"La emergencia y su impacto en la regulación de los contratos en el

"El desafío de afirmar y reconstruir el mercado eléctrico: sus ventajas e
inconvenientes ".
Roberto Sobre Casas.
SUMARIO:
I.- PRESENTACIÓN DEL TEMA
II.-ANÁLISIS DEL CAMBIO
III.-LA INDUSTRIA ELECTRICA ARGENTINA.
IV. LA CRISIS MACROECONÓMICA ARGENTINA
I.-PRESENTACIÓN DEL TEMA
La industria eléctrica ha cumplido en la década de 1980 su primer centenario. Esta
industria ha sufrido transformaciones sustanciales que son producto del cambio de una
regulación pública del sector con intensa intervención del Estado, ya sea mediante la
gestión de empresas públicas o privadas y con economías de escala, resultantes de elevadas
inversiones que exigía la industria y que la configuraban en su integridad como monopolio
natural, a una industria donde se ha introducido competencia en sectores de generación y
comercialización de la electricidad.
Las empresas públicas o privadas, con gran regulación estatal- intervencionista que han
gestionado la industria en sus primeros cien años, ha dado paso en varios países den los
cuales se ha producido un cambio de titularidad y gestión por empresas privadas, a las que
se reconoce su autonomía empresarial y el respeto de sus derechos de propiedad y libertad.
Este modelo se rige por reglas de mercado, en los procesos de producción y
comercialización, donde el desarrollo tecnológico ha permitido introducir competencia.
La coordinación de la transmisión y de la distribución de la electricidad presentan hasta el
momento en que se escriben estas páginas una estructura de monopolio, producto de sus
economías de escala donde una sola empresa es capaz de alcanzar menores costos que
varias.
En materia de redes, sean de alta o baja tensión, su duplicación no produce costos
decrecientes sino que los incrementa, haciendo inviable la aplicación a estos sectores de las
reglas de mercado.
La incorporación en la producción y comercialización de energía de reglas de mercado,
aunque gestionen una competencia regulada, obligan hoy al estudio de las contrataciones
que conciertan los agentes de estos nuevos mercados. Las negociaciones contractuales,
tanto en el mercado “spot” o instantáneo como en los contratos a término que permiten a
los negociantes de estos mercados compartir o dispersar los riesgos que produce la
volatilidad de precios del mercado instantáneo.
Esta reflexiones nos conducen a interrogarnos acerca de cuál es la organización
institucional del mercado donde estos contratos se gestionan, cómo inciden los
condicionamientos técnicos y económicos de la industria en el diseño no sólo de los
contratos, sino también de los submercados donde se gestionan los mismos.
Para abordar estos problemas ha sido necesario elaborar un marco teórico adecuado a la
naturaleza del objeto de investigación, básicamente complejo. Para la construcción de ése
marco teórico ha resultado funcional y eficiente la teoría de sistemas.
La producción, transmisión y venta de electricidad constituyen un sistema con todas las
características que los mismos presentan; es decir autoorganización y autoreferencia. Su
calidad dinámica e interactiva se manifiesta, no sólo con sus propios elementos sino
también vinculados con otros sistemas; por ejemplo la conexión del sistema eléctrico con el
del gas, los sistemas informáticos de medición, o las propias interacciones con mercados de
energías primarias.
II. ANÁLISIS DEL CAMBIO
II. 1.Evolución del sector eléctrico.
En la industria eléctrica durante muchos años – diríamos sus primeros cien años – su
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gestión como monopolio natural resultaba apropiada.
Las plantas de generación eléctrica inciden en las dos terceras partes de la inversión
económica total del sistema, de allí que cuando por la innovación tecnológica fue factible
diseñar plantas de menores dimensiones y de gran capacidad de producción, producto de la
evolución científica, lo cual produjo la desintegración de sectores en el sistema eléctrico, lo
que se ha llamado “la desintegración vertical de la industria eléctrica”
.
Antes que fuera factible esta innovación tecnológica, la regulación jugó un papel
importante desde los comienzos de la industria eléctrica, aún en países de gran tradición de
mercado como el caso de los Estados Unidos, donde se desarrolló una amplia doctrina de la
regulación de las compañías suministradoras de electricidad.
La posibilidad de que exista en la producción de energía competencia, configura una
referencia a que en la regulación general de la industria ante procesos privatizadores, se
aseguren condiciones tales como: a) estructura del mercado donde se ha de competir, esto
es la existencia de un número suficiente y equivalente de vendedores y compradores, b)
grado de diferenciación subjetiva para elegir entre productos competitivos, c) ausencia de
barreras a la entrada de nuevas empresas d) grado de integración vertical existente, esto es,
el circuito integrado desde la producción de las materias primas a la distribución de los
productos, como su grado de diversificación en líneas de productos. Si el circuito está
integrado por uno o por pocos operadores, es decir si hay concentración en una o en pocas
empresas, habrá poder de mercado monopólico y no habrá competencia.
El desafío de fines de los años ochenta ha sido el considerar la energía eléctrica como un
producto que puede ser separado comercialmente de la transmisión. Esto implica un
cambio, puesto que, durante cien años -dicen Sally Hunt & Graham Suttlewort-, se ha
supuesto que la electricidad y su distribución, estaban inexorablemente unidas
.
Desde hace algunos años es posible separar al menos comercialmente la energía, de su
transmisión o transporte. La energía se transforma en un producto que puede venderse y
transportarse de un lugar a otro como cualquier otro producto y su cadena de distribución y
comercialización operará por las redes de transporte.
Esta factibilidad de separación comercial, permite la competencia en la generación del
producto por su venta a grandes consumidores o clientes, distribuidores y por qué no a
pequeños clientes como los consumidores finales no industriales o comerciales.
La importancia del mercado eléctrico radica en que permite comprar electricidad a un
precio menor que el ofrecido por tarifa regulada, aún sumados los costes de transporte y de
distribución. La diferencia de precios proviene de que el mercado reconoce los costes
marginales y no los costes hundidos o históricos, resultantes de atender decisiones de
inversión en una gestión planificada, incluidos en la tarifa regulada, los que se proyectan en
un horizonte de largo tiempo en cuanto a su recuperación, en tanto que el coste marginal se
refiere al coste actual.
II. 2.El mercado eléctrico.
Para que haya mercado en materia de producción eléctrica, las instituciones del Estado
deben asegurar cuatro libertades:
*Libertad de ingreso al mercado, es decir que no haya barreras de entrada lo que permite la
participación de nuevos jugadores o agentes.
*Libertad de acceso a la red de transmisión y a las infraestructuras. Quienes son
propietarios de las redes deben asegurar una posición de neutralidad al acceso por parte de
quienes negocien sobre la misma, sin perjuicio de que los acuerdos entre los usuarios de la
red y sus propietarios sean negociados o reglamentados.
*Libertad de contratación y formación competitiva de precios.
*Libertad de inversión
.
Las características que identifican el mercado eléctrico tiene particularidades singulares por
las cualidades del producto que comercializa.
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Para comprender la organización del mercado eléctrico corresponde hacerse cargo de la
complejidad del transporte de la electricidad, que es mayor a la de transportar otros tipos de
productos, al punto que hasta el momento no se ha podido almacenar la electricidad, como
es factible hacerlo con el petróleo o con el gas. Por esta razón el transporte de la
electricidad representa un desafío, al necesitar su aprovisionamiento seguro, suficiente y
estable de un adecuado despacho técnico que mantenga la transmisión de energía en
condiciones de seguridad relativas a la tensión y a la potencia del sistema.
La transmisión requiere un flujo de electricidad de una fracción de segundo; de lo contrario
el sistema quedaría fuera de control. En términos físicos, la producción y el transporte están
íntimamente relacionados.
Una compañía de transmisión debe tener posibilidad de asegurar producción de energía
eléctrica en mayor capacidad que la efectivamente transportada. Es decir, debe tener una
capacidad de reserva disponible para que el sistema funcione eficientemente. Si atendemos
a este dato, se advierte la complejidad del tema, pues en una adecuada evaluación de los
costos, es necesario prever aquellos que constituyen la reserva que el sistema exige.
Los costos que generan las transacciones pueden alcanzar tal magnitud, que resulte en
demasía oneroso negociar, ejecutar y litigar los contratos, a punto que no valga la pena
intentarlo. De ser esto así, resulta funcional mantener las actividades con una sola firma, en
la cual un gerente gestione ambas actividades.
Siguiendo a Ronald Coase se definen estos costos de negociación, ejecución y litigio como
“costos de transacción”
Estos costos de transacción son los costos asociados con la realización de contratos para
reemplazar mando y control requieren entre otras cosas:
a)
Un sistema regional de transmisión-coordinación con plantas generadoras
interrelacionadas.
b) Un mecanismo para una planta generadora de despachos que reconozca la
necesidad de un control físico cada segundo, pero que permita y aliente un envío
económico a menor costo.
c)
Algún método para coordinar la responsabilidad y el mantenimiento de la unidad.
d) Algún método para que se construya la capacidad generadora adecuada.
e)
Algún método para asegurar un costo mínimo de un sistema amplio.
f)
Algún método para tratar emergencias
Los inicios de este proceso de cambio en un país concreto se produjo en el Reino Unido,
donde se experimentó la factibilidad de un mercado eléctrico en la generación con una
doble reforma del sistema eléctrico anterior de este país (Empresa pública integrada
verticalmente), la que fue desintegrada en segmentos de producción, transmisión y
distribución, y transferidos sus activos a empresas privadas.
