El nuevo rol de Cammesa en el abastecimiento de gas natural a la generación de electricidad

Por Charles J Massano, consultor especializado en regulación de ss.pp y negocios con energía

El 8 de julio de 2024, la Secretaría de Energía derogó, mediante su Resolución N° 150, otra de la misma área, pero del año 2005: la (ahora ex) Resolución 2022 del 22 de Diciembre de 2005 que, y junto a al estatuto de esa administradora como estaba redactado y vigente desde mediados de enero de 2005, habilitaba a la administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, CAMMESA, a adquirir y utilizar en beneficio del Mercado Eléctrico Mayorista, entre otras cosas (1), transporte firme y gas natural. Esos recursos eran luego (y a la fecha son) asignados, según se definía el despacho eléctrico, a los agentes generadores del MEM.

Esta nueva resolución devuelve la actividad de adquisición de gas y transporte a los generadores de electricidad. Como era antes de la serie de normativas que, con no mucha eficiencia ni demasiada transparencia, reguló la obtención de gas y transporte para la generación eléctrica; entre tantas otras cuestiones que, antes de 2004, resolvía (con mayor o menor eficiencia), un mercado desregulado.

1. Problemas para implementar la RSE N° 150/2024.

Un primer problema es que desde 2005, las generadoras de electricidad, junto a otros grandes usuarios, ya no pueden adquirir gas a las distribuidoras de gas por redes. Así que CAMMESA perdió la referencia de la tarifa ID (Interrumpible Distribución), que utilizaba para construir el Costo Variable de Producción (CVP), con el que luego realizaba el despacho económico de cargas. Hoy el ENARGAS calcula esa y otras tarifas para grandes usuarios, sin el componente de gas. Pero eso es, quizás, el menor de los problemas que la derogación provocó (puede resolverse construyendo una referencia ad hoc).

Otro problema es que hoy, muchas generadoras no tienen una estructura dedicada a la negociación para adquirir gas y su transporte en el mercado.

Y otro es que CAMMESA posee contratos de transporte en firme por aproximadamente 5,2 MMm3/día desde el NOA (hoy con poco gas disponible con origen en NOA y Bolivia); 5,6 MMm3/día desde TDF (que podría adquirir nuevo gas a partir de la disponibilidad aportada por el yacimiento Fénix y más adelante por otros yacimientos submarinos y eventualmente por el área Palermo Aike, SC); por cerca de medio millón de m3/día desde la Cuenca Golfo San Jorge; y por unos 100 mil m3/día desde Neuquén.

Así que habrá que definir varios asuntos como:

• Cómo y a quién va a ceder CAMMESA esa capacidad, si ya no puede brindar el servicio de transporte a los generadores que resulten despachados;
• cómo se va a determinarse la asignación de esos volúmenes entre las generadoras que tengan que llevar gas hacia el Norte desde NQ y por el sistema de TGN ya revertido, dado que, y sin considerar quién fuere a ser cesionario de la capacidad, el asunto dependerá de la regla general que se aplique a los cargadores de TGN que traían gas desde el NOA y Bolivia y deberán ahora hacerlo desde NQ. ¿Cómo se van a considerar esos contratos de transporte firme? ¿se les asignará un volumen similar, entre NQ y su destino original? Queda también por definirse la tarifa a aplicar a esos servicios.

Por último, surge el asunto de cuál sería el método adecuado para que los generadores adquieran el gas que consumirán para generar electricidad. Antes del 2005, y como CAMMESA utilizaba una referencia exógena (la mencionada tarifa ID), esa administradora no daba atención a cuestiones relacionadas con el mercado donde las generadoras adquirían gas y transporte. Era irrelevante para esa función si acaso existían o no condiciones competitivas en el mercado de gas y su transporte. Lo cual podía resultar en que generadoras integradas verticalmente con productores o comercializadores de gas (y de transporte), tuviesen ciertas ventajas económicas inherentes a esa integración.

Lo que sin embargo no incidía en el despacho que observaba los CVP; construidos con a) referencias exógenas para el costo del combustible (cuando es gas natural), que eran las tarifas ID que remuneraban, en un mercado regulado, la provisión de gas, transporte y distribución; y b) con la eficiencia térmica registrada para cada máquina de generación térmica convencional del sistema que usara ese combustible. Cabe mencionar que el despacho económico de cargas no incide en los arreglos de suministro de energía y potencia o PPAs (2) que vinculan a los generadores con la demanda.

