término.
• Los excedentes de energía no contratada participarán Mercado Spot.
5.3.
GENERACIÓN TÉRMICA CON CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM
• Se remunerarán según sus contratos vigentes hasta su finalización.
Luego de finalizados los contratos respectivos participarán del Mercado
Spot y del Mercado a Término.
• Los excedentes de energía y potencia no contratada participarán en el
Mercado Spot, cuando el combustible necesario para la operación es
gestionado por el generador.
5.4.
GENERACIÓN TÉRMICA SIN CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM
Las Centrales gestionadas por ENARSA, las Centrales CT Gral. San Martín
y la CT Gral. Manuel Belgrano - hasta su privatización - y las
Centrales Ciclo Combinados con acuerdos bajo la Resolución SE N° 59/23
que no hayan adherido al nuevo esquema de Mercado Spot y de Mercado a
Término continuarán con el esquema de remuneración regulado con las
reglamentaciones específicas que la SE emita para su remuneración.
5.5.
GENERACIÓN NUCLEAR:
• Las Centrales Nucleares administradas por NASA se remunerarán bajo el
esquema regulado que establezca la SE para estas centrales.
6.
GENERACIÓN SPOT.
Toda la generación no comprometida en contratos o no asignada al
abastecimiento de la Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM
(DEDMEM) se considerará Generación al Spot.
6.1.
REMUNERACIÓN DE LA ENERGÍA DE FUENTE TÉRMICA.
En la proporción asociada al Costo Marginal, la remuneración de la
generación térmica será determinada en el Nodo respectivo, considerando
el correspondiente factor de pérdidas.
La remuneración se determinará con base en el Costo Variable de
Producción (CVP) de despacho en el Nodo y el Costo Marginal también del
Nodo respectivo. Se implementará un Factor de Renta Adaptado (FRA), que
establecerá un porcentaje tendiente a incentivar la competencia entre
generadores por el despacho y que deberá propender al desarrollo
equilibrado de los Mercados Spot y a Término. El valor final del FRA
será alcanzado, de manera gradual, durante el transcurso del período de
transición.
Con base en los criterios referidos, la remuneración de la generación
térmica estará representada por la siguiente fórmula general, que
incluye un concepto de valorización de su costo ofertado (CVP) y otro
de valorización de su Renta Marginal Adaptada (RMA).
Precio de Remuneración horario = CVP + RMA, donde:
a)
CVP: Costo Variable de Producción declarado (con el combustible despachado).
b)
RMA: Renta Marginal Adaptada = (CMgh x FP - CVP) x FRA:
(i) FP: Factor de Pérdida por nodo.
(ii) CMgh: Costo Marginal Horario o, de corresponder, el Costo Marginal Horario del Área Local.
(iii) FRA (Factor de Renta Adaptado): es un factor que se aplica sobre
la renta total horaria a la que puede acceder un generador.
Generación Nueva (a partir del 1 de enero de 2025):
■ Se establece en 1 (uno)
Para la generación térmica que incluyan transporte de GN firme nuevo:
■ Se establece en 1 (uno)
En caso de no contar con combustible propio, el FRA del generador será
cero y los costos de CVP utilizados serán en base a valores de
referencia.
Para los generadores que gestionen su suministro de Gas Natural a
través del “GN Acuerdo” con CAMMESA, tendrán adicionalmente los
siguientes factores corrección sobre RMA (Renta Marginal Adaptada):
Para la generación Existente (previa al 1 de enero de 2025), los
valores de la Renta Marginal Adaptada resultantes tendrán los
siguientes mínimos en central -RMIN u$s/MWh - (evaluado en cada hora en
función del CVP de la máquina):
Para la generación Nueva (ingreso desde el 1 de enero de 2025) la RMA
no tendrá mínimos ni máximos y el FRA será igual a 1 (uno). En los
casos que estos generadores gestionen su suministro de Gas Natural a
través del “GN Acuerdo” con CAMMESA, se aplicarán al cálculo de la RMA
el FRC indicado en la tabla precedente.
La generación no Asignada térmica a Costo Operativo por cuestiones
vinculadas al despacho (tiempo o costo de arranque y parada) o con
motivo de restricciones locales sólo será reconocida al Costo Variable
de Producción correspondiente y serán recuperados en el MEM a través de
los precios de la energía spot. Mensualmente, se determinará la
remuneración correspondiente a cada generador térmico por su operación
en el Mercado Spot, considerando la generación y los precios horarios
correspondientes.
Las declaraciones quincenales de volúmenes de gas propio (no aplica a
“GN Acuerdo”) y/o de combustible líquido/alternativo propio por un
Generador en oportunidad de la declaración de los Costos Variables de
Producción (CVP) tendrán carácter de firme. En el caso de ser convocado
para el despacho el Generador no cuente con el gas propio o el
combustible alternativo comprometido deberá pagar, en concepto de
Deliver or Pay (DOP), un 70% del valor declarado multiplicado por el
volumen incumplido. El incumplimiento se considerará como consecuencia
de la indisponibilidad total o parcial del volumen comprometido. Para
el caso de combustibles líquidos se considerarán las siguientes
excepciones:
(i) Apartamientos de hasta un 20% en el volumen comprometido que no
impliquen riesgos de suministro se considerarán exentos de penalización.