II.3. Las desafíos para la institucionalización del mercado eléctrico:
En el caso eléctrico, la complejidad tecnológica plantea problemas de información, que
hacen difícil delimitar con precisión el alcance de los derechos de propiedad, tanto en
cuanto a hacer uso del bien, como el permitir o excluir su uso por terceros y/o venderlo o
enajenarlo de una u otra forma.
Las asimetrías informativas de los operadores pueden ser de diversa índole: tanto en
referencia a los costos marginales de producción en cada unidad de tiempo que se subasta
en el mercado, como de los precios de los insumos que permiten el funcionamiento de las
plantas y su aprovisionamiento, o el cálculo de la rentabilidad de la inversión y proyección
de la misma en el tiempo –dato éste de vital importancia para el acceso al financiamiento–.
Estas asimetrías obligan al desarrollo de normas claras y transparentes que regulen el
mercado, para poder garantizar el cumplimiento de las obligaciones por sus agentes.
Los problemas de información dificultan la coordinación de la actividad económica. Las
empresas que actúan movidas por su propio interés sólo están dispuestas a compartir
información si ello no les ocasiona un perjuicio, pero a medida que se desarrollan los
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mercados surgen mecanismos institucionales que propician la seguridad jurídica y facilitan
la cooperación entre empresas
.
A partir de la experiencia del “pool” británico, la mayoría de los países que han iniciado un
proceso de liberalización en el sector eléctrico, han coincidido en la necesidad de la
creación y regulación de un mercado al contado de producción de energía eléctrica, en
especial por la necesidad de mantener un equilibrio continuo entre la oferta y la demanda
en cada instante, ante la imposibilidad de almacenar la energía eléctrica; lo cual impone
que, tanto productores como consumidores calificados, estén obligados a concurrir a este
mercado por la compra–venta de sus faltantes o excedentes
.
La constitución del mercado es el desafío inicial de la nueva regulación, más no su último
objetivo. Hay una serie de factores a considerar; por citar algunos: la liberalización de los
costes de fuentes primarias de producción eléctrica, su dimensión adecuada, su interacción
con otros mercados nacionales, la conformación empresarial de la producción eléctrica que
asegure una efectiva competencia, los adecuados incentivos económicos para la operación y
expansión de la red de transporte, los programas de desarrollo de energías de mayor
beneficio medio-ambiental.
La obligación de que las transacciones pasen por el “pool”, permite su adaptación a las
exigencias o correcciones técnicas, necesarias para mantener la fiabilidad y la seguridad de
las redes de transporte e interconexión.
La canalización de las transacciones mayoristas a través de un mercado de contado, cuyas
normas deben ser aceptadas por todos los agentes del sistema, permite definir con precisión
los derechos de propiedad sobre la red y los derechos y obligaciones emergentes de la
contratación multilateral o pluricontrataciones. Es factible acordar precios horarios a la
energía, información de vital importancia para los agentes del mercado, como para
eventuales nuevos operadores y agentes de mercados conexos.
El sistema de un “pool” con despacho centralizado no impide a los agentes celebrar
contratos bilaterales, y aún más, éstos son necesarios para cubrir, gestionar o desplazar
riesgos de volatilidad de precios mediante contratos por diferencias, con precios fijos u
opciones de precio que cubran a los generadores ante descensos de precios y a los
compradores por aumentos.
También resulta auspicioso un mercado de contratos de futuro, que permita desplazar los
riesgos de precio del “spot” y genere un margen más amplio de opciones de negociación
entre los agentes del mercado
.
II.4.Conclusión:
El cambio de modelo se resume en el paso de un sistema de remuneración en base a costes,
a una remuneración en base a precios en la generación, donde se buscan señales
económicas a través de las fuerzas del mercado, propiciando en lo posible la eficiente
asignación de recursos
.
III. LA INDUSTRIA ELECTRICA ARGENTINA
III. 1 .El proceso privatizador: Sus aspectos significativos.
Los responsables de la política energética partieron de la idea de desintegrar verticalmente
al sector sin que a la fecha de la privatización, y quizás aún cuando se escriben estas líneas,
haya comprobación empírica de la bondad del sistema de mercado, sobre el de las
economías de escala; pero existen evidencias de las desventajas de estas últimas
(gigantismo, burocracia, hegemonías monopólicas) que en la experiencia argentina
produjeron resultados adversos.
En el caso argentino, el nuevo esquema de desintegración vertical y horizontal implicaba
transferir tres empresas nacionales a tres grupos controladores con la transferencia de un
poder económico de elevada incidencia política. Es ilustrativa la referencia al patrimonio
neto de SEGBA que significaba casi un 3% del PBI.
La desintegración vertical introdujo competencia y la reestructuración de la industria.
Las unidades de negocios se dividieron en: generación, transporte y distribución.
La generación se declaró actividad de interés general, pero sin ser servicio público, en tanto
que el transporte y la distribución sí se calificaron como servicios públicos; por lo que, en
la primera de las actividades, existe acceso amplio si se cumplen los requisitos establecidos
por la reglamentación.
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El operador del mercado es la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista
S.A. (CAMMESA), que se organiza como una sociedad anónima, creada por decreto 1192
en julio de 1992. Esta sociedad anónima tiene un paquete accionario distribuido en cinco
partes iguales (20% cada uno) y está integrada por el Estado Nacional y por las
asociaciones que representan a los generadores, distribuidores, transportistas y grandes
usuarios del mercado eléctrico.
III.2.Contratos de compraventa de electricidad.
En el sistema eléctrico argentino se ha previsto como en el anglo - galés y español un
mercado instantáneo de compras y ventas de energía conocido como mercado “spot”,
donde en cada fracción horaria dada se casan las ofertas y demandas de generadores,
distribuidores y grandes usuarios y se administran los abastecimientos contratados en
contratos a plazo por generadores y consumidores.
La operatoria de este mercado consiste en la casación de las ofertas hasta la cobertura de la
demanda en la fracción horaria; se establece como precio “spot” el valor de la última
unidad ofrecida para cubrir la demanda.
Los agentes del mercado pueden gestionar sus ventas y sus compras por contratos
bilaterales entre el productor y el comprador – distribuidor, gran usuario. Y pueden as vez
operar en el mercado “spot” del MEM, que funciona también como reaseguro donde se
transan las diferencias no cubiertas por los contratos bilaterales y que han de ser provistas
en el mercado “spot” si hubiera en el mismo capacidad excedente.
El operador de despacho en Argentina, coordina tanto las operaciones físicas del sistema
como la liquidación las operaciones de compraventa de electricidad producidas, de acuerdo
a la información suministrada por los sistemas de medición de las compras efectuadas en el
mercado “spot” y la de los contratos. Las primeras, de acuerdo a los precios de fracción
horaria que establece la norma y los segundos de acuerdo a los valores pactados.
III. 3. Análisis del Mercado Eléctrico: Distintos niveles.
En el Mercado Eléctrico Mayorista Argentino se encuentran limitados o impedidos en la
configuración de las estipulaciones del contrato, tanto los vendedores como los
compradores.
En efecto, la libertad de los agentes que participan en el mercado “spot”, es la de optar por
contratar en éste o recurrir a contratos con determinado proveedor o proveedores concretos.
Por lo tanto, el primer interrogante formulado relativo a la existencia de contrato o de
regulación, ha de responderse por el primer término: hay contrato, pues el agente del
mercado mayorista tiene la libertad de contratar sus ventas o compras de electricidad en el
mercado “spot” o recurriendo a los contratos bilaterales a término.
III.4. La naturaleza del tercero. CAMMESA.
Adviértase que por la naturaleza compleja de la electricidad como producto, la relación
jurídica no es simple: existe un “tercero” en la misma, que gestiona las operaciones físicas
del sistema y las liquidaciones económicas por los volúmenes contratados y precios de los
mismos, según las diferencias de fracción horaria de los precios. En el caso argentino,
ambas funciones son desempeñadas por la Compañía Administradora del Mercado
Eléctrico S.A C.A.M.M.E.S.A., conforme surge del artículo 3 inciso 1 de su Estatuto
Societario, aprobado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional 1192/92 del 10 de Julio
de 1992.
Por la configuración jurídica de CAMMESA, la interposición del “tercero” es regulada
como principio general, como negocio privado. El Estatuto Societario de CAMMESA, en
su artículo 3 inciso 2º, establece que la misma podrá actuar como mandataria de los
diversos actores del mercado eléctrico mayorista (MEM) y /o cumplir las comisiones que
aquellos le encomienden en lo relativo a la colocación de potencia y energía, satisfacción
de la curva de carga a los distribuidores y organización y conducción del uso de las
instalaciones de transporte en el mercado “spot”.
También tiene a su cargo las gestiones de cobro, de pago y/ o acreditaciones de las
transacciones que se celebren entre los diversos actores del MEM, incluyendo aquellas
operaciones en que la sociedad actúe en nombre propio.
A esos fines la sociedad podrá actuar como agente de comercialización de la energía y
potencia provenientes de importaciones y emprendimientos binacionales, realizará el
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cálculo de las transacciones económicas y producirá la información necesaria para la
facturación respectiva de los actos y operaciones que se realicen en el mercado “spot” del
MEM.
El precio de la energía cuando hay mercado es un elemento indeterminado, que depende de
las fuerzas de la oferta y la demanda. El precio final resulta de la sumatoria de diversos
componentes volátiles, tales como el precio marginal, el precio de servicios
complementarios y de las restricciones y desvíos.
Los agentes del mercado se ven afectados de diversa manera: los consumidores no pueden
prever su gasto energético ante la imprevisibilidad de los precios; los generadores pueden
encontrarse con caídas de precio imprevistas en el mercado y que tengan una envergadura
tal, que los precios acordados resulten insuficientes para cubrir sus costes, o con la
imposibilidad de colocar su electricidad en el mercado, al quedar fuera de la casación final.
