Por Pablo Rueda y Marcos J. Blanco

Como ha quedado reflejado en la magnitud de los recientes aumentos tarifarios implementados por el actual Ministerio de Energía y Minería para gas natural (Res. MINEM 28/2016) y electricidad (Res. MINEM6/2016), existen en estos sectores graves distorsiones económicas provenientes del régimen de precios intervenidos, subsidios cruzados y asignaciones forzosas de producción impuestas progresivamente desde el año 2002.

La corrección de estas distorsiones es dolorosa. Los recientes aumentos tarifarios impactan en los consumidores, como impacta quitarle la droga a un enfermo de gravedad que, para evitar el dolor asociado, se ha vuelto adicto. Así como dejar la droga mejora la salud del enfermo, pero aumenta el dolor y no cura su enfermedad, los recientes aumentos tarifarios sinceran con dolor la problemática del sector, impidiendo que esta se agrave aún más; pero por sí solos no constituyen un remedio que permita recuperar las inversiones necesarias para construir un desarrollo energético de largo plazo.

Es que aun cuando se hayan sincerado los precios del gas natural y la electricidad, existen otras trabas regulatorias que limitan la inversión privada a riesgo en los mercados de electricidad y gas natural.

Para atraer las inversiones necesarias para aumentar la oferta energética en el mercado eléctrico, proponemos en este artículo eliminar aquellas regulaciones que hoy impiden a los distintos actores del mercado eléctrico mayorista (“MEM”) contratar la venta o la compra de energía, según el caso, en el mediano o largo plazo.

La existencia de un mercado competitivo de mediano y largo plazo constituye una herramienta fundamental para viabilizar inversiones de riesgo en el mundo globalizado. Del lado de la oferta, resulta esencial para viabilizar proyectos para la construcción de generadoras térmicas, plantas de regasificación de GNL asociadas a esas plantas, parques eólicos, granjas solares, centrales nucleares, líneas de transmisión asociadas, etc. Del lado de la demanda, es esencial para viabilizar proyectos mineros, petroquímicos e industriales de todo tipo, y sus líneas de transmisión asociadas, que por la magnitud de las inversiones requieran un suministro eléctrico confiable en el largo plazo.

ii. Relevancia de una regulación para la contratación a mediano y largo plazo

Una futura regulación del MEM podría sincerar completamente los precios energéticos, eliminando todos los subsidios cruzados, y sin embargo no convertirse en un régimen que fomente la contratación a riesgo de mediano y largo plazo entre los actores del mercado (oferentes y demandantes). La actual política energética en materia de desarrollo de proyectos de generación de energía con fuentes renovables puede ser un ejemplo de ello. Si bien la regulación permite (v.g.art. 10 de la Ley 27.191) e incluso fomenta (Art. 7 de la Ley 27.191, y Anexo I, art. 9, y Anexo II, art. 7,del Dec. 531/2016) la celebración de contratos de abastecimiento a mediano y largo plazo (“PPAs”, por sus siglas en inglés: Power Purchase Agreements) entre oferentes y demandantes del mercado, lo cierto que gran parte de la inversión en este tipo de proyectos estará asociada –al menos por el momento – a las licitaciones que desarrolla el gobierno nacional a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”) (Anexo II, arts. 9, inc. 5), ap. (viii), y 12 del Dec. 531/2016) para satisfacer los objetivos de cuotas de energía proveniente de fuentes renovables – establecidas en el art. 8 de la ley 27.191 –, y de las ventajas de acceso al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (“FODER”) (Art. 7 de la Ley 27.191, y Anexo II, art. 7, del Dec. 531/2016).

Adviértase que en estos casos existe un Estado que actúa como agregador de la oferta de proyectos renovables, asegurando a los generadores el precio de sus contratos de venta de energía, independientemente del precio al que tales productos sean luego colocados en la demanda final. Sin perjuicio que se proyecta que será la demanda mayorista quien se hará cargo del precio de estos contratos PPA, los oferentes miran al gobierno nacional y sus instrumentos de garantía para evaluar la factibilidad de sus inversiones.

