Por Vicente Serra Marchese

El subsecretario de Generación, Transporte y Distribución Eléctrica, Juan Luchilo, presentó el mes pasado los lineamientos generales y las modificaciones regulatorias del nuevo esquema de remuneración del sector de generación eléctrica, anticipado por EconoJournal. La principal meta es la recontractualización del sector entre generadores y el resto de los actores de la cadena (distribuidoras, grandes y medianas industrias y comercios), a la cual, habría que considerar la contractualización de la generación distribuida y de la ronda Renovar 3. La intención es que las nuevas normas entren en vigencia el 1º de febrero de 2019, en consonancia con la actualización de las tarifas de gas para el segmento regulado de transporte y distribución.

La nueva regulación modificará el formato de remuneración que reciben las centrales eléctricas. Un nuevo cambio en las reglas de juego en donde se reducirá la remuneración por disponibilidad de potencia que reciben los privados a fin de recortar los costos fijos del sistema. En otras palabras, una vez recuperada la disponibilidad del parque térmico mediante el incentivo de la Resolución E 19/2017, se procederá a realizar una transferencia de renta de los generadores menos eficientes hacia los de mejor performance, quitando incentivos fijos a la disponibilidad por otros de remuneración variable por energía generada.

El cambio en la remuneración variable pretende apuntalar la eficiencia del sistema, e incentivar el reemplazo y/o desutilización de máquinas viejas, las más costosas del parque termoeléctrico y ampliamente amortizado en el sistema. Este capítulo de transferencia de rentas, entre generadoras que se mantienen disponibles con las de remuneraciones fijas, preminentemente por su baja convocatoria, y aquellas que obtienen, además, un margen adicional con las variables de producción no combustible sería como establecer incentivos mediante nuevos precios premiados administrados y, por lo tanto, al ser nuevamente valores arbitrarios podría darse un nuevo esquema de mecanismo anti-competencia.

Por otro lado, la intención de la normativa es también contractualizar la energía proveniente de las centrales hidroeléctricas, por ser las más baratas del sistema. con inversiones amortizadas donde los costos por disponibilidad son prácticamente fijos y no existen Costos Variables de Producción (CVP) de combustible (agua, un mínimo valor por energía operada por consumibles no combustible). Muchas usinas térmicas están también en la condición de inversión de capital depreciada. En las regulaciones prexistentes al intervencionismo del año 2003, se hablaba de un mercado en competencia, que algunos lo mencionaban como un mercado eléctrico económicamente adaptado (adaptado se lo denominó porque había volatilidad de disponibilidad de gas natural acotada solo en 45 días al año). Para las centrales hidráulicas había declaraciones del valor del agua y había un reconocimiento de un valor que reflejaba los costos de operar y mantener una central hidroeléctrica que era de 2 dólares el MWh. No era un mercado económico, más bien era un mercado con precios administrados, modelizados por la ecuación de Lagrange para optimizar el uso de combustibles con precios provenientes del mercado regulado del gas natural.

La resolución E19/2017 reconoce valores para reemplazar los valores de agua y de O&M, donde se segmenta por potencia instalada, pero sin la correlación correspondiente del volumen anual del agua, cuidado u mantenimiento del espejo del agua e infraestructura civil que el concesionario hidroeléctrico, está obligado a mantener como asimismo la complejidad ambiental.

La implementación de un esquema marginalista para constituir un mercado spot administrado de la energía, podría ser un camino de transición hacia otro de libre oferta y demanda, pero se seguirá con topes resultantes de un despacho ideal como si todo fuese generado con gas natural sesgado por la eficiencia tecnológica de las centrales térmicas. En la década de 1990, previo al intervencionismo, los precios del mercado spot eran correspondientes con los del despacho real. Sin embargo, no se trataba de un mercado spot económicamente hablando o como lo marca la bibliografía económica de Milton Friedman, Adam Smith y sus seguidores, sino de un mercado spot administrado donde había topes de precios resultantes de valores de referencia de los combustibles. Un reconocimiento del transporte del gas que identifica actualmente la tarifa regulada del servicio interrumpible de distribución o transporte de gas natural y costos de flete CIF sin los traslados internos para los combustibles líquidos.

El gobierno espera para el caso de las centrales térmicas más eficientes que operan con gas, recibir precios del orden de los 50-55 dólares por MWh con los nuevos cambios. La industria también y se espera que se cumplan con los senderos de precios a la baja en el gas natural.

Usar en parte para el lagrangiano, el rendimiento calórico mediante un valor en kcal/kWh sería totalmente arbitrario. Más sensato es establecer segmentos por costo variable económico con independencia del rendimiento en U$S/MWh. Dos máquinas, con rendimiento muy similares pueden contratar conforme a su ubicación, costos de gas diferentes y por ende una de peor rendimiento puede ser más económica, para los demandantes (consumidores finales), que otra mejor por el simple hecho de disponer gas más barato o gas de pozo que no es inyectado al sistema de transporte de gas y el resultante de un menor costo del capital depreciado.

