Resolución SE N°31/20: Actual Esquema de Remuneración

El 27 de febrero del 2020 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 31/20 de SE (Secretaría de Energía), mediante la cual se modificaron ciertos aspectos del esquema remunerativo establecido en la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), efectivo a partir del 1 de febrero de 2020. La nueva Resolución traslada todo el esquema remunerativo a moneda local a una tasa de cambio de AR$60/US$, y establece un factor de actualización a partir del segundo mes de aplicación, el cual contempla una fórmula compuesta en un 60% por IPC (Índice de Precios al Consumidor) y un 40% por IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor).

Generadores Térmicos

La Resolución SE N° 31/20 reduce la remuneración por potencia, sea base o garantizada, dependiendo de la tecnología utilizada. Sin embargo, para las CTs (Centrales Térmicas) con potencia instalada menor o igual a 42 MW en su conjunto, se mantienen los valores de potencia base de la Resolución SRRYME N° 1/19.

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

En cuanto a la remuneración de la potencia garantizada ofrecida, queda el siguiente esquema:

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

Al igual que la Resolución SRRYME N° 1/19, la Resolución SE N° 31/20 establece que sobre la potencia se aplica un coeficiente derivado del factor de utilización promedio de los últimos doce meses de la unidad. Si bien para los motores de combustión interna ≤ 42 MW mantiene la misma fórmula, para los demás casos, si el factor de uso es menor al 30%, se percibe el 60% del pago por potencia.

En cuanto a la remuneración adicional en HMRT (horas de alto requerimiento térmico del mes), compuestas por las 50 horas registradas con mayor despacho de generación térmica de cada mes, agrupados en dos bloques de 25 horas cada uno, se aplicará a la potencia generada media en dichas horas según el siguiente cuadro:

Con respecto a la remuneración por energía generada y operada, los mismos no sufrieron cambios en US$ a tasa de cambio AR$60/US$, pero se fijaron en AR$240/MWh con gas natural, AR$420/MWh con fuel oil, AR$600 con biocombustibles (salvo motores de combustión interna, AR$720/MWh) y AR$720/MWh con carbón mineral. La remuneración por energía operada se fijó en AR$84/MWh.

Generadores Hídricos

La Resolución SE N° 31/20 ajustó la remuneración de potencia y adicionó una nueva remuneración HMRT. Se mantienen el factor de 1,05 sobre la potencia para compensar la incidencia de los mantenimientos programados, y el factor de 1,20 para aquellas unidades que tengan a su cargo el mantenimiento de estructuras de control en el curso del río y que no tengan una central asociada.

Nota: * Asume tasa de cambio de AR$60/US$.

Con respecto a la remuneración adicional HMRT, se aplicará a la potencia operada media en dichas horas:

Ponderado por los siguientes multiplicadores:

Los precios por energía generada y operada no sufrieron cambios en US$ a tasa de cambio AR$60/US$, pero se fijaron en AR$210/MWh y AR$84/MWh, respectivamente. La remuneración por energía operada se deberá corresponder con el despacho óptimo del sistema. La norma no indica, como sí lo hace en el caso de los generadores térmicos, cuál sería la consecuencia en caso contrario.

Otras Consideraciones

Para la energía generada de cualquier fuente no convencional, la Resolución SE N° 31/20 establece un único valor de remuneración de AR$1.680/MWh, equivalente a la remuneración anterior convertido a tipo de cambio de AR$60/US$. El mismo es del 50% si es generada antes de su habilitación comercial.

Asimismo, la Resolución SE N° 31/2020 establece que, para la devolución de los mutuos para mantenimientos mayores, se apliquen todos los créditos devengados a favor de los generadores con destino a su cancelación, y un esquema de descuentos en los ingresos del generador equivalente al máximo entre AR$60/MWh y AR$42.000/MW-mes por la disponibilidad real de la unidad. Cabe destacar que los financiamientos para mantenimientos mayores que Pampa adeudaba fueron cancelados en el marco del Acuerdo de Regularización y Cancelación de Acreencias con el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista).

Criterios de Implementación de la Resolución SEE N° 19/17

A continuación, se detallan las clasificaciones de CAMMESA a nuestras unidades de capacidad vieja:

Notas: 1 Sólo aplican 26 MW de la unidad. 2 Aplicó hasta la habilitación comercial del CC de Genelba Plus, el 2 de julio de 2020. 3 Aplica un coeficiente de 1,20 a la remuneración.