(ii) Ocurrencia de causales justificadas de indisponibilidad por cuestiones ajenas al generador.
6.2.
REMUNERACIÓN DE LA ENERGÍA DE FUENTE RENOVABLE Y DE AUTOPRODUCTORES.
Para la remuneración de la Generación al Spot de fuente renovable se
implementará un esquema similar al aplicable a la generación térmica,
en tanto su CVP es igual a cero, por contar con gestión propia de un
recurso primario sin costo.
Los Factores de Renta Adaptados (FRA) para la generación Renovable con
habilitación comercial hasta el 31 de diciembre de 2024 seguirá la
misma evolución en paso anual que la generación de origen térmico
existente.
Para la generación Renovable Existente con habilitación comercial hasta
el 31 de diciembre de 2024, la Renta Marginal Adaptada resultante
tendrá un mínimo de RMIN = 32 u$s/MWh.
La generación Renovable con habilitación comercial desde el 1 de enero
de 2025 el FRA será igual a 1 (uno) y la RMA no tendrá ni máximos ni
mínimos. Para esta generación Renovable no será aplicable lo
establecido en el artículo 5 inciso d) del Anexo de la Resolución del
ex MEyM N°281/17.
Para la generación renovable donde el recurso primario sea de origen
Biomasa, Biogás o BRS, en el caso de que lo soliciten, su despacho y
remuneración seguirá las mismas condiciones que los definidos para la
generación térmica convencional.
Respecto de los Autoproductores industriales, cuando su oferta al MEM
sea resultado de un excedente de producción (potencia no firme) y de
autodespacho, se considerará que su CVP es igual a cero y se aplicará
un FRA la misma evolución en paso anual que la generación de origen
térmico existente.
Los Autogeneradores y Cogeneradores con oferta de potencia firme al MEM
deberán declarar CVP y tendrán igual tratamiento que los generadores
térmicos.
6.3.
REMUNERACIÓN DE LA ENERGÍA DE FUENTE HIDRÁULICA.
Para la remuneración de la Generación Hidroeléctrica al Spot se
implementará un esquema similar al aplicable a la generación térmica,
considerado su CVP igual a cero.
Los Factores de Renta Adaptados (FRA) para la generación Hidráulica
Existente (previa al 1 de enero de 2025) seguirá la misma evolución en
paso anual que la generación de origen térmico existente.
Para la generación Hidráulica Existente, la Renta Marginal Adaptada resultante tendrá un mínimo de RMIN = 22 u$s/MWh.
Para la generación hidro Nueva (ingreso desde el 1 de enero de 2025) la
RMA no tendrá mínimos ni máximos y el FRA será igual a 1 (uno).
Para las centrales Hidráulicas de Bombeo,
la remuneración de la energía cuyo origen sea asociado a las
erogaciones del caudal propio del río seguirá las mismas condiciones
que la generación de origen hidroeléctrico. La demanda para bombeo y la
generación asociada al bombeo tendrá el siguiente esquema:
Costo de Demanda de Bombeo: CDB = CMgh x FP:
• FP: Factor de Pérdida por nodo.
• CMgh: Costo Marginal Horario o, de corresponder, el Costo Marginal Horario del Área.
Remuneración de Energía de Bombeo = EB x (CTB + RMAB):
• EB: Energía entregada asociada al Bombeo
• CTB: Costo Total de Bombeo = CDBm / RendBombeo
o RendBombeo: Rendimiento del bombeo
o CDBm: Costo de Demanda de Bombeo medio horario equivalente
• RMAB: Renta Marginal Adaptada de Bombeo
o RAMB = FRA x (CMgh x FP - CTB)
o FRA: Factor de Renta Adaptado seguirá la misma evolución en paso
anual que la generación de origen térmico existente (anterior al 1 de
enero de 2025) o FP: Factor de Pérdida por nodo.
o La Renta Marginal Adaptada de Bombeo tendrá un mínimo de RMIN = 22 u$s/MWh
o CMgh: Costo Marginal Horario o, de corresponder, el Costo Marginal Horario del Área.
6.4.
REMUNERACIÓN DE LA ENERGÍA DE ALMACENAMIENTO.
Las centrales de Almacenamiento operando al spot tendrán su renta por
energía referida a la posibilidad de realizar arbitraje de precios
entre carga y descarga:
Precio (costo) de Carga = CMgh x FP:
• FP: Factor de Pérdida por nodo.
• CMgh: Costo Marginal Horario o, de corresponder, el Costo Marginal Horario del Área.
Precio (remuneración) de Descarga = CMgh x FP:
• FP: Factor de Pérdida por nodo.
• CMgh: Costo Marginal Horario o, de corresponder, el Costo Marginal Horario del Área.
El despacho tanto para la carga como para la descarga será coordinado
operativamente con CAMMESA en la programación semanal y/o diaria,
siendo la central de almacenamiento la responsable de solicitar la
operación de carga y de ofrecer su inyección de energía almacenada la
que será evaluada por el OED en función del despacho económico.
