Energía

Convocatoria de generación de almacenamiento “AlmaGBA”

La Secretaría de Energía de la Nación publicó el 17 de febrero de 2025 la Resolución 67/2025 (la “Secretaría de Energía” y la “Resolución 67”), que lanza la convocatoria abierta nacional e internacional denominada “Almacenamiento AlmaGBA” (la “Convocatoria”).

La Convocatoria busca incorporar nuevas centrales de generación-almacenamiento de energía eléctrica en las áreas de concesión de las distribuidoras Edenor y Edesur, a fin de sumar una potencia objetivo de 500 MW, y en un plazo de ejecución de entre 12 y 18 meses.

Bajo la Convocatoria, los adjudicatarios celebrarán un contrato de generación de almacenamiento (el “Contrato Generación-Almacenamiento”) con las distribuidoras Edenor y Edesur, en el que CAMMESA actuará como garante de pago de última instancia.

Sin perjuicio de que el Contrato Generación-Almacenamiento aún debe ser publicado, a continuación se detallan los puntos salientes de la Convocatoria conocidos en el día de la fecha.

1. Objeto de la Convocatoria

El objeto de la Convocatoria es incorporar una potencia objetivo referencial de 500 MW de almacenamiento-generación en las áreas de concesión de Edenor y Edesur, a fin de mejorar la confiabilidad y condiciones del abastecimiento en el AMBA y en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), en determinados nodos de conexión (“NDC”).

Los oferentes seleccionados celebrarán sus respectivos Contratos de Generación-Almacenamiento, bajo los que deberá asegurarse la provisión de energía y puesta a disposición de potencia durante al menos cuatro (4) horas consecutivas por ciclo de descarga completa.

2. Potencia mínima y máxima por proyecto

La potencia mínima a ofertar será de 10 MW, mientras que la potencia máxima será la menor entre 150 MW o la indicada para cada NDC.

3. Contrato Generación-Almacenamiento

Bajo el Contrato de Generación-Almacenamiento, se remunerará la potencia disponible y la energía suministrada, según sigue a continuación:

1. Potencia de Almacenamiento Disponible, denominada en USD/MW-mes, en función del Valor Ofertado, del almacenamiento disponible, de la relación entre las Horas de Almacenamiento Validadas (“HAV”) y las Horas de Almacenamiento Comprometidas (“HACe”) en la Convocatoria, multiplicado por el Factor Anual (“FA”, que será decreciente y fijado inicialmente en 1,20 y 0,50 en el período final del Contrato Almacenamiento-Generación). La “Potencia de Almacenamiento Disponible” no podrá exceder 15.000 USD/MW-mes; y

2. Energía Suministrada, igual a 10 USD/MWh.

Bajo el Contrato Generación-Almacenamiento Edenor y Edesur, según cada caso, serán los deudores principales, mientras que CAMMESA actuará como garante de última instancia.

En este sentido, de producirse una demora en el pago por dos o más períodos, se podrá requerir a CAMMESA que realice el pago adeudado.

Adicionalmente, se indica que la garantía de CAMMESA será como máximo de 12 meses consecutivos equivalentes a la remuneración bajo el Contrato Generación-Almacenamiento.

4. Cronograma de la Convocatoria

• Período de consultas: 19 de febrero – 4 de mayo de 2025.
• Publicación del Contrato-Generación-Almacenamiento: 31 de marzo de 2025.
• Publicación de respuestas: 24 de febrero – 11 de mayo de 2025.
• Presentación de ofertas: 19 de mayo de 2025.
• Adjudicación: 27 de junio de 2025.
• Firma de Contrato Generación-Almacenamiento: 30 de junio de 2025.

5. Condiciones de los oferentes y ofertas

En la Convocatoria se establecen los requisitos mínimos que deberán cumplir los oferentes y las ofertas, entre los que se destaca la obligatoriedad de presentar una garantía bancaria a primer requerimiento, para respaldar la oferta, de 10.000 USD/MW.