TG = turbina a gas
TV = turbina a vapor
CC = ciclo combinado
HI = hidroeléctrica

Para el caso de las unidades GUEMTG01 de CTG y GEBATG03 de CTGEBA, en el marco de lo establecido en el Artículo 6 de la Resolución SE Nº 482/15, con el acuerdo de los generadores caracterizados como Energía Plus, tanto la energía entregada al spot y la potencia disponible que no estuviera comprometida en los contratos de Energía Plus vigentes en cada período, es remunerada bajo los conceptos establecidos para la capacidad vieja, quedando el costo del combustible provisto por CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) fuera de la transacción.

El 1 de marzo de 2019 se publicó la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), modificando ciertos aspectos del régimen remunerativo previamente definido por la Resolución N° 19/17 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica).

Generadores Térmicos

Los generadores que no declaren DIGO (Compromisos de Disponibilidad Garantizada), se aplicaba el siguiente cuadro de precios base a la potencia:

Asimismo, se estableció un esquema de ofertas de DIGO por períodos trimestrales: a) verano (diciembre a febrero); b) invierno (junio a agosto) y c) “resto”, conformado por dos trimestres (marzo a mayo y septiembre a noviembre). Los agentes que declaren DIGO se les aplicó el precio de la potencia garantizada igual a US$7.000/MW-mes en los trimestres de verano e invierno, pero US$5.500/MW-mes para los trimestres “resto”.

Adicionalmente, la remuneración por potencia ―indistintamente si el agente declaró DIGO o no― ponderaba por un factor de uso equivalente al promedio del factor de despacho de la unidad generadora en el año móvil previo al mes en cálculo, y aplicó un coeficiente a la remuneración por la potencia si el factor de uso fue i) mayor al 70%, se abonó el 100% de la potencia; ii) menor al 30%, se abonó el 70%; y iii) mayor o igual a 30% y menor a 70%, la remuneración por potencia se afectó en forma lineal entre el 70% y el 100% de la remuneración por potencia.

Los valores de remuneración por la energía generada se redujeron en US$1/MWh para todas las tecnologías excepto para los motores de combustión interna, que bajó en US$3/MWh. El valor de remuneración por energía operada se redujo de US$2/MWh a US$1,4/MWh.

Finalmente, se eliminaron los esquemas de remuneración adicional: potencia para incentivar la DIGO en los picos de demanda, variable por eficiencia y potencia para generadores térmicos de bajo uso.

Generadores Hídricos

La Resolución SRRYME N° 1/19 mantuvo los precios base de la potencia de la Resolución SEE N° 19/17, así como también los valores de remuneración para la energía generada y operada, pero en cuanto al pago de la potencia, las horas en las que un generador hidroeléctrico estaba indisponible por mantenimiento programado y acordado ya no fueron computados para el cálculo de la remuneración de la potencia. Sin embargo, a los efectos de mitigar dicha incidencia, en mayo de 2019 mediante la Nota N° 46631495 de SME (Subsecretaría de Mercado Eléctrico) se estableció aplicar un factor del 1,05 al pago de la potencia.

Otras Consideraciones

Para la generación de fuente no convencional, se fijó un único valor de remuneración por su energía generada a un precio de US$28/MWh. El mismo es del 50% si es generada antes de su habilitación comercial.

Respecto a la devolución de los fondos entregados a los generadores bajo los mutuos para la ejecución de los mantenimientos mayores de sus unidades, se estableció la aplicación de todos los créditos devengados a favor de los generadores con destino a su cancelación, y un esquema de descuentos en los ingresos del generador equivalente al máximo entre US$1/MWh generado y US$700/MW-mes por la disponibilidad real de la unidad.

La Resolución N° 19/17 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica), emitida el 2 de febrero de 2017, establecía un esquema de remuneración para la capacidad vieja que aplicó desde el 1 de enero hasta el 28 de febrero de 2019, cuando fue enmendada por la Resolución N° 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico), con vigencia desde el 1 de marzo de 2019.

La Resolución N° 19/17 establecía conceptos remunerativos por tecnología y escala, con precios en US$ abonados en AR$, conforme al tipo de cambio del BCRA (Banco Central de la República Argentina) vigente al último día hábil del mes del vencimiento de la transacción, según los Procedimientos de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico).