Las centrales de Almacenamiento podrán participar del Mercado a Término
actuando como demanda (carga) y actuando como generador (descarga).
6.5.
REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA DE LA GENERACIÓN TÉRMICA.
En las horas en las que se remunere potencia (HRP), los generadores
térmicos tendrán acceso a la remuneración de la Potencia Puesta a
Disposición (PPAD), toda vez que dispongan de gestión propia de
combustible.
A los efectos de determinar la Disponibilidad de Generación, se aplicarán los siguientes criterios:
a) Una máquina se considerará con potencia disponible siempre que declare la gestión propia de combustible.
b) El seguimiento y control de disponibilidad de combustibles
alternativos se realizará en aplicación del esquema vigente (SCOMB).
c) La disponibilidad de equipamiento y de gestión propia de combustible
deberá ser informada en las distintas instancias de la Programación y
Operación del MEM.
d) En los casos de las máquinas con capacidad para operar con Gas
Natural y con Combustible Alternativo y la Gestión Propia de
Combustible sea asumida solo para Gas Natural, se remunerará la
potencia como “con gestión” de combustible de “Solo GN” para los meses
de verano y Resto; para los meses de invierno se considerará y
remunerará considerándolo “sin gestión” de combustible.
En relación con la remuneración de la Potencia, regirán los siguientes criterios:
(i) Se remunerará en todas las horas definidas como Horas de
Remuneración de Potencia (HRP) en las que la máquina se encuentre
Disponible (semana típica: 90 HRP, de las 168 hs./semana), con el
objeto de contar con una confiabilidad alineada con los requerimientos
del SADI.
(ii) Se establece el Precio Horario de la PPAD en 12 u$s/MWdisp hrp con
los siguientes factores de aplicación KP según el tipo de combustible
disponible y del período estacional:
■ Meses Resto: marzo, abril, mayo, septiembre, octubre y noviembre
■ Meses Verano: diciembre, enero, febrero,
■ Meses Invierno: junio, julio, agosto
o En la transición, para las unidades generadoras sin gestión de
combustible, se reconocerá la potencia con el mismo esquema que un
generador con gestión cuando es requerido para el despacho. Cuando no
se encuentre despachado tendrá los siguientes ajustes sobre el esquema
general:
■ Hasta el 31 de diciembre de 2026: 0,8 del PPAD
■ Hasta el 31 de diciembre de 2027: 0,4 del PPAD
■ Desde el 1 de enero de 2028 : solo se remunerará la potencia cuando sea convocado por el despacho.
En función de que se encuentra vigente una remuneración por
confiablidad para las generadoras de Ciclo Combinado (Resolución SE N°
59/23) los generadores bajo dicha resolución que decidan adherir al
nuevo esquema spot, de aplicación a partir de noviembre 2025, deberán
manifestarlo por nota a CAMMESA desistiendo del esquema indicado en la
Resolución SE N°59/23. En el caso de no adhesión, se continuará
remunerando bajo el esquema regulado.
Asimismo, los Compromisos de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la
Confiabilidad celebrados en el marco de la Resolución SE N° 294/24,
continuarán vigentes, independientemente de lo establecido en el
presente Anexo.
6.6.
REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA GEN. HIDRO - RENOVABLE -ALMACENAMIENTO
En las horas en las que se remunere potencia (HRP), los generadores
indicados tendrán acceso a la remuneración de la Potencia Puesta a
Disposición (PPAD).
Para las tecnologías Hidro, Renovable y Almacenamiento se establecen los siguientes factores de aplicación KP:
La potencia a remunerar para las centrales hidroeléctricas será la potencia instalada disponible.
Para las centrales de Bombeo, la remuneración por potencia seguirá las
mismas condiciones que la generación de origen hidroeléctrico.
Las centrales de Almacenamiento tendrán acceso a la remuneración de la
Potencia Puesta a Disposición (PPAD) en función de su disponibilidad de
potencia y las horas de almacenamiento ofrecidas.
En cada hora de HRP se reconocerá la "Potencia de Almacenamiento
Disponible (PADISP)” que será la potencia neta real disponible de
Almacenamiento y efectivamente verificada en la operación, y será como
máximo la Potencia de Almacenamiento Habilitada comercialmente.
Se definen las "Horas de Almacenamiento Validadas (HAV)” que serán las
horas de entrega continua de la energía almacenada por la Potencia de
Almacenamiento Habilitada comercialmente y efectivamente verificadas en
la operación entregando energía completando un Ciclo de Carga Completa
y Descarga Completa de la Central.
El factor de aplicación del Precio Horario de la PPAD a la Potencia de Almacenamiento Disponible en todas las horas de HRP será:
■ HAV mayor o igual a 4 (cuatro): 1 (uno)
■ HAV entre 1 (una) y 4 (cuatro) hs de almacenamiento: HAV / 4
■ HAV menor a 1 (una) hora de almacenamiento: 0 (cero)
7.
DEMANDA SPOT.