La contratación bilateral permite determinar cantidades y precios; los generadores aseguran
el precio y la colocación de la energía producida; los demandantes de electricidad,
distribuidores, grandes usuarios, se aseguran el suministro a un precio fijo.
También hay que advertir que si bien la determinación del precio tiene un cierto sesgo de
aleatoriedad en el mercado “spot”, hay que señalar que este precio en principio considera
las reglas del mercado, pues surge del precio de la confrontación de ofertas y demandas.
¿Hay un solo modo de gestionar acuerdos entre los agentes?
A esta primera pregunta en la mayoría de los modelos de liberalización del sistema se ha de
responder negativamente; la contratación de electricidad se puede hacer en un mercado de
activos reales o financieros
En un “pool” obligatorio, como organizara inicialmente el sistema inglés y siguieran en sus
diseños generales la Argentina y España, coexisten también contratos bilaterales, donde es
necesario distinguir los contratos financieros o por diferencia, de los contratos físicos
En el sistema eléctrico bajo reglas de mercado se pueden gestionar tres submercados:
El mercado “spot”.
El mercado de contratos a término.
Mercados de futuro, previstos a los fines de dispersar riesgos en la volatilidad de los precios
en el “spot”(que es un mercado de corto plazo, del día a día).
En todos los submercados se conciertan contratos; concretamente compraventas, que
difirieren en sus modalidades.
III.5.El mercado “spot”
El submercado “spot” se organiza sobre una base institucional con contratos
estandarizados, cuya naturaleza jurídica es contractual.
La primera relación de negocios jurídicos que se presenta es la de la representación, para
poder así explicar el rol gestor del Organismo Encargado del Despacho, que depende de
CAMMESA, pues los agentes son representados por este organismo y en su esfera de
intereses se producen los efectos de las pluricontrataciones “spot”, se encuentran
vinculados mediante una relación de representación necesaria con dicho organismo. En
caso que el OED no estuviera vinculado con los agentes del mercado por un negocio
jurídico de representación, éste no estaría habilitado para realizar la casación de ofertas y
demandas en el “spot”.
El MEM se organiza no a partir de voluntades concurrentes como en una sociedad, sino en
primer término en virtud de una regla legal (ley 24065 arts. 35, 36 y cc.).
Como señalara la ley 15336, que integra con la ley 24065 el marco regulatorio de la
actividad, las normas de derecho de fondo se aplican una vez atendidas las particularidades
específicas de la legislación eléctrica, las que básicamente se refieren, en la
comercialización mayorista, a la organización del mercado.
Entre estas particularidades que surgen de la ley misma, son algunas de ellas decididamente
relevantes para orientar el análisis:
La creación de CAMMESA y su actuación, surgen de reglas establecidas por la autoridad
pública administrativa, con criterios legalmente definidos, y por la integración de esta
autoridad con los negociantes, mediante el contrato de adhesión que institucionaliza el
mercado.
El mercado a término establece tipos contractuales, en tanto que para el mercado “spot” se
detallan los términos de la contratación, incluso en sus aspectos de facturación, cobro y
pago.
CAMMESA monopoliza y es responsable de la programación de la operación de todo el
sistema argentino de interconexión en sus diversas actividades, tales como la ordenación
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del despacho, cálculo de precios estacionales y sanción de los precios “spot”, conforme
reglas establecidas en LOS PROCEDIMIENTOS. Le corresponde también la evaluación de
la cualidad administrable de los contratos a término, además de los contratos de
importación y exportación, de acuerdo con las reglas generales que establece la Secretaría
de Energía.
En el mercado “spot”, una vez efectuado el despacho real, quedan definidos los
compradores y vendedores, tanto en cantidades como en precios, y cada uno de ellos resulta
deudor/ acreedor de los demás, por el mismo precio en distintas cantidades. Es decir, cada
deudor debe proporcionalmente a cada acreedor el total de su compra y a la inversa. Por
ejemplo: si un deudor no paga la deuda que está discriminada respecto de un acreedor, en la
transacción del mes correspondiente, el acreedor percibirá los intereses correspondientes
por la mora en proporción a su participación en la acreencia total del Mercado.
La representación institucional de CAMMESA, tanto de compradores como de vendedores
en la transacción “spot”, faculta a ésta a reclamar las deudas impagas incluso judicialmente,
de acuerdo a las reglas de Mercado. Los acreedores pueden hacer quita o espera de sus
créditos particulares siempre que el resultado de dichas operaciones sea de suma cero en
relación con el conjunto. Por ejemplo: un acreedor del mercado puede acordar con un
deudor de éste el pago de una suma menor, pero la cesión del crédito debe estar
documentada formalmente ante CAMMESA, cubriendo incluso el recargo correspondiente
por la mora entre el día de pago y el día de cobro.
Como se advierte, en el mercado “spot” hay una síntesis de negocios privados y públicos,
dada las características especiales del bien objeto de las transacciones y la calidad de
necesaria para la transmisión de la electricidad de las instalaciones de red (explotada
comercialmente por terceros ajenos a la compraventa, en virtud de disposiciones legales).
La regulación busca emular un mercado diseñando un ámbito de convergencia (nodo) y
estableciendo reaseguros imperativos para sostener la pluralidad de oferentes y
demandantes como los precios resultantes de costos económicos.
El negocio “spot” es en última instancia, de cada comprador con cada vendedor. La
necesaria medición legal en el “spot” realizada por CAMMESA, introduce un elemento que
no puede dejar de ser considerado relevante en el negocio mismo, si bien es cierto que
CAMMESA no define las cantidades ni condiciones disponibles por los agentes y que, aún
más, está obligada a respetar sus declaraciones, por lo que efectivamente solo casa el
precio, en la definición final posterior de las cantidades a comercializar por cada uno de los
agentes y los contratos presentados por éstos en el mercado a término y los de importación
y exportación, indican que la situación real del mercado “spot” implica pluricontrataciones
entre negociantes determinados, al menos por los sistemas de medición (SMEC)
Las ofertas producidas en los negocios pluricontractuales que se desarrollan en el “spot”,
surgen de las declaraciones de voluntad de los representados; sean generadores que ofrecen
producción eléctrica, sean consumidores, usuarios y/ o distribuidores que ofrecen a cambio
de dicha producción, el pago del precio.
La aceptación, en representación del representado o representados concretos la realiza el
Organismo Encargado de Despacho, que depende de CAMMESA
IV. LA CRISIS MACROECONÓMICA ARGENTINA.
IV.1.- Introducción
Argentina transita una grave crisis económica que ha afectado de manera general a todas las
actividades productivas, financieras y de servicios del país. De esta crisis no escapa la
industria eléctrica; crisis que tuvo su epicentro en los meses de diciembre del año 2001 y
enero de 2002.
La magnitud de la crisis ha producido en los hechos que nuestro país se encuentre en
situación de cesación de pagos de hecho, y con instancias de negociación, o mas bien de
renegociación, de vencimientos de su deuda pública.
La situación que vivimos configura una emergencia estructural, es decir producto de varios
años de emergencia sin que se hayan efectuado las correcciones necesarias para superarla
.
IV.2. Sustento legal para la renegociación
La ley 25561, sancionada el 6 de enero de 2002, declaró la emergencia pública en materia
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social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, delegando en el Poder Ejecutivo
Nacional las facultades contenidas en ella.
Esta ley ha derogado el llamado sistema de la convertibilidad establecido en la ley 23398.
Este sistema mantenía una paridad cambiaria entre el peso argentino y el dólar
estadounidense, paridad producto de un mecanismo de control de la emisión monetaria,
diseñado luego de la hiperinflación que sufriera la República Argentina en el año 1989.
En lo pertinente en como la crisis afectó a la industria eléctrica, el artículo 8 de la ley 25561
dispone que a partir de su sanción, los contratos celebrados por la administración pública,
bajo normas de derecho público, entre los que se comprenden a los de obras y servicios
públicos, no son aplicables a los mismos las cláusulas de ajuste en dólar, o en otras divisas
extranjeras y/o cláusulas indexatorias basadas en índices de precios de otros países. El
artículo establece que los precios y tarifas resultantes de dichas cláusulas quedan
establecidos en una relación de cambio: un peso argentino, un dólar estadounidense.
El artículo 9 de la ley diseña el mecanismo de renegociación de los contratos concertados
en base a la paridad cambiaria anterior, autorizando al Poder Ejecutivo a renegociarlos, a tal
efecto establece parámetros de medición para la renegociación de dichos contratos. Así, se
ha de considerar el impacto que las tarifas produzcan en la competitividad de la economía y
distribución de los ingresos; la calidad de los servicios y sus planes de inversión cuando
estuvieren previstos contractualmente; el interés de los usuarios y la garantía de que éstos
accedan a los servicios; la seguridad de los sistemas comprendidos y la rentabilidad de las
empresas.
El artículo 10 establece que hasta tanto no se desarrolle las renegociaciones producto de la
derogación de la convertibilidad, las empresas contratistas o prestadoras de servicios
públicos, no podrán suspender o alterar el cumplimiento de sus obligaciones.
La renegociación de los contratos ha sido encomendada al Ministerio de Economía por
Decreto 293/02. Hasta el momento que se escriben estas líneas, diciembre 2002, las
renegociaciones no han arribado a resultados firmes.
En la introducción señalamos que el proceso de cambio que posibilitó la desintegración
vertical de la industria eléctrica, fue producto de cambios en criterios de eficiencia, entre
dichos cambios señalamos la interdependencia de la economía mundial que produjo
movimiento internacional de capitales, la apertura global de las economías obliga a
desarrollar eficiencias en industrias como la eléctrica.