6. Invitación a otras jurisdicciones a realizar manifestación de interés

Adicionalmente, la Resolución 67 invita a las distintas jurisdicciones a través de sus empresas prestadoras del servicio público de distribución a, en caso de considerar oportuna la incorporación de almacenamiento para el desarrollo de infraestructura en su área de concesión, manifestar formalmente su interés a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SEE”) para su instrumentación, a ser gestionada de manera coordinada entre Nación, Provincia y empresa prestadora del servicio público de distribución de energía, tomando la Convocatoria como modelo.

Por último, se faculta al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y a la SEE a disponer las medidas que consideren necesarias para la implementación de la Convocatoria.

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Para más información, por favor contactarse con Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Manuel Crespi.

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Normalización del Mercado Eléctrico Mayorista

El 29 de enero de 2025, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) publicó en su página web una sección de información complementaria a la Resolución 21/2025 de la SE (la “Resolución 21”) (ver nuestros comentarios sobre esta norma aquí).

Entre la documentación publicada se encuentra la nota enviada por la Secretaría de Energía a CAMMESA (la “Nota SE” y la “SE”, respectivamente) por la que la SE explica que, actualmente, el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) registra una limitada reserva disponible en materia de generación y transporte de energía eléctrica para el abastecimiento de la demanda, que convive con compromisos contractuales en materia de energía, potencia y combustibles asociados. Por ello, se necesita la implementación de un proceso de normalización gradual, que genere las condiciones para la inversión en todos los segmentos de la industria que permitan, progresivamente, aumentar la confiabilidad del abastecimiento, la eficiencia operativa, y la sustentabilidad económica del mercado y logren una desconcentración del mercado en CAMMESA.

En consecuencia, la SE elaboró los Lineamientos para la Normalización del MEM y su Adaptación Progresiva (los “Lineamientos”), que se adjuntan a la Nota SE como anexo. En ellos, se detallan las modificaciones que se prevén para la gestión de combustibles, en la demanda en el MEM, la determinación de los precios y el funcionamiento del Mercado a Término (“MAT”) y del Mercado Spot.

Asimismo, se requiere a CAMMESA que publique en su página web la Nota SE, junto con los Lineamientos y, adicionalmente, un Informe Técnico sobre la situación del MEM (el “Informe Técnico”), fijando un plazo de treinta (30) días corridos a partir del 30 de enero de 2025, para que las Asociaciones representadas en CAMMESA se manifiesten sobre estos documentos, aunque las opiniones tendrán carácter no vinculante en el proceso de normalización del MEM.

Por su parte, el Informe Técnico ofrece un análisis integral, detallando ciertos aspectos regulatorios y operativos para garantizar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el contexto normativo vigente, con enfoque en:

1. Establecimiento de un marco normativo que garantice la transparencia, competitividad y eficiencia del sistema eléctrico.
2. Gradual descentralización de las responsabilidades operativas y comerciales actualmente concentradas en CAMMESA.
3. Implementación de tarifas y remuneraciones que reflejen los costos reales del sistema, promoviendo inversiones y sustentabilidad.
4. Revisión de los esquemas de gestión de combustibles, con énfasis en la transición hacia la autogestión por parte de los generadores.
5. Adaptación de los mecanismos del Mercado Spot y del MAT para reflejar las nuevas condiciones del mercado.
6. Identificación de necesidades de infraestructura y planificación para asegurar la confiabilidad del suministro eléctrico.

En paralelo, CAMMESA tendrá un plazo de cuarenta y cinco (45) días corridos, a partir del 30 de enero de 2025, para elaborar:

1. Un informe circunstanciado con un plan para implementar un procedimiento operativo de despacho y gestión transaccional;
2. Un informe técnico que analice el impacto de las medidas propuestas en función de la oferta y demanda previstas ante distintos escenarios de abastecimiento y funcionamiento del MEM; y
3. Un informe complementario que analice las consideraciones realizadas por las Asociaciones que agrupan a los Agentes del MEM.

Por último, la SE anunció que propicia dictar las normas necesarias relativas a la implementación del proceso de normalización del MEM para su entrada en vigor el 1º de noviembre de 2025, junto con la Programación Estacional de Verano. Sin perjuicio de ello, menciona que se dispondrán medidas anticipadas tendientes a eliminar las restricciones que limitan el funcionamiento del MEM.