Con excepción de la Demanda Estacionalizada Cubierta y la Demanda
contractualizada en el Mercado a Término, al resto de la demanda le
serán aplicables los precios Spot.
La demanda al SPOT tendrá garantía de abastecimiento general del SADI.
Para garantizar su abastecimiento firme se deberán contratar en el
Mercado a Término en las condiciones que se indican en estas Reglas.
Los Precios de la Energía y la Potencia en el Mercado Spot se resumirán
en valores mensuales para los Grandes Usuarios MEM y Estacionales
Estabilizados para la Demanda Estacionalizada No Cubierta y los GUDIS.
7.1.
PRECIOS DE ENERGÍA PARA LA DEMANDA.
En el mediano plazo los precios de la energía estarán basados en el
costo económico del sistema considerando una ponderación de costos
medios y costos marginales.
A tales efectos, se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado
(FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado del Mercado Spot y del
Mercado a Término. Ese valor será alcanzado de manera progresiva
durante el período de transición.
El precio de la ENERGÍA $PE SPOT: $PE Precio Energía Spot Mensual será
un valor que refleje los costos variables de energía (incluyendo los
combustibles asociados) a cubrir en el MEM, con una señal de Costo
Marginal Horario con participación gradual creciente reflejado por el
FSA.
El $PE SPOT se calculará por banda horaria (Pico-Resto-Valle) y deberá
compensar al menos el Costo Medio de Energía del MEM, es decir el valor
monómico de Costo del MEM en el Spot.
Precio de la Energía Spot: $PE SPOT = (1- FSA%) x Costo Medio Energía SPOT + FSA% x CMMgu,
donde:
■ Costo Medio Energía: Inicialmente es el Costo Total de Remuneración de la Energía Spot, al incorporar FSA no incluirá la RMA.
■ CMMgu: es el Costo Marginal Medio para cada GU (CMMgu), que se
obtendrá de ponderar por demanda real horaria del GU por el CMh
(afectado por el Factor de Pérdidas correspondiente al Nodo del GU)
para cada Agente demandante:
■ FSA: Factor de Spot Marginal Adaptado y se adopta inicialmente
igual a 0 (cero) hasta el 31 de diciembre de 2027. La SE definirá
posteriormente eventuales ajustes del valor de FSA.
7.2.
PRECIOS DE POTENCIA PARA LA DEMANDA - DISTRIBUIDORES Y GU.
La Potencia al Spot se aplicará en función del requerimiento máximo de
los demandantes del MEM, Distribuidores y Grandes Usuarios, y se
aplicará en las Horas de Remuneración de la Potencia (HRP).
La demanda de potencia, en función del requerimiento máximo, podrá ser
cubierta por contratos en el Mercado a Término de Potencia.
En cada HRP se calculará el cargo por potencia despachada como:
Cargo Potencia PPADhrp = $PPAD x KP x CompraPPADm, donde:
(i) $PPAD: Precio de la Potencia Puesta a Disposición de 16 u$s/MWhrp.
(ii) KP: Factor de aplicación equivalente a la remuneración potencia de
las centrales térmicas de solo gas natural: Invierno/Verano= 1,1 -
Resto= 0,9
(iii) CompraPPADm: Es la Compra de Potencia Puesta a Disposición, del mes “m” que se calcula como:
CompraPPAD = ReqPotHMD x FPunta, donde:
a. ReqPotHMD: Es el Requerimiento de Potencia en Horas de Máxima Demanda [MW] que se calculará como:
i. Distribuidores: Requerimiento Máximo Mensual [MW] calculado como el
mayor entre el valor registrado mensual de potencia máxima cada 15
minutos y la demanda máxima declarada estacional. La declaración
estacional de Demanda Máxima no podrá ser en ningún mes inferior a la
máxima demanda registrada en los 6 meses del mismo periodo estacional
previo al de declaración. Solo se aceptarán ajustes sobre el referido
valor cuando el Agente Distribuidor demuestre que su valor de
Requerimiento Máximo para el periodo estacional respectivo tenga que
ser reevaluado por cambios en las condiciones de su demanda
ii. GUMAS/AG: Mensualmente se evaluará la demanda de cada GUMA/AG en
las Horas de Máxima Demanda (HMD) esperada del MEM para días hábiles
que se establecen en:
1. HMD meses de diciembre-enero-febrero-marzo: las horas 14 a 16 (entre 13:00 y 16:00 hs).
2. HMD meses de junio-julio-agosto: las horas 20 a 22 (entre 19:00 y 22:00 hs).
3. HMD meses de abril-mayo-septiembre-octubre-n: las horas 14 a 16
(entre 13:00 y 16:00 hs) y las horas 20 a 22 (entre 19:00 y 22:00 hs).