IV. 3. El cambio en las reglas de juego
Hay costes de las energías primarias necesarias para producir la energía eléctrica, cuyos
precios de mercado tienen referencias a valores internacionales y se encuentran pactados en
moneda estadounidense. También es necesario recalcar que insumos, tanto de sectores
organizados por reglas de mercado –como la producción eléctrica– y los regulados por
normas de servicios públicos –como el transporte y la distribución eléctrica– requieren el
aprovisionamiento de insumos cuyos precios se encuentran establecidos a valor dólar.
El cambio de un sistema de regulación cambiaria, fundado en la convertibilidad, a lo que se
ha dado en llamar “pesificación”, en los hechos produce una situación similar a la que
ocurre en sistemas donde la remuneración de los costes y utilidades de una industria
integrada verticalmente, se hacía reconociendo las prudentes inversiones con mas una
adecuada rentabilidad, a los costes marginales del mercado, que son los que asignan los
precios en una industria desintegrada verticalmente y organizada por precios de mercado en
su producción, como es el caso de la industria eléctrica.
Por lo expresado, queremos significar que el cambio de la relación de paridad 1 dólar = 1
peso, produce efectos económicos en la estructura de costes de las industrias vinculadas al
sector eléctrico, razón por la cual es necesario analizar en esta dura transición, cuales son
los mecanismos más idóneos y eficientes que permitan superar la coyuntura, y posibilitar
el retorno a las reglas de mercado y de competencia neoregulada, diseñadas en el esquema
original.
En la actualidad, el mercado eléctrico argentino, no influye en la formación de costes y
precios de mercado, lo cual se evidenciará con la exposición de las distinta resoluciones
que se han emitido en esta emergencia.
Si se analiza la Resolución Nº 8 de la Secretaría de Energía de fecha 5 de abril de 2002, se
advierte que se han debido tomar previsiones que permitan, ante la salida de la
convertibilidad, adecuar al nuevo contexto macroeconómico, las normas dictadas por la
Secretaría de Energía, en el marco de los artículos 35 y 36 de la ley 24065, las cuales se
encuentran agrupadas en los procedimientos de la operación, el despacho de carga y el
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cálculo de precios.
IV. 5. Adecuación de LOS PROCEDIMIENTOS
Entre las adecuaciones a la metodología de los procedimientos, se ha previsto que los
generadores, ante variaciones objetivas, significativas y directas que registre la tasa de
cambio, entre el peso y las monedas extranjeras, puedan redeclarar fundadamente sus
costos variables de producción en el caso de los generadores térmicos y los valores de agua,
en el caso de los generadores hidroeléctricos.
En materia de generación térmica, se ha definido una metodología para asegurar precios de
adquisición de combustibles líquidos destinados a la producción de la energía eléctrica para
evitar que la grave dificultad coyuntural de financiamiento, incida desfavorablemente en la
determinación de los precios marginales del MEM. Los considerandos de la Resolución que
comentamos, asume el dato de la interdependencia de las relaciones económicas que
indicáramos y establece que para la definición de la metodología debe considerarse que
corresponde a la realidad económica reconocer que el dólar estadounidense es la moneda de
representación de ciertos costos variables, que deben considerar en su declaración los
productores de energía eléctrica, quienes quedarían sujetos a la volatilidad de la tasa de
cambio.
Entre los costes variables cuya representación esta incidida por el dólar estadounidense se
incluyen los combustibles líquidos, los cuales tienen el carácter de bienes transables,
susceptibles de operaciones de importación y exportación, con tendencia al equilibrio de
sus precios independientemente de su origen. También deben considerarse determinados
repuestos de los equipos de generación, como los contratos de mantenimiento de dichos
equipos a largo plazo, con precios atados a la producción de energía y concertados
mediante contratos internacionales.
El presente escenario obligó a apartarse de los procedimientos de ofertas establecidos y
permitir que los generadores térmicos puedan ajustar sus declaraciones y consecuentemente
ofertas de costos variables de producción con una frecuencia inferior temporal a los seis
meses previstos en el régimen ordinario bajo ciertas circunstancias y sustentados en un
informe técnico que justifique los valores propuestos, de igual modo, la reglamentación
permite el ajuste a los generadores hidroeléctricos de los valores de agua.
Se autorizó a la Secretaría de Energía a establecer topes a regir luego de las declaraciones
ex ante producida por los generadores, fundada en criterios objetivos para determinar
valores máximos de los precios del mercado de combustibles. Entre otras de las medidas
transitorias, se previó ajustar el sistema de estabilización de precios actualmente vigente
mediante licitaciones para la compra de energía estacional que posibiliten descubrir costos/
precios en el mercado “spot” del mercado eléctrico mayorista, como así también acotar la
volatilidad de precios en dicho mercado y reducir el riesgo de apartamientos sensiblemente
significativos entre los precios “spot” horarios y los estabilizados.
La implementación del sistema de estabilización de precios a distribuidores del precio
“spot” que perciben los generadores, opera mediante un ajuste íntegramente ex post
utilizando como herramienta única el fondo de estabilización. Este fondo de estabilización,
que permite la definición del precio estacional que, como dijimos en varias oportunidades
constituye un instrumento de regulación y no de mercado, es nuevamente regulado al
introducir en su definición un componente de ajuste ex ante, por la licitación de compra de
energía estacional convocando ofertas del precio “spot” esperado por los generadores, por
volumen determinado de energía en el período correspondiente. La resolución en
comentario establece que para preservar la transparencia en la definición de los precios
operados por los agentes privados del mercado “spot”, las empresas de generación
dependientes del estado nacional podrán participar en el mercado “spot” anticipado solo
como tomadoras del precio que resulta de la correspondiente licitación, lo que las habilita
para optar en la obtención de precios fijos previsibles en el período.
En cuanto a los recursos del fondo de estabilización calificados a la fecha de la emisión de
la Resolución M.E. 8/2002 de abril de 2002, como recursos excedentes en dicha
oportunidad, se previó su aplicación para adelantar el pago de un porcentaje predefinido del
precio “spot” anticipado, a fin de preservar el valor adquisitivo de estos recursos, lo cual
redundará en beneficio de los usuarios finales de la energía eléctrica del país.
En su aspecto central la Resolución M.E. 8/2002 desarrolla un procedimiento transitorio
para la declaración de los costos variables de producción y de valores del agua en el
período estacional mayo/octubre de 2002, suspendiendo la aplicación de las disposiciones
de LOS PROCEDIMIENTOS que resulten incompatibles con esta regulación transitoria.
9
La resolución autoriza a los generadores a declarar sus costos variables cada quince días, es
decir dos veces por mes, instituye un mecanismo de prefinanciación de combustibles
líquidos, instrumentado a través de un anticipo de fondos, que efectuó CAMMESA,
recurriendo a los fondos disponibles en el fondo de estabilización. Se prevé que los
generadores que utilicen esta prefinanciación, garantizarán la devolución del anticipo por la
cesión de sus créditos por venta de energía en el mercado “spot”.
La resolución crea también un mercado “spot” anticipado habilitando a la Secretaría de
Energía a establecer precios en condiciones ex post
Este confuso y caótico esquema regulatorio ha sufrido y sufre continuas modificaciones, así
por Resolución M.E. 38/2002, reglamentaria de la ley 25561 de emergencia, se dispuso que
los organismos centralizados, descentralizados y desconcentrados de la Administración
Pública Nacional, incluyendo a los organismos de regulación y de control, debían
abstenerse de adoptar cualquier decisión o ejecutar acciones que afecten directa o
indirectamente los precios y tarifas de los servicios públicos sometidos a su ámbito de
competencia, haciendo observar el cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 8 y 10 de
la ley 25561, sobre los cuales ya efectuáramos consideraciones.
La resolución que comentamos constituyó un desacierto, en los hechos implicó dejar sin
efecto el mecanismo de revisión tarifaria que prevén los artículos 42 y 43 de la ley 24065.
Esta resolución, publicada en el Boletín Oficial el 10 de abril de 2002, fue reformada por la
Resolución M.E. 53/2002, publicada en el Boletín Oficial el 16 de abril de 2002, 6 días
después de la resolución comentada. Por la Resolución M.E. 53/2002 se excepcionó de la
congelación tarifaria a las industrias reguladas por la ley 24.065 (energía eléctrica) y 24.076
(gas natural), preservando los ajustes de tarifas producidos por variaciones estacionales en
los precios de los insumos energéticos que responden a circunstancias objetivas y ajenas a
la voluntad de los prestadores. En el considerando de esta resolución, se excluye dichos
ajustes del proceso de renegociación tarifaria encomendado al Ministerio de Economía por
Decreto 293/02.
Se advierte la concurrencia en este marco normativo de la crisis, de normas que regulan la
transición y la emergencia de aquellas otras que constituyen los marcos o instrumentos de
renegociación contractual tendientes a superar el estado de emergencia.
En una somera recopilación de modificaciones estimamos transitorias de LOS
PROCEDIMIENTOS que regula la operación del mercado eléctrico mayorista (MEM),
podríamos indicar como su primer modificación la ya analizada Resolución M.E. 8/2002, a
la que se agregó luego la Resolución S.E. 246/2002 mediante la cual se toman medidas
transitorias adicionales.