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Desregulación de la actividad de carga de vehículos eléctricos e híbridos eléctricos

El 29 de enero de 2025 la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”) publicó en el Boletín Oficial la Resolución 22/2025 (la “Resolución 22”), que deroga la Resolución 817/2023 de la SE (la “Resolución 817”).

La Resolución 817 había creado el Registro Nacional de Infraestructura de Carga de Vehículos Eléctricos (VE) y Vehículos Híbridos Eléctricos (VHE), y establecía la obligatoriedad de cargar vehículos eléctricos exclusivamente en estaciones de servicio.

Con el dictado de la Resolución 22, la SE consideró necesario avanzar con la desburocratización y simplificación de los procesos administrativos, en línea con el espíritu de reorganización del Estado reflejado en la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. De esta manera, la eliminación de este registro desregula la actividad de carga de VE y VHE, al permitir que diversos establecimientos ofrezcan este tipo de servicios.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone, Victoria Barrueco y/o Giuliana Manzolido.

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Nuevas medidas de la Secretaría de Energía para la normalización del mercado eléctrico

El 28 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 21/2025 (la “Resolución 21”) de la Secretaría de Energía (la “SE”), que en lo sustancial:

1. Rehabilita el mercado a término (“MAT”) de energía eléctrica entre privados para centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares que tengan fecha de habilitación comercial posterior al 1 de enero de 2025;

2. Permite a los generadores térmicos que operen en el mercado spot gestionarse su propio combustible; y

3. Deroga parcialmente el régimen de “Energía Plus”, con efectos a partir del 31 de octubre de 2025 o del vencimiento de los contratos respectivos.

La Resolución 21 se enmarca en el proceso de normalización del mercado eléctrico encarado por el Gobierno Nacional con el fin de eliminar restricciones regulatorias, permitir más competencia en el segmento de generación de energía eléctrica, descentralizar la gestión de combustible, y promover un marco que permita la incorporación de nueva generación con un ingreso asociado a un contrato de abastecimiento (“PPA”) en condiciones negociadas entre privados.

Al respecto, se espera, en el corto y mediano plazo, el dictado de regulaciones adicionales y complementarias.

A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la Resolución 21.

1. Levantamiento parcial de la suspensión de los contratos del MAT

La Resolución 21 exceptúa de la suspensión temporal aplicable a la celebración de PPA en el MAT establecida por la Resolución 95/2013 (la “Resolución 95”), con respecto a los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear que sean habilitados comercialmente a partir del 1 de enero de 2025.

En tal sentido, debe recordarse que la Resolución 95 había suspendido el MAT entre grandes usuarios, distribuidores y generadores.

Con el dictado de la Resolución 21, tal suspensión queda parcialmente sin efecto, en tanto se rehabilita el MAT, pero sólo respecto de centrales comercialmente habilitadas a partir del 1 de enero de este año.

De esta forma, aquellos agentes generadores que inviertan en centrales nuevas podrán comercializar la potencia disponible y la energía generada en el marco de contratos entre privados en el MAT.

2. Posibilidad de gestión de combustible por parte de los generadores

La Resolución 21 modifica el artículo 8 de la Resolución 95, habilitando a los generadores térmicos que operan en el mercado spot (es decir, que no cuenten con un PPA) a gestionar, a partir de marzo de 2025, su propio combustible.

Tales generadores, por aplicación de la Resolución 95 en su versión original, tenían vedada la posibilidad de gestionar su combustible, reservando tal gestión a CAMMESA. A partir del 1 de marzo del corriente año, dichos generadores tendrán la opción de hacerlo por su cuenta reconociéndoseles los costos de combustible valorizándolos al precio de referencia aceptados en la declaración de costos variables de producción (“CVP”) más flete, costos de transporte y distribución, impuestos y tasas asociadas.

Sin perjuicio de ello, tales generadores podrán ser abastecidos de combustibles por CAMMESA, como proveedor de última instancia.

