Recientemente, sin embargo, el Poder Ejecutivo Nacional, por intermedio del Ministerio de Infraestructura y Vivienda, ha dictado nueva legislación que reformula importantes aspectos de la organización del sector, a saber, el Decreto 804/01 del mes de Junio y su posterior reglamentación.

Si bien esta nueva legislación no ha superado el rechazo planteado en el Congreso de la Nación (ambas Cámaras lo rechazaron entre Agosto y Septiembre), las medidas contenidas en el Decreto 804 deben ser analizadas desapasionadamente, aceptando la conveniencia de revisar hacia el futuro las falencias que aún persisten en la organización del sector y minimizar sus eventuales efectos negativos sobre el conjunto de la sociedad.

En efecto, en el mes de Junio del 2001, y haciendo uso de facultades legislativas especiales, que el Poder Ejecutivo argumentó haber recibido por medio de la Ley 25.414, el PEN –a instancias del Ministerio de Infraestructura y Vivienda– se dictó el Decreto 804 por medio del cual se procedería a una profunda reforma del sector eléctrico.

Según los considerandos de dicho decreto, el propósito de las reformas fue modificar aspectos de diseño que lleven a "ampliar el campo de la desregulación y reducir la participación del sector público en el sector". Concretamente, las principales modificaciones introducidas son las siguientes.

En el sector de generación se propuso que los generadores sean remunerados por la energía vendida, conforme a un procedimiento de despacho horario. Diariamente, los generadores realizarían una oferta libre de precios para cada banda horaria (en lugar de sus costos variables de generación), incluyendo toda su potencia disponible, y con independencia de los contratos comprometidos. Con esas ofertas, y según las demandas presentadas al MEM, se fijaría el precio spot horario por nodo. Así, el precio spot se calcularía diariamente sobre la base de ofertas económicas, en lugar de ser computado con información semestral sobre la base de costos variables de producción. Además, se eliminaría la remuneración por potencia disponible (algo innecesario si dicho seguro fuese obtenido efectivamente vía contratos).

Los demandantes (distribuidores y grandes usuarios) presentarían su pronóstico de curva de demanda con un día de anticipación y pagarían el precio del nodo de extracción, que se define por el precio que reciben los generadores más la remuneración de transporte.

Este sería un logro importante para la determinación de los precios spot nodales. En particular, se eliminarían las estimaciones de demanda y los precios estacionales, de forma tal que los nuevos precios brindarían las señales correctas de escasez y valoración de los usuarios.

Los distribuidores tendrían la obligación de abastecer toda la demanda (de acuerdo a su contrato de concesión) de usuarios finales que no tienen la posibilidad de contratar directamente en el MEM (y el incremento de esta demanda), acotando así lo previsto actualmente por la Ley 24.065. También serían responsables de realizar la transmisión de la electricidad a sus usuarios cautivos y a los grandes usuarios, desde el transporte o los nodos de generación.

El Decreto y su reglamentación requieren ciertas condiciones para trasladar el precio de los contratos a los usuarios finales. Para ello se define un precio de referencia, que es un promedio ponderado del precio de contratos (que cumplan los requisitos a detallar más adelante) y del precio spot horario por nodo. Con esto se pretende dejar de lado la tarificación estacional (existente desde el período pre privatización). Los distribuidores que soliciten generación forzada de unidades, producto de problemas (vgr., imprevistos) en redes locales, pagarían el costo de dicha generación, pero ese precio no formaría parte del precio spot horario (ni, por ende, del precio de referencia).

El Decreto determina que los demandantes de la energía asuman el compromiso de pagar toda su demanda al precio spot horario nodal, mientras que en caso de existir energía contratada serán los vendedores en dichos contratos los que asuman las obligaciones de pago frente al sistema en forma proporcional a los compromisos de sus contratos. Por otro lado, se mantiene la libertad en la contratación entre agentes del mercado. Una posible conclusión a partir de estas consideraciones es que la norma induciría a realizar contratos financieros por diferencias de precios. Los generadores deben cobrar el precio nodal por toda su generación y los demandantes deben pagar el precio nodal por toda su demanda. El contrato financiero de largo plazo (provisto que existe libertad de elegir qué tipo de contrato utilizar) proveería la protección necesaria por variaciones de precios.

Si bien las reformas propuestas dan flexibilidad respecto de la situación actual, dicha flexibilidad posiblemente debería ser mayor para poder evitar, por ejemplo, la remuneración de capacidad de generación de arranque "en frío", como de hecho se hace en el Decreto 804 (requiriendo en su defecto mantener dicha remuneración durante un período de prueba y transición al menos). Por ejemplo, si las distribuidoras firman contratos por más de 6 años con generadores ya establecidos agotando el límite permitido, entonces un nuevo generador podría tener problemas para lograr contratos para su producción futura en un porcentaje suficiente como para inducir la inversión. Sin embargo, la flexibilidad total (por la cual las distribuidoras podrían, en el extremo, contratar el 100% de su demanda a largo plazo) podría llegar a generar en el futuro importantes costos asociados con la obligación de cumplir contratos a precios mayores que los de mercado en caso de producirse cambios (vgr., reducciones) imprevistos en los precios ("stranded contracts"). Así, si bien claramente ciertas restricciones a la contratación son razonables, el balance logrado entre "flexibilidad" y "razonabilidad futura" posiblemente se haya sesgado excesivamente hacia la segunda dimensión en la actual legislación impulsada por el PEN.

