El día 28.01.2025, la Secretaría de Energía (SE), mediante Nota NO-2025-09628437-APN-SE#MEC, le comunicó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) los “Lineamientos para la normalización del Mercado eléctrico mayorista y su adaptación progresiva” (“Los Lineamientos”).
La SE resaltó que la limitada reserva disponible en materia de generación y transporte de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda y la existencia de compromisos contractuales en materia de energía, potencia y combustibles asociados que verifica el actual funcionamiento del MEM, requiere de la implementación de un proceso de normalización gradual tendiente a generar las condiciones para la incorporación de inversiones en todos los segmentos de la industria que permitan, progresivamente, aumentar la confiabilidad del abastecimiento, la eficiencia operativa y la sustentabilidad económica de dicho mercado.
Desde la fecha de publicación de los lineamientos en el sitio web de CAMMESA[1], la SE dispuso: (i) que en el plazo de treinta (30) días corridos las cuatro Asociaciones representadas en CAMMESA manifiesten lo que estimen corresponder, sin carácter vinculante; y (ii) que CAMMESA elabore, en el plazo de cuarenta y cinco días (45) corridos, una propuesta de procedimiento operativo de despacho y gestión transaccional donde surjan las pautas de la transición, un informe técnico económico que analice el impacto de las medidas que se propongan atendiendo al escenario actual del MEM y un informe complementario donde se analicen las consideraciones que realicen las Asociaciones a los Lineamientos.
Teniendo en consideración ello, los Lineamientos propuestos por la SE son los siguientes:
- Objetivos, principios y pautas para la transición.
Los Lineamientos tienen los siguientes objetivos, principios y pautas:
- asegurar la continuidad operativa y el crecimiento del sistema;
- separar la demanda del MEM en dos niveles: (i) “Demanda Prioritaria de Distribuidoras del MEM”, a aquellos usuarios que no cuenten con capacidad para la gestión de su propio, la cual tendrá asignada una determinada oferta de generación; y (ii) las grandes demandas del MEM se abastecerán mediante contratos en el Mercado a Término (MAT) y en el Mercado Spot;
- establecer un sistema de señales de precios para la demanda de energía eléctrica;
- disponer un sistema de remuneración para la generación con base en costos marginales, a los efectos de viabilizar la contratación de energía y potencia;
- permitir que la demanda del MEM gestione su abastecimiento a través del MAT;
- posibilitar a los generadores térmicos gestionar 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 en el MAT.
- determinar reglas transitorias de acceso al combustible para los generadores térmicos durante la vigencia del Plan Gas hasta su finalización (2028);
- en una etapa preliminar, que CAMMESA continúe con la gestión centralizada de los contratos de abastecimiento del MEM y en el aprovisionamiento del combustible necesario para dar cumplimiento a dichos contratos;
- la generación térmica no comprendida en un contrato de abastecimiento celebrado bajo un regimen específico, se considerará como “Generación Térmica al Spot” o “Generadores al Spot”, la cual podrá realizar la gestión propia del combustible en los términos que rijan la transición;
- CAMMESA seguirá actuando como proveedor de combustible de última instancia;
- los generadores deberán declarar sus costos variables, de acuerdo a las necesidades de gas y combustibles alternativos informados por los generadores durante la programación estacional (“PEST”), para su reconocimiento en el Mercado Spot. Para quienes gestionen transporte adicional, se reconocerán costos incrementales en períodos de alta demanda;
- la programación del despacho se mantendrá basada en el costo operativo mínimo y la confiabilidad del sistema, mientras que los impuestos asociados a los combustibles serán tratados de manera separada para garantizar una gestión transparente y eficiente.
- Demanda Prioritaria de Distribuidoras del MEM (DPDMEM).
Se denomina como Demanda Prioritaria de Distribuidoras del MEM (DPDMEM) a aquella que incluye los sectores residenciales, comerciales y toda aquella demanda con consumos inferiores a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI).
A la DPDMEM se le aplicará el Precio Estacional (PE) del MEM y será abastecida por la generación: (i) resultante de los Contratos de Abastecimiento MEM vigentes (Renovables y Térmicos); (ii) hidroeléctrica y nuclear; (iii) energía eléctrica generada por de las centrales gestionadas por ENARSA hasta su privatización; y (iv) las importaciones que realice centralizadamente CAMMESA.
Si la Demanda Prioritaria no puede ser satisfecha en su totalidad a través de la generación referida precedentemente, el Distribuidor deberá adquirir la energía eléctrica necesaria en el Mercado Spot – al Precio Estacional vigente – o en el MAT.
Para el traslado de los costos a afrontar por los Distribuidores por la DPDMEM, deberán tenerse en cuenta los siguientes criterios para el cálculo del PEST: i) los costos asociados a la generación asignada a través de la aplicación de un Precio Estabilizado; ii) los volúmenes de energía se calcularán y asignarán mensualmente en forma proporcional entre la Generación asignada y la Demanda Estacional declarada, considerando las pérdidas medias; y (iii) en caso que se produzcan diferencias, positivas o negativas, entre el Precio Estabilizado y el costo real, se ajustarán en el período trimestral siguiente.