La Resolución 21 establece, asimismo, que, con el objeto de proveer los combustibles correspondientes a los PPA de generación térmica sin obligación de su gestión por generadores, la gestión quedará centralizada en CAMMESA.

3. Finalización del régimen de Energía Plus

Por otra parte, la Resolución 21 deroga, a partir del 1 de febrero de 2025, la mayoría de los artículos de la Resolución SE 1281/2006 (la “Resolución 1281”) que regulaba el régimen para el “Servicio de Energía Plus”. Ese régimen definía una “demanda base” de energía, que tomaba como punto de referencia el año 2005, y establecía que toda demanda adicional debía garantizarse a través de un contrato con una generadora encargada de construir nuevas plantas.

No obstante, la Resolución 21 ha dejado vigente el artículo 1 de la Resolución 1281 que, en lo esencial, dispone que:

1. La energía comercializada en el mercado spot por los Agentes dependientes del Estado Nacional tendrá como destino prioritario el abastecimiento de las demandas atendidas por los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), que no cuentan con la capacidad de contratar su abastecimiento en dicho Mercado y que no se encuentran respaldadas por contratos del MAT.

2. La energía eléctrica disponible en el mercado spot, generación hidroeléctrica sin contrato a la fecha de publicación de dicha resolución y generación térmica sin combustible propio, no incluida en lo definido previamente, deberá ser destinada a abastecer, en primer lugar a las demandas señaladas previamente y seguidamente a los suministros de las demandas de hasta trescientos kilovatios (300 kW) de potencia contratada que resulten ser clientes de los Agentes Distribuidores y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica del MEM, en tanto no estén respaldadas por contratos en el MAT.

3. Los Grandes Usuarios del MEM y las Grandes Demandas clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Distribuidores, en ambos casos mayores de trescientos kilovatios (300 KW), sólo estarán autorizados a contratar respaldo físico por el remanente no contratado en el MAT de su demanda de energía y potencia registrada en el Año Base, determinada según la metodología establecida en el Anexo II de la resolución, con la generación térmica, con disponibilidad de combustible, de los agentes del MEM existentes a la fecha de publicación de dicha resolución.

La Resolución 21 prevé que la incorporación de nuevos contratos o renovación de contratos en el MAT del MEM bajo la modalidad de “Servicio Energía Plus” tendrá como fecha límite de vigencia el 31 de octubre de 2025. Sin embargo, los contratos vigentes bajo la modalidad de “Servicio Energía Plus” se continuarán transaccionando en iguales condiciones hasta su finalización.

4. Derogación de Resolución 354/2020

El artículo 2 de la Resolución 21 deroga a partir del 1 de febrero de 2025, la Resolución SE 354/2020 que, entre otros aspectos, había determinado un régimen de volúmenes firmes de gas para CAMMESA y un sistema de despacho centralizado de gas en dicha entidad, con un orden de prioridad allí regulado.

5. Costo de la Energía No Suministrada programada

Por último, se fija el Costo de la Energía No Suministrada programada en 1.500 USD/MWh a partir del 1° de febrero de 2025, con un porcentaje transitorio de escalones de falla respecto de la demanda de:

1. Hasta 5%: 350 USD/MWh
2. Hasta 10%: 750 USD/MWh
3. Más de 10%: 1.500 USD/MWh

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Convocatoria a Audiencia Pública para la Revisión Tarifaria de Transporte de Energía Eléctrica 2025-2029

El 22 de enero de 2025 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 74/2025 (la “Resolución 74”) del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”), que convoca a una Audiencia Pública con el objeto de tratar las propuestas tarifarias presentadas por las empresas de transporte de energía eléctrica TRANSENER S.A., TRANSBA S.A., TRANSPA S.A., DISTROCUYO S.A., TRANSNEA S.A., TRANSNOA S.A., TRANSCOMAHUE S.A. y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (“EPEN”) en el marco del Proceso de Revisión Quinquenal de Tarifas para el próximo período 2025-2029, previo a definir las tarifas a aplicar.

La audiencia se realizará el día 25 de febrero de 2025 a las 08:30 horas, mediante una plataforma digital, y será transmitida en simultáneo a través de una plataforma de streaming, que se informará en la página web del ENRE.