En ese aspecto, este programa es comparable a los programas de estímulo a la inyección de gas natural (conocidos como los “Acuerdos 7,50” o “Plan Gas”). En estos casos, si bien no existen los subsidios cruzados entre la oferta y la demanda, que tanto daño han hecho al sector energético en las últimas décadas, es el gobierno quien garantiza – de una forma u otra – un precio al sector de la oferta, que no necesariamente refleja el precio que surgiría del libre juego de la oferta y la demanda entre los actores del mercado. Y si es el gobierno y no los privados quien garantiza a los oferentes el precio y su pago por la energía aportada al mercado, también es el gobierno quien asume el riesgo y los mayores costos asociados a las distorsiones entre el precio acordado con los oferentes y el precio de mercado existente en cada momento. En otras palabras, en estos casos es al gobierno y no el mercado a quien el inversor o financiador mira para recuperar su financiamiento o inversión, y es el gobierno el que debe hacerse cargo de la pérdida si los ingresos por la comercialización en el mercado mayorista de hidrocarburos no alcanzan a cubrir los flujos garantizados a los inversores o financiadores.

Es que mientras no se modifique la actual regulación aplicable a la remuneración de generadores del MEM, aun cuando se hayan eliminado los enormes perjuicios en el largo plazo provocados por los subsidios cruzados y las asignaciones forzosas de producción, no existirán nuevas inversiones en este mercado, excepto aquellas que requieran de algún tipo de garantía por parte del Estado en materia de precios y garantías de pago.

Por eso, el principal cambio en la regulación actual debe estar dirigido al fomento de la contratación de mediano y largo plazo entre actores del mercado como herramienta de largo plazo para promover una inversión privada de riesgo que motorice el desarrollo de nuestra oferta doméstica sin comprometer las arcas públicas, y que por efecto de la competencia y las señales de mercado, lleve a que los precios de la energía en el mercado mayorista resulten en sus valores más bajos posibles a los efectos de que los bienes y servicios argentinos sean competitivos en la economía global de hoy. Sabemos por experiencias pasadas que una política económica de atracción de inversiones extranjeras que no se traduzca en mayores exportaciones de bienes y servicios locales, puede ser un calmante de corto plazo, tan peligroso como la inflación misma.

Para atraer inversiones a riesgo privado, es necesario regular el MEM de forma tal que exista un mercado competitivo spot y a término que: (i) permita a los inversores y financiadores hacer un análisis económico que justifiquen sus inversiones o financiamientos en el sector, sobre la base de una proyección futura de precios de mercado, ya sea de precios comprometidos por el comprador en contratos (mercado a término) o precios de mercado proyectados (mercado spot), y (ii) permita al gobierno – y en definitiva al bolsillo de los ciudadanos –desentenderse del riesgo comercial del inversor. Es cierto que persiste en nuestra sociedad cierto prejuicio, que asocia el libre mercado y la racionalidad económica a los sectores de derecha, que tienden a beneficiarse de ajustes que se aplican sobre las mayorías más necesitadas. Lo cierto es que la racionalidad económica, más que una cuestión de distribución de riqueza entre ricos y pobres, constituye una dialéctica entre las eficiencias del largo plazo y las necesidades de corto plazo. No es de derecha permitir mejores y más baratos bienes y servicios a partir de la libre competencia de los mercados, y tampoco es de izquierda promover que el Estado se haga cargo del riesgo comercial, garantizando a las empresas privadas el recupero de sus inversiones, necesarias para el desarrollo de nuestro sector energético.

Cuando el estado se hace cargo de un precio, de una garantía o de un compromiso frente a los oferentes de energía en el mercado eléctrico, por un lado, los consumidores – o algunos de ellos – dejan de pagar o de hacerse cargo de ese precio, garantía o compromiso, pero por otro lado, es la comunidad en general que a través de impuestos se hace cargo del mismo.

iii. Modificaciones necesarias para un régimen que fomente la contratación de mediano y largo plazo entre actores del mercado

Como hemos mencionado, los esfuerzos del reciente gobierno nacional están hoy orientados al incentivo de generación renovable gestionando licitaciones públicas para la adjudicación de proyectos, viabilizando garantías (1), etc.