Generadores Térmicos

La Resolución N° 19/17 definió una remuneración de potencia por tecnología y escala, a ser percibida por los agentes que ofrezcan DIGO (Compromisos de Disponibilidad Garantizada) por la potencia y energía de sus unidades que no tengan contratos con régimen diferenciado de remuneración. Los DIGO deben declararse por cada unidad por el lapso de tres años, conjuntamente con la información para la Programación Estacional Verano, pudiendo posteriormente contemplar valores de disponibilidad distintos, semestralmente. Los generadores pueden celebrar un contrato de DIGO con CAMMESA, pero ésta última puede cederlo a la demanda. La remuneración de la potencia para generadores térmicos con DIGO será proporcional a su cumplimiento. La remuneración base ascendía a US$7.000/MW-mes, aplicable a los generadores con DIGO. La remuneración adicional por la potencia disponible adicional ascendía a US$2.000/MW-mes, tendiente a incentivar los DIGO en los períodos de mayor requerimiento del sistema. Bimestralmente, CAMMESA debe definir un Objetivo de Generación Térmica Mensual del conjunto de generadores habilitados y convocar a ofertas de disponibilidad de potencia adicional con precios a ofrecer como tope en el precio adicional.

Para aquellos que no ofrezcan DIGO, la remuneración por potencia correspondía a la mínima.

Independientemente de la unidad térmica, la remuneración por energía generada era US$5/MWh si se utilizaba gas natural y US$8/MWh si se consumía líquidos, con excepción de los motores de combustión interna, cuyos precios ascendían a US$7/MWh y US$10/MWh si consumían gas o líquidos, respectivamente. La remuneración por energía operada se aplicaba sobre la integración de las potencias horarias del período (sobre unidades rotando), valorizada a US$2/MWh para cualquier tipo de combustible.

Asimismo, para los generadores térmicos de bajo uso o arranque frecuente, se estableció una remuneración adicional en función de la energía mensual generada en US$2,6/MWh por el factor de uso/arranque. El factor de uso se fijó en función del Factor de Utilización de la potencia nominal registrado en el último año móvil, con un valor de 0,5 para las unidades térmicas con factor inferior al 30% y de 1,0 para las que su factor haya sido inferior al 15%. Para el resto el factor es igual a 0. El factor de arranque se fijó en función de los arranques registrados en el último año móvil por cuestiones relativas al despacho económico realizado por CAMMESA, siendo i) 0 para las máquinas con hasta 74 arranques; ii) 0,1 entre 75 y 149 arranques; y iii) 0,2 con más de 150 arranques.

Generadores Hidroeléctricos

En el caso de las CH (Centrales Hidroeléctricas), se estableció una remuneración de potencia base (determinada por la potencia real más aquella en mantenimiento programado y/o acordado) y adicional (aplicable a centrales de cualquier escala sobre la disponibilidad real, en función del período de que se trate). La disponibilidad se determina independientemente del nivel del embalse o de los aportes y erogaciones.

Asimismo, en el caso de las centrales de bombeo, para calcular la disponibilidad se considera: i) la operación como turbina en todas las horas del período, y ii) la disponibilidad como bomba en las horas valle de todos los días y en las horas de resto de días no hábiles. Las centrales que tengan a su cargo el mantenimiento de estructuras de control en el curso del río y que no tengan una central asociada se aplica a la central de cabecera un coeficiente de 1,20.

La asignación y cobro del 50% de la remuneración adicional estaba condicionada a que el generador disponga de un seguro sobre el equipamiento crítico, y a la actualización de los sistemas de control de la central de acuerdo a un plan de inversiones a presentar, en base a criterios a ser definidos por la SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía).

Para generación hidroeléctrica, independientemente de la escala, los precios por energía generada ascendían a US$3,5/MWh, sumado al de energía operada de US$1,4/MWh.

Otras Consideraciones

La remuneración de energía eólica se componía de un precio base de US$7,5/MWh y un precio adicional de US$17,5/MWh, vinculados a la disponibilidad del equipamiento instalado, con un tiempo de permanencia operativa superior a los 12 meses contados desde la programación estacional de verano.

Asimismo, la Resolución SEE N° 19/17 dejó sin efecto la Remuneración por Mantenimientos Mayores de la Resolución N° 95/13 de SE (ex Secretaría de Energía) y estableció que, para el repago de los mutuos, primero se apliquen los créditos ya devengados y/o comprometidos, siendo el saldo repagado mediante el descuento de US$1/MWh por la energía generada hasta la cancelación total del financiamiento.