La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 400 que oficializa nuevos cambios que forman parte de la reforma eléctrica que impulsa el gobierno para la liberalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que en las últimas dos décadas estuvo administrado por el Estado. La resolución establece nuevos lineamientos técnico-comerciales que regirán la operación del mercado eléctrico y que se suman a las modificaciones que la cartera energética inició a partir de febrero de este año. Las nuevas medidas entrarán en vigencia de manera progresiva y a partir del 1° de noviembre.

Los principales cambios que establece la resolución apuntan a la liberación de la gestión de combustibles para la generación térmica; la contractualización en el Mercado a Término (MAT); respeta los derechos adquiridos hasta 2028 del Plan Gas; habilita la posibilidad de importaciones y exportaciones de energía por parte de privados; y establece regulaciones para la remuneración y precios de la energía y potencia para la generación y demanda spot, entre otros puntos.

Gestión de combustibles

La reforma eléctrica se apoya en un nuevo esquema basado en señales de precios marginales y en el cambio de rol de Cammesa, la empresa que se encarga del despacho del MEM. La compañía mixta dejará de concentrar la compra de combustibles para generación térmica y sólo mantendrá las funciones de despachar y administrar el MEM, resguardando “un rol como proveedor de última instancia, en línea con su diseño original”, aclaró este martes la Secretaría de Energía en un comunicado.

La resolución también establece lineamientos para el costo del transporte del gas natural, uno de los puntos que faltaba definir en resoluciones anterires. “El transporte asociado al GN Acuerdo (gas natural contractualizado a través del Plan Gas) será gestionado por Cammesa”, resalta el anexo de 31 páginas de la resolución.

Es decir, los contratos del Plan Gas seguirán bajo la administración de la compañía mixta, pero, agrega que “mientras que el transporte asociado a otros tipos de gas natural será gestionado por el propio generador«. «No obstante, Cammesa y Enarsa podrán ofrecer excedentes de transporte en condiciones competitivas”, también añade la medida. La adquisición de combustibles para las plantas térmicas será obligatoria para las generadoras a partir del 1° de enero de 2029, después que finalicen los contratos del Plan Gas.

La gestión de los combustibles alternativos para generación como el gasoil, fuel oil, carbón mineral y GNL de importación no centralizada (por Enarsa), será responsabilidad de los generadores, que deberán respetar los costos de referencia máximos publicados por Cammesa.

Costos

La reforma eléctrica establece también un sistema de costos marginalista que tiene la intención de reflejar los valores reales del sistema energético. Es decir, se determinará según el costo marginal operado (CMOh) de la última máquina térmica despachada y el costo del siguiente MW a despachar (CMph). La resolución prevé un esquema escalonado en la proporción del costo marginal, tendiendo a disminuir paulatinamente el costo operado (CMOh) hasta alcanzar al 80% y, al mismo tiempo, incrementando el costo del megawatt (MW) a despachar (CMph) hasta alcanzar el 20%. Este porcentaje se mantendrá desde 2028 en adelante, según se desprende de la resolución.

El anexo de la medida de este martes remarca que “los costos marginales indicados se aplicarán para todo el MEM sin diferenciación de áreas locales. Como parte del proceso de normalización, el Organismo Encargado del Despacho (OED) desarrollará los procesos necesarios para evaluar las condiciones en las que puedan generarse precios locales de áreas por saturación de corredores o limitaciones de despacho”.

Mercado a Término

La reforma también establece la creación de un Mercado a Término de Energía y Potencia, que permitirá la libre contratación de energía entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. El mecanismo es similar al mercado de energías renovables Mater, pero incluye a la generación térmica. La resolución prevé un MAT de energía y uno de potencia. Este cambio es sustancial ya que hasta ahora las distribuidoras no contratan energía directamente con un generador, sino que lo hace a través de Cammesa.

Sobre la demanda en el mercado a término, la resolución especifica además que “se establece como contratable en el MAT a toda la demanda que enfrenta potencialmente precios spot” y “abarca la demanda estacionalizada no cubierta, así como la demanda Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI) y la de los Grandes Usuarios del MEM”.

También fija un plazo de hasta cinco días corridos antes del inicio de cada mes para presentar ante Cammesa los contratos celebrados bajo el esquema del MAT (energía y potencia) que entren en vigencia a partir del 1° de noviembre de 2025 y hasta 30 de abril de 2026 inclusive.

El MAT 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.

Otros aspectos de la reforma

Además, la resolución 400 de la cartera energética establece una remuneración a las empresas generadoras por mantener generación eléctrica disponible en todo momento: “el Servicio de Reserva de Confiabilidad – Base (para la generación previa al 1° de enero de 2025) paga US$ 1.000 por MW-mes disponible y Adicional (para la nueva generación con habilitación posterior al 1° de enero de 2025) que paga US$ 9.000 por MW-mes disponible, y por un plazo máximo de 10 años”.

También, la medida establece que los distribuidores podrán suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con generadores o autogeneradores del MEM para abastecer a su demanda.

Por último, la resolución determina que la demanda estacionalizada de distribución será abastecida por la generación asignada compuesta por los contratos de abastecimiento MEM vigentes (renovables y térmicos), la generación hidroeléctrica, nuclear y para las importaciones. Las unidades de generación no calificadas como “asignadas” se considerarán “generación spot”.