Finalmente, para asegurar el abastecimiento de mediano y largo plazo, se desarrollarán mecanismos e incentivos para que, mediante contratos de energía, los Distribuidores den cobertura, al menos, al 90% de la demanda definida como prioritaria. 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.
- Lineamientos para la actividad de generación.
a) Gestión de combustibles.
El proceso de normalización del MEM comprenderá una reformulación en la gestión de combustibles de parte de los generadores térmicos, centrada en asegurar un suministro eficiente y competitivo a corto y largo plazo.
Durante la transición, el gas natural se gestionará mediante un esquema que priorice ofertas firmes, respetando los contratos del Plan Gas vigente hasta 2028. Este sistema permitirá a los generadores térmicos gestionar su propio gas a través de acuerdos con CAMMESA, incluyendo volúmenes del Plan Gas. Asimismo, los contratos del Plan Gas podrán cederse entre CAMMESA y los generadores bajo acuerdo mutuo.
Los generadores que autogestionen sus combustibles obtendrán beneficios, como el reconocimiento de costos variables de producción en el despacho de energía, mientras que CAMMESA actuará como proveedor de última instancia para quienes no asuman esta responsabilidad. La descentralización incluirá la gestión del transporte de gas, y CAMMESA pondrá a disposición excedentes de transporte bajo esquemas competitivos. Los Generadores que cedieran su transporte de gas a CAMMESA podrán revertirla toda vez que así lo requieran.
En cuanto a los combustibles alternativos, los generadores asumirán su gestión, y CAMMESA publicará costos de referencia basados en indicadores internacionales para facilitar una planificación económica predecible.
Los costos de generación serán recuperados a través de la declaración de sus costos variables de producción (CVP) para el despacho de cargas, quienes informarán sus necesidades de gas y combustibles alternativos durante la programación estacional. Para quienes gestionen transporte adicional, se reconocerán costos incrementales en períodos de alta demanda.
La programación del despacho se mantendrá basada en el costo operativo mínimo y la confiabilidad del sistema, mientras que los impuestos asociados a los combustibles serán tratados de manera separada. Asimismo, se establece que el despacho diario se realizará con base en el CVP declarado y de acuerdo a los volúmenes previstos en el Plan Gas.
El Costo Marginal Horario (CMGH), será determinado en aplicación del 80% del Costo Marginal Operado de la última máquina térmica despachada (CMOH) y del 20% del costo caracterizado como Costo del siguiente MW a despachar (CMPH).
b) Mercado Spot.
(i) Remuneración de generación térmica y renovable.
Toda la generación no comprometida en contratos o no asignada al abastecimiento de la DPDMEM se considerará Generación al Spot.
La remuneración de la energía térmica se determina con base en el CVP declarado y el Costo Marginal Horario (CMGH). La remuneración se determinará con base en el CVP de despacho en el Nodo y el costo marginal también del Nodo respectivo.
Se incorpora un Factor de Renta Adaptado (FRA) para incentivar la competencia entre generadores y equilibrar los mercados. En caso de no contar con combustible propio, el FRA del generador será cero.
Asimismo, se establecerá una renta mínima en u$s/MWh, en función del combustible utilizado y como reconocimiento a la gestión de combustibles y de la generación marginal, similar a los costos variables propios de la operación y mantenimiento.
Mensualmente, se determinará la remuneración correspondiente a cada generador térmico por su operación en el Mercado Spot, considerando la generación y los precios horarios correspondientes.
Para la remuneración de la Generación al Spot de fuente renovable se implementará un esquema similar al aplicable a la generación térmica, en tanto su CVP es igual a cero, por contar con gestión propia de un recurso primario sin costo. Así, la generación renovable es remunerada íntegramente en función de su capacidad de autogestión de recursos.
Respecto de los Autoproductores industriales, cuando su oferta al MEM sea resultado de un excedente de producción (potencia no firme) y de autodespacho, se considerará que su CVP es igual a cero.
(ii) Remuneración de la potencia de la generación térmica.
En las horas en las que se remunere potencia (HRP), los generadores térmicos tendrán acceso a la remuneración de la Potencia Puesta a Disposición (PPAD). La potencia estará disponible cuando: (i) para la máquina se declare la gestión propia de combustible; (ii) el seguimiento y control de disponibilidad de combustibles alternativos se realice aplicando el esquema vigente (SCOMB); y (iii) la disponibilidad de equipamiento y de gestión propia de combustible sea informada en las distintas instancias de la Programación y Operación del MEM.
En relación con la remuneración de la Potencia, regirán los siguientes criterios: i) se remunerará en todas las horas definidas como Horas de Remuneración de Potencia (HRP) en las que la máquina se encuentre disponible; y ii) se establecerá un precio horario de la PPAD en u$s/MWdisp hrp, que podrá variar en función del tipo de combustible disponible y del período estacional.
