PPAs Resolución SE Nº 220/07
Con el fin de modificar condiciones de mercado que permitan nuevas inversiones para aumentar la oferta de generación, la SE (ex Secretaría de Energía) dictó la Resolución N° 220/07, en la cual faculta a CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) a suscribir “Contratos de Compromiso de Abastecimiento al MEM (Mercado Eléctrico Mayorista)” con los Agentes Generadores del MEM por la energía producida con nuevo equipamiento de generación. La modalidad de contratación es un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) a largo plazo, en US$ y el precio a pagar por CAMMESA debe remunerar la inversión realizada por el agente con una tasa de retorno aceptada por la SE. En el marco de esta normativa, CTLL (Central Térmica Loma de la Lata), CTP (Central Térmica Piquirenda) y CTEB (Central Térmica Ensenada Barragán) poseen contratos con CAMMESA, lo que implica una potencia bruta de 856 MW(1). Asimismo, CTEB posee un proyecto de expansión para adicionar 280 MW.
Nota: (1) Incluye la potencia de la turbina a gas TG04 de CTLL, la cual está parcialmente comprometida bajo este contrato.
Con fecha 10 de mayo de 2017, la SEE (Secretaría de Energía Eléctrica) dictó la Resolución N° 287/17, mediante la cual se abrió la licitación para proyectos de cogeneración y cierre de CC (Ciclo Combinado) sobre equipamiento ya existente. Los proyectos debían ser de bajo consumo específico (inferior a 1.680 kCal/kWh con gas natural y 1.820 kCal/kWh con líquidos alternativos) y la nueva capacidad no debía incrementar las necesidades del transporte eléctrico más allá de las capacidades existentes o caso contrario debía incluir a costo del oferente las ampliaciones necesarias.
Los proyectos adjudicados fueron remunerados con un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con vigencia de 15 años. La remuneración está compuesta por el precio de la potencia disponible, más el costo variable sin combustible por la energía suministrada y el costo del combustible (si se oferta), menos las penalidades y el excedente de combustible. Los excedentes de potencia se remunerarían como capacidad vieja.
En este marco, en septiembre de 2017 la SEE a través de su Resolución N° 820/17 adjudicó sólo tres proyectos de cogeneración por una potencia de 506 MW y en octubre de 2017 a través de la Resolución N° 926/17 adjudicó proyectos por una potencia total de 1.304 MW, entre los cuales Pampa fue adjudicada con el cierre a CC en la unidad Plus de CTGEBA (Central Térmica Genelba) por 383 MW. La operación comercial a ciclo abierto comenzó en junio de 2019 y a ciclo cerrado el 2 de julio de 2020.
En virtud del crecimiento moderado de la demanda, el ingreso de generación renovable y demoras generalizadas en las obras, mediante la Resolución N° 25/19 de la SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico) se requirió la ratificación de las fechas de habilitación comercial de los proyectos adjudicados. Asimismo, se propuso la opción de extender la fecha por hasta 180 días y estableció un esquema de penalidades por las demoras correspondientes. Pampa ratificó la fecha de operación comercial del CC en Genelba Plus.
En el marco de la emergencia del sector eléctrico nacional declarada mediante el Decreto N° 134/15 del PEN (Poder Ejecutivo Nacional), el 22 de marzo de 2016 la SEE (Secretaría de Energía Eléctrica) a través de la Resolución N° 21/16 convocó a una licitación para nueva capacidad de generación térmica con compromiso de estar disponible en el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) para el verano 2016/2017, el invierno 2017 y el verano 2017/2018. Los oferentes adjudicados suscribieron un PPA (Power Purchase Agreement o Contratos de Abastecimiento Mayorista de Electricidad) con CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) por un cargo fijo (US$/MW-mes) y un cargo variable sin incluir combustibles (US$/MWh), en representación de los distribuidores y grandes usuarios del MEM.
Pampa fue adjudicada en la instalación de la turbina a gas TG05 en CTLL (Central Térmica Loma De La Lata) de 105 MW, y la construcción de CTIW (Central Térmica Ingeniero White) por 100 MW, ambos en operación comercial desde agosto y diciembre de 2017, respectivamente. Asimismo, Pampa adquirió y desarrolló CTPP (Central Térmica Parque Pilar) por 100 MW, el cual comenzó operaciones comerciales en agosto de 2017.
