El actual proceso de desregulación del mercado eléctrico y la salida del modelo de "comprador único" liderado por Cammesa invita a las compañías de distribución a transformarse en actores comerciales activos.
En un entorno regulatorio que busca previsibilidad pero que aún carece de reglamentación fina, la descentralización, las asimetrías tarifarias provinciales y un cuello de botella crítico en el transporte configuran una agenda de transición tan urgente como desafiante.
Analizar esta encrucijada fue el objetivo del panel que moderó Julián Guarino, director de Shale24, en el marco del Shale24+Santander Energy Summit, y que reunió a Nadia Sager, CEO de Geinsa, y Fernando Pini, director del Grupo DESA.
La metamorfosis del distribuidor: del rol pasivo al desafío del autoabastecimiento
Como se sabe, el andamiaje sobre el cual se estructuró el sector eléctrico argentino durante las últimas décadas posicionó a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) en un rol de single buyer u omnipresente comprador único.
Bajo ese esquema, las distribuidoras operaban meramente como recaudadoras: recibían la energía, pagaban la factura a Cammesa y trasladaban de forma directa el costo regulado a la demanda final.
Pero la irrupción de nuevas normativas, fundamentalmente impulsadas por la Resolución 400, quebró esa inercia histórica para inaugurar un proceso gradual de recuperación de roles y desregulación de mercado en su etapa de transición.
Pini explicó: "El sector de distribución estaba totalmente relegado, es decir, no tenía otra cosa más que hacer que pagar una factura de Cammesa y trasladarlo a la demanda. La verdad es que habíamos convertido al sistema en un single buyer, porque Cammesa cumplía mucho de los roles y de las funciones que debían cumplirse del lado del generador, del transportista, del distribuidor… creo que hoy hay un proceso gradual de recuperación de esos roles".
Esta reformulación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) busca conducir al sistema desde una intervención estructural hacia un escenario más competitivo.
Sin embargo, no se trata de una desregulación a libro abierto, sino de lo que Sager definió como una “normalización adaptada”: "Esta que estamos atravesando es una normalización adaptada, porque justamente lo que busca es llevar desde una situación en la cual había una intervención, muy distinto a lo que se quiere lograr ahora, a ir a un mercado competitivo".
“El gran desafío político y económico del sector radica en transitar el camino hacia la liberalización pero manteniendo la legitimidad jurídica del proceso, lo cual implica respetar rigurosamente los contratos prepactados tanto en el segmento de la generación como en los compromisos de abastecimiento de gas natural articulados a través del Plan Gas, por ejemplo”, graficó Sager.
Para el eslabón de la distribución, el cambio de paradigma es drástico. La normativa vigente comienza a reconocer al distribuidor como un agente activo que debe gestionar y producir su propio autoabastecimiento, eliminando la tutela donde el Estado centralizaba la planificación de las compras.
"Hay que entender la complejidad que tiene la distribución desde el punto de vista de que tenemos una norma nacional, pero después tenemos las bajadas provinciales, y cada provincia es un mundo, la distribución es federal y, por lo tanto, lo que va pasando en cada provincia es otra cosa", advirtió Sager.
Por su parte, las empresas han tenido que asimilar el impacto de la quita integral de subsidios y vehiculizar los incrementos tarifarios hacia los usuarios en un esfuerzo por recomponer la estructura remunerativa del sector.
Con todo, la velocidad de esta adaptación encuentra un freno severo en las denominadas "mochilas del pasado" —deudas estructurales acumuladas— que restringen de manera directa la capacidad de acceso al financiamiento corporativo internacional en un momento donde las inversiones en infraestructura son críticas.
El nuevo tablero corporativo y los incentivos para retener a los Grandes Usuarios
La aceleración en los precios de la energía mayorista y la consecuente reconfiguración de los cuadros tarifarios han modificado drásticamente los patrones de conducta de la demanda industrial y comercial.
Históricamente, las distorsiones de precios desincentivaban la salida de los Grandes Usuarios de la órbita de las distribuidoras hacia el mercado abierto. No obstante, las normativas vigentes han eliminado las penalizaciones e igualado las condiciones de precios entre los usuarios que permanecen dentro del servicio regulado y aquellos que contratan por fuera, diluyendo las limitaciones técnicas del denominado Gran Usuario del Distribuidor (GUDI).
Al respecto, Sager comentó: "Lo que le está pasando a los grandes usuarios es que están viendo una factura muy elevada, un costo energético muy alto, entienden que están pasando muchas cosas y que hay que empezar a tomar acción, ya no es simplemente pagar la factura, hay que tomar acción, hay posibilidades de lograr mejoras, eficiencias, entrar en temas renovables".
Frente a facturas energéticas con un peso específico inédito en las estructuras de costos industriales, los consumidores corporativos se han visto obligados a abandonar la posición pasiva de abonar el servicio para pasar a una gestión comercial activa de su abastecimiento.