Por otro lado el mercado eléctrico mayorista continúa altamente intervenido, siendo el Estado quien determina la remuneración de los oferentes (generadores), independientemente de los precios pagados por los demandantes (distribuidoras eléctricas, industrias, etc.) (2). De modo que aun hoy, después del sinceramiento tarifario, el MEM dista mucho de ser un mercado competitivo que permita la inversión privada a riesgo.

El marco legal vigente por ya casi dos décadas (Ley 24.065 de Energía Eléctrica “LEE”), establece que “[l]os generadores podrán celebrar contratos de suministro directamente con distribuidores y grandes usuarios”, y que “[d]ichos contratos serán libremente negociados entre las partes” (art. 6 LEE). Su decreto reglamentario – Dec. 1398/1992 también vigente– es aún más categórico, establece que “[l]a actividad de generación de energía eléctrica por responder al libre juego de la oferta y la demanda debe ser sólo regulada en aquellos aspectos y circunstancias que afecten el interés general” (Anexo I, art. 1°).

Fueron las alteraciones al régimen de libre competencia instituidas mediante normas de rango inferior a ese marco legal las que a partir de la declaración de la emergencia pública a nivel nacional mediante Ley 25.561 (“LEP”) en el año 2002 (3), tiraron por la borda los referidos principios legales del MEM.

Todo comenzó a partir de la pesificación y el congelamiento tarifario de la Ley de emergencia económica N° 25.561 y la limitación y congelamiento del precio spot del MEM (Res. SE 240/2003) al costo variable del gas natural vigente en ese momento. Cuando estas medidas de emergencia se extendieron al mediano y largo plazo, la recaudación proveniente de las ventas a distribuidores y grandes usuarios pasaron a ser insuficientes para cubrir la remuneración de los generadores en el MEM. Así, el Fondo de Estabilización dejó de ser superavitario para pasar a acumular una deuda creciente, y el gobierno dispuso un esquema de pagos prioritarios, difiriendo el pago de elementos considerados de baja prioridad (Res. SE 406/2003). Además comenzaron crecientes contribuciones del Tesoro de la Nación (Dec. 962/2004) que tampoco fueron suficientes, de modo que progresivamente se acrecentó la deuda que CAMMESA mantiene con los generadores.

Como consecuencias de estas medidas, la inversión a riesgo del lado de la oferta de mercado mayorista eléctrico desapareció. Por eso, las Res. SE 406/2003 y SE 943/2003 instrumentaron el Fondo para Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (“FONINVEMEN”) (Res. SE 712/2004) “convocando” a los generadores a que se comprometieran a ingresar el 65% – primero – (Res. SE 1427/2004), y el 50% – después – (Res. SE 1193/2005), de sus Liquidaciones de Ventas con Fecha de Vencimiento a Definir (“LVFVD”)– que no son otra cosa más que las acreencias impagas por la insuficiencia del Fondo de Estabilización. El FONINVEMEN sería también complementado con un cargo transitorio (Res. SE 1866/2005). En virtud de dicho mecanismo se dictaron dos acuerdos centrales y sucesivos entre el Estado y los Generadores, que derivaron en la construcción de dos centrales eléctricas – Termoeléctrica Manuel Belgrano, y Central Termoeléctrica Timbúes.

También se intentó incentivar la inversión del lado de la oferta a través del programa “Energía Plus”(Res. SE 1281/2006 y Res. MPFIPyS 1784/2006), ideado para satisfacer los incrementos de demanda de Grandes Usuarios, o la demanda "adicional", por exceso de la "demanda base", determinada por el consumo que dichas empresas registraron en 2005. La oferta y demanda resultante del programa se materializaría en contratos acordados a un precio monómico, compuesto por los costos asociados y un margen de utilidad, avalados por la SE. Otro esquema de incentivo de inversión fue el programa de “Generación Distribuida”, sancionado mediante Res. SE 220/2007, por otra parte, permitió la celebración de contratos de abastecimiento de energía (PPAs) entre el MEM (representado por CAMMESA) y compañías que ofrecían nuevas ofertas energéticas al sistema mediante nuevos proyectos.