En este contexto, podrá participar como orador toda persona física o jurídica, pública o privada, que invoque un derecho subjetivo, interés simple o derecho de incidencia colectiva, conforme los requisitos previstos en el procedimiento de Audiencia Pública aprobado por la Resolución ENRE 30/2004. Las personas jurídicas, organismos o entidades interesadas podrán participar por medio de sus representantes, acreditando personería mediante el instrumento legal correspondiente debidamente certificado, admitiéndose la intervención de un solo orador en su nombre.

Aquellos interesados en participar como expositores deberán inscribirse en el Registro de Participantes a través de la página web del ENRE, que estará habilitado a partir de las 00:00 horas del día 8 de febrero de 2025 hasta el día 22 de febrero de 2025 a las 23:59 horas.

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Se prorroga la emergencia del Sector Energético Nacional

El día 20 de noviembre de 2024, mediante el Decreto 1023/2024 (el “Decreto 1023”), se prorrogó la emergencia del Sector Energético Nacional declarada en diciembre de 2023 por el Decreto 55/2023 (el “Decreto 55”) (ver nuestros comentarios sobre el Decreto 55, aquí).

El Decreto 1023 abarca los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural, y prorroga la emergencia hasta el 9 de julio de 2025.

A continuación, se detallan los aspectos principales del Decreto 1023:

I. Instrucciones a la Secretaría de Energía

Mediante el Decreto 1023 se instruye a la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”) a continuar con la implementación de las acciones necesarias e indispensables, respecto de los segmentos comprendidos, con el fin de:

1. establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, y
2. mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para seguir garantizando la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

II. Revisión tarifaria integral y adecuaciones transitorias

El Decreto 55 había dado inicio a una revisión tarifaria integral (la “RTI”) de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal, y de transporte y distribución de gas natural bajo la misma jurisdicción. En relación con la RTI, el Decreto 1023 establece que la entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes de este proceso no podrá exceder del 9 de julio de 2025.

Asimismo, el Decreto 55 había facultado a los interventores del ENRE y el ENARGAS a aprobar adecuaciones transitorias de tarifas y ajustes periódicos, propendiendo a la continuidad y normal prestación de los servicios públicos involucrados, a cuenta de lo que resultara de la RTI. Respecto de este punto, el Decreto 1023 establece que, durante el proceso de adecuación tarifaria transitoria, se deberán implementar mecanismos que aseguren la participación ciudadana conforme las previsiones del “Reglamento General de Audiencias Públicas para el Poder Ejecutivo Nacional”, o bien de acuerdo con el régimen propio de participación que el Ente Regulador disponga.

III. Intervención del ENRE y ENARGAS

Adicionalmente, el Decreto 1023 prorroga la intervención del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) y del Ente Nacional Regulador del Gas (“ENARGAS”) hasta la constitución, designación y puesta en funcionamiento del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, creado por la Ley 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos.

En el ejercicio de su cargo, los interventores deberán ajustar sus facultades de gobierno y administración del ENRE y del ENARGAS a la Ley 24.065 de Energía Eléctrica, a la Ley 24.076 de Gas Natural, al Decreto 55 y al Decreto 1023.

IV. Coordinación federal

Por último, se invita a las provincias a coordinar con la SE las acciones de emergencia necesarias para asegurar la prestación de los servicios de distribución de electricidad que correspondan a su jurisdicción.

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Actualización del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista

El 1º de noviembre de 2024, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 20/2024 (la “Resolución 20”) de la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía de la Nación (la “SCEM”), que modifica la Resolución 285/2024 (la “Resolución 285”) de la Secretaría de Energía. La Resolución 285, por su parte, había actualizado los valores del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) para las transacciones a partir de octubre de 2024.

La Resolución 20 es dictada en el marco de las emergencias dispuestas por los Decretos 55/2023 y 70/2023 (ver nuestros comentarios aquí y aquí). En este contexto, aclara que este sistema es de aplicación excepcional hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo.

