Los
principales cambios están vinculados a prórrogas de contratos, que los
proyectos puedan incluir inversiones en el sistema de transporte y un nuevo
mecanismo de asignación “Referencial A”.
La
Secretaría de Energía de la Nación lanzó una serie de modificaciones para el
Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) mediante la Resolución SE
360/2023, con la finalidad de darle continuidad de proyectos ya adjudicados y
futuros en el pasado.
Tal como
adelantó Energía Estratégica a mediados del mes pasado, los principales cambios
efectuados están vinculados a prórrogas de contratos de abastecimiento, como
también que las solicitudes puedan incluir inversiones en la expansión de las
redes de transmisión.
Y lo
recaudado tras estas variaciones del régimen del mercado entre privados será
destinado a la ampliación del sistema de transporte asociado a las energías
renovables a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento
Eléctrico (FOTAE).
¿Por qué
tales cambios? La autoridad nacional planteó que la evolución del MATER desde
sus inicios “ha demostrado la necesidad de establecer nuevas alternativas de
asignación de prioridad de despacho”.
Por lo que
en primera medida se estableció que los proyectos bajo el Programa GENREN
(Decreto N° 562/2009) podrán comercializar su energía dentro del régimen del
MATER a partir del mes calendario siguiente al de la finalización de su
vigencia del contrato de abastecimiento.
Para
lograrlo, los titulares deberán abonar, durante un período de dos años, un
cargo trimestral de USD 500 por megavatio de potencia habilitada a tipo de
cambio mayorista del Banco Central de la República Argentina.
Además, se
permitirá la asignación de prioridad de despacho a nuevas centrales de
generación renovable, en la medida que sean acompañadas por demandas
incrementales de potencia equivalentes a 10 MW o más, incluso a pesar de que
produzcan un aumento en las capacidades asignables sobre las existentes al
momento de la solicitud.
Por otro
lado, uno de los cambios más radicales en el mecanismo del MATER es la
prioridad de despacho por ampliaciones del sistema de transmisión asociadas a
proyectos, debido a que la poca o nula capacidad de transporte, principalmente
en aquellas zonas de mayor factibilidad para proyectos eólicos y solares,
resulta una limitante que el sector remarca desde hace tiempo.
Y cabe
recordar que los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y
Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA) no contaban con nada de potencia
adjudicable, lo que derivó (entre otros factores) en que última convocatoria
del Mercado a Término quedara vacante.
Para paliar
dicha situación, la Secretaría de Energía de la Nación definió que la nueva
infraestructura eléctrica de impulsada por el sector privado sea íntegramente
construida y costeada por uno o varios proyectos, y que ese ese potencial
incremento de capacidad asignable podrá ser reservada por el o los titulares de
las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.
Asimismo,
en los corredores donde no exista disponibilidad para designar prioridad de
despacho “en forma plena y para todas las horas del año”, se podrá aplicar un
mecanismo de asignación tipo “Referencial A”.
El mismo
posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad en la cual prevean
para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con
una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las
condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de
transporte que permitan evitar las limitaciones.
En tanto
que los proyectos que, previo a esta herramienta, tengan habilitada
comercialmente una potencia por encima del despacho adjudicado, también podrán
adherir a este régimen.
Nuevas
prórrogas para parques en stand by
El gobierno
de Argentina propuso nuevos plazos de construcción para los emprendimientos que
entraron al MATER antes de la puesta en vigencia de la presentación del factor
de mayoración (realizada en enero 2022) y que tuvieron ciertos problemas para
su avance, como por ejemplo la traba de las importaciones. Períodos que varían
entre los 180, 360 y 720 días, ya sea con o sin avance de obra.
En el
primero de los casos deberán abonar USD 500/MW asignado (según corresponda), en
tanto que las centrales de generación renovable que pidan prórrogas por 360
días corridos tendrán que pagar USD 1500/MW en concepto de prioridad de
despacho.
Mientras
que los que tengan una extensión de hasta 720 días adicionales también
acreditar un pago de USD 1500/MW, potencia asignado con prioridad por cada
TREINTA (30) días corridos de prórroga solicitado afectados por un Factor de
Multiplicación mensual. (Energía Estratégica – Argentina)
