La Secretaría de Energía anticipa un nuevo mecanismo de remuneración para los generadores, ¿tiene fecha la reinstauración de los principios rectores del marco regulatorio eléctrico abandonados desde 2003?

El 8 de febrero la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución 9/2024, que actualizó los precios que reciben los generadores sin contrato del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta es la primera oportunidad en la que el nuevo gobierno ajusta los precios de este segmento del MEM. Con anterioridad, estos precios se habían fijado en noviembre del año pasado. El reciente aumento —de aproximadamente 74%— acompaña la evolución de la inflación de los últimos tres meses. Por lo menos, si se toma como referencia el índice de precios al consumidor que prepara el INDEC y sin considerar aisladamente la variación del tipo de cambio “oficial”.

En cualquier caso, el mantenimiento del nivel de precios es consistente con uno de los objetivos trazados en la declaración emergencia del sector energético nacional que dispuso el decreto de necesidad y urgencia 55/2023.

Sin embargo, la principal novedad que ofrece la Resolución 9 no se encuentra en el aumento de precios ni la sección dispositiva de la norma, sino en sus considerandos. Allí se anticipa que “no más allá del 1° de julio de 2024” se implementarán “gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda”.

Por ahora no contamos mayores precisiones respecto de los nuevos mecanismos regulatorios que en muy poco tiempo —según se ha anunciado— empezarán a aplicarse respecto de los generadores del MEM. Sin perjuicio de ello, mientras esperamos el segundo semestre, consideramos oportuno incluir un breve repaso de los últimos 20 años de los sistemas de remuneración de la generación eléctrica, para luego abordar algunos de los principales desafíos que presenta la reinstauración del marco regulatorio eléctrico conforme los principios rectores contenidos en las leyes15.336 y 24.065.

1) Esquemas remunerativos para la generación “sin contrato” (ventas spot): breve cronología

Desde 2003 a la fecha la Secretaría de Energía dictó una sucesión de resoluciones que, en mayor o menor medida, modificaron los lineamientos de la ley 24.065 para el MEM. A continuación, repasamos los principales lineamientos de los sistemas de remuneración para el segmento spot instrumentados desde la crisis de 2001, tomando como referencia ciertas medidas adoptadas en 2003, 2013, 2017 y 2023.

a) 2003: abandono del esquema marginalista, precios máximos y comienzo del déficit del MEM

A partir de la Resolución 240/2003 de la Secretaría de Energía se abandonó formalmente el esquema marginalista. Bajo ese esquema, los precios spot del MEM se fijaban en forma horaria, tomando como base el costo económico de producción, elaborado en base a las declaraciones de costos variables del último generador despachado en una hora determinada.

La Resolución 240 estableció que a los generadores que declarasen un Costo Variable de Producción (CVP) inferior a ese precio se les pagaría el precio spot determinado por la Secretaría de Energía y a quienes declarasen un CVP mayor se les “reconocería” la diferencia en la Subcuenta de Sobrecostos Transitorios de Despacho.

En los considerandos de la Resolución 240 se señala que este nuevo sistema de precios máximos ofrecía una solución parcial y transitoria. Sin embargo, el esquema marginalista original no fue reinstaurado.

Paralelamente, la Secretaría de Energía resolvió modular el impacto de los precios estacionales calculados por CAMMESA para afrontar las acreencias ante el MEM. Esa decisión provocó una diferencia entre lo recaudado de acuerdo a los precios y cargos facturados a los agentes demandantes y los montos que debían pagarse a los agentes acreedores del MEM (en particular, a los generadores). Al mismo tiempo se desfinanciaba el Fondo de Estabilización, fondo originariamente destinado a compensar las diferencias entre el pago a los generadores al precio spot y el cobro a los distribuidores a precio estacional.

b) 2013: esquema remuneratorio de costo plus, prohibición de PPAs y unificación de la compra de combustible para centrales térmicas

La Resolución 95/2013 de la Secretaría de Energía aprobó un nuevo esquema remuneratorio aplicable a los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM “sin contrato”. En líneas generales, este esquema se mantiene a la fecha.