Asimismo, la Resolución 20 determina que los nuevos valores de remuneración serán aplicables a partir de las transacciones económicas correspondientes a noviembre de 2024, y establece un Precio Spot máximo para la sanción de los Precios del Mercado en el MEM en diez mil novecientos setenta y nueve pesos por megavatio hora ($10.979/MWh).

Además, se sustituyen los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 285 que establecen: (i) los valores particulares a aplicar para determinar la remuneración de la generación térmica del MEMSTDF; (ii) la remuneración de la generación habilitada térmica; (iii) la remuneración de la generación habilitada hidroeléctrica y a partir de otras fuentes de energía; (iv) la remuneración de centrales hidráulicas administradas por Entes Binacionales, y (v) los criterios aplicables al repago/devolución de financiamientos para mantenimientos mayores y/o extraordinarios.

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Energía eléctrica - Plan de Contingencia y Previsión 2024/2026: Régimen remuneratorio adicional y esquemas específicos para Generación, Transporte, Distribución y Grandes Usuarios

1. Resumen ejecutivo de la Resolución 294

El 2 de octubre de 2024 la Secretaría de Energía de la Nación (la “SE”), dictó la Resolución 294/2024 (la “Resolución 294”) que, en lo relevante:

1. Establece un Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026 (el “Plan de Contingencia”), que comprende acciones aplicables a los segmentos de Generación, Transporte, Distribución de energía eléctrica y Grandes Usuarios Mayores.

2. Respecto al segmento de generación:
   1. Incorpora un esquema de remuneración adicional, complementario y excepcional en base a potencia disponible y generación, con el objetivo de promover la disponibilidad de centrales térmicas con energía no contractualizada y en nodos críticos, aplicable desde diciembre 2024 a marzo 2026, prorrogable por doce (12) meses adicionales.
   2. Establece acciones específicas aplicables a la importación de energía eléctrica de ocasión en períodos de elevada exigencia del sistema y horas pico, así como un procedimiento de despacho excepcional tendiente a reducir los riegos de restricciones de abastecimiento en períodos de mayor consumo.

3. Respecto al segmento de transmisión:
   1. Propicia modificaciones al Anexo 16 y a lo dispuesto en el Anexo 19 de los “Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios” aprobado por Resolución ex SEE 61/1992 y sus modificatorias (“Los Procedimientos”), para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.
   2. Instruye a la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“SSEE”) a implementar un esquema de disponibilidad preventiva en la red de alta tensión, distribución troncal, y prestadores adicionales de la función técnica de transporte (“PAFTT”), principalmente en nodos críticos con sobrecarga.

4. Respecto al segmento de distribución, se solicita a los agentes distribuidores bajo jurisdicción federal -EDENOR y EDESUR- que manifiesten su voluntad de declarar unidades generadoras móviles (“UGEM”) instaladas en su red, que serán incorporadas como oferta de energía.

5. Respecto a los Grandes Usuarios Mayores (“GUMAS”), se implementa un mecanismo de gestión de demanda de carácter voluntario, programado y remunerado, que permita contar con oferta de reducción de carga a precio.

2. Generación de energía eléctrica: esquema remuneratorio adicional

2.1. Condiciones para la aplicación del esquema remuneratorio adicional

La Resolución 294 aprueba un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia disponible (remuneración fija) y generación (remuneración variable) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmica en meses y horas críticas, aplicable desde diciembre de 2024 y hasta marzo de 2026. Este esquema podrá ser prorrogado por la SSEE, por doce (12) meses adicionales, sujeto a la presentación de un programa en el que se detallen las tareas de mantenimiento a realizar en cada unidad generadora, el que podrá ser presentado hasta treinta (30) días antes del vencimiento del período de verano en el mes de marzo del año 2026.

Para ello se habilitará a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica (a) sin contrato de abastecimiento MEM, (b) que no hayan adherido a la Resolución 59/2023 de la SE, y (c) que se encuentren en los nodos identificados como críticos, a adherir a un Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Confiabilidad (el “Compromiso de Disponibilidad”).