En la regulación de esta larga emergencia se emitió la Resolución 240/03 de fecha 14 de
Agosto del 2003, que atribuye al OED fijar precios spot del MEM, utilizando para la
determinación los costos variables de producción para la utilización del gas natural
declarados y/ o los máximos reconocidos y aceptados para cada unidad generadora,
debiendo excluir de la fijación de dichos precios a toda central hidroeléctrica y / o
importación spot que se hubiera despachado salvo que su inclusión en el precio de mercado
resulte inferior. Se establece que las centrales hidroeléctricas despachadas tendrán como
remuneración de su energía entregada al mercado spot el precio de nodo, no
correspondiendo acumular en la subuenta de “ sobre costos transitorios de despacho” las
diferencias entre su valor de agua y valor de nodo.
En cuanto a las operaciones con restricción a la demanda , el OED operará despachando
primero la generación disponible cualquiera resulte su coto antes de aplicar restricciones en
la demanda , en caso de ser necesario aplicar restricciones se fija como precio máximo spot
120$ / MWh., las máquinas que superen el tope establecido , recibirán su coto reconocido y
las diferencias entre el precio de nodo respectivo y el costo reconocido será recaudada a
través de la “ subcuenta de sobre costos transitorios de despacho”
Se advierte la continuidad de un sistema regulado, y con precios máximos a los cuales
pueden las empresas exceder más no será remuneradas sino hasta sus cotos reconocidos y
las diferencias registradas en la subcuenta de sobre costos transitorios de despacho.
La Resolución 406/03 parte del presupuesto, producto de la realidad, de que el
congelamiento de tarifas afectó el nivel del conjunto de fondos de estabilización, los que
resultan insuficientes, en razón de lo consignado se establece un criterio de asignación del
dinero disponible proporcional en función de las acreencias y se modifica el orden de
consolidación de deudas o lo que es similar de prioridad de pago. Las razones de esta
disposición surgen de la realidad del déficit del fondo de estabilización, de la imposibilidad
de cubrir diferencias entre lo recaudado y los montos a abonar, por lo cual se establece un
mecanismo transitorio para la asignación de recursos escasos e insuficientes para afrontar
10
las acreencias del MEM, con el objetivo de privilegiar el pago de costos aceptados y
preservar el abastecimiento de la demanda
Se recurre al uso de los fondos disponibles del fondo unificado que se aplican al pago de las
transacciones económicas mensuales mientras existan faltantes para cubrir las acreencias.
Estos recursos se reintegrarán al fondo unificado cuando la situación de déficit del fondo de
estabilización desaparezca.
El esquema de pago prevé la determinación del dinero disponible en relación con los
vencimientos facturados a la demanda. La diferencia entre el total de los valores a cobrar
por los acreedores – generadores y transportistas- menos el dinero disponible queda como
deuda consolidada del fondo de estabilización y devengarán dichos saldos impagos un
interés equivalente al rendimiento medio de CAMMESA.
IV. 6. La renegociación de los contratos
Compartimos las reflexiones de Pérez Hualde cuando dice este autor que “hablamos de
renegociación cuando este convenio o pacto tiene por objeto prestaciones que han sido –a
su vez– objeto de un contrato ya celebrado con anterioridad”. Y sigue diciendo este autor
“se trata de un nuevo acuerdo dentro de un contrato, tendiente a modificarlo en alguno de
sus elementos esenciales originarios con excepción de los sujetos porque son éstos los que
celebran los tratos dirigidos a la renegociación. Los cambios se refieren fundamentalmente
al contenido de las prestaciones recíprocas, objeto y precio, y a sus modalidades de
cumplimiento, condiciones y plazos
.
En caso de ser factible en lo futuro se pueda mantener los modelos de organización de
mercado de la industria eléctrica para la producción y comercialización de la energía
eléctrica, será necesario negociar con las empresas de generación los acuerdos o contratos
que permitan renegociar el impacto de esta emergencia general, pues al momento, no
podemos dejar de señalar la alta incidencia de regulación en el mercado eléctrico argentino,
regulación necesaria pues, la formación de costes y precios en este mercado se encuentra
incidida fuertemente por el impacto de la emergencia, si consideramos que varios insumos
de energías primarias mediante las cuales se produce energía eléctrica, cotizan su precio en
dólares, como es el caso de los combustibles necesarios para la producción térmica de la
energía eléctrica.
El impacto es general porque también otros costos de la industria en el sector de la
producción cotizan en dólares, tales como los insumos correspondientes a repuestos de
máquinas o plantas de generación, contratos que aseguran servicios de mantenimiento y
operación de dichas plantas, préstamos internacionales en dólares acordados a las
generadoras que, ante este cambio de las reglas de juego, una economía con una modalidad
cambiaria sustentada en la convertibilidad a otra modalidad basada en lo que se ha llamado
“la pesificación”, altera en forma profunda las previsiones económicas de los generadores.
La lectura del decreto 293/02 en referencia a qué contratos son renegociables, no puede
limitarse a la inclusión de los servicios públicos concesionados, ya que este concepto
resulta limitado ante la realidad de los negocios jurídicos concertados en industrias que
como la eléctrica y la del gas han organizado mercados no sujetos al régimen de servicio
público y considerados como actividades de interés general. Compartimos la apreciación de
Pérez Hualde, quien sigue a Lorenzetti en la referencia a los contratos de larga duración, a
los que define como aquellos que se encuentran sometidos a permanentes mutaciones
donde las obligación es concebida como un proceso, donde su objeto es desarrollado en el
tiempo ya que no es posible su cumplimiento sino en una prolongación temporal
.
IV. 7. La renegociación en la industria eléctrica
La renegociación de los contratos que se autoriza al Poder Ejecutivo, en virtud de lo
normado por el artículo 9 de la ley 25561, fue encomendada al Ministerio de Economía de
acuerdo a lo dispuesto por el decreto 293/02 el cual, entre los servicios públicos a los que
habilita a renegociar contratos la ley 25561 prevé a los de comercialización y distribución
de energía eléctrica.
Las renegociaciones permitirían arribar a acuerdos entre las partes negociantes. Los
acuerdos de renegociación o las recomendaciones de rescisión serán elevados a la comisión
bicameral creada por la ley 25561, la cual producirá un dictamen no vinculante, y cuando
corresponda, se recabará también dictamen de la comisión bicameral creada por la ley
11
23696.
En relación a las posibilidades de alcanzar éxito en la renegociación es preciso esclarecer
conceptualmente el iter procedimental de por la cual se producirá y definir con claridad sus
condiciones.
En cuanto al procedimiento a considerar para esta renegociación, resulta imprescindible
analizar y evaluar ex ante la calidad de la regulación técnica y jurídica de la industria sobre
la cual han de elaborarse guías y procedimientos de renegociación.
En el desenvolvimiento de la renegociación las empresas aportaron su información y sus
propuestas y la Comisión de renegociación elaboró un primer informe en el mes de mayo
de 2002, en dicho informe expresa que no ha existido una posición concreta por parte de las
empresas refiriéndose a las distribuidoras y transportistas del nivel del incremento tarifario
requerido, que ha existido acuerdo por parte de todas las concesionarias de un inmediato
aumento de tarifas, como medida conyuntural y transitoria ínterin se desarrollen las
negociaciones, señalando la conveniencia de que los aumentos transitorios o de emergencia
se produzcan en forma simultanea con los aumentos estacionales, es decir los precios
mayoristas que las distribuidoras pueden trasladar a sus usuarios.
El incremento de tarifas sugerido por las empresas al inicio de esta instancia de
renegociación, contenido en el informe de mayo de 2002 de la Comisión de renegociación,
fue concretado en diciembre de 2002 por decreto de necesidad y urgencia 2437/02 que
comenzó a regir conforme a su artículo 3º a partir de su publicación en el boletín oficial,
producido el día 2 de diciembre del mismo año. En virtud del artículo 1º se readecuan en
forma transitoria las tarifas de servicios públicos de gas y de energía eléctrica. Esta
readecuación transitoria y hasta tanto se concluya la renegociación de los contratos a cargo
de la Comisión de renegociación, produjo un incremento promedio en las tarifas del gas de
un 7,7% y en la tarifa eléctrica de un 9 %.
Los incrementos de las tarifas fueron recurridos mediante amparos por ante los tribunales, y
se han obtenido medidas cautelares para la suspensión de dichos incrementos
.
En el caso de la industria eléctrica argentina nos aventuramos a decir, sin duda alguna, que
la calidad del modelo de organización de la industria, sin perjuicio de las deficiencias que
toda obra humana tiene, ha sido de una factura relevante que ha permitido, con la
institucionalización del mercado de producción y la apertura a una libre competencia en el
mismo, mejoras sustanciales e importantes creaciones de reservas de ofertas de energía,
como así también el mejor aprovechamiento de fuentes de energías primarias de la nación,
traducidas en importantes volúmenes de exportación de energías, una vez que el modelo
diseñado comenzara a funcionar.
No podemos dejar de señalar que merced a este diseño se pudo asegurar el crecimiento de
la oferta eléctrica, como la reducción de los precios formados en el mercado, en
comparación a precios y costos ex ante a la organización del mercado.
Adelantamos nuestra opinión de que la reversión de lo transitado a partir de la nueva
regulación de la industria eléctrica por ley 24.065 y sus reglamentaciones, produciría una
involución desafortunada de los logros producidos y verificados.
No escapa a nuestra percepción que las renegociaciones iniciadas en virtud del decreto
293/02 han de resultar harto dificultosas, y así lo han confirmado el hecho de que hasta la
fecha, no se han alcanzado los objetivos de su creación, producto en nuestro criterio de la
gran inestabilidad institucional que afecta a la República Argentina, la cual no permite el
establecimiento de reglas y condiciones que puedan interpretar las partes que serán
mantenidas en el tiempo.