Para cada demandante se determinarán las máximas potencias registradas
cada 15 minutos en las HMDmes y se promediarán para obtener la Potencia
en horas de máxima demanda (PHMDmes). El valor final mensual de
ReqPotHMD será el mayor entre la PHMDmes y el 50% del Requerimiento
Máximo Mensual [MW] calculado como el mayor entre el valor registrado
mensual de potencia máxima cada 15 minutos y la demanda máxima
declarada estacional.
iii. GUMES/GUPAS: Requerimiento Máximo Mensual [MW] informado por el
distribuidor que deberá seguir los mismos criterios que los
establecidos para los GUMAS del MEM.
b. El FPunta es un factor representativo de la relación entre la
potencia disponible a remunerar mensualmente al spot y el requerimiento
máximo del MEM y se establece inicialmente en 1 (uno). En cada periodo
estacional CAMMESA informará el FPunta a aplicar en el trimestre
correspondiente.
El cargo Mensual de la Potencia Puesta a Disposición resultante será igual al acumulado para el total de las HRP mensuales
7.3.
PRECIOS ESTACIONALES DE ENERGÍA
Para el traslado de los costos MEM a afrontar por la demanda de
Distribución, se tendrán en cuenta los costos asociados a la Generación
Asignada destinada a cubrir la Demanda Estacionalizada y los costos
Spot asociados al faltante necesario a para abastecer la Demanda
Estacionalizada no cubierta y la Demanda GUDI.
Los precios estacionales se calcularán por banda horaria
(pico-resto-valle) con un perfil por banda que refleje el
abastecimiento requerido para el Spot.
Los Precios para la Demanda Estacionalizada Residencial se calcularán
sobre la base de los costos totales de la Generación Asignada previstos
estacionalmente repartidos en forma proporcional a la relación entre la
Demanda Residencial y la Generación Asignada.
Para la Demanda Estacionalizada No Residencial, se asignarán los costos
de la Generación Asignada por la energía sobrante luego de cubrir la
Demanda Residencial. Para cubrir los faltantes de energía para
completar la Demanda No Residencial se asignarán los costos previstos
estacionalmente por la compra de energía al spot.
Para determinar el costo final por energía para el cálculo de los
Precios Estacionales, se descontarán de los costos totales de la
Generación Asignada los valores monetarios asociados al pago de
potencia realizado por los Distribuidores en forma proporcional a la
demanda.
Para la Demanda GUDI se asignarán los costos previstos estacionalmente por la compra de energía al spot.
7.3.1.
Demanda Estacionalizada:
El Distribuidor abastecerá la demanda Estacionalizada por medio de la
Generación Asignada cubriendo los eventuales faltantes por Contratos de
Mercado a Término y/o compras al Spot.
La Demanda Estacionalizada se subdividirá en dos segmentos:
o Demanda Residencial: Es toda la demanda definida como Tipo
Residencial. Este tipo de demanda tendrá primera prioridad para el uso
de la Generación Asignada. Los costos mayoristas de energía
estacionales a trasladar a estos usuarios serán los que reflejen los
costos medios de la Generación Asignada descontado en forma
proporcional a la demanda los cargos de potencia abonados por el
distribuidor.
■ Precio Estacional Demanda Estacionalizada Residencial - PESTR
o Demanda No Residencial: Es toda la demanda de distribución que no
califica como Residencial ni GUDI. Este tipo de demanda tendrá segunda
prioridad para el uso de la Generación Asignada, cumplimentando su
abastecimiento, en caso de corresponder, con compras SPOT
estacionalizadas. Los costos mayoristas de energía estacionales a
trasladar a estos usuarios serán los que reflejen los costos medios de
la Generación Asignada y los costos de la energía al SPOT en función de
la participación de cada tipo de cobertura, descontado en forma
proporcional a la demanda los cargos de potencia abonados por el
distribuidor por la demanda cubierta por Generación Asignada. Para
cumplimentar el abastecimiento de esta demanda, los Distribuidores
podrán contratar en el MEM los requerimientos de Energía y Potencia que
no sean cubiertos por la Generación Asignada.
■ Precio Estacional Demanda Estacionalizada No Residencial - PESTNR
7.3.2.
Demanda GUDI (Tarifa mayor a 300kW):
Los costos mayoristas de energía a trasladar a estos usuarios serán los que reflejen los costos de energía Spot estacionales:
■ Precio Estacional Demanda GUDI - PESTGUDI
Para la demanda GUDI continuará siendo de aplicación lo establecido en
la Resolución Secretaría de Energía N° 976/23, que representan costos
equivalentes a un GU MEM.
Las opciones de abastecimiento para los GUDIS podrán ser:
o Abastecerse con el esquema vigente con lo cual no tendrán garantía de abastecimiento por parte de la Distribuidora
o Contratar Energía y Potencia a uno o más generadores por medio de la
Distribuidora, actuando esta como Comercializadora/Agregador de demanda
para contratar en el MEM. En este caso, tendrá el respaldo de
abastecimiento de ofrezcan los contratos pactados.
o Contratar Energía y Potencia en el M EM optando por ser agentes participantes de este.
8.
MERCADO A TÉRMINO.
8.1.
DEMANDA MAT.
Se establece como demanda contratable en el MAT a toda la demanda que
enfrenta potencialmente precios spot encuentra. Esta Demanda Spot
abarca la Demanda Estacionalizada no Cubierta, así como la demanda GUDI
de Distribuidores y la demanda de los Grandes Usuarios del MEM.