La Resolución 95, además, (i) centralizó en CAMMESA la gestión comercial y el despacho de combustible destinado a las centrales térmicas del MEM; y (ii) suspendió “transitoriamente” la incorporación de nuevos PPAs en el mercado a término.

Esta suspensión contradice la expresa autorización del art. 6 de la ley 24.065 que dice: “[l]os generadores podrán celebrar contratos de suministro directamente con distribuidores y grandes usuarios”. Luego de más de una década de “transitoriedad” esta suspensión se mantiene en gran medida vigente, salvo respecto supuestos puntuales y los PPAs renovables, exceptuados de la limitación impuesta por la Secretaría de Energía mediante el art. 10 de la ley 27.191.

c) 2017: precios en dólares y ofertas de disponibilidad garantizada por lapsos de 3 años para generadores térmicos

La Resolución 19/2017 de la Secretaría de Energía implementó un nuevo esquema de remuneración para los agentes generadores del MEM aplicable a partir del 1 de febrero de 2017.

Este nuevo esquema, según se desprende de los considerandos de la Resolución 19, tenía como objetivo fomentar inversiones para el mantenimiento y el incremento de la disponibilidad de equipos a través de compromisos de mediano plazo. Estos compromisos, que la Resolución 19 califica como Compromisos de Disponibilidad Garantizada (CoDiG), tenían un plazo inicial de 3 años renovable semestralmente.

La Resolución 19 también preveía que, eventualmente, CAMMESA cedería los CoDiG a distribuidores y grandes usuarios a fin de avanzar con la normalización del funcionamiento del MEM (lo cual nunca ocurrió).

Otra de las novedades del nuevo esquema de remuneración que estableció la Resolución 19 fue la denominación de los precios spot en dólares, que a los efectos del pago serían convertidos a pesos argentinos utilizando el mismo esquema que prevén los PPAs térmicos celebrados por CAMMESA y el Programa RenovAr.

No obstante la Resolución 19 establecía que los CoDiG tenían como objetivo otorgar previsibilidad y que los compromisos de los generadores tenían un plazo inicial de 3 años, el esquema de remuneración previsto en esa resolución fue derogado en 2019, antes del vencimiento de los primeros CoDiG.

d) 2023: Acuerdo de Disponibilidad para ciclos combinados

La Resolución 59/2023 de la Secretaría de Energía técnicamente no establece un sistema de remuneración para la generación spot, pero la destacamos aquí por cuanto habilitó a los agentes generadores titulares de ciclos combinados a suscribir lo que esta resolución denomina Acuerdo de Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia (Acuerdo de Disponibilidad).

El Acuerdo de Disponibilidad sigue en líneas generales los lineamientos de un PPA. Por una parte, CAMMESA, actuando en representación de distribuidores y grandes usuarios del MEM, se obliga a pagar al generador por la potencia comprometida y la energía generada. Por la otra parte, el generador se obliga a poner a disposición la potencia de cada máquina comprometida con un compromiso de disponibilidad no inferior al 85%.

La Resolución 59 restablece la denominación de los precios en dólares, pagaderos en pesos al tipo de cambio que habitualmente utiliza CAMMESA para sus transacciones en el MEM. Respecto del plazo, la Resolución 59 establece que el Acuerdo de Disponibilidad no podrá exceder los 5 años.

A diferencia de lo dispuesto en los PPA del Programa RenovAr y sin perjuicio de la actuación de CAMMESA como “representante” de la demanda, la Resolución 59 no establece expresamente la potestad de CAMMESA para ceder el Acuerdo de Disponibilidad a favor de uno o más distribuidores y/o grandes usuarios del MEM.