Durante el 2014, el Estado Nacional propuso a los generadores la firma de un nuevo acuerdo para el incremento de la disponibilidad de generación térmica mediante la aplicación de LVFVD (Liquidaciones de Ventas sin Fecha de Vencimiento a Definir) y recursos propios de los generadores. CTLL, CTG, CPB, HINISA e HIDISA suscribieron a dicho acuerdo, mediante las cuales se establecieron las condiciones para incorporar en CTLL una turbina a gas de alta eficiencia (105 MW), la cual comenzó operaciones comerciales en julio de 2016, y dos motores (15 MW) estipulados para operar en 2020.
En 2015, CTLL, CTG, CPB, HINISA e HIDISA suscribieron un nuevo acuerdo con el Estado Nacional, en el cual CTLL incorporaría una nueva turbina a gas de alta eficiencia (105 MW) e inversiones en energías renovables. Sin embargo, con la implementación de la Resolución N° 19/17 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica), el acuerdo quedó extinguido. Posteriormente, los generadores involucrados de Pampa y CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) firmaron un Acuerdo de Regularización y Cancelación de Acreencias con el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista), cobrándose el saldo de LVFVD en agosto de 2019, desistiendo de todo tipo de reclamo relacionado a LVFVD.
Nota: CTLL (Central Térmica Loma De La Lata), CTG (Central Térmica Güemes), CPB (Central Térmica Piedra Buena), HINISA (Hidroeléctrica Los Nihuiles) e HIDISA (Hidroeléctrica Diamante).
En septiembre de 2006, la SE (ex Secretaría de Energía) aprobó la Resolución N° 1281/06 en la cual se establecen ciertas restricciones a la comercialización de energía eléctrica e implementa Energía Plus, con el objetivo de incentivar el desarrollo de nueva oferta de generación. Estas medidas implican que:
i. Califican los generadores, cogeneradores y autogeneradores que a la fecha de publicación de la Resolución SE N° 1281/06 no sean agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) o no cuenten con instalación o interconexión al MEM;
ii. Dichas centrales deben contar con abastecimiento y transporte de combustible;
iii. La energía consumida por LU300 (Grandes Usuarios con demandas superiores a los 300 kW) por encima de la Demanda Base (consumo eléctrico del año 2005) califica para contratar Energía Plus en el MAT (Mercado a Término) a un precio negociado entre las partes; y
iv. En el caso de los nuevos LU300 que ingresen al sistema, su Demanda Base es igual a cero.
En el marco de esta normativa, CTG (Central Térmica Güemes), EcoEnergía (Central de Co-Generación EcoEnergía) y CTGEBA (Central Térmica Genelba) prestan el servicio de Energía Plus a distintos clientes del MEM, lo que implica una potencia bruta de 292 MW. Cabe mencionar que desde mayo de 2019 CTG transfirió sus contratos a CTGEBA, comercializando su electricidad en el mercado spot.
En caso de que una central no pueda satisfacer su demanda de Energía Plus, debe comprar esa energía en el mercado spot al costo marginal operado. Por otro lado, la SE a través de la Nota N° 567/07 y sus modificatorias, estableció que los LU300 que no compren su Demanda Excedente en el MAT deben abonar el CMIEE (Cargo Medio Incremental de la Demanda Excedente), y la diferencia entre el costo real y el CMIEE se acumule mensualmente en una cuenta individual por cada LU300 en el ámbito de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico). A partir del mes de junio de 2018, a través de la Nota SE N° 28663845/18, el CMIEE pasó a ser el máximo entre AR$1.200/MWh y el sobrecosto transitorio de despacho. Adicionalmente, se estableció que transitoriamente no se registren movimientos en la cuenta individual de cada LU300 hasta nueva instrucción.
Los valores de los contratos de Energía Plus están mayormente denominados en US$, por lo tanto, al expresarse en AR$ están expuestos al tipo de cambio nominal. Debido a la caída de demanda excedente producto de la recesión económica, existen LU300 que deciden no realizar contratos de Energía Plus, y los generadores deben vender su energía en el mercado spot con menores márgenes de rentabilidad. Adicionalmente, los contratos de Energía Plus se vieron afectados por el crecimiento de contratos de energía renovable MAT ER (Mercado a Término de Energías Renovables), por la energía excedente de los LU300.