Si frente a la ausencia de la referencia “ID”, hoy se optase directamente por utilizar los costos de combustible declarados por los generadores para construir los CVPs, entonces el asunto de la integración vertical y otras cuestiones que hace a la eficiencia en la determinación de precios en los mercados de gas y su transporte ganarían relevancia; si es que se pretende lograr un despacho realmente eficiente.

Sin embargo, y si confiamos ciegamente en las reglas del mercado, importará poco “saber” cómo y por qué los generadores construyen y declaran sus CVPs, ya que se asumirá que, en busca de la mayor rentabilidad, esas declaraciones serán inherentemente eficientes.

Aunque, y después de más de 200 años desde que (presuntamente en 1758) Vincent de Gurnay dijo “laissez faire, laissez passer”, la teoría económica ha realizado algunos aportes que nos permiten afirmar que es más probable que, si no están dadas las condiciones para que un mercado competitivo se desarrolle acorde a lo que la teoría económica dice (que debería ser un “mercado competitivo”); los precios que los generadores vayan a declarar puede que no reflejen los verdaderos costos económicos -que corresponden al valor de los recursos empleados- de la generación de electricidad.

Y ello así, porque es posible que una generadora verticalmente integrada con la cadena de valor del gas natural, decida trasladar rentas obtenidas en el mercado del gas natural y hacia el de generación de electricidad (3), y resulte despachada una máquina con menor eficiencia térmica que otra, sencillamente porque el generador calcula su CVP imputando al costo del gas uno menor (o mucho menor) al que logran las máquinas más eficientes, pero relegadas en ese proceso de despacho.

Y esto podría ocurrir, entre otras razones, porque el propio mercado de gas en nuestro país no es necesariamente competitivo: hay pocos actores que explican la mayor parte de la oferta y la posibilidad de que se colusionen, si no hay nada que lo impida, resultaría en precios menos eficientes que los que se obtendrían de una interacción entre oferta y demanda puramente competitiva. Si a eso sumamos la integración vertical, entonces las posibilidades de que los CVP declarados libremente sean los que responden a los costos de los factores económicos utilizados para generar electricidad, son menores o mucho menores al 100%.

Paradójicamente, la RSE 150/2024 enfiló el despacho eléctrico hacia un camino por ahora incierto y eventualmente, menos eficiente (o más ineficiente) que la situación anterior. Para decirlo más directamente: quizás hubiese sido preferible mejorar la normativa emergente de la RSE 2022/2005 que derogar la norma. Al menos, sin acompañar esa derogación con mejoras regulatorias (con el perdón de la expresión), que tendiesen a que la adquisición de gas y transporte que deberán realizar las generadoras, se realice en un ambiente competitivo.

Con el transporte, la situación es “menos grave”. El mercado por defecto del transporte de gas por cañerías es regulado. Aunque el mercado secundario de capacidad tiene un primer nivel de regulación determinado por antiguas resoluciones del ENARGAS (N° 419/1997 modificada por la N° 739/05), estas regulaciones no obstan para que algunos comercializadores y hasta productores sean cargadores firmes de transporte y pueden vender el “bundle” gas+transporte en los “city gate” de sus clientes, a precios que naturalmente reflejan sus ventajas relativas: los generadores que estén societariamente vinculados con quienes intervengan en cualesquiera de las cadenas de valor, gas y su transporte, podrán asignar rentas obtenidas en un negocio (gas o electricidad) al otro (electricidad o gas) y eventualmente en favor del negocio en el que su poder de mercado les permita obtener una mayor rentabilidad total.

Aunque estas cuestiones, admitamos, hasta ahora no han sido determinantes en la conformación de estos mercados: ni el de producción y comercialización de gas ni el de generación de electricidad.

Resuelto el problema de asignación de la capacidad de transporte y de los volúmenes de gas hoy contratados por CAMMESA (cuestiones no menores y que la RSE N° 150/2004 parece haber dejado para que sean atendidas por normativa aún no emitida), los generadores podrían volver a la situación de 2004, y adquirir gas y transporte por su cuenta. Y, como ya mencionamos, CAMMESA podría innovar, y sencillamente atender costos unitarios “declarados” por los generadores para ordenar el despacho económico. Sin que le importe si esos costos declarados reflejan o no los reales costos de generación. Ni tampoco la eficiencia térmica de las máquinas que queman gas y otros combustibles.

Ahora, como ya vimos (y si se desecha el pensamiento fundamentalista de mercado libre), eso no garantizaría que la actividad de generación de electricidad vaya a realizar una asignación eficiente de recursos.

