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 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 sean íntegramente construidas y costeadas 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 nuevas 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 según se indica a continuación:
