Más allá de algunas resoluciones declarativas o programáticas publicadas en los últimos meses, el gobierno dio la semana pasada un primer paso real y tangible en la dirección de empezar a liberalizar el funcionamiento del mercado eléctrico, que durante las últimas dos décadas estuvo administrado por el Estado. La medida —que constituye el núcleo central de la reforma que impulsa el oficialismo— pasó relativamente desapercibida para el gran público porque se sustenta en una instrucción que no fue publicada en el Boletín Oficial, sino que fue cursada internamente como una nota de la Secretaría de Energía hacia Cammesa, la compañía mixta que se encarga del despacho de energía.

El documento, al que accedió EconoJournal, estableció una segunda tanda —la primera fue presentada en febrero de este año— de nuevos lineamientos técnico-comerciales que regirán la operatoria del mercado eléctrico mayorista (MEM), pero puntualmente le puso números a una compleja fórmula polinómica que se utilizará de ahora en más para definir cuál es el precio de buena parte de la energía que se genera en la Argentina.

Marginalismo adaptado

La idea del gobierno es que esos valores comiencen a reflejar los costos reales o marginales del sistema, pero como al mismo tiempo saben que liberar de un día para otro el precio de la electricidad provocaría un salto inmanejable de las tarifas optaron por avanzar con un paso intermedio.

El anexo de la Nota N° 91765098 de la Secretaría de Energía define que el precio de la energía en el mercado spot se calculará a partir de ahora y hasta diciembre de 2026 sobre la base del factor de renta adaptado (FRA) de 0,15 puntos, equivalente al 15% del costo marginal del parque generación en las distintas horas del día (CMgh). Esa es, tal vez, la principal variable que despeja el texto que lleva la firma de María Tettamanti.

La oficialización de ese valor incide en la materialidad del negocio eléctrico y por ende, afecta intereses de las empresas generadoras en función de qué tipo de centrales opere —por el momento, la resolución no parece haber generado reacciones contrarias, al menos no estridentes, entre los principales jugadores de ese segmento— y también abre un espacio para que se rediscuta qué parte de la renta integral del negocio capturan los generadores de electricidad y qué parte queda para los productores de gas, el principal combustible del sistema.

Más allá de eso, lo concreto es que al fijar un porcentaje bajo para calcular la rentabilidad de la energía en el segmento spot, el Ejecutivo descartó cambios radicales en el funcionamiento del mercado eléctrico en los próximos dos años. Eligió transitar, desde una lógica pragmática, por un camino menos ambicioso, pero mucho más controlado y realista. La macroeconomía no permite aún saltos discretos como los que proponen —la mayoría de las veces desde el desconocimiento del sector— algunos funcionarios del gobierno que se guían por miradas teóricas o excesivamente voluntaristas.  

El valor del FRA especificado por Energía inauguró un mercado marginalista ‘adaptado’ —a diferencia de un esquema marginalista tradicional como el que se aplicó en la década del ‘90— que no prevé un incrementa del precio de la energía que pagan los usuarios residenciales, pero sí una corrección al alza —menor que la esperada— para los grandes usuarios industriales que compren energía en el segmento spot (no contractualizado) del MEM.

Nuevo mercado

“Cuando se empezó a discutir la implementación de una apertura del mercado pensamos que el factor de renta para la potencia ‘vieja‘ (tal como se conoce en la jerga eléctrica a las centrales térmicas e hidroeléctricas que operan sin contrato en dólares y son remuneradas en pesos bajo un esquema de costo-plus) se iba a ubicar cerca del 30% o 0,30. Finalmente oficializaron la mitad de esa cifra”, indicó a EconoJournal el gerente general de una de las principales generadoras del país. La nota enviada a Cammesa por la Secretaría de Energía prevé, a su vez, que el FRA se irá encareciendo gradualmente a partir de 2027, cuando trepará hasta 0,25, y llegará al 0,35 en 2028, una vez que venzan los contratos de venta de gas para centrales térmicas rubricados para el paraguas del Plan Gas.

La fortaleza de esa decisión, desde la óptica del gobierno, es que permite mantener bajo control los precios de la energía para los hogares y evitar aumentos significativos para las industrias. El interrogante a responder es si el precio libre de la energía —que se determinará con un factor de renta más modesto del previsto inicialmente— será suficiente o no para traccionar nuevas inversiones en el parque de generación.

La reforma eléctrica que encaró el gobierno busca promover, de fondo, que grandes usuarios (GUDI’s) que hoy reciben energía de una distribuidora migren hacia el mercado mayorista y empiecen a firmar contractos de mediano y largo plazo directamente con generadores. El aspiracional es edificar un Mercado a Término (MAT) similar al que hoy funciona para las energías renovables (MATER), pero contemplando también a las centrales térmicas. “La lógica es que si las grandes industrias y comercios empiezan a firmar contratos en dólares a precios un poco más altos que los actuales, que a su vez se irán encareciendo en los próximos tres años, los generadores tendrán incentivos para invertir en la construcción o ampliación de centrales térmicas”, explicaron desde otra empresa.  

Más cambios

En lo formal, la segunda tanda lineamientos hacia la normalización del MEM, según el título que le puso Energía a la iniciativa, crea tres mercados: uno residencial o prioritario —que será cubierto con energía generada en centrales que poseen un contrato PPA vigente con Cammesa (RenovAr y resoluciones 21, 287 y 220, entre otras)—, que no prevé cambios en sus precios de energía; un mercado a término (MAT), que aspira a convocar a industrias y grandes comercios para que firmen contratos de mediano plazo con generadores para incentivar nuevas inversiones en el parque de generación; y un mercado spot, que seguirá comercializando de forma diaria energía no contractualizada para cubrir requerimientos excedentes de grandes usuarios o una necesidad adicional de energía de distribuidoras para cubrir picos de demanda.

Otra novedad de la regulación es que por primera vez se fijó una remuneración adicional para quienes instalen plantas de almacenamiento de energía con grandes baterías (BESS, por sus siglas en inglés). Esas empresas percibirán un pago adicional por potencia de US$ 9000/MW-mes a lo largo de 10 años. En la Secretaría de Energía creen que las baterías ofrecen un servicio de reserva que eleva la confiabilidad del sistema eléctrico, no sólo en el segmento de generación, sino también en la red de distribución como regulador de frecuencia.