El Decreto toma previsiones de transferibilidad de contratos a comercializadoras que pudieran surgir de una división de actividades. Esta medida es correcta, sobre todo, dada la evidencia en Inglaterra y Gales y Nueva Zelanda de distribuidoras que vendieron su parte de comercialización y se dedicaron a la distribución.

Se reconoce el carácter (legal) de agente del MEM a los comercializadores, de forma tal que estos participantes comenzarían a participar en el mercado spot mayorista, además de poder realizar contratos a término (como lo vienen haciendo actualmente).

El Decreto también modifica el régimen de ampliación de la red de transmisión, siguiendo los lineamientos aceptados a nivel internacional. Se reconoce que las inversiones en expansión son compatibles con las reglas de mercado, y se las distingue del transporte existente, que es considerado servicio público. La etapa de construcción de ampliaciones puede ser realizada por libre iniciativa y a propio riesgo. La intervención pública se limitaría al análisis de compatibilidad técnica con el sistema, al cumplimiento con los requerimientos de medio ambiente y a la relación con los transportistas sujetos a concesión. Esta medida es importante, teniendo en cuenta el pobre desempeño en inversiones en ampliaciones de transmisión. En particular, se permiten ampliaciones de libre iniciativa, excepto cuando afecten el interés general (vgr., confiabilidad) en cuyo caso se necesita una licencia por parte de la SEM. Las ampliaciones se financian con rentas de transmisión. Por otro lado, se propone eliminar el Plan Federal de Transporte de 500 kV, por el cual se financian ampliaciones con un recargo a pagar por los compradores de energía (y que va al Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal), reconociendo que se necesita de una participación estatal importante para la financiación y realización de inversiones.

Se definen derechos de congestión de la capacidad de transporte que son derechos específicos (comerciali-zables) a obtener la diferencia de precios nodales (rentas de transmisión) para quien realice la inversión de ampliación, siendo el Estado Nacional el propietario de los derechos ya existentes.

La reglamentación del decreto crea un Fondo de Remuneración al Transporte, definiendo los ingresos y el destino de los recursos relacionados al transporte. Los ingresos están conformados por i) la diferencia del precio spot horario entre los nodos ligados al vínculo, ii) un cargo por conexión (según valores vigentes en el período quinquenal en curso), iii) un cargo por capacidad, y iv) un cargo de confiabilidad (los dos últimos cargos dependen de la longitud de la línea). Los sujetos obligados al pago son en definitiva los usuarios finales. Estos recursos son utilizados para pagar las tarifas de los transportistas, pagar las rentas de transmisión a los tenedores de derechos de congestión, financiar ampliaciones del transporte realizadas para aumentar la confiabilidad del sistema, y pagar a transportistas independientes de conformidad con los contratos COM.

En una evolución a un sistema similar competitivo con un mayor rol del mercado en la asignación de recursos, resulta razonable constituir un despacho organizado con ofertas económicas (por parte de generadores/ comercializadores y distribuidores) sujetas a restricciones de seguridad, determinándose a partir de allí precios nodales en base horaria. La factura a pagar por el usuario final resultaría de una combinación de precios locales y precios que surgen de contratos de largo plazo, dejando de lado así la determinación centralizada como ocurre actualmente.

La ventaja de trasladar una combinación de precios spot horarios y de precios contratados es que los precios para los usuarios finales reflejan mejor las condiciones de escasez. Pero, por otro lado, se puede trasladar a los consumidores el riesgo de las malas contrataciones (esto se aplica para los usuarios cautivos, pero no sería un problema para los usuarios que pueden cambiar de proveedor rápidamente).

Vale decir, las modificaciones tienden a lograr una mayor desregulación del sector. Los cambios se producirían de manera inmediata en lo que respecta a la determinación de precios en el mercado mayorista y a la realización de inversiones de transporte a riesgo privado. También se observarían mejoras en la comercialización, producto de un mayor incentivo a la realización de contratos que puedan reflejarse en las tarifas finales. De esta manera –y corrigiendo, por supuesto, asimetrías impositivas existentes– se evitaría la asimetría entre distribuidoras y comercializadoras respecto de los precios finales que ambas pueden fijar (aún cuando no se ha ampliado el rango de usuarios que pueden hacer by-pass a las distribuidoras).

Así, estos cambios pueden identificarse como positivos en una perspectiva de largo plazo, máxime teniendo en cuenta que los nuevos incentivos de las distribuidoras a realizar contratos con los generadores permitirían estabilizar los precios en el largo plazo (frente a eventuales excesos de demanda que agoten la capacidad existente y permitan que los generadores adopten conductas estratégicas en ese momento).