El Agente Generador interesado en adherir al Compromiso de Disponibilidad deberá manifestar su voluntad en tal sentido, dentro de los treinta (30) días corridos desde la publicación de la Resolución 294, mediante la presentación ante la SSEE, a través de una convocatoria a ser realizada por CAMMESA, de la Carta de Adhesión al Compromiso de Disponibilidad. En tal sentido, CAMMESA realizará una convocatoria para recibir la documentación requerida y los valores comprometidos de potencia, cuyos términos aún no han sido conocidos.

Finalmente, en el Anexo I a la Resolución 294 se detalla el Factor de Criticidad (“FC”) asignado a cada máquina habilitada para el esquema de remuneración adicional, y por el respectivo período de invierno o verano, según el caso.

2.2. Términos principales del Compromiso de Disponibilidad

Los términos principales del compromiso de disponibilidad se incluyen como Anexo I a la Resolución 294 y se detallan seguidamente:

1. Características del compromiso: Puesta a disposición de la potencia de cada máquina comprometida, de manera constante o variable mensualmente, y actualizable en forma previa al inicio de cada período.
2. Vigencia: Desde el 01/12/2024 hasta el 31/03/2026, prorrogable por doce (12) meses adicionales, aplicable a los períodos de invierno y verano únicamente.
3. Potencia comprometida: Será la declarada para cada mes y cada máquina, no menor al 50% de la potencia neta instalada.
4. Precio:
   1. Precio Potencia Comprometida: US$ 2.000/MW-mes, ajustado según el FC asociado a cada máquina (1,25 para Alto; 1,00 para Medio; y 0,75 para Bajo).
   2. Precio Potencia Adicional: Como la diferencia positiva entre la potencia media real generada y mensual y la potencia comprometida mensual, en cuyo caso, el precio de la potencia adicional será igual al 50% del Precio Potencia Comprometida.
   3. Precio de la Energía Generada: Ajustable por el FC, y según la tecnología de generación y combustible.

3. Sector de Transporte de Energía

Como se mencionó, se propician mecanismos regulatorios incorporando modificaciones al Anexo 16 y a lo dispuesto en el Anexo 19 de Los Procedimientos para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.

Además, se instruye a la SSEE a implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva con el ENRE y los Concesionarios de Transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal y los PAFTT, principalmente en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga, a fin de contar con la conexión de los transformadores de reserva cuando se requiera su uso.

Para ello, el ENRE deberá informar a la SSEE dentro del plazo de quince (15) días desde la publicación de la Resolución 294, aquellas obras en ejecución dentro de la red de Alta Tensión y transporte por Distribución Troncal que se encuentren con un avance significativo, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

4. Sector de Distribución de Energía

La SSEE deberá solicitar al ENRE que instruya a las empresas distribuidoras de jurisdicción federal para que, dentro de un plazo máximo de quince (15) días desde la publicación de la Resolución 294, presenten un Programa de Atención de Contingencias (el “Programa de Atención”) ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión, para ser remitidos a la SE. Este deberá detallar como mínimo:

1. las acciones de mantenimiento preventivo para evitar fallos mayores y asegurar que la infraestructura existente funcione a su máxima capacidad;
2. el alistamiento de medios físicos incluyendo las disponibilidades de las UGEM, propias o contratadas, y humanos para afrontar las contingencias;
3. un centro de atención telefónica, de funcionamiento continuo, con personal apto y suficiente para atender las consultas y/o reclamos de los usuarios; y
4. un esquema de atención proactiva hacia los usuarios por parte de los prestadores del servicio público de distribución, con información suficiente respecto de las condiciones del servicio y en caso de corresponder su restitución.

Adicionalmente, el informe deberá contener el régimen de sanciones ex-post por incumplimiento de las acciones previstas en los términos de los Contratos de Concesión vigentes.

Por otra parte, CAMMESA deberá solicitar a los Agentes Distribuidores bajo jurisdicción federal su voluntad de declarar a CAMMESA las UGEM de terceros que tengan instaladas en su red para ser utilizadas en el periodo de verano, conforme las disposiciones de los respectivos Contratos de Concesión. Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal.

Asimismo, se invita a los entes reguladores de las jurisdicciones provinciales a establecer un procedimiento de gestión de la demanda para los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del MEM que permita adecuar las condiciones de abastecimiento en días y horas de alta exigencia en el sistema.