Los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI) no tendrán restricciones
para el acceso al MEM como agentes de este. Todos los GU MEM estarán
habilitados al reingreso como demanda estacional en caso de así
requerirlo. El plazo mínimo de operación en el mercado mayorista para
solicitar el reingreso como desmanda estacional es de 1 (un) año.
8.2.
GENERACIÓN EN EL MAT.
Todos los generadores participantes del Mercado Spot (total o
parcialmente) podrán acceder a este Mercado a Término de contratos MAT.
8.3.
MAT ENERGÍA.
A los efectos del desarrollo de nuevas inversiones en generación de
energía eléctrica, que permiten, además, la sustitución del uso de
combustibles alternativos y con el objetivo de permitir la libre
contratación por parte de los demandantes, se implementará un Mercado a
Término de Energía (MATE) tendiente a habilitar la contratación de los
costos variables del MEM, asociados a la operación y mantenimiento, de
combustibles y de energías renovables, a través de contratos para el
abastecimiento de la demanda de energía, tanto de Distribuidores como
de Grandes Usuarios.
Las condiciones de dichos contratos (cantidades, precios, plazos, etc.)
serán libremente pactadas entre las partes, en aplicación de las
siguientes opciones y pautas:
8.3.1.
OFERTA:
a) Generación Térmica al Spot con ingreso anterior al 1 de enero de 2025, tendrá las siguientes condiciones:
• Podrá contratar la totalidad de su energía mensual producida con Distribuidores por la Demanda Estacionalizada no Cubierta.
• Podrá contratar hasta el 20% de su producción mensual energía con GU (GUMAS/GUMES/GUPAS y DISTRIBUIDORES para sus GUDIS).
• A partir del 1 de enero de 2030 podrán contratar sin límite con cualquier tipo de demanda Spot.
b) La generación con ingreso comercial a partir del 1 de enero de 2025
con gestión de combustible o la generación existente con transporte de
gas firme adicional podrá contratarse con cualquier tipo de demanda al
Spot.
c) La generación Renovable mantiene las condiciones establecidas en el
denominado MATER (Mercado a Término de Energías Renovables). Para la
contractualización de Distribuidores en el MATER bajo el marco de la
Resolución SE N°370/22 se extiende la posibilidad de contratación
incluyendo la demanda estacionalizada no cubierta.
d) La generación Hidro al Spot con ingreso anterior al 1 de enero de 2025, tendrá las siguientes condiciones:
• Podrá contratar la totalidad de producción mensual energía con Distribuidores por la Demanda Estacionalizada no Cubierta.
• Podrá contratar hasta el 20% de su producción mensual energía con GU (G U MAS/G U M ES/G UPAS y DISTRIBUIDORES para sus GUDIS)
• Las centrales de generación Hidro de propiedad/administración
provincial podrán contratar sin limitación con DISTRIBUIDORES para sus
GUDIS.
• A partir del 1 de enero de 2030 podrán contratar sin límite con cualquier tipo de demanda Spot.
e) La generación Nuclear podrá acceder al MAT de Energía en función de
las condiciones que la SE establezca oportunamente para esta tecnología.
f) Las centrales de Almacenamiento podrán acceder al MAT de Energía por la Energía inyectada a la Red.
8.3.2.
DEMANDA:
Toda la demanda de energía SPOT puede contratar sin restricciones, es
decir, toda la Demanda MEM con excepción de la Demanda Estacionalizada
Cubierta.
8.3.3.
FUNCIONAMIENTO:
a) La operatoria y funcionamiento del Mercado a Término de
Energía (MATE) será equivalente al funcionamiento del Mercado a Término
Renovable (MATER).
b) Los contratos serán por generación real mensual. No existirá compra
o venta de saldos de contratos entre generadores y/o demandantes.
c) Los contratos preverán cobertura mensual de energía, equivalente al funcionamiento del Mercado a Término Renovable - MATER.
d) Los contratos podrán celebrarse con uno o varios generadores, bajo
condiciones libremente pactados entre partes (plazos, cobertura por
tipo combustible, orden de cobertura).
e) El generador definirá las prioridades de asignación de su energía
mensual. Los Demandantes deberán acordar con los generadores
contratados la prioridad de cubrimiento de su energía mensual.
f) Al Generador, de la remuneración spot de energía se le descontará la energía contratada en forma equivalente a:
• Descuento Remuneración SPOT de Energía = Energía remunerada SPOT u$s / Energía generada Mes MWh x Energía Contratada Mes MWh
g) Al Demandante, de la energía demanda mensual al spot se le
descontará la energía abastecida por contratos en forma equivalente a:
• Descuento Compra SPOT de Energía = Descuenta el valor Físico de la compra a Precio Spot de Energía ($PE SPOT).
8.4.
MAT POTENCIA.
El Mercado a Término de potencia permitirá la contratación de los
costos fijos del MEM (equipamiento de generación física y de respaldo
de potencia) para cubrir el requerimiento de potencia firme tanto de
Distribuidores como de Grandes Usuarios, mejorando así la confiabilidad
del suministro.
