SANTIAGO A. GONZÁLEZ *
Existen temas sobre los que creemos saber, o al menos, conocer. Los verbos se utilizan ex profeso, ya que saber tiene varias acepciones [1], pero en lo que aquí interesa refiere a “estar instruido en algo”. Mientras que conocer, en sus diversas acepciones [2] difiere en tanto es averiguar por el ejercicio de las facultades intelectuales la naturaleza, cualidades y relaciones de las cosas.
Muchos dicen conocer el idioma, muchos menos hablan y se expresan con propiedad, muchos pueden conducir un vehículo, muchos menos saben conducir con propiedad, y así podemos replicarlo a infinidad de aspectos de nuestro quehacer cotidiano. Algo similar sucede en nuestra profesión (y más allá también) con la energía. Muchos creemos saber algo, muchos menos son reales expertos. Me parece relevante acudir al auxilio de la historia, que en muchos casos anticipa el presente, en el sentido de lograr la mejor regulación posible en el segmento de la distribución de energía eléctrica.
La regulación en materia de distribución de energía eléctrica, eleva el segmento a la categoría de servicio público [3]. Excede el presente, explayarnos sobre los conceptos dinámicos del servicio público, sobre los que hay sobrado y calificado material, sólo consensuaremos que importa para el caso, el mayor nivel de intromisión del Estado en una actividad determinada de los ciudadanos.
El 06.05.2022 la Secretará de Energía de la Nación (SEN) publicó la Resolución 330/2022 (la “Resolución”) [4] en un valorable intento por, entre otros: (i) dar cumplimiento a las metas legales asumidas en materia ambiental; (ii) contribuir con las pautas de diversificación de matriz energética y dar señales de relativa movilidad del sector de generación de energía eléctrica con fuentes renovables, conforme sus considerandos y el Objeto de la Convocatoria, Anexo 1.
Destaca dos categorías en pos de objetivos: (i) Proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar generación renovable en puntos de la red con cuyo aporte se disminuya/elimine restricciones de abastecimiento; (ii) Instalación de baterías y/u otros sistemas de almacenamiento en centrales renovables y/o en puntos de conexión de las redes de transporte o distribución (…). Haremos hincapié en este caso, en el primero de los objetivos de la Resolución
La convocatoria es a presentar manifestaciones de interés (“MDI”), en lo que puede leerse como un intento por “sondear” status, solvencia y capacidad en términos técnicos de las redes. No se aclaran en niveles de tensión específicos.
La información técnica complementaria [5] incluye la incidencia de generación forzada que busca desplazarse con futuros proyectos, que pueden presentarse por desarrolladores sean o no éstos, agentes del MEM.
Se “escuchan” rumores de una posible o potencial convocatoria mediante licitación pública tendiente a reemplazar aproximadamente 500 MW de generación forzada, con combustibles fósiles, con un período abierto a consultas.
Será medular definir las garantías, seguros, costos de capital, gastos y posibilidades de financiamiento de cada proyecto, en pos de generar los incentivos empíricos reales para lograr generación renovable a partir de ciertas MDI.
La generación es considerada de interés general, a la vez que determinados proyectos en el marco de las MDI, pueden presentarse en niveles de tensión propios de las distribuidoras provinciales, sin perjuicio de las PAFTT. Así algunos interrogantes a conocer, entre otros, pueden ser:
a) ¿Quiénes serán los sujetos habilitados a presentarse? Me refiero a personas jurídicas sean éstas del derecho público, del derecho privado, atento su diferente regulación, mecanismos de control, contabilidad, auditorías, etc.
b) ¿Podrán hacerlo las entidades cooperativas? Tan fuertes y relevantes en el segmento de la distribución de energía eléctrica en una zona núcleo del país, admitidas en las MDI, con sólidos argumentos para desarrollar y/o acompañar proyectos de emprendimientos solventes en sus zonas de influencia, con industrias relevantes en tanto grandes usuarios.
c) ¿Se permitirán las Uniones Transitorias reguladas a partir del Libro III, Capítulo 16, Sección 1ra del CCCN? ¿Podrán participar sujetos a través de contratos asociativos?
d) Deberán evaluarse legalmente estos requerimientos vinculados a las garantías y avales requeridos, tanto del mantenimiento de la oferta como de la ejecución del futuro contrato de compra venta de energía (“PPA”).
e) ¿Cómo se mitigará el “riesgo Argentino” por parte del comitente? Habida cuenta que los plazos de los contratos PPA suelen ser relevantes.
f) Disponibilidad del sistema de transporte.
g) Penalidades asociadas en caso de demora en los hitos, que resulten eficientes y generen claros incentivos a cumplir y que las partes cooperen recíprocamente.
