El gobierno sistematizó los ejes centrales de la reforma del mercado eléctrico que pretende instrumentar durante los próximos meses. Después de que el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, se reuniera con los principales referentes privados del sector a mediados de este mes, tal como publicó este medio, el Ejecutivo mantuvo conversaciones adicionales para definir el contorno y el alcance de los cambios que apunta a introducir en la operatoria del mercado de energía eléctrica.
EconoJournal accedió a la nómina de seis pilares en los que se apoyará la reforma, que pese a quedar reducida a una versión light con relación a la que aspiraba a implementar Rodríguez Chirillo a principios de año aún genera una buena cantidad de dudas entre las empresas. En esa lista figuran:
1. Se permitirá la libre contratación en el mercado a término, aunque las hidroeléctricas estatales tendrán restricciones
Así como en los últimos años se edificó un mercado a término para las energías renovables (MATER), el gobierno quiere que la energía generada en centrales termoeléctricas progresivamente sea contratada por grandes usuarios industriales. La gran duda que existe sobre este punto es cuán profunda es la demanda remanente en el segmento industrial, dado que algunas generadoras sostienen que las grandes industrias que contratan su energía por fuera de las distribuidoras ya están prácticamente abastecidas. La energía proveniente de represas hidroeléctricas que hayan revertido al Estado —como las del Comahue— tendrán restricciones y jugarán un rol diferencial por disponer de una estructura de costos más baja que las plantas termoeléctricas. Vinculado al punto anterior, se aspira a que las distribuidoras de electricidad —después de un período de transición cuya extensión deberá ser consensuado con los privados— contraten con generadores privados al menos un 75% de la demanda presente y futura de energía eléctrica.
2. Los generadores tendrán la obligación de proveerse el combustible
Uno de los cambios más complejos de implementar que pretende incluir el gobierno de Javier Milei es que los generadores —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, Albanesi y MSU Energy, entre otros— vuelvan a comprar el combustible —gas natural, gasoil, fuel oil y carbón— que utilizan en sus centrales como sucedía hasta mediados del 2000. No es sencillo porque la transferencia de la responsabilidad de adquirir el combustible para el parque de generación en cabeza de los privados implicaría ajustar los contratos surgidos del Plan Gas a través de los que Cammesa, la empresa encargada del despacho, se abastece de gas natural. Esos contratos poseen cláusulas de take or pay que los privados no están dispuestos a asumir.
3. Se establecerá un mercado para transaccionar desbalances o diferencias de generadores no contratados (‘potencia vieja’)
Si el objetivo es que las generadoras retomen la compra de combustibles, el gobierno deberá robustecer primero primero sus ingresos, en especial a las que entregan energía proveniente de centrales térmicas e hidroeléctricas sin contratos PPA’s con Cammesa. A ese universo de máquinas se las conoce en la jerga como ‘centrales viejas’ y son remuneradas bajo un esquema de ‘costo plus’ que se actualiza de forma discrecional por el Estado. La Secretaría de Energía apunta a que la remuneración de las empresas que operen esas centrales sean ajustadas con costos medios de tecnología bajo una fórmula específica que deberá definir el regulador.
4. Buscan garantizar que las distribuidoras no se financien con recursos de las generadoras
Una de las críticas que suelen formular los generadoras cuando analizan el funcionamiento del mercado eléctrico en los últimos 10 o 15 años es que algunas distribuidoras se financian con fondos que en realidad les pertenecen. En rigor, lo que dicen es que muchas veces, cuando enfrentan problemas de caja derivados del atraso tarifario o de mala administración de sus empresas, las distribuidoras difieren o directamente no pagan la factura de venta de energía mayorista que cobra Cammesa para luego remunerar a las generadoras. Lo que sucede en esos casos es que las distribuidoras se terminan apropiando de un componente de la factura que deberían cobrar los generadoras, que está dado por la cantidad de energía que consume cada usuario medido al precio estacional del mercado mayorista (MEM). Para evitar que eso suceda, colaboradores de Rodríguez Chirillo están evaluando la posibilidad de crear un fideicomiso u otro instrumento similar por fuera del alcance de las distribuidoras que recaude la plata que les pertenece a las generadoras. De ese modo, se pretende garantizar el principio de passthrough entre los segmentos del negocio eléctrico, es decir, que los distribuidoras no ganen ni pierdan plata por la venta de la energía en sí misma, sino que perciban únicamente los fondos correspondientes al Valor Agregado de Distribución (VAD) definido por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
5. El esquema de inversión será predominantemente privado, salvo en el caso del plan de transporte
Un aspecto en el que queda de manifiesto el pragmatismo que le inyectó la incorporación al gobierno del viceministro de Energía y Minería, Daniel González, el alfil que eligió el titular de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, para ordenar la gestión del área energética, está dado por la decisión de que, si bien el Ejecutivo quiere que las nuevas inversiones en el sector estén en cabeza de los privados, se hará una excepción en el segmento de transporte eléctrico, la cual seguirá en cabeza del sector público. En los últimos 10 años, los avatares de la economía doméstica y la falta de claridad regulatoria en el sector impidió que los privados estén dispuestos a financiar ampliaciones en la red de alta tensión de 500 y 132 kilovolt (kV). De ahí que el sistema esté prácticamente saturado. González entendió esa dificultad. Por eso, promovió internamente que las obras de extensión de algunas líneas de 500 kV que son prioritarias se solventen con fondos aportados por la demanda, tanto la industrial como la residencial. En esa clave, el gobierno está diseñando esquemas regulatorios que permitan rollear —distribuir— entre todos los usuarios del sistema los costos de ampliación de la red de transporte eléctrico.
6. Se desarrollarán esquemas para la gestión de la demanda y se buscará implementar un esquema de almacenamiento
La Secretaría de Energía quiere crear un mercado para almacenamiento, potencia y gestión de la demanda eléctrica similar a los que existen en países desarrollados de Occidente y en algunos países de la región como Chile. Es una propuesta tan ambiciosa como compleja de instrumentar, porque requiere primero que se alinean varias condiciones precedentes que aún son inciertas en la Argentina.
Bonus track: mientras dure la transición de un mercado administrado como el actual al mercado libre que impulsa el gobierno, Cammesa mantendrá la competencia para exportar e importar energía, al menos hasta mediados de 2025.