La contratación de potencia permitirá acceder al respaldo físico de la
demanda en base a las condiciones operativas de la red en caso de
restricciones de abastecimiento.
La evaluación de cobertura de potencia será en forma horaria en las Horas de Remuneración de la Potencia (HRP).
8.4.1.
OFERTA:
a) No existirán limitaciones relacionadas con la generación existente o
nueva respecto a la posibilidad de contratar Potencia en el MAT.
b) El alcance de la obligación del generador se circunscribe a la
entrega de la potencia disponible real horaria. No existirá compra o
venta de saldos de contratos. La potencia destinada a cubrir contratos
en cada HRP se limitará a la Potencia Disponible Horaria Real del
generador.
c) La oferta de potencia a contratos será a nivel de máquina y/o central de generación.
d) La Generación Térmica al Spot con gestión propia de combustible
cubrirá sus contratos de potencia en forma horaria con la potencia
disponible horaria real.
e) La generación Renovable no podrá ofrecer contratos de potencia. Se
mantiene el concepto de descuento de potencia en los términos de la
Resolución MEyM N°281/17 aplicable a la Compra de Potencia Puesta a
Disposición definida en este Anexo.
f) La Generación Hidroeléctrica al Spot cubrirá sus contratos de
potencia en forma horaria con una cobertura equivalente al 70% de la
potencia disponible horaria. Por cada MW de potencia comprometida el
contrato cubrirá 0,7 MW de la compra de potencia del demandante.
g) La generación Nuclear podrá acceder al MAT de
Potencia en función de las condiciones que la SE establezca para esta
tecnología.
h) Las centrales de Almacenamiento cubrirán sus contratos de
potencia en forma horaria con la potencia disponible de almacenamiento
horaria real cuando el almacenamiento disponible sea igual o mayor a
4hs.
8.4.2.
DEMANDA:
Los Agentes Demandantes podrán respaldar su demanda de Potencia en HRP
mediante contratos con unidades de generación/centrales con las
siguientes condiciones:
a) Toda la Potencia Spot no cubierta puede contratar en este mercado.
b) Los contratos se evaluarán por agente demandante en forma individual
c) La potencia efectivamente respaldada por un contrato será descontada
de su Compra de Potencia Puesta a Disposición en el SPOT.
d) El valor a cubrir mediante estos contratos será como máximo la
Compra de Potencia Puesta a Disposición del Demandante: CompraPPAD =
ReqPotHMD x FPunta.
e) Un Demandante podrá tener más de un contrato para respaldar su
potencia. Estos podrán activarse o no en función del cubrimiento real
de la oferta de potencia en cada hora.
a) El respaldo del contrato de Potencia se evaluará en forma horaria en
cada HRP comparando la potencia contratada y efectivamente respaldada
en cada hora por un generador contra la CompraPPADm del Demandante.
8.4.3.
FUNCIONAMIENTO:
Para administrar los contratos, se deberá informar en cada presentación
estacional correspondiente la forma de asignación de la potencia
disponible de la unidad de generación/central respecto de sus contratos
vigentes:
a) Los contratos de cubrimiento de potencia serán totalmente libres en cuánto a plazo y condiciones.
b) La potencia contratada será un valor constante en paso mensual.
c) Los Generadores y Demandantes deberán informar la forma de cubrimiento de sus contratos de potencia.
d) Todos los contratos deben tener una prioridad de cubrimiento de
Compra y otro de Venta. Las prioridades de cubrimiento no se pueden
repetir.
e) La asignación de la Potencia Disponible de la unidad de
generación/central se realizará por Orden de Prioridad de Asignación o
por Proporcionalidad entre un grupo de Demandantes (prioridad de
cubrimiento equivalente en el mismo grupo).
La cobertura efectiva en cada HRP se aplicará con las siguientes condiciones:
a) Los contratos ofrecerán cobertura siempre que en cada hora exista la
posibilidad física de respaldo, por lo que se deberá verificar en cada
hora que entre la demanda y la generación exista la posibilidad de
abastecimiento entre ambas.
b) En condiciones de restricciones a la demanda, el respaldo solo será
activo cuando las unidades de generación estén despachadas en áreas
vinculadas eléctricamente con los demandantes contratados y el
abastecimiento pueda ser comprobado en la operación real.
Los saldos de potencia al Spot de la generación y la demanda se evaluarán de la siguiente forma:
a) Respecto del Generador, en cada HRP, de la potencia spot se
descontará la Potencia Contratada Respaldada como la sumatoria de las
potencias contratadas limitada a la potencia efectivamente disponible.
b) En relación con el Demandante, en cada hora de HRP, se calculará la
Potencia Contratada Respaldada como la sumatoria de las potencias
contratadas por el Demandante y efectivamente respaldada por los
generadores. Se descontará de la CompraPPADm en cada HRP la Potencia
Contratada Respaldada.
8.5.
MAT ENERGÍA Y MAT POTENCIA PARA DISTRIBUIDORES.
Su tratamiento será equivalente, en tanto su administración a través de precios estacionales.
9.
AMPLIACIÓN DE LA OFERTA DE GENERACIÓN.