Éstos y otros interrogantes habituales debieran ser especialmente considerados, ya que en varios casos, las MDI han sido presentadas por pequeños empresarios, o PyMES, o entes Cooperativos, o entidades de segundo grado, o municipios y/o comunas, lo que muestra como señal, que no debiera a priori aplicarse a raja tabla un copy and paste de los requisitos habituales utilizados para licitaciones de generación de energía eléctrica con fuentes renovables, atento que la potencialidad de nuevos jugadores en estas MDI, podrían no resultar tan permeables técnica, financiera, económica y culturalmente a los habituales requerimientos de grandes licitaciones internacionalmente estandarizadas. Me refiero a que un municipio, o una cooperativa de servicios, o una comuna junto a una SRL que desarrolla la idea necesitarán mayor soporte para instrumentar project finance, una SPV, obtener una PCG o avales financieros por varios millones dólares, acreditar la disponibilidad del terreno por el plazo indicado, sin “penalizar” en definitiva el valor ofertado del megavatio, así como de obviar el impacto social, y/o la importancia que este tipo de proyectos de pequeña y mediana escala puede tener en su región y/o comunidad. Valga como experiencia empírica, el caso de Renovar Ronda 3 [6], con importantes “aprendizajes” en el sentido descripto.
Por ello deviene relevante considerar:
+ Niveles de tensión en los que operaría el proyecto
+ Potencia máxima admitida por proyecto
+ Tecnología a utilizar y capacidad y/o potencialidad de ampliación / modularidad
+ Impacto en los PDI y nodos de cada región conforme Los Procedimientos.
+ Articulación con los actores institucionales.
+ Efectiva participación de nuevos actores en el segmento de generación en el MEM
+ Aptitudes ambientales de cada provincia según el lugar de situación del proyecto.
Argentina ostenta antecedentes suficientes en subastas de energía con fuentes renovables.
El marco regulatorio es de jerarquía legislativa tal lo impone nuestra Carta Magna [7] en el entendimiento que al hablar de la legislación refiere a las leyes en sentido formal emanadas de la función legislativa del poder, en cabeza del Honorable Congreso de la Nación.
Otras áreas de interés no cuentan con un marco regulatorio como el del transporte y la distribución de energía eléctrica, v.gr. las telecomunicaciones, el transporte, entre otros. Este “joven” marco regulatorio data de enero de 1992, y se integra con una vasta cantidad de normas, y leyes en sentido formal, entre las que destacan la ley 15.336 de 1960, con una encomiable vigencia, a pesar de los cambios acaecidos y las evoluciones normativas y tecnológicas, el Decreto reglamentario de la ley 24065, N° 1398, el Decreto 186 de 1995 y las más de 400 normas modificatorias a la fecha. Comprenderá usted a priori a qué apunto al diferenciar entre conocer y saber. A lo expuesto, debemos incluir desde ya institucionalmente en el sistema a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), y sus Procedimientos [8], una persona jurídica del derecho privado (¿del derecho privado?) [9] creada a través de un decreto del poder ejecutivo nacional N° 1192 en tanto Despacho Nacional de Cargas [10] del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) [11].
Es que el segmento de la distribución de energía eléctrica es competencia regulatoria de cada una de las provincias, conforme lo establece nuestra Carta Magna, ya que tales facultades no han sido delegadas por las provincias a la Nación, conforme el Preámbulo, arts, 1, 4, 5, 75, 121 a 125 inclusive. A su vez, la ley 15336 en su art 35 distingue los sistemas eléctricos nacionales, de los sistemas eléctricos provinciales. Corresponde a la jurisdicción federal, lo concerniente al sistema de interconexión nacional.
¿Cómo serán resueltas las controversias entre las partes? Podría existir cierta “competencia” de este tipo de proyectos, con un comitente potencial como el Estado al ser poder concedente, y la celebración de un proyecto en el marco del MATER. Esto es, para un inversor ¿Qué representa más eficiente y seguro en términos reales? ¿Venderle al Estado en pequeña escala?, con todas las externalidades ínsitas en el vínculo con el Estado, o ¿celebrar un acuerdo (PPA) con un offtaker privado? Máxime en el marco de la Res 330/2022 de punta de línea y como “alivio” a generación forzada, de pequeña escala. Claramente habrá varias aristas de esa respuesta vinculadas al peso en dinero y tiempo de diversas variables.