5. Grandes Usuarios Mayores

Se implementa un mecanismo de gestión de demanda de los GUMAS cuyos requerimientos máximos declarados sean mayores a diez megavatios (10 MW), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio, conforme se detalla en el Anexo II a la Resolución 294.

En este Anexo se instruye al OED a recibir ofertas de reducción de carga de los GUMAS habilitados, que deberán ser realizadas a la Programación Semanal incluyendo la reducción propuesta respecto a la demanda prevista en las horas de posible convocatoria, incluyendo el precio ofertado en US$/MWh y las horas disponibles cada día, con un límite máximo de ocho (8) horas diarias, y se establece un precio máximo de trescientos cincuenta dólares estadounidenses por megavatio hora (US$ 350 /MWh) para la energía asociada a cada oferta de reducción de carga.

6. Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia

Se crea en el ámbito de la SE el Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia (el “Comité de Seguimiento”), que realizará un monitoreo continuo y con evaluaciones periódicas.

El Comité de Seguimiento estará conformado por un integrante de la SSEE, el ENRE, CAMMESA, los agentes Generadores, Transportistas, Grandes Usuarios y Distribuidores bajo jurisdicción federal, y podrá invitar a participar de sus reuniones a aquellos organismos que considere relevantes a los efectos de cumplir su función.

La SSEE deberá proponer a la SE aquellas acciones modificatorias y/o complementarias al Plan de Contingencia que se estimen convenientes para asegurar la regularidad, efectividad y continuidad en la prestación del servicio público de electricidad, en función de las tareas desarrolladas por el Comité de Seguimiento.

7. Disposiciones adicionales

Se instruye a la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético a relevar el estado de situación y cumplimiento de las acciones de promoción de la eficiencia energética a corto, mediano y largo plazo, dispuestas por el Decreto 140/2007, por el que se aprobaron los lineamientos del Programa Nacional de Uso Racional y Eficiente de la Energía (el “PRONUREE”) y el Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía (“PROUREE”) en edificios públicos de la Administración Pública Nacional. Asimismo, deberá proponer y ayudar a implementar, en el ámbito de su competencia, medidas de eficiencia energética en instalaciones de la Administración Pública Nacional, y medidas que permitan bajar consumos y/o reducir emisiones de Gases Efecto Invernadero de la flota pública, en coordinación con las áreas con competencia en la materia.

Asimismo, invita a las Provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a adherir a la Resolución 294.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone y/o Victoria Barrueco.

by trsym

Actualización del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista

El día 30 de septiembre de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 285/2024 (la “Resolución 285”) de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación (la “SE”), que modifica la Resolución 233/2024 (la “Resolución 233”) de la SE. La Resolución 233, por su parte, había actualizado los valores del sistema de remuneración del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) para las transacciones a partir de septiembre de 2024.

La Resolución 285 es dictada en el marco de lo dispuesto por los Decretos 55/2023 y 70/2023 (ver nuestros comentarios aquí y aquí), y aclara que este sistema resulta de aplicación excepcional hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo.

Asimismo, la Resolución 285 determina que los nuevos valores de remuneración serán aplicables a partir de las transacciones económicas correspondientes a octubre de 2024, y establece un Precio Spot máximo para la sanción de los Precios del Mercado en el MEM en diez mil trescientos cincuenta y ocho pesos por megavatio hora ($10.358/MWh).

Además, se sustituyen los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución 233 que establecen: (i) los valores particulares a aplicar para determinar la remuneración de la generación térmica del MEMSTDF; (ii) la remuneración de la generación habilitada térmica; (iii) la remuneración de la generación habilitada hidroeléctrica y a partir de otras fuentes de energía; (iv) la remuneración de centrales hidráulicas administradas por Entes Binacionales, y (v) los criterios aplicables al repago/devolución de financiamientos para mantenimientos mayores y/o extraordinarios.

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Para información adicional, por favor contactar a Nicolás Eliaschev, Javier Constanzó, Daiana Perrone y/o Victoria Barrueco.

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