Atacar la integración vertical a cualquier nivel, puede resultar en una maraña de regulaciones difíciles de aplicar y con aún mayor dificultad para medir su eficacia. Sí, creemos necesario mantener y controlar ciertas normas mínimas que intentan evitar que los actores de una industria (gas o generación) tengan una participación relevante en otra (generación o gas), de manera tal que puedan efectivamente ser determinantes de la conformación de esos mercados, y condicionar de manera ostensible las capacidades de esos mercados para lograr precios de equilibrio eficientes. Pero esas cuestiones ya están atendidas por las leyes N° 24.065 y N° 24.076 y sus reglamentaciones.

2. Subastas

“Un solo precio”, era un subtítulo de algo que, bajo nuestra firma, se publicó en 2018 (4), proponiendo la implementación de subastas de un único precio de equilibrio por evento para que se determinaran los precios y arreglos de abastecimiento de gas natural en general. Dijimos en aquel momento que “Las subastas que utilizan mecanismos de determinación de un sólo precio por evento, desincentivan los comportamientos estratégicos”. En efecto, mantenemos la opinión fundada en que “el incentivo es, para el que vende, a ofrecer el menor precio al que se está dispuesto a vender lo que se quiere vender; y para el que compra, ofrecer el mayor precio al que se está dispuesto a comprar, lo que se quiere comprar”. Y es definitorio que esas subastas tengan ofertas (para comprar y vender) que no permitan identificar a sus responsables, hasta el momento de suscribir los arreglos de suministro que surjan de ella.

La propuesta es considerar la realización de múltiples eventos, quizás varios al día, para distintos módulos de contratos estandarizados en volumen, plazo, porcentajes TOP y DOP y cláusulas de MU, cuyos estándares se ajusten a las necesidades de compradores y vendedores.

En los dos ejemplos que siguen (Figura 1) vemos dos eventos de subasta. En el primero (a la izquierda), la demanda que es satisfecha pagará 1,20/MMBTU y en el segundo, la oferta es agotada antes de satisfacer la demanda, por lo que habrá demanda remanente para un próximo evento (puede haber prorrata o priorizar la demanda que ofertó primero). En el ejemplo de la derecha el precio de corte es de 1,7/MMBTU.

Figura 1: Esquemas de subastas con un único precio por evento.

Fuente: elaboración propia

Es de gran importancia definir cada “mercado” en que se realicen las transacciones físicas que las subastas formalizan. Y eso va a depender de cómo termine definiéndose la estructura regulatoria (tarifas y contratos) del sistema de transporte de gas por redes. Creemos que en un esquema “Entry-Exit” como el que propusimos hace algún tiempo (5), este problema se resuelve más fácil, ya que los mercados sobre el que se realizarán las transacciones físicas se definen con límites mucho más amplios que si se mantiene el actual esquema de rutas de transporte.

Huelga mencionar que ya existe un ámbito apropiado y que fue concebido para esta función: El Mercado Electrónico de Gas (MEG), administrado por MEGSA.

La importancia de aplicar un sistema de subastas como el propuesto es que; si ese esquema logra el objetivo de obtener precios eficientes en la negociación, debido a que ésta se realiza en un mercado competitivo y anónimo; entonces los problemas de la integración vertical y colusión podrían resolverse aplicando ese procedimiento; porque, sencillamente, dejan de ser relevantes. Una situación similar a la que existía cuando CAMMESA valuaba el gas según la tarifa “ID” que determinaba el ENARGAS.

La RSE N° 150/2024 intenta, creemos, resolver dos problemas principales: devolver al mercado de combustibles para generar electricidad a un ámbito competitivo y eliminar los subsidios a la oferta de energía eléctrica.

La decisión de dejar de subsidiar la oferta de energía y potencia eléctrica y reemplazarla por subsidios a la demanda mucho mejor enfocados y administrados (y por lo tanto, requirentes de un mucho menor esfuerzo fiscal), no depende de la modalidad de contratación del suministro de combustibles para generar. Sin embargo, retirar subsidios impone comprometerse con un mecanismo de formación de precios del gas que evite que estos contengan rentas definidas en perjuicio de los consumidores (y a favor de la oferta). Así que el primer objetivo es altamente complementario del segundo. Y las subastas descriptas serían un instrumento útil para que el primer objetivo, la competitividad, alcance un mejor nivel de cumplimiento.