En resumen, si buscamos bajar el valor del precio de la energía del Mercado Eléctrico Mayorista deben hacerse despachos por costo económico y no en base a costos de CVP para un mismo tipo de combustible, con valores de referencia donde todos se aproximan a los mismos, dejando actuar con libertad a la competencia resultante de la interacción Gas-Electricidad. De no ser así, se está cometiendo el mismo error que en el pasado, basar un mercado eléctrico seudo competitivo (administrado) montado sobre un mercado regulado. CAMMESA solo reconoce la tarifa del transporte o distribución interrumpible regulada por el ENARGAS y el precio del contrato de Gas del Productor o el precio de transferencia para gas que no es de red. Es más, fruto de la Resolución 21/2006 obligó a las empresas oferentes a financiar y pagar expansiones de red de gas para luego reconocerles solo el costo del servicio interrumpible; ni siquiera puede contar con el usufructo de la red que pagó porque el transportista o distribuidor se encuentra facultado a aplicar restricciones cuando lo desee o lo necesite para otros usuarios dispuestos a pagar por el servicio firme.

Para redundar y no dejar dudas, un generador o comercializador debe contratar el servicio de producción de gas, transporte y distribución, el que más le conviene y luego en las subastas para el despacho ofrecer el costo económico reflejado em U$S/MWh. En el límite puede declarar precio 0 de oferta y obtener la remuneración al costo spot operado en cada hora con el tope consignado precedentemente.

Contractualizar la energía, significa poner en competencia a las distintas fuentes de energía para generar electricidad y ofrecer la venta de la energía eléctrica producida a todos los demandantes

La experiencia exitosa en el mercado electrónico de gas (MEGSA para la compra de gas para generación) con oferta innominada es el camino que debería pensarse para el abastecimiento de electricidad. Es decir, crear el Mercado Electrónico de Energía Eléctrica para cualquier usuario, máxime después de la Ley de generación distribuida donde un residencial vende al MEM al mismo precio que compra la distribuidora y podría en un paso más venderle a otro residencial si ello resulta conveniente para ambos.

Podría pensarse en contratos anuales, semestrales, etc., los que las partes acuerden entre sí. Todos los demandantes tendrán obligación de contratar hasta el 100% de su energía anual estimada. Los excedentes o faltantes podrán transarse diariamente para mitigar los riesgos de los contratos mediante un Mercado Electrónico Spot Anticipado Diario. Los contratos de renovables de compra conjunta y de la resolución 21/2016 se asumirán como un costo fijo del sistema, para no perturbar el mercado de competencia en el MEEESA

En esencia, restablecidas las condiciones de competencia y con agentes con experiencia y conocimiento para operar en el mercado, es posible y conveniente eliminar las restricciones reguladas que la realidad de hoy no justifica, dado, que ya se ha pasado la etapa de la crisis energética declarada por el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren.

La flexibilización del Mercado de Contratos, por medio de la derogación de la resolución 1281/2006 significará la aparición de nuevos contratos que se utilizarán para las necesidades de cubrimiento del riesgo financiero y físico de cada Gran Usuario o comercializador de energía. Estas premisas, asociadas al riesgo de abastecimiento, implica la generación de una categoría de usuario interrumpible aportando bajar carga cuando el costo económico diario exceda un determinado valor o ante condiciones de déficit de corto plazo. A este usuario por bajar carga se lo remuneraría al valor de corte que se establezca en una compulsa través del mercado electrónico de energía en forma diaria. En estas nuevas modalidades contractuales, los generadores y/o comercializadores podrán celebrar contratos de respaldo para cubrir la energía renovable cuando no está disponible para asegurarse prioridades en el abastecimiento.

La variabilidad de los renovables durante su operatoria será respaldada por estos contratos, lo que obligará a disponerse de un mercado segmentado cada 5 min, remunerando en forma adicional a las tecnologías que puedan abastecer energía en forma rápida a fin de compensar la intermitencia de las renovable como ya se hace en países como Estados Unidos, donde en algunos mercados se cuenta con plantas capaces de despachar el 100% de la potencia en tan solo 5 minutos.

La contractualización de la hidroelectricidad, libera el problema del valor de asignación al agua, dado que se trata de inversiones amortizadas prácticamente sin costos variables, pero con costos fijos que tienen incidencia distinta, en función de la potencia, el factor de utilización y los mantenimientos mayores. De esta manera, se evita tener que reconocerse en forma arbitraria por parte del funcionario de turno, un valor de operación y mantenimiento fijo y constante en el tiempo. En este caso particular, las centrales operadas por el Estado Nacional se reservarían para el sector de distribución, y su energía se la contractualizaría al valor más bajo del mercado de contratos de hidroelectricidad, las diferencias entre el costo de O&M según la contabilidad y el valor contractualizado se destinaría a un fideicomiso para financiar nuevas obras hidroeléctricas que no son factibles de amortizar su inversión en el corto plazo mediante programas PPP amortiguando los costos intergeneracionales.

Por último y en referencia a la disponibilidad de potencia, para evitar nuevas crisis o estar preparados para años hidráulicamente secos, se debe establecer un mercado de oferta de servicios de reserva de mediano plazo asegurando que haya potencia disponible suficiente para cubrir la demanda por 5 años.