Las restricciones y barreras a este tipo de proyectos pueden identificarse (arbitrariamente) de dos clases: (i) técnicas, en tanto la falta de disponibilidad de capacidad de transporte, y (ii) de financiamiento y seguridad jurídica, de modo de aportar señales que permitan atraer inversiones de capital intensivo.
La prestación de la actividad de distribución de energía eléctrica, se desenvuelve en el marco de un monopolio natural, ya que hay sobrados estudios que muestran mucha mayor eficiencia para el consumidor o usuario final si existe una sola red, que si co existiesen multiplicidad de redes en una misma zona de exclusividad, para asegurar el mínimo costo razonable compatible con la seguridad del abastecimiento (Art 40 inc d MRE). Dicho de otro modo, el costo del capital y por tanto del servicio final sería extremadamente más elevado que si un prestador con una única red presta el servicio a múltiples usuarios de forma exclusiva. La forma de controlar ese monopolio natural por parte del Estado, es, entre otras medidas, someterla a la categoría de servicio público e imprimirle al prestador (Distribuidor) conforme el art 9 de la ley 24065 una enorme calidad y cantidad de obligaciones donde el Estado sustituye la prestación del servicio per se, por la facultad de contralor. Éste esquema regulatorio que nace en 1992, si bien es originalmente integrado a nuestro derecho positivo, no es nuevo, ni exclusivo, existe y se verifica en múltiples países y sistemas para el mismo tipo de servicio, con las diferencias técnicas y territoriales aplicables.
Una consecuencia empírica de la existencia de monopolio natural para el segmento de la distribución, así como para el transporte de energía eléctrica, tanto en alta como en extra alta tensión, es que económicamente los usuarios son cautivos, esto es, no pueden elegir el prestador del servicio, por lo que al sustraerse de las reglas del mercado, deja de existir un precio de la energía a abonar, para dar lugar a una tarifa, que sin excepción y en todos los casos fija el Estado.
A su vez, las distribuidoras se vinculan mediante los contratos de concesión y sus anexos, donde se fijan todas las obligaciones a que se someten, con las penalidades en que incurrirán en caso de incumplimiento.
A partir de 1991, con el dictado del Dec 634 de Reconversión del Sector Eléctrico, en uso de las facultades del PEN conforme la ley de Reforma del Estado 23.696, la regulación incorporó un proceso de desagregación y/o desintegración vertical y horizontal (“unbundling”). Desintegración vertical al separar (si bien de manera imperfecta) los segmentos de la generación, el transporte y la distribución. Y horizontal, ya que en algunos casos como la ex SEGBA, se generaron tres compañías, EDENOR, EDESUR y EDELAP.
Este proceso de desintegración y regulación del mercado eléctrico en etapas, con la co existencia de actividades de interés general (con fuerte regulación) pero en el marco de economías de mercado, y actividades que publicatio mediante, el Congreso elevó a la categoría de servicio público con sus marcos regulatorios novedosos, produjo no sólo importantes sino muy buenos resultados durante su pleno funcionamiento. Excede este trabajo, pero sobran los datos que muestran empíricamente métricas de generación disponible, kilómetros de líneas de alta, media y baja tensión, cantidad de estaciones y sub estaciones transformadoras, modernización de activos, seguridad del sistema, usuarios dentro del sistema de interconexión etc etc. Por ello menciono supra, que fue la mejor regulación posible. Lo que no implica 20 años después, que existan críticas, áreas de mejora, ámbitos regulados deficientemente.
Se estableció un mercado eléctrico mayorista (MEM) conforme el Dec PEN 634/1991 y un mercado minorista. En el primero participan los productores, transportistas y distribuidores, así como usuarios con una gran demanda fijada administrativamente. En el segundo participan los usuarios finales y consumidores con módulos de potencia bajos. No debemos olvidar que incluso desde la ley 15336, la energía es una cosa susceptible de valor económico [12].
Así, las diferencias técnicas entre transporte y distribución se vinculan, entre otras tantas, con los niveles de tensión. El transportista [13] comprende al llamado transporte troncal, esto es la infraestructura necesaria para la prestación del servicio público en Alta Tensión, y entre Regiones Eléctricas [14] y luego al transporte de energía eléctrica por distribución troncal, que vincula a los actores dentro de una misma Región Eléctrica.