La renegociación de los contratos en la industria eléctrica se produce, o ha de producirse
mejor dicho en diferentes escenarios, pero entendemos que como premisa fundamental no
podrá dejar de referenciar a que la renegociación que en nuestro criterio constituye el
núcleo duro de las restantes, es la que ha de producirse en la generación o producción de la
energía eléctrica; pues todo el esquema del modelo diseñado parte de la asignación de
costes y precios producidos por un sistema de mercado; de no apostarse al mantenimiento
del modelo, las renegociaciones a producir con los sectores desintegrados de esta industria:
transporte y distribución eléctrica, deberán realizarse sobre bases distintas al modelo
diseñado: creación de competencia y mercado en generación, el cual ha dado muestras
evidentes de éxito y eficacia .
En materia de renegociación de contratos de concesión con las empresas privatizadas
prestadoras del servicio público de electricidad, en caso de lograrse una renegociación
exitosa en la generación y/o producción eléctrica, la cuestión será la renegociación tarifaria,
la cual será difícil y solo podría alcanzar éxito en caso de cumplirse varias condiciones al
12
mismo tiempo:
*Garantizar las continuidad de las prestaciones en el nivel de calidad prevista en los
contratos de concesión, y/ o renegociar al menos provisionalmente y/ o en forma temporaria
dichas calidades.
*Posibilitar a los usuarios continuar con el acceso a los servicios públicos evitando el
retroceso social y las protestas públicas que de ello derivaría, retroceso social que
significaría dejar de consumir este servicio público, lo cual resulta imposible dada la
calidad esencial de esta prestación en el mundo actual. El artículo 42 de la C.N garantiza
status constitucional a los usuarios de servicios públicos, lo cual incorpora un elemento más
de reflexión en la renegociación de las prestaciones en los servicios públicos, pues no sólo
está en juego el precio del servicio sino las calidades de la prestación y los planes de
integración de nuevos usuarios.
*Posibilitar que las empresas continúen con su negocio con rentabilidades justas y
razonables.
*Evitar que cada renegociación se transforme en un litigio jurídico en tribunales
internacionales
.
IV. 8. Otros aspectos a tener en cuenta
La renegociación que se plantea en virtud de la emergencia y es normada en forma
principal por la ley 25561 y el decreto 293/02 del Poder Ejecutivo, importa una negociación
que parte del necesario acuerdo de voluntades que las partes deben conciliar para la
superación de la crisis del contrato, tratándose de contratos públicos, aún en supuestos de
las contrataciones de producción o de generación eléctrica que presentan la intensidad de
ser caracterizados como actividades de interés general, la renegociación de este tipo de
contratos sólo puede ser establecida por leyes y sus reglamentaciones como es el caso que
nos ocupa. El Poder Judicial no es competente para determinar los nuevos procedimientos
que se desarrollarán durante el resto del contrato
.
El desarrollo de las normas y del modelo de regulación de la industria eléctrica en materia
de retribución de los sectores o segmentos sujetos a concesión de servicios públicos, tuvo
por objeto el asegurar a las prestatarias una razonable utilidad que dé oportunidad a
transportistas y distribuidores de obtener ingresos suficientes a fin de satisfacer:
los costos operativos razonables aplicables al servicio, impuestos, amortizaciones,la
obtención de una tasa de retorno o rentabilidad suficiente. Conforme lo establecen los
artículos 40 y 41de la ley 24.065.
El diseño de este marco regulatorio preveía que las concesiones aseguren una rentabilidad
que no exceda una relación razonable entre las inversiones efectivamente realizadas por el
concesionario y la utilidad obtenida por la concesión.
Es por esta razón que, en los supuestos vinculados a los contratos regulados por el servicio
público el punto álgido o central de la renegociación y que determinará si se demuestra que
es imposible el restablecimiento de un equilibrio duradero y permanente la frustración de la
renegociación y el ingreso a un proceso de rescisión contractual, en virtud de que no se
puede imponer al cocontratista una prestación a quebranto sine die, que afecte el
mantenimiento estable de la remuneración de sus prestaciones.
Si consideramos que la diferencia de los costes producida en las empresas eléctricas
reguladas por normas de servicio público –distribuidoras y transportistas–, según los
informes elaborados por éstas en la fase de renegociación prevista por la Resolución 20/02,
que en su segundo párrafo preveía la presentación por parte de las empresas, de sus
incrementos de costes a fin de mantener la ecuación económica de las contrataciones,
incrementos que se han estimado en altos porcentajes; tal defasaje, en nuestro criterio, sólo
podrá ser paliado a través de un subsidio explicito, proyecto en consideración por la
Secretaría de Energía y/o con la aplicación, como sugerimos mas adelante de su
reconocimiento como costes varados o hundidos, a fin de que mediante la formación de un
mercado secundario de capitales, se puedan amortizar las pérdidas y producir instrumentos
financieros que permitan la superación de la emergencia.
Las referencias consideradas a los precios de regulación de emergencia contenidos en las
resoluciones y decretos anteriormente citados, en especial la clara expresión de acreencias
no satisfechas y liquidadas como deudas del sistema por la resolución 406 comentada,
obligan a que en un futuro cercano se negocie su pago, para que el sistema sea sustentable,
máxime si consideramos que la construcción de nuevas plantas para atender a la demanda
13
futura no es de generación instantánea e importa tiempo.
El análisis ya de por si complejo del impacto de la crisis en la industria eléctrica en los
sectores regulados por normas de servicio público, debe ser considerado desde otro punto
de vista o aspecto de la cuestión: las actuales escalas de la capacidad de pago de los
usuarios de este servicio. Es de conocimiento público que la crisis económica de la
Argentina, ha producido un descalabro económico tal que ha marginado del sistema
económico a una población calculada en alrededor de 19 millones de personas.
Esta afectación socio-económica que ha marginado a tantos argentinos, importa el serio
problema de que amplios sectores de la sociedad han perdido capacidad económica para
solventar las tarifas de los servicios públicos anteriores al decreto 2437/02 de fecha 02 de
diciembre de 2002, emitido como decreto de necesidad de urgencia, el que en su artículo 1º
readecua como norma transitoria, y hasta tanto concluya el proceso de renegociación, a
cargo de la comisión creada por decreto 293/02 –Comisión de Renegociación de Contratos
de Obras y Servicios públicos–, las tarifas de los servicios públicos de gas y de energía
eléctrica, de acuerdo a las especificaciones de sus anexos 1, 2 y 3
En el sentido del impacto en la población que ha resultado marginada , el proyecto de ley
que regula el régimen nacional de los servicios públicos prevé en el artículo 22 el servicio
solidario para los hogares indigentes , previendo un fondo solidario integrado por un aporte
del Estado Nacional, cuyo monto no superará en cada factura el equivalente de la alícuota
al IVA, un 2% a aplicar a todas las facturas de los servicios comprendido en el régimen del
proyecto y un 10% aportado por la prestataria como bonificación a la tarifa del usuario
carenciado. Se debe destacar que la metodología contenida sin hacer juicio de valor sobre
quienes son los sujetos que aportan al fondo, es adecuada al establecer un subsidio directo y
no implícito ni cruzado.
El déficit de la capacidad de pago de amplios colectivos de usuarios, no puede ser
solucionado mediante subsidios cruzados que importen que un colectivo de usuario
subvencione a otro pues, en ningún caso los costos del servicio prestado a un consumidor o
categoría de consumidores, podrán ser recuperados mediante tarifas cobradas a otros
consumidores, como lo expresa con claridad el artículo 42 inc. e de la ley 24065.
Esta prohibición legal importa que la Comisión de renegociación desarrolle en primer lugar
un análisis, pidiendo a las empresas concesionarias que indiquen el porcentual de pérdidas
de clientes, cortes de servicios por falta de pago, a fin de determinar el impacto socioeconómico en la industria de la crisis que hoy sufren los argentinos.
Este análisis de la realidad permitirá ponderar en la estructura del monto de tarifas totales
que percibían estas empresas antes de la crisis, cual es su disminución o detracción
porcentual. En atención a que la crisis impacta de modo diverso dada las realidades socioeconómicas distintas de cada provincia o región, los subsidios directos a implementar, de
carácter transitorio y claramente explícitos, estimo deberán ser distribuidos de acuerdo a las
necesidades de cada región o Provincia.
Los recursos necesarios para este fondo, exceden el ámbito jurídico de este trabajo, pero
aventuramos que los recursos para su formación deberán ser captados vía participación
porcentual en impuestos creados o a crearse, o vía recargos generales al sistema eléctrico en
general, como propicia el citado artículo 22 del proyecto de régimen nacional de servicios
públicos.
Por otra parte, tanto en los sectores indicados precedentemente, regulados por normas de
servicios públicos, como en el sector regulado por normas de mercado –generación
eléctrica–, en principio el alea de sus gestiones económicas importa su propio riesgo
empresario, salvo supuestos excepcionales que afecten por situaciones externas, como es el
caso que tratamos la operación económica de estos contratos
IV. 9 La creación de ENARSA ( Energía Argentina Sociedad Anónima)
Se ha sancionado por ley 25.493, la creación de una Sociedad Anónima con integración de
capital accionario prevalente en manos del sector público : a ) 53% de acciones clase A en
propiedad del Estado Nacional , b) un 12% de acciones clases B y C en propiedad de las
Provincias y un 35 % de acciones que entregan a la oferta pública de acciones, sin derecho
a voto ( artículo 5 de la ley ).
De la lectura de la ley surgen las siguientes apreciaciones;
1.- El artículo 2 establece que la Sociedad tendrá la titularidad de los permisos de
exploración y de las concesiones de explotación de la totalidad de las áreas marítimas
nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones a la fecha de su
14
entrada en vigencia.