En este sentido, los datos oficiales de Cammesa reflejan una tendencia irreversible: un crecimiento sostenido en el ingreso de nuevos agentes al mercado. Esta migración masiva plantea a las distribuidoras la necesidad imperiosa de transformar su modelo de negocio, sentándose a dialogar con los grandes usuarios para ofrecer esquemas de valor agregado, soluciones de eficiencia energética y opciones de integración de energías renovables que excedan la discusión de la tarifa base.
“Necesitamos adaptar el sistema de distribución a sistemas resilientes, a digitalización de toda la red, con medición inteligente, a prepararnos para que esa desregulación que hablamos de la Resolución 400 y que hoy sólo abarca un aspecto del mercado, culmine con doña Rosa, digamos, y que aquel que quiera autoabastecerse y quiera ofrecer su propia energía remanente a la red pueda hacerlo sin producir un caos”, advirtió Pini.
El gran arbitraje de esta migración radica en las tarifas de peaje —el cargo que cobran las distribuidoras por el uso de sus redes para aquellos usuarios que le compran la energía directamente a un generador—. Actualmente, el sector advierte sobre la existencia de profundas asimetrías geográficas en los valores de peaje a lo largo del territorio nacional.
Comentó Pini: "Las tarifas de peaje va a ser una asignatura porque no puede haber tanta asimetría en tarifa de peaje dentro del país e inclusive la reacción de cualquier mercado regulado es recostarse contra la tarifa de peaje, con las tarifas de mediana y grande demanda y eso ya no va a poder ocurrir".
"La mochila del pasado es algo que está pendiente y que nos quita posibilidad de financiamiento, nos quita posibilidades de acelerar un poquito en ese proceso adaptativo".
Ante cualquier proceso de revisión tarifaria, la tendencia natural de un mercado regulado es recostarse sobre los cargos de media y gran demanda; sin embargo, si la tarifa de peaje y el Valor Agregado de Distribución (VAD) sufren distorsiones extremas, se enviará una señal de precios distorsionada que empujará aceleradamente a los clientes hacia el mercado libre, deteriorando los ingresos estructurales de las concesionarias.
Los tres factores de riesgo comercial y el cuello de botella del transporte físico
El horizonte regulatorio establece que, en un lapso de pocos años, a medida que venzan los contratos de abastecimiento con generación asignada que administra Cammesa, las distribuidoras deberán tener contractualizado de forma directa al menos el 75% de su demanda total.
Para que el sector esté en condiciones técnicas y financieras de asumir semejante volumen de riesgo contractual, resulta indispensable dotar a las compañías de garantías de neutralidad macroeconómica. En su concepción original, el negocio de la distribución no está remunerado para absorber riesgos comerciales de escala, sino para operar y mantener la infraestructura de red.
Para viabilizar este nivel de contractualización mediante subastas o contratos de largo plazo (PPAs), las empresas demandan la resolución urgente de, al menos, tres factores críticos que limitan su viabilidad operativa.
Uno de ellos lo explicó Pini: “Si hay aseguramiento del pass-through de los contratos a término habríamos resuelto uno de los riesgos que impide que nosotros podamos asumir ese 75% de la contractualización, a un precio que no sabemos si es el precio de descalce. Es imperativo consolidar un mecanismo regulatorio transparente que garantice el traslado automático y total del costo de los contratos a término hacia la tarifa del usuario final, neutralizando el riesgo de descalce financiero”.
"De hecho, la Resolución 400 posibilita contratos físicos, entonces si no tenemos un sistema de transporte no vamos a tener nada; escuchamos hoy que los generadores están ofertando renovables con sistema de transporte asociados, es decir que si el sistema de transporte no evoluciona, entonces no hay actuación posible", razonó Pini.
Más allá de la ingeniería financiera y de los lineamientos de la Ley Bases y sus normativas asociadas, la viabilidad de la desregulación choca contra una limitación física ineludible: la capacidad de transporte en alta tensión. El mercado de contratos actual opera fundamentalmente bajo una lógica de oportunidad a corto plazo porque la saturación de las líneas de transmisión impide dar sustentabilidad a proyectos de mediano y largo plazo.
En este sentido, Pini comentó: “En la Provincia de Buenos Aires hicimos un fideicomiso que inyecta aproximadamente 60 millones de dólares anuales en obras de alta tensión, y que demuestran que el sistema de redes puede expandirse con éxito si se alinea a la política regulatoria general. Si la expansión de las redes se delega exclusivamente a licitaciones puntuales de oferta atomizada, el sistema continuará resolviendo de manera aislada y nodal problemáticas que comprometen la estabilidad del sistema interconectado completo”.
“La transformación final del modelo requiere, aguas abajo, preparar las redes de distribución locales para un usuario que ha dejado de ser un mero consumidor pasivo para convertirse en un prosumidor activo. La proliferación de ofertas descentralizadas de autoabastecimiento y la inyección de energía remanente exigen inversiones urgentes en digitalización de redes, resiliencia de infraestructura y medición inteligente”, concluyó.
La meta última de esta transición es consolidar una normalización tarifaria sostenible que sincere los precios de la economía y devuelva a Cammesa a su función técnica original: la de un árbitro independiente de un mercado competitivo y no la de un comprador único estatal.