Sin perjuicio de toda la regulación y doctrina existente sobre cada uno de los segmentos, así como de cada uno de los actores y partícipes del sistema, lo que sí resulta claro, es que la regulación de la energía, sobre todo hasta llegar al segmento del servicio público de la distribución es compleja, integrada, interdisciplinaria, interjurisdiccional, y dinámica, por citar algunas características. No avanzamos aquí con los casos de generación hidroeléctrica, mini hidro renovable, nuclear y otros, porque sería un verdadero abuso de su buena voluntad y disposición, y un exceso para mi intelectualmente.
Por ello, insisto en que saber, es diferente de conocer. Hay además otros actores institucionales que inciden directamente al segmento de la distribución, tales como YPF S.A. YCRT, Empresa Nacional de Energía (ENARSA), Entidad Binacional Yacyretá, Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), (CNEA) (NASA), etc etc.
A lo expuesto, dentro del segmento de la distribución, existe un universo insustituible de agentes, que suelen ser olvidados, que son el producto de una cultura del trabajo y del esfuerzo en el interior del país, esencialmente en la región centro y sur, como lo son las Cooperativas eléctricas, prestadoras del servicio público de distribución en ciudades más pequeñas, o localidades más alejadas, o zonas rurales, que integran el movimiento cooperativo junto a entidades de segundo grado y sin la cuales, varios cientos de miles de argentinos, así como de emprendimientos, no podrían recibir energía eléctrica como hoy día.
A partir del año 2001, con la sanción de la ley 25.561 y posteriores y concordantes, el sector energético, y el de la distribución no es la excepción, se vio inmerso en un sendero de incertidumbre, de cambios de reglas, de unidades de renegociación de contratos, de regulaciones en paralelo al marco regulatorio que nunca se derogó, de creaciones de fideicomisos, planes de incentivo, remuneraciones diferenciales, de esquemas de subsidios a diversos sectores con otros sectores, lo que la ley prohíbe en su artículo 42 inc. e), en muchos casos vulnerando los principios del marco regulatorio con medidas emitidas mediante decretos y resoluciones de entes estatales. Existe una enorme deuda de las distribuidoras con CAMMESA, que opera como comprador de la energía, atento que una Resolución (95/2013) de la Secretaría de Energía modifica la ley 24065, así como incertidumbre en la determinación del Valor Agregado de la Distribución (VAD) y sus componentes, entre otros.
Lamentablemente, hemos regresado a Entes Reguladores (energía y gas por red) de naturaleza autárquica y de carácter técnico que funcionan intervenidos por decreto del poder ejecutivo en uso de facultades delegadas por el Congreso de la Nación, con actos administrativos que se prorrogan cada año.
Tenemos todo el pasado por delante, implica que nos debemos un debate profundo de las políticas regulatorias que pretendemos para nuestra Nación en materia de energía, y específicamente en la distribución. No menciono el impacto del cambio que implica la ley 27.270, las leyes 25019, 26.190, 27.191, Dec 531/2016, Ley 24.424, y normas complementarias sobre compromisos asumidos internacionalmente sobre demanda de energía eléctrica generada con fuentes renovables, determinación de matriz energética, objetivos de transición energética a 2030 y 2050, el trabajo que se realiza en escenarios energéticos, con diversos actores que modelizan posibles realidades, la vigencia de usuarios que desde sus hogares pueden, a su vez, devolver excedentes de consumo de energía al distribuidor.
Asumo que los desafíos no son menores, y estimo necesario e insustituible el diálogo técnico, humano, el trabajo profesional y la fijación de metas claras en un horizonte de tiempo. Sobran los ejemplos del impacto que tiene la escasez de energía en una sociedad con escenarios complejos, incluso de invasiones a naciones libres en pleno siglo XXI. Saber, no es conocer. Existen varios ejemplos de países en la región sobre gestión de energías renovables. No como ejercicio de copiar puro y duro, sino como objetivo de análisis y estudio desde diversos sectores.
Transitamos diversas posturas que oscilan entre la gestión centralizada del Estado de forma plena en toda la cadena, hasta la más simple liberalización de sectores. Entiendo el camino debe basarse en reglas estables, claras, estandarizadas, aún con inequidades y dificultades, ya que no existen regulaciones óptimas para todos los shareholders. No contar con garantías mínimas de cumplimiento de la ley, de estabilidad, de capacidad para importar insumos, y sobre todo de incentivar la generación de divisas, ampliará la distancia entre los estudios y escritos, y los proyectos hechos realidad a la sociedad toda. Las conductas del Estado en el sentido de desandar lo dicho por el mismo Estado, genera que el sector privado incorpore esos riesgos en sus costos y en algunos casos se distancie de ciertos inversores dadas las calificaciones de deuda, de riesgo, de capacidad de re pago, de riesgo soberano, etc. La resolución no tendría una gran repercusión en volumen y/o cantidad de energía generada, pero si podría representar una oportunidad de reconstituir confianza, avanzar en tecnología, federalizar y dar señales claras para la generación.