Esta norma sugiere la posibilidad de reestructurar la formación de precios en materia de
hidrocarburos, considerando el porte formador de precios de una empresa como
REPSOLY.P.F.
2.- Se infiere también una gestión o técnica de auditoría o de regulación económica por
comparación, al establecer en el artículo 8º que ENARSA podrá crear, administrar,
mantener, operar, gerenciar y gestionar una base de datos integral de los hidrocarburos, a la
cual una vez creada tendrán acceso todos los operadores del mercado hidrocarburífero, y
continua el artículo estableciendo la obligación de suministrar toda la información que les
sea requerida por el Poder Ejecutivo Nacional en cabeza de los permisionarios y/ o
concesionarios, sin hacer distinciones entre nuevos y anteriores permisionarios y /
concesionarios.
3.- El artículo 2ª de la ley que define el objeto societario, produce en mi criterio una seria
distorsión de los modelos vigentes en las industrias eléctrica y del gas, con mayor relieve en
la eléctrica donde en generación existe formado un mercado altamente competitivo, pues
destruye el principio de desintegración vertical permitiendo a la nueva sociedad gestionar
generación, transporte y distribución de energía eléctrica lo cual configura una clara
colisión con la organización de este mercado por la ley 24.065 y sus disposiciones
reglamentarias, lo cual estimamos disvalioso y que producirá efectos deletéreos en el
modelo original, al menos se debería establecer por vía reglamentaria o reforma legal, la
gestión de contabilidades separadas por cada unidad de negocio.
IV. 10. La unión de los entes reguladores de Electricidad y Gas.
Discrepamos con quienes estiman conveniente la creación de un superente de regulación
de servicios públicos y fundamos nuestra opinión, en razón de la especificidad y
peculiaridad que presenta cada industria o negocio, tales por ejemplo: la imposibilidad de
almacenamiento de la electricidad que condiciona los negocios jurídicos y costes de la
industria eléctrica.
Pero opinamos que la fusión del ENRE y ENARGAS en un solo ente regulador similar a lo
que ocurrió en España sería positiva, pues en este caso se conecta en una sólo ente la
regulación y control de la totalidad de stock energético, tanto las energías primarias
significativas en el escenario de nuestro mercado eléctrico, proveniente de hidrocarburos
líquidos o gaseosos, por lo cual es importante una regulación integral de las fuentes de
energía primaria, en relación directa y estrecha con su derivada la energía eléctrica.
CONCLUSIÓN:
En estas renegociaciones en el marco de la industria eléctrica, se ha de conciliar con
claridad en primer lugar las bases contractuales establecidas para la retribución de las
contraprestaciones en los supuestos de contratos por normas de servicio publico, y en los
supuestos de las contrataciones en la generación eléctrica en reconocimiento de la
integridad de los costes necesarios para la producción de esta energía secundaria, como así
también la reconstrucción progresiva de los precios de mercado, indicados en el mercado
“spot” por el coste marginal de la última central o máquina de producción necesaria para
cubrir la demanda horaria. Este proceso estimamos, no será de resolución instantánea e
implicará la gestión de un proceso progresivo de renegociación; en donde se han de
considerar las situaciones objetivas, es decir, las circunstancias económicas mensurables y
probables, la ajenidad de estas circunstancias o mejor dicho, que las mismas no hayan sido
tenido en cuenta al contratar y/o el hecho que de haber sido previstas, los contratos no
habrían sido diseñados del modo en el que originariamente lo fueron
.
En otros términos, si no se logran acuerdos en un tiempo breve que permitan la
renegociación de la deuda pública, la reingeniería y/ o reconversión tanto financiera como
fiscal del estado argentino y de las provincias, no será factible en nuestro criterio, generar
confianza y la posibilidad de desarrollo de mercados secundarios de capitales.
La industria eléctrica argentina ha afrontado como impacto sectorial de la crisis
macroeconómica que sufre la República Argentina, una situación similar a la que importa el
cambio del sistema de retribución de sus costes y utilidades en un modelo de industria
regulada y vertical, donde los costes son asumidos considerándolos razonablemente
incurridos mas una prudente rentabilidad, a los costes reconocidos a una empresa privada
desintegrada verticalmente y donde en la producción se ha organizado un mercado, en el
cual los costes reconocidos resultan ser los costes marginales, es decir, los costes que
15
acepta el mercado hasta cubrir la demanda requerida en el mismo.
Esta situación de transición entre costes remunerados en un sistema de integración vertical
y sin mercado a uno de industria desintegrada verticalmente y con mercado, ha producido
en los países donde las empresas eléctricas eran de titularidad privada, la necesidad de
reconocer o asignar costes varados o hundidos, que importan el reconocimiento de aquellos
costes que no podrán ser amortizados por las empresas en virtud del cambio de regulación
jurídica y económica.
La realidad económica de la emergencia ha producido que las empresas de titularidad
privada que participan en la generación eléctrica, como así también en la distribución y
transporte, hoy no se encuentran remuneradas a precio de mercado sino mediante
instrumentos de regulación como los indicados en las resoluciones examinadas, que han
buscado atenuar el impacto de la crisis en la ecuación económica de las referidas empresas.
En este sentido resulta ilustrativo señalar que la magnitud del deterioro tarifario en
comparación en dólares con las tarifas vigentes en otros países, refleja que se han dejado de
asumir en las mismas los costos implícitos de financiación de las inversiones que aseguren
la sustentabilidad de la industria, como ha quedado acreditado con la crisis energética
actual, que ha obligado a la compra de energías primarias a otros países, caso de fuel oil a
Venezuela y gas a Bolivia y a implementar un programa de restricción del consumo para
evitar la caída del sistema.
La información contenida en el documento de la Cámara Argentina de Inversores en el
Sector Eléctrico ( CAISE) titulada “ La electricidad en Argentina : Un gran logro en graves
problemas”, indica en comparación internacional del precio mayorista de la energía
eléctrica en relación a otros países que Argentina en el 2001 tenía un precio us$MWh de
23.3 el más bajo de los precios relativos del mercado internacional seguido muy de lejos
por el Reino Unido con un precio de 31.8 us$/mWh. Este precio al no considerarse los
costos e inversiones necesarios para la sustentabilidad y crecimiento de la industria en el
esquema regulado vigente, fue en el 2002 de us$ /MWh 7.3. La simple lectura de estos
datos advierte de la crisis del modelo y de la necesidad de tomar medidas que ya son
tardías, ante el impacto negativo en la economía del país que produce el déficit de estos
imputs vitales para su desarrollo.
En el aspecto interno o sectorial de las renegociaciones de los contratos de larga duración
en la industria eléctrica, como ya lo dijéramos y reiteráramos, nos pronunciamos por la
necesidad de preservar la desintegración vertical de esta industria, como la organización
institucional del mercado eléctrico, para ello es necesario renegociar con todos los sectores
de la industria, incluido el sector de la generación eléctrica, con el propósito de analizar y
cuantificar las pérdidas sufridas como consecuencia del cambio operado en la regulación
cambiaría de la República Argentina. Nos parece que las soluciones podrán transitar por la
creación de un mercado secundario de capitales en el cual se titulicen, en forma similar a lo
que ha ocurrido en España, estas acreencias, y/o se gestionen otros tipos de negocios
financieros que permitan otorgar sustentabilidad económica a los diferentes sectores.
BIBLIOGRAFÍA :
ALVAREZ PELEGRY, Eloy: Economía Industrial del Sector Eléctrico: Estructura y
Regulación. Civitas, Madrid 1997, pág. 29.
HUNT, Sally & SUTTLEWORT, Graham: Competency and Choice in Electricity, Ed. John
Wiley and son, 1997.
MILLAN NAVARRO, Rocío. ob. cit. pág. 77.
TRILLO FIGUEROA, Jesús: Competencia y Regulación en el Sector Eléctrico: Un Nuevo
Régimen Jurídico, Liberalización Eléctrica en España: Aspectos Básicos de su Regulación,
pág. 44. Quien destaca a las cuatro libertades indicadas por Ariño Ortiz, la previa libertad
de la libre contratación en los mercados de materias primas o energías primarias. Conforme
también ARIÑO ORTIZ y LOPEZ de CASTRO: El Sistema Eléctrico Español: Regulación
y Competencia, pp. 455/470.
COASE, Ronald: La Empresa, el Mercado y la Ley. Ed. Alianza. Madrid 1994.
JOSKOW.P.L & SCHMALENSE R : Market for Power and Analysis of Electric Utility
Desregulation.MIT.Press. Cambridge 1983.
JOSKOW, ob. cit. pág. 113 y HUNT-SUTTLEWORTH, ob. cit. pág. 4.
de la Cruz Ferrer ob. cit. pp. 128/129.
El “pool” es un mercado al contado (spot), donde los ofertantes y demandantes de
electricidad intercambian energía. Este mercado no está configurado legalmente como una
entidad, no tiene personalidad jurídica, se puede describir como un acuerdo multilateral, de
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la Cruz Ferrer ob. cit. pág. 188 y Millán Navarro ob. cit. pág. 120.
POSNER, Richard, ob. cit. “La especulación tienen una función estática (la de ajustar los
precios a la demanda y la oferta actuales, es decir, evitar escasez o excesos en el presente) y
una función dinámica. Un mercado de futuros (por ejemplo, un mercado en el que Ud.
pueda comprar trigo a un precio fijo, no para ser entregado hoy sino dentro de un año,
puede regular el consumo a través del tiempo, eliminando los efectos de escasez y excesos.