2) Perspectivas de cambio. Algunos desafíos

Pasaron más de 20 años entre la Resolución 240/2003, que instrumentó el abandono del esquema marginalista, hasta la reciente Resolución 9/2024, que anticipa un mecanismo regulatorio que garantizaría la libre contratación entre la oferta y demanda en el MEM. Por ahora no se encuentran definidos los términos y condiciones de este nuevo mecanismo. No obstante ello, a los fines de dimensionar de la complejidad de la tarea, resulta útil identificar algunos de los principales desafíos que presenta la restructuración de los regímenes regulatorios actualmente vigentes de modo tal que se permita un reordenamiento gradual del sector eléctrico nacional —en línea con lo dispuesto en los considerandos de Resolución 9— acorde con los principios rectores contenidos en las leyes 15.336 y 24.065.

a) Criterios de remuneración para el segmento spot

Conforme el art. 36 de la ley 24.065, el ex Ministerio de Infraestructura y Vivienda —potestad luego asumida por la Secretaría de Energía— mediante resolución debía establecer un esquema mediante el cual los generadores sean “remunerados por la energía vendida, conforme a un procedimiento de despacho horario, el que será determinado en base a la oferta libre de precios que presente cada generador para las distintas bandas horarias, junto con sus límites operativos máximos y mínimos de potencia disponible, con independencia de los contratos de suministro comprometidos, a los efectos de fijar el precio spot horario por nodo”.

Este esquema fue establecido originalmente en Los Procedimientos de CAMMESA y su abandono, como se señaló arriba, a partir de la Resolución 240/2003, no pudo ser resuelto en más de 20 años.

Al respecto, en el DNU 55/2023, entre otras apreciaciones críticas, se señaló que los sistemas de remuneración de la generación eléctrica establecidos “a partir de 2003 en general, y desde 2013 en particular, no han dado señales económicas suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda”.

En la misma línea, en los considerandos de la Resolución 9 se reconoce que “en el período 2016-2023, la remuneración de la generación existente no comprometida en cualquier tipo de contrato ha sido fijada conforme la tecnología y el tamaño del equipamiento, de manera provisoria, y actualizada aleatoriamente y sin una periodicidad establecida, lo que afecta el normal funcionamiento de una porción importante de la energía y potencia que requiere el sistema eléctrico”.

El diagnóstico es acertado (y predecible): la falta de señales económicas afectó el normal funcionamiento del sector de generación de energía eléctrica. En la práctica, la ausencia de incentivos económicos del segmento spot se intentó mitigar con iniciativas canalizadas a través de CAMMESA (por ejemplo, distintas licitaciones para adjudicar PPAs térmicos), aportes del Tesoro y fondos públicos (por ejemplo, el FONINVEMEM).

Aun cuando los nuevos criterios de remuneración para el segmento spot que anticipó la Resolución 9 por ahora no se encuentran definidos, el proyecto de ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentina aporta un parámetro preciso al respecto. El art. 197 de ese proyecto (ex art. 291 del dictamen de comisiones) incluía una delegación al Poder Ejecutivo nacional para adecuar las leyes 15.336 y 24.065 estableciendo “el despacho económico para las transacciones de energía sobre una base de remuneración en el costo económico horario del sistema, teniendo en cuenta el costo marginal horario del sistema y el costo que represente para la comunidad la energía no suministrada”.

Tomando como referencia ese proyecto de ley, e independientemente cuál sea su suerte legislativa, pareciera que el muevo gobierno promueve la reinstauración de un esquema marginalista. Según cuál sea el alcance de este esquema, podría o no quedar comprendido en la delegación de facultades que establece el olvidado art. 36 de la ley 24.065.

b) Contractualización en los términos del art. 6 de la ley 24.065

Conforme se señaló arriba, la ley 24.065 reconoce el derecho de los generadores del MEM de celebrar contratos directamente con los distribuidores y grandes usuarios. Sin embargo, este derecho fue sustancialmente suspendido hace más de una década.