3. Agregación

Entendemos a la agregación como el proceso por el cual una entidad agrupa volúmenes de oferta o, para el caso que nos interesa ahora, de demanda de un producto, para negociar con los vendedores presentando condiciones de volumen y plazo que resulten de mayor interés para la oferta que se confronta. En general, para un vendedor de gas natural es más rentable tener un cliente con mayor volumen y plazo que otro del que se pueda obtener el mismo precio pero por menos tiempo o por un menor volumen. Sin embargo, las condiciones en que la oferta de gas pretenderá contratarse dependerá de varios factores, que cada oferente definirá intentando maximizar la rentabilidad de sus inversiones.

CAMMESA ha estado actuando como un agregador de gas para la demanda dedicada a la generación de electricidad. Sin que esa actividad estuviese necesariamente relacionada con los subsidios que CAMMESA asumía y que eran determinados por la diferencia entre el costo efectivo de la generación de energía y potencia y los montos de facturación que CAMMESA reclamaba a los agregadores de demanda eléctrica (las distribuidoras). Esos subsidios, mayoritariamente eran pagados por el fisco nacional. Y esa realidad está hoy cambiando, en tanto CAMMESA está facturando importes a esa demanda, cada vez más cercanos a su costo efectivo.

Ello no implica que la negociación de gas, cuando CAMMESA se aparte de la función de agregación, vaya a ser más eficiente; entendiendo por ello que los precios en ese mercado de gas sean similares a los costos marginales de la obtención y comercialización de ese gas en el largo plazo (si se pretende que haya reposición suficiente de reservas y se mantenga un nivel de oferta adecuado a las necesidades de la demanda).

Como agregador, CAMMESA (y cualquier agregador), puede comprar gas a distintos plazos y en distintos volúmenes que para cada generador per se pueden no resultar adecuados. En cualquier mercado que CAMMESA interviniese comprando como agregador (directamente con cada oferente u “over the counter” (6) con comercializadoras, o en un exchange con eventos de subasta tales como las describimos), lo hará con mayor capacidad de comprar según las mejores oportunidades que los vendedores ofrezcan: contratos más largos, más cortos, en distintas cuencas, con menores DOP o mayores TOP, y en cada caso, con mejores precios; dado que esas condiciones particulares pueden no ser aceptables por un generador, pero si por un agregador de demanda que recibirá gas de distintas características de ubicación (incluyendo los orígenes importados), plazo, volumen, precio, TOP, DOP, MU, etc.; y podrá recombinarlas en arreglos más convenientes para sus mandatarios. Lo cual no deberá implicar que lo hará con pérdidas económicas.

Además, el agregador puede comprar el gas necesario para abastecer los picos de invierno, más caro y a veces importado, y obtener un precio ponderado menor a aplicar a sus mandantes. Hemos visto ya como las actuales subastas de MEGSA de gas importado resultan desiertas y por lo tanto sigue siendo CAMMESA quien adquiere esos volúmenes para los picos de invierno, junto a los combustibles líquidos. Y de hecho esos costos son transferidos a los de generación y luego a la demanda de electricidad.

El esquema de la figura 2 expone la organización de los flujos de gas contratado en un mercado donde conviven CAMMESA como agregador, productores, generadores y comercializadores de gas natural. Las relaciones pueden involucrar al agregador o a comercializadores o no involucrar a ninguno de ellos, como la relación entre el Productor C y el Generador 2.

Figura 2: Organización de los flujos de gas contratado para generar electricidad con intervención de un agregador y un comercializador.

Fuente: elaboración propia.

4. Mercado a término o de contratos de energía y potencia (PPAs)

Ninguna de estas características altera el llamado “mercado a término” donde se negocian contratos de compra-venta de energía y potencia eléctrica, que no influyen en el despacho económico de cargas y la formación de precios spot que son empleados por CAMMESA para la liquidación de los importes que cada agente de la demanda deberá pagar por la energía y potencia que recibió del sistema (7). Al contrario: esos contratos a término serán más fáciles de administrar, si los generadores pueden reducir el riesgo de abastecimiento (precio y disponibilidad), contratando su suministro de gas y otros combustibles con un agregador.

5. En conclusión:

Que CAMMESA continúe prestando la función de agregación sería beneficioso para los generadores de electricidad que consumen gas natural y otros combustibles nacionales e importados. Esa función no sólo no reduce sino que eventualmente aumenta la eficiencia en la formación de los precios de gas. Y facilita la administración de los costos de generación de electricidad por parte de esos agentes, así como la de los contratos a término que suscriban para la venta de energía y potencia (PPAs).