Contamos con recursos humanos de altísimo nivel, con recursos de la naturaleza sobrados para generaciones venideras, con la 8va superficie mundial y un esquema poblacional que tiene todo por dar. Capitalicemos lo vivido. La historia nos insta, porque tenemos todo el pasado por delante.
[1] https://dle.rae.es/saber
[2] https://dle.rae.es/conocer
[3] Ley 24065 Art1: Caracterízase como servicio público al transporte y distribución de electricidad. Exceptúase, no obstante, su naturaleza monopólica, el régimen de ampliación del transporte que no tenga como objetivo principal la mejora o el mantenimiento de la confiabilidad que, en tanto comparta las reglas propias del mercado, será de libre iniciativa y a propio riesgo de quien la ejecute. La actividad de generación, en cualquiera de sus modalidades, destinada total o parcialmente a abastecer de energía a un servicio público será considerada de interés general, afectada a dicho servicio y encuadrada en las normas legales y reglamentarias que aseguren el normal funcionamiento del mismo. Y Decreto Reglamentario 1398/1992 PEN. Anexo I - Art 1: “(…) Atribúyese el carácter de servicio público a la actividad de distribución de energía eléctrica por su condición de monopolio natural. Su regulación deberá consistir en la fijación de las tarifas a aplicar y en el control de la calidad de la prestación del servicio (…)”
[4] Véase: http://servicios.infoleg.gob.ar/infolegInternet/anexos/360000-364999/364399/norma.htm
[5] Véase: https://cammesaweb.cammesa.com/mdi-renovables/
[6] https://cammesaweb.cammesa.com/miniren-ronda-3/
[7] Véase Constitución Nacional Art 42 3er párrafo: “(…) La legislación establecerá procedimientos eficaces para la prevención y solución de conflictos, y los marcos regulatorios de los servicios públicos de competencia nacional, previendo la necesaria participación de las asociaciones de consumidores y usuarios y de las provincias interesadas, en los organismos de control. (…)”
[8] Véase: https://cammesaweb.cammesa.com/los-procedimientos/
[9] Véase La naturaleza jurídica de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. en Revista Argentina de Derecho de la Energía Hidrocarburos y Minería (RADEHM) N° 10 – NIELSEN ENEMARK, Carlos A
[10] Véase Cap IX Art 35 Ley 24065.
[11] Conforme Res SE 137/1992 Art 6: Conjunto de instalaciones de transporte de energía eléctrica que integran el Sistema de Transporte en Alta Tensión y el Transporte por Distribución Troncal.
[12] ´CCCN Art 16: Bienes y cosas. Los derechos referidos en el primer párrafo del artículo 15 pueden recaer sobre bienes susceptibles de valor económico. Los bienes materiales se llaman cosas. Las disposiciones referentes a las cosas son aplicables a la energía y a las fuerzas naturales susceptibles de ser puestas al servicio del hombre
[13] Ley 24065 Art 7: Se considera transportista a quien, siendo titular de una concesión de transporte de energía eléctrica otorgada bajo el régimen de la presente ley, es responsable de la transmisión y transformación a ésta vinculada, desde el punto de entrega de dicha energía por el generador, hasta el punto de recepción por el distribuidor o gran usuario, según sea el caso.
[14] Conforme el Anexo 16 de Los Procedimientos de CAMMESA arts. 2, 3 y 4: se identifican como REGIONES ELÉCTRICAS a las que áreas que se enumeran a continuación: GRAN BUENOS AIRES, LITORAL, BUENOS AIRES, CENTRO, CUYO, NOROESTE ARGENTINO (NOA), NORESTE ARGENTINO (NEA), COMAHUE Y PATAGONIA SUR, cuya delimitación estará a cargo de la SECRETARIA DE ENERGÍA
* Abogado. Especialista en Derecho Empresario. Especialista en Energía (CEARE – UBA). Se ha desempeñado como asesor en compañías de telecomunicaciones, generación de energía convencional y renovable, cooperativas y constructoras