Una de las primeras medidas que debería impulsarse a los fines de permitir la libre contratación entre la oferta y demanda conforme anticipa la Resolución 9 es dejar sin efecto las limitaciones que —ilegítimamente, cabe agregar— dispuso la Resolución 95 en 2013.

La participación de CAMMESA como parte compradora en el mercado a término interno (es decir, distinto de las operaciones de importación o exportación) no se encuentra prevista ni en la ley 24.065 ni en Los Procedimientos. Respecto de este segmento del sector eléctrico, el Estatuto de CAMMESA establece que su objeto es “supervisar el funcionamiento del mercado a término y administrar el despacho técnico de los contratos que se celebren en dicho mercado” (el subrayado nos pertenece). No obstante ello, en los últimos años CAMMESA ha suscripto numerosos PPAs —tanto térmicos como renovables—, Acuerdos de Disponibilidad, etc.

En la generalidad de estos casos, se aclaró que CAMMESA actuaría en representación de distribuidores y grandes usuarios del MEM y, como se señaló arriba, en la Resolución 19 se preveía incluso que CAMMESA cedería sus compromisos a distribuidores y grandes usuarios a fin de avanzar con la normalización del funcionamiento del MEM.

En caso de que la reinstauración de la libertad de contratación que anticipa la Resolución 9 incluya algún tipo de esquema de cesión de los contratos suscriptos por CAMMESA al MEM o a sus agentes demandantes, la implementación de este esquema no debería afectar los derechos adquiridos de los generadores. Primero, porque cualquier norma —ley, decreto o resolución— que altere los derechos emergentes de un contrato violaría las garantías que establecen los arts. 14 y 17 de la Constitución nacional. Segundo, porque de ninguna manera podrían generarse señales económicas para nuevas inversiones a partir del desconocimiento de derechos adquiridos. Otra garantía constitucional cuyo respeto debería monitorearse es la de igualdad ante la ley.

c) Gestión del combustible para centrales térmicas

En lo que respecta al suministro de combustible para las centrales térmicas, debería confirmarse si se mantiene la centralización en CAMMESA impuesta en 2013 mediante la Resolución 95 o si, en el marco de un nuevo paradigma de libertad de contratación, se rehabilitará a los generadores a procurarse el abastecimiento de combustible para la generación de energía eléctrica.

También en este caso, la reinstauración de la libertad de contratación debe instrumentarse sin desconocer derechos adquiridos y, en particular, teniendo en consideración los contratos suscriptos por CAMMESA en el marco del denominado “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino - esquema de oferta y demanda 2020-2024” aprobado por el decreto 892/2020 (Plan Gas 4).

3) Recapitulación

El abandono de los principios rectores contenidos en las leyes15.336 y 24.065 comenzó hace más de 20 años luego de la crisis de 2001 y la salida de la convertibilidad.

En el período 2016-2018 se emitieron ciertos anuncios orientados a un intento de normalización del sector eléctrico, pero no se registraron avances concretos para desmontar la maraña regulatoria que de facto desarticuló el diseño original de este sector.

La nueva iniciativa de avanzar con la normalización del sector eléctrico es muy bienvenida. La tarea a cargo de la Secretaría de Energía de reinstaurar un esquema regulatorio que garantice la libertad de contratación y fomente inversiones en el sector eléctrico es tan compleja como necesaria.

Veinte años no es nada para el nostálgico “encuentro con el pasado” que se evoca en el tango de Gardel y le Pera, pero veinte años de distorsiones regulatorias es muchísimo y las gravosas consecuencias provocadas por estas distorsiones imponen un pronto regreso a los principios que en su momento permitieron un desarrollo sostenido del sector.

Naturalmente, este regreso debe encararse sin afectar derechos adquiridos, considerando el cambio de paradigma en materia de emisiones de CO2 y el preponderante rol del gas natural como combustible transición.