Por otro lado, resulta criticable que dichos cambios no hayan contado con suficiente discusión, principalmente, porque se modifican derechos adquiridos (Transener perdería exclusividad respecto de las futuras ampliaciones, aunque se prevé que las expansiones no afecten los derechos adquiridos por los transportistas existentes) y decisiones de inversión ya adoptadas. La modificación por decreto de la legislación básica que regula el funcionamiento de esta industria, aún fallida, es claramente cuestionable y costosa en términos reputacionales ya que puede interpretarse como una fuente de "inseguridad jurídica".

Adicionalmente, la posibilidad de celebrar contratos de largo plazo permitiría que la capacidad de generación se ajuste al crecimiento de la demanda en el largo plazo. En ausencia de contratos este ajuste puede ser espasmódico -"lumpy"- en el corto plazo, ajustándose con rezagos a cambios en la demanda (puesto que la maduración de los proyectos de generación con ciclo combinado es superior a los 2 años) porque el precio sólo refleja las condiciones de corto plazo. Así, los contratos no aumentarán los precios de equilibrio de largo plazo del mercado mayorista, sino que lograrían estabilizar los mismos sin las fluctuaciones que pueden ocurrir en su ausencia debido a la discontinuidad de la inversión en generación. Además, si los inversores son aversos al riesgo, el nivel promedio de la capacidad de generación en presencia de contratos de largo plazo sería mayor que en ausencia de los mismos (dado que en este último caso los rendimientos serían más inciertos y variables). Esto implicaría una mayor capacidad en el largo plazo (comparada con la inversión en capacidad como respuesta a los precios de corto plazo) y por ende menores precios en el largo plazo (además, claro, de la menor oscilación ya comentada).

Algunos participantes del mercado también han señalado que los requerimientos previstos en la nueva legislación para contratar eran bastante rígidos (poco volumen contratable vía contratos de largo plazo –10% o menos del volumen contratable para contratos de más de 10 años y sólo 45% para contratos superiores a los 3 años–), relativizando la magnitud de los efectos positivos esperables.

En la Argentina, las reformas recientemente dispuestas por el Poder Ejecutivo a través del Decreto 804/01, aunque votadas negativamente en el Congreso, pretendían corregir algunas deficiencias presentes en la "transformación del sector" realizada a principios de la década de 1990 (evitando la intervención pública en el mercado mayorista, un traslado rígido de precios mayoristas a precios finales, y pocos incentivos a generación y transporte).

Por un lado, considerando al Decreto 804 como una propuesta a ser debatida (y no un intento apresurado de imponer reformas poco debatidas y que generan la percepción de inseguridad jurídica), los aspectos positivos de la misma son la concepción de mercado aplicada al comercio de electricidad (precios determinados por ofertas y demandas económicas, bajo coordinación del organismo encargado de despacho, y sin intervención gubernamental), el reconocimiento de que ciertas inversiones en expansión puedan realizarse por agentes privados descentralizadamente, y el traslado de los precios mayoristas (spot o contratados, aunque con algunas restricciones) a los precios finales.

Por otro lado, existen algunos aspectos que merecían (a aún merecen) estudiarse con más cautela, como son las posiblemente excesivas restricciones a la duración máxima de los contratos que celebren las distribuidoras y el cómputo de los precios de contratos transferidos a la tarifa final (pass-through), lo que en este último caso podría requerir cierto ejercicio de "yardstick" (pasando a tarifas los precios promedio de mercado de un índices de contratos y no los precios pactados individualmente por cada distribuidora), acotando así el "riesgo moral" que potencialmente existiría por parte de las distribuidoras para realizar contratos ineficientes.

En efecto, aún existen puntos pendientes para un análisis futuro. Por ejemplo, debería estudiarse más detenidamente el impacto de las reformas en los precios finales futuros (comparando con la situación actual pero también con posibles escenarios futuros en ausencia de reformas). También debería estudiarse el posible poder de mercado que puedan ejercer los generadores (en particular, distinguirlos de aumentos en precios producto de restricciones y aumentos en costos, y de posibles conductas estratégicas de corto plazo que responden a defectos en el diseño de mercado), no sólo en el presente y en el pasado reciente –donde ha habido un fuerte crecimiento en la capacidad de generación como resultado de la incorporación de plantas de ciclo combinado que operan con gas natural– sino también en el futuro inmediato en caso que se produzca una recuperación en el ritmo de crecimiento de la demanda que choque con el nivel de capacidad hoy existente (y que no se ha ampliado en los últimos tres años).

Al respecto, el debate en torno a si estas reformas permiten o no que los precios suban un 20% o más carece de sentido si no se tiene en cuenta qué tipo de evolución se espera en ausencia de una reforma. Primero, en ausencia de una restricción de capacidad, los contratos tenderán a reflejar los costos de corto plazo. Segundo, si la capacidad se vuelve más escasa, los precios aumentarán, pero también lo harían si generadores más caros son despachados de acuerdo con las reglas aún vigentes. De todas maneras, el aumento de capacidad de generación para cumplir compromisos contractuales sería más estable y más rápida (con inversores aversos al riesgo) que el aumento de la misma como respuesta a los precios de corto plazo. Consecuentemente, se esperaría una mayor capacidad y precios más bajos en el largo plazo, con menores oscilaciones en el corto plazo.