Pero, y si bien es ventajoso para los agentes generadores, la agregación no es indispensable. Creemos, sí, que contar con un ámbito de negociación en competencia, anónimo y permanente de subasta de contratos estandarizados de compra-venta de gas natural y para cada ámbito físico (sistema de transporte de gas o nodo de ese sistema) en que esas negociaciones puedan ocurrir, es indispensable para la formación de precios eficientes del gas natural. Y un elemento ineludible para proceder con el retiro de subsidios a la oferta de gas natural y de electricidad.

Entendemos que la agregación no necesita de un arreglo institucional específico, y puede ser abordada por comercializadores privados; que procurarán lucro en esa y cualquier otra actividad de comercialización que realicen. En el caso de la generación de electricidad destinada al mercado público, que CAMMESA lo haga es una ventaja que creemos indicado aprovechar. CAMMESA ya lo ha hecho y además del “know-how”, no necesita agregar un mark-up u honorario a los costos de adquisición de combustibles en los que incurra.

Por último, las ventajas de la agregación también asisten al mercado de adquisición de gas natural destinado al mercado cautivo de las distribuidoras de gas por redes (que per se, son agregadores). Pero a diferencia de CAMMESA, las distribuidoras de gas no tienen un incentivo a obtener mejores precios por el gas que adquieren, mientras haya un proceso de reconocimiento de los costos de su adquisición en las tarifas máximas que el ENARGAS les autoriza. Pero esto es motivo de un análisis específico que no abordaremos en esta contribución.

NOTAS:

1. La operatoria derogada también viabilizaba que CAMMESA adquiriese gas natural y GNL importados y combustibles líquidos para generación.

2. Purchase Power Agreements, contratos entre generadores y grandes consumidores registrados por CAMMESA y que no inciden en la operatoria spot del Despacho Económico de Cargas. Ver nota 7.

3. Dependiendo de cómo esas rentas se maximicen en uno u otro de esos mercados y de la manera en que los agentes tomen sus decisiones.

4. “Como determinar los precios del gas natural en el mercado argentino”; Econojournal.com.ar; 18/09/2018.

5. “¿Nuevas tarifas para el sistema de transporte?, en energiaynegocios.com.ar, Marzo de 2024; y “Principios para la reconstrucción de la relación entre el Sistema Tarifario y el Requerimiento de Ingresos del Sistema de Transporte de Gas Argentino”, en Panorama del sector energético, N° 38, Abril de 2024; CIEPE, Esc. De Economía y Negocios, UNSAM; Argentina.

6. En los mercados “over the counter”, por oposición a los “exchange”, las garantías de suministro son las que pueda ofrecer la comercializadora que agregue la demanda. Los exchange exigen garantías pecuniarias contingentes a todos sus participantes. MEGSA es un “exchange” de gas.

7. Aunque sí al revés: los precios spot son una referencia básica para la negociación de contratos a término.

Glosario:

City gate: Punto de entrega de gas natural desde el sistema de transporte a instalaciones para su utilización o a un sistema de distribución por redes.

DOP o “Deliver or Pay”: Compromiso del vendedor para entregar un volumen de gas contratado mínimo en un período determinado y punto o puntos de recepción del sistema de transporte.

MU o “Make Up”: Capacidad de recuperar en períodos posteriores el volumen de gas contratado y pagado pero no retirado en el período originalmente previsto en el contrato.

NOA o Noroeste Argentino: Subzona de recepción de gas en el sistema de transporte, ubicada en el Noroeste del país y que recibe gas de la cuenca productiva del mismo nombre (en franca declinación) y de Bolivia (también declinante).

NQ o Neuquén: Subzona de recepción de gas en el sistema de transporte, ubicada en la provincia del mismo nombre y que recibe gas de la cuenca homónima, y particularmente de la formación de esquistos “Vaca Muerta” ubicada en ella.

SC o Santa Cruz: Sub-cuenca productiva homónima (que forma parte de la Cuenca Austral), que inyecta gas al sistema de transporte en la Subzona Santa Cruz Sur.

Sistema de transporte: sistema de transporte por cañerías de gas natural, operado bajo licencias, autorizaciones o concesiones, reguladas por las leyes N° 17.319 (concesiones y autorizaciones) y N° 24.076 (licencias).

TDF o Tierra del Fuego: Subzona de recepción de gas en el sistema de transporte, ubicada en el extremo Sur de la cuenca productiva Austral y que recibe gas de esa cuenca y de la cuenca Marina Austral.

TOP o “Take or Pay”: Compromiso del comprador para pagar un volumen de gas contratado en un período determinado, haya o no retirado el total en el o los correspondientes puntos de recepción del sistema de transporte.