El gobierno argentino avanza con la transformación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incorporando nuevos lineamientos que buscan asegurar la continuidad operativa del sistema, habilitar la libre contratación y promover señales de precios que reflejen los costos reales de la energía.
Energía Estratégica accedió al borrador de los nuevos lineamientos que se publicarán en los próximos días, donde se detallan reformas estructurales orientadas a redefinir las reglas de juego para generadores, distribuidores y grandes usuarios.
El documento propone un esquema de abastecimiento flexible y competitivo, acompañado por mecanismos de remuneración ajustados a la realidad operativa del sistema, y que se presenta como una continuidad de la Resolución SE 21/2025, mediante la cual la Secretaría de Energía rehabilitó a centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares a participar del Mercado a Término (MAT).
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El nuevo esquema impulsa un modelo en el que la demanda —distribuidores y grandes usuarios— tenga la capacidad de gestionar su propio abastecimiento mediante contratos bilaterales.
Y uno de los ejes centrales será la aplicación de señales de precios basadas en costos marginales horarios, que permitirán reflejar el verdadero valor de la energía en cada nodo del sistema. Para ello se establecerá un Factor de Spot Marginal Adaptado (FSA) como incentivo a un desarrollo equilibrado entre el mercado spot y el mercado a término.
En este contexto, el sector renovable mantiene su habilitación para participar en el MAT bajo el esquema del MATER, aunque continuará excluido de ofrecer contratos de potencia (se mantiene el criterio del descuento de potencia conforme lo establece la Resolución MEyM N° 281/17).
Además, se redefinirá la Demanda Estacionalizada de Distribuidores del MEM, que incluirá a los usuarios residenciales y comerciales, excluyendo a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI). Esta demanda será abastecida mediante la denominada “Generación Asignada”, que incluye contratos vigentes —renovables y térmicos— con combustible asociado, generación hidroeléctrica y nuclear del Estado Nacional, centrales térmicas operadas por ENARSA hasta su privatización, e importaciones gestionadas por CAMMESA.
La prioridad de abastecimiento será la demanda residencial, cuyos costos reflejarán los costos medios totales de la Generación Asignada. Y a su vez, se establecerá como obligación que al menos el 75% de esta demanda esté cubierta mediante contratos, complementando la generación asignada con acuerdos en el MAT.
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Rol del almacenamiento energético
Los nuevos lineamientos incluyen por primera vez un marco detallado de remuneración para centrales de almacenamiento. Estas podrán actuar como demanda —al cargar energía— y como generadores —al descargar—, y recibirán pagos por ambos servicios en función de los costos marginales horarios ajustados por nodo.
El modelo contempla una remuneración específica por Potencia Puesta a Disposición (PPAD), reconociendo la potencia neta real efectivamente disponible para descarga. Este pago será válido siempre que la central tenga al menos cuatro horas de almacenamiento validado. Si la disponibilidad horaria es inferior, la remuneración será proporcional, y en caso de no alcanzar una hora completa, será nula.
Además, las centrales de almacenamiento podrán participar del Mercado a Término, tanto como compradores (durante la carga) como vendedores (durante la descarga), integrando así un nuevo actor flexible en el sistema. Mientras que el despacho será coordinado operativamente con CAMMESA y quedará sujeto al despacho económico.
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Avance hacia la apertura de fronteras energéticas
El esquema propuesto también habilita, por primera vez, la importación y exportación de energía mediante acuerdos bilaterales entre privados, sin necesidad de que las operaciones sean centralizadas.
Esta medida promueve una mayor integración energética regional, abriendo la puerta a oportunidades comerciales para generadores privados y grandes consumidores, bajo reglas de competencia.
Por otro lado, para garantizar el abastecimiento de mediano plazo, CAMMESA evaluará anualmente la necesidad de incorporar nueva capacidad de generación y, si corresponde, lanzará licitaciones centralizadas por cuenta de los distribuidores o la Secretaría de Energía. Estos contratos podrán incluir energía, potencia o ambas, según la necesidad.
Y durante la etapa de transición, CAMMESA actuará como garante de pago, siempre y cuando los agentes distribuidores no registren deudas con el Mercado Eléctrico Mayorista al momento de la firma.