Finalmente mediante Res. SE 95/2013 se profundizó el alejamiento del modelo de mercado competitivo, estableciendo: (i) que CAMMESA es el único operador a cargo de comprar y vender energía en el MEM, y concentraría la gestión comercial y el despacho de combustible a los generadores térmicos; (ii) que generadores son remunerados por un esquema de costos fijos más costos variables medios por categoría de generador; y (iii) se suspende el régimen del Mercado a Término, ya casi en extinción con motivo de las intervenciones desde el año 2002.

Todas estas medidas aniquilaron la inversión privada a riesgo en el mercado eléctrico mayorista.

Además ninguna de las regulaciones creadas para contrarrestar la falta de inversión privada a riesgo (FONIMVEMEM, Energía Plus, etc.) pudieron evitar el grave déficit de oferta de energía eléctrica causado por los subsidios cruzados en los mercados mayoristas de gas natural y de electricidad. Se trató de esfuerzos que permitieron inversiones puntuales, con mínimo riesgo privado, y absolutamente insuficientes para el crecimiento de la demanda eléctrica.

A partir del cambio de gobierno en diciembre 2015 se dictaron las Res. MINEM 6/2016 y la Res. MINEM 28/2016 que al respecto, contienen declaraciones alentadoras. La Res. SE 6/2016, en particular, propone como objetivo afianzar las “condiciones propicias para la incorporación de inversiones privadas de riesgo en las distintas actividades y segmentos de la industria eléctrica” (Preámbulo).

Además, los aumentos tarifarios del primer semestre de 2016, corrigieron significativamente el esquema de subsidios cruzados creado desde el año 2002. Queda aún pendiente entonces eliminar todas aquellas regulaciones que desvinculan la remuneración de los generadores y los precios de los demandantes del mercado mayorista eléctrico, del precio spot resultante del costo variable de la unidad más cara despachada no forzada. Ello no implica el desamparo, al que muchos tememos, de los sectores más necesitados. Significa la instauración de un Estado responsable en materia energética, que podrá destinar fondos a subsidiar de manera directa a quien realmente necesite, sin recurrir a subsidios cruzados que no han hecho más que encarecer el costo energético y generar la presente situación de desinversión y déficit de potencia instalada disponible. A diferencia de los subsidios cruzados, los subsidios directos en favor de los sectores más necesitados (esto es, implementados a nivel mercado minorista) no afectan el mercado mayorista y tampoco desincentivan nuevas inversiones a riesgo en el sector. El problema es que los subsidios directos, a diferencia de los subsidios cruzados, requieren de asignaciones presupuestarias inmediatas, y esto es lo que no los gusta a los gobiernos.

Para que vuelva a existir inversión privada a riesgo en el mercado eléctrico mayorista, sea térmica o renovable, resulta entonces necesario deshacerse de aquellas normas de jerarquía inferior al régimen legal vigente que lo han desvirtuado. En particular, nos referimos a todas aquellas normas que referidas precedentemente que desvincularon la remuneración de los generadores y los precios de los demandantes del mercado eléctrico mayorista, del precio spot de mercado y suspendieron el mercado a término.

Es este cambio regulatorio el que inducirá a que los actores oferentes del mercado mayorista eléctrico se multipliquen, y así permitan a los consumidores obtener suministros asegurados a precios competitivos. Son estos cambios regulatorios los que facilitarán la celebración de contratos de mediano y largo plazo que viabilicen inversiones a riesgo en eficientes proyectos tanto para aumentar la oferta energética como para aumentar la demanda vía nuevos proyectos mineros o industriales.

No se trata de una vuelta atrás, sino de un paso adelante.

(1) Por ejemplo a través de la asignación presupuestaria del Tesoro Nacional al FODER, fijada para el corriente año en doce mil millones de pesos ($ 12.000.000.000,00.-) conforme la asignación establecida en el Anexo II, Cap. III, Art. 7°, inc. 4.a). del Dec. 531/2016.

(2) Inter alia Res. SE 240/2003, 416/2004, 949/2004 y 1782/2006 y 95/2013, y Dec. 1181/2003, según desarrollaremos más abajo.

(3) Vigente al día de hoy dadas las sucesivas prórrogas de que fue objeto, la última de ellas dispuesta por Ley 27.200, hasta el 31/12/2017.