(iii) Precios de energía y potencia para la demanda.
Los precios de la energía y potencia en el Mercado Spot se calcularán combinando costos medios y marginales. Para la energía, se utilizará un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) que señala progresivamente los costos marginales. Mientras que, en el caso de la potencia, se establecerán precios que permiten recuperar los costos de respaldo y promueven la incorporación de nueva capacidad.
(iv) Precio del Spot estacional (PEST).
El precio Spot estacional para cubrir los costos de generación y potencia en cada período, considerará los costos de referencia y los contratos celebrados por los agentes.
Se establecen como criterios para el traslado de los costos MEM, los siguientes: i) para el PEST aplicable a la Demanda Prioritaria no Cubierta (DPNC) y a los GUDI, se calcularán los Precios de Referencia Spot Estacionalizados de Energía y de Potencia para la DPNC. Tales precios se calcularán independientemente del nivel de contratación de los Distribuidores, debiendo reflejar el recupero de costos de la remuneración de la generación Spot por energía y potencia, incluida la potencia firme adicional; ii) para la determinación de los precios estacionales finales a aplicar se deberán tener en cuenta los contratos de energía y potencia, tanto en precio y cantidad, que celebre cada distribuidor en el MAT; y iii) los Precios Aplicados Estacionalizados de Energía y de Potencia para la Demanda Prioritaria no cubierta resultarán de un ponderado por energía y/o potencia de los Precios de Referencia Spot y de los Precios de Contratos vigentes de cada Distribuidor.
c) El Mercado a término (MAT).
El Mercado a Término permitirá la contratación directa de energía y potencia por parte de la DPNC (solo para lo que no tengan cubierto), los GUDI y los Grandes Usuarios del MEM (GUMEM). Asi, se prevé que todos los generadores térmicos, con gestión propia de combustibles, y renovables podrán ofrecer energía en el MAT.
Los GUDI no tendrán restricciones para el acceso al MEM como agentes de dicho mercado. Los GUMEM estarán habilitados al reingreso como demanda estacional.
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.
Todos los generadores térmicos, con gestión propia de combustibles y renovables pueden ofrecer energía en el MAT. La generación existente solo podrá ser contratada por la DPNC, mientras que la generación nueva o con transporte firme adicional puede contratarse con cualquier tipo de demanda.
Los contratos se celebrarán por la generación real mensual, sin compras o ventas de saldos. Pueden incluir acuerdos con varios generadores y tendrán condiciones y plazos libremente pactados. El generador asignará prioridad a su energía, y la remuneración en el Mercado Spot se ajusta según la energía contratada.
Asimismo, todos los generadores térmicos con gestión propia de combustible están habilitados para participar en el MAT de Potencia. No existen limitaciones entre generación nueva y existente, siempre que puedan garantizar la entrega mensual de potencia disponible. Toda la demanda de potencia no cubierta en el Mercado Spot puede ser contratada en el MAT y los contratos deberán prever respaldo para cubrir los requerimientos máximos de cada agente. Los términos y condiciones de los contratos MAT de Potencia serán libremente negociados.
La administración de los contratos en el MAT para los Distribuidores sigue un tratamiento equivalente al de los precios estacionales, considerando tanto la energía como la potencia contratada para garantizar el abastecimiento de su demanda no cubierta por la DPDMEM.
d) Ampliación de la oferta de generación. Licitaciones convocadas por CAMMESA.
CAMMESA evaluará anualmente las condiciones previstas para los próximos tres años, analizando la oferta y la demanda esperada. El análisis identificará posibles déficits de generación o necesidades de respaldo, tanto a nivel nacional como regional, para garantizar el abastecimiento confiable del MEM.
En caso de que las evaluaciones detecten necesidades insatisfechas, la SE, por si o a instancia de los agentes distribuidores, podrá solicitar a CAMMESA la realización de licitaciones por cuenta de los demandantes o agentes de distribución. Estas licitaciones estarán destinadas a incorporar nueva generación o potencia de respaldo mediante contratos de mediano plazo.
Los contratos celebrados que requieran ser firmados por los distribuidores contarán en la transición con garantías de pago proporcionadas por CAMMESA, siempre que tales agentes no presenten deudas con el MEM al momento de su firma.
- Cargos de Servicio y 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.
- Importación y Exportación de energía no centralizada.
El MEM habilita la importación y exportación de energía a través de acuerdos bilaterales entre privados, sin necesidad de gestión centralizada por parte de CAMMESA.
Las operaciones de importación y exportación estarán sujetas a la autorización expresa de la SE, que verificará su compatibilidad con la operación económica y de mínimo costo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Las condiciones establecidas garantizarán la prioridad de abastecimiento interno, manteniendo el mínimo costo del sistema, y la estabilidad operativa del sistema.
[1] Se publicó el 29.01.2025 en la sección de información complementaria a la Resolución SE N° 21/2025.