Para garantizar la oferta de generación y de respaldo físico futuro,
CAMMESA deberá evaluar al menos una vez por año - y para las
condiciones previstas en los siguientes tres años - así como
recomendar, en su caso, la incorporación necesaria de energía y
potencia para garantizar el abastecimiento en el MEM en cada región del
SADI.
En tal marco y en caso de estimarse necesario, la Secretaría de
Energía, por sí o a instancia de los Agentes de Distribución, podrá
organizar una o más licitaciones para asegurar el abastecimiento de
mediano plazo. Los nuevos contratos podrán ser de energía, potencia o
ambos, en función de las evaluaciones de respaldo previstas o en
función del requerimiento de los Agentes Distribuidores.
Los Contratos que requieran ser firmados por los Agentes Distribuidores
podrán contar, en la transición, con garantía de pago por parte de
CAMMESA, siempre que el Agente Distribuidor no posea deudas con el MEM
al momento de su firma y cumpla con los requerimientos a establecer por
la Secretaría de Energía.
10.
CARGOS DE SERVICIO Y DE TRANSPORTE.
Los costos asociados a los Servicios y Transporte serán asignados en
forma proporcional a la energía mensual por Agente para recuperar los
costos de transporte y servicios de reservas de corto plazo, en función
de su demanda de energía mensual, independientemente de sus contratos
en el MAT.
10.1.
SERVICIO DE RESERVA DE CONFIABILIDAD BASE
Se reconocerá un pago de potencia de 1.000 (mil) dólares el MWmes en
concepto de Servicio de Reserva de Confiabilidad Base por la potencia
disponible mensual a la generación térmica existente (anterior al 1 de
enero de 2025) independientemente de la gestión propia o no de
combustible.
Para las centrales térmicas de Ciclo Combinado de potencia instalada
menor o igual a 150 MW se afectará el SRC Base por un factor de 2 (dos).
No se remunerará este servicio a la Generación con Contratos de
Abastecimiento MEM vigentes hasta su finalización, a las Centrales CT
Gral. San Martín y la CT Gral. Manuel Belgrano - hasta su privatización
- y las Centrales Ciclo Combinados con acuerdos bajo la Resolución SE
N° 59/23 que no hayan adherido al nuevo esquema de Mercado Spot y de
Mercado a Término.
El Servicio de Reserva de Confiabilidad Base será afrontado por el
conjunto de toda la demanda del MEM en forma proporcional a la demanda
en forma mensual.
10.2.
SERVICIO DE RESERVA DE CONFIABILIDAD ADICIONAL
Para la generación hidrotérmica/almacenamiento de bajo factor de uso
con ingreso comercial posterior al 1 de enero de 2025 se reconocerá un
diferencial de pago de potencia de 9.000 (nueve mil) dólares el MWmes
por un plazo de hasta 10 años corridos desde la habilitación comercial
en concepto de Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional.
Este pago de Reserva se realizará previa aprobación de la SE y estará
condicionado a que el nodo de conexión de la nueva generación se
realice en regiones/zonas/áreas de la red de transporte del SADI donde
CAMMESA indique la necesidad de ingreso de potencia de reserva.
El valor del Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional se evaluará
estacionalmente y, de ser necesario, se ajustará por parte de la SE en
función de cambios en tecnológicas y/o costos asociados a estas como
también por necesidades de reserva del SADI. Estos posibles ajustes no
impactarán en proyectos a los cuales que ya les haya sido otorgada la
aprobación de la SE.
El Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional será afrontado por el
conjunto de toda la demanda del MEM en forma proporcional a la demanda
en forma mensual.
Las pautas para la evaluación de la asignación de este servicio deberán
tener en cuanta al menos las condiciones esperadas del sistema, las
características técnicas de los proyectos presentados, la ubicación en
la red, el acceso al combustible, potencia, rendimiento, nivel de
despacho previsto y los plazos de puesta en operación comercial. Sobre
la base de estas pautas se desarrollará un procedimiento de aplicación.
10.3.
SERVICIOS DE RESERVA DE CORTO PLAZO
Como parte de la continuidad de la adaptación del MEM, se evaluarán los
servicios actuales y la necesidad de adecuarlos o redefinirlos en
función de las necesidades operativas del sistema, como así también la
implementación de mecanismos de mercado para su oferta y remuneración.
11.
IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN DE ENERGÍA NO CENTRALIZADAS.
Se habilitará la importación y exportación de energía con base en
acuerdos bilaterales de abastecimiento entre prestadores privados,
cumpliendo las reglamentaciones aplicables. Estos acuerdos deberán
estar sujetas a la operación económica y de mínimo costo del MEM.
12.
GENERACIÓN FORZADA POR RAZONES LOCALES.
Se implementarán mecanismo de asignación para que los costos
adicionales a la operación por despacho de generación atribuibles a
razones locales sean asignados a la jurisdicción que la requiera. Esta
asignación se realizará en forma gradual durante el periodo de
transición hasta asignar adecuadamente los costos adicionales
incurridos.
IF-2025-115915488-APN-SSEE#MEC