Si, por ejemplo, se prevé una escasez, los especuladores aumentarán sus compras de futuro
(porque esperan que el precio del mercado sea mayor al año siguiente), en consecuencia se
elevará el precio de los futuros. Sin embargo, las compras para uso futuro no son
necesariamente especulativas; pueden ser lo contrario de la especulación: la protección. Un
agricultor podría saber que necesitará más agua para riego dentro de pocos años, y en lugar
de correr el riesgo de cambios en el precio del agua, puede decidir que firmará ahora un
contrato a precio fijo, para la entrega futura de una cantidad específica de agua.” pp. 52 y
53.
ARIÑO ORTIZ, ob. cit. pág. 455.
BASTOS y ABDALA, ob. cit. pp. 104 y ss.
MILLÁN NAVARRO, Rocio ob. cit. pp. 27/28: “La clasificación tradicional de los
mercados ha distinguido entre aquellos que intercambian activos reales y aquellos otros,
cuyo objeto son los activos financieros. Los activos reales versan sobre los productos y
cosas tangibles, entre ellas la electricidad,.. de los que se transmite su propiedad o el
derecho a su uso o disfrute. Estos bienes entrañan capacidad para satisfacer necesidades, y
esa capacidad es lo que normalmente se adquiere con su transmisión. Los activos
financieros, en cambio, tales como las acciones.. y mercados de futuros[...], constituyen un
medio de mantener riqueza para quienes los poseen y un pasivo para quienes los
generan....Son activos financieros los que surgen de subyacentes de mercados físicos, que
son llamados derivados. En estos mercados se realizan operaciones, no necesariamente para
la compra o la venta del producto subyacente en este caso la electricidad, su objetivo
normalmente es la cobertura de riesgos o la especulación.” pág. 30 “El primer mercado que
ha institucionalizado un mercado de futuros es el noruego, que es organizado a partir de
1995 y es el primer mercado internacional de futuros eléctricos, con mercados de futuros
para contratos, pueden ser semanales: a ejecutarse a una semana vista e inferiores a dos
meses y mensuales para plazos entre dos y doce meses, cuatrimestrales para períodos
superiores a los doce mes y hasta tres años”, pp. 108 a 116; SANCHEZ Andrés A.:
Enciclopedia Jurídica Básica Tomo III. Ed. Civitas, “Mercado Financiero” pág. 4283.
Define a los mercados de futuros y opciones, como mercados organizados, con
negociaciones que se llevan a cabo en forma centralizada. Los elementos característicos de
estos mercados son el alto grado de estandarización de los productos negociados y la
existencia de cámaras de compensación que se interponen entre las partes, actuando como
contrapartida de ambas. Hoy con la Reforma del Sistema Inglés, será posible se gestionen
contratos de futuro en dicho sistema.
Conforme artículo 6 de la ley 24.065.
SIMÓN, Mónica: Working Paper, en respuesta a consulta formulada. Mónica Simón es
abogada de la Compañía Argentina del Mercado Eléctrico Mayorista S.A. (CAMMESA).
LASHERAS, ob. cit. pág. 21, “..mas que establecer una dicotomía teórica entre mercados y
regulación, nos lleva a comparar en cada situación dos instituciones imperfectas, que son lo
mejor que se puede hacer en un mundo también imperfecto.” ( Kahn 1979)
C.S.E.N: Dirección de Análisis Económicos: La Estructura Empresarial del Sector
Eléctrico (II). El Poder de Mercado en el Sector Eléctrico Nacional, pags. 6-8.
PEREZ HUALDE, Alejandro: Smith o el final del sistema jurídico de la emergencia, La
Ley, Suplemento: Depósitos bancarios y restricciones II, Marzo 2002, pág. 3 y ss. El autor
desarrolla uno de los más lúcidos análisis sobre emergencia en la Argentina, precisando con
nitidez entre la emergencia esporádica diseñada y estructurada en la jurisprudencia de la
Corte a partir del caso “Ercolano”, donde se amplía el concepto de restringido hasta
entonces del poder de policía, extendiéndola hasta las competencias de regulación
económica de los derechos de los particulares, dada la calidad de relativo de dichos
derechos, siempre y cuando no se trasponga el límite que la Constitución establece al
ejercicio de sus derechos, entre ellos la imposibilidad de su destrucción, quita o
desnaturalización.
El autor refiere luego a lo que denomina la emergencia estructural o permanente, indicando
su comienzo en el Decreto 1086/85 Plan Austral, y advirtiendo que los poderes de
regulación de los derechos en esta etapa surgen de disposiciones del Poder Ejecutivo, más
que del Poder Legislativo. Se señala como el comienzo del derrumbe del sistema de la
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delegación legislativa, indicando señeramente que las leyes 25414 y 25561, entre las
delegaciones que habilitan, las mismas exceden notoriamente el marco del artículo 76 de la
Constitución Nacional.
Perez Hualde entiende que el fallo “Smith” importa el fin del sistema jurídico de la
emergencia pues la Corte luego de su dictado, “ya no cargará sobre sus espaldas el sistema
jurídico de la emergencia; el sistema ha terminado, al menos como lo conocíamos, porque
sin el acompañamiento de la corte es inviable”.
Esperamos que realmente sea el fin de la emergencia el hito señalado por este autor pues
una economía organizada sobre la libertad de empresa, la formación de mercados, y el
aseguramiento de los derechos económicos y sociales, solo puede existir en aquellos países
donde el poder judicial cumple en forma cabal y eficiente su función de garantizar con
justicia y equidad la asignación y respeto de los derechos. No podemos dejar de manifestar
la responsabilidad no solo jurídica sino política de nuestros Tribunales de Superior
Instancia, tanto de la Nación como de las Provincias, que han contribuido al no limitar y
declarar inconstitucionales durante la vigencia denominada emergencia estructural o
permanente, numerosas normas de distinto rango, leyes o decretos de necesidad y urgencia
que, so pretexto de la emergencia, han desbaratado derechos y provocado en forma
indirecta, la irresponsabilidad del Estado, sin exigir se defina en forma clara y mediante un
programa racional los medios a utilizar para superar el estado de emergencia a fin de evitar,
lo que en definitiva ocurrió, su cronicidad.
BARREIRO, Rubén, “ Derecho de la Energía Eléctrica .Ed. Abaco Bs.As.2002 pp. 91/94.
PEREZ HUALDE, Alejandro: Renegociación de contratos públicos. Lexis Nexis. Abeledo
– Perrot. Buenos Aires 2002, pp. 44/45.
PEREZ HUALDE, Alejandro, ob. cit. pp. 61/64. El autor dice: “Por lo expuesto, no
compartimos de Andrés de Laubadère en cuanto a que solo los contratos de concesión de
servicios públicos son susceptibles de ser renegociados. Entendemos que también son
susceptibles de esta vía de recomposición de las prestaciones aquellos contratos de larga
duración, relacionados estrechamente con la prestación de servicios públicos, como la
generación eléctrica y aquellos cuyo mecanismo es similar, por su naturaleza, a la
prestación de un servicio. Nos referimos a los contratos de suministro de plazo
prolongado...”
BARREIRO, Rubén, ob. cit. pp. 78/89. El autor analiza las cuatro fases diseñadas en el
proceso de renegociación: la primera incluye la preparación de las normas básicas y guías
para cada actividad, como la convocatoria a empresas para mantener conversaciones
informales e incorporar sus comentarios y entregar aquellas guías a las empresas, en la
segunda fase las empresas prepararán sus presentaciones y las entregarán a la Comisión, la
tercera comprende la discusión avanzando hacia la búsqueda de acuerdos; y la cuarta será la
de consolidación de acuerdos y su elevación al Ministerio de Economía.
Salomoni Jorge. Obra colectiva: Emergencia Pública y Reforma del Régimen Monetario
.Ed. La ley Bs. As 2002. “ Emergencia –Confictos. Revisión tarifaria de servicios
públicos” pp93/127.
Informe del Instituto Argentino de la Energía Eléctrica General Mosconi, El sector
eléctrico frente a la actual crisis. Documento diagnóstico del 22/07/2002. En este
documento se evalúa que, transcurrido seis meses al momento del informe, la situación que
produjo la post devaluación, se puede afirmar que de las condiciones contenidas en el texto,
las dos primeras se han respetado, pero la tercera condición ha sido prácticamente
imposible de comenzar a evaluar a partir fundamentalmente del fracaso de la Comisión
renegociadora de contratos de servicios públicos, la cual ha superado el plazo fijado por el
decreto PE 293/02 sin llegar a alcanzar los objetivos de su creación, como consecuencia de
ello, la cuarta condición ha comenzado ha materializarse en sentido contrario al deseado.
LORENZETTI, Luis Ricardo: Tratado... Tomo I, ob. cit., pp. 120/122. El autor destaca que
el objeto en estas contrataciones consiste en la definición de una operación jurídica que
contiene elementos indeterminados, reglas de contextura abierta, y procedimentos para la
determinación, esta estructura de contextura abierta y normas procedimentales es la que
permite que los mismos sean permeables a los cambios externos... y que llegado a un
conflicto futuro, la tarea del intérprete será llenar el contenido de las normas abiertas y
juzgar la licitud de las reglas procedimentales.
PEREZ HUALDE, Alejandro: Renegociación de los contratos públicos, ob. cit. pp. 55/57.
Decreto 2437/2002 del Poder Ejecutivo, Boletín Oficial Nº 30039 de fecha 03 de
diciembre de 2002, pp. 7/11.
LORENZETTI, Luis Ricardo: La emergencia económica y los contratos. Ed. Rubinzal
Culzoni. Santa Fé 2002, pág. 239
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CAISE. La electricidad en Argentina: Un gran logro en graves problemas. pp.12/15
SOBRE CASAS Roberto Pablo: “ Los contrato en el mercado eléctrico. Ed. Abaco Bs.As
2003.
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