Capítulo 3

LA REPETIDA "RECETA"… Y LOS MISMOS GANADORES DE SIEMPRE

Pese a la heterogeneidad estructural y a la diversidad de situaciones de los sectores energéticos de los diferentes países latinoamericanos –que el BID llega a reconocer en sus documentos-, de hecho se aplica, con muy pocas variantes, una "receta" única que, casi en las mismas proporciones, usa los mismos "ingredientes" –tal como se reseñó en el capítulo anterior-.

A continuación, nos detendremos en el análisis de algunos de estos "ingredientes": privatizaciones, nuevos marcos regulatorios, integración energética regional. También identificaremos quiénes han sido los principales beneficiarios de las reestructuras emprendidas.

Las reformas, en el caso del subsector eléctrico, se iniciaron en Chile en 1982, siguieron en Argentina en 1992, Perú en 1992, Bolivia en 1994, Colombia en 1994, El Salvador en 1996, Guatemala en 1996, Panamá en 1997. Estos ocho países, aún con distintos grados de avance en su implementación, han tenido avances sustantivos en las reestructuras. Otro grupo de países están en una etapa menos avanzada de las reformas pero han aprobado legislaciones eléctricas, en algunos casos hasta su reglamentación, que siguen exactamente los mismos lineamientos de los países anteriores: Ecuador, Uruguay, República Dominicana y Nicaragua. Paraguay cuenta con un proyecto de ley de electricidad, que sigue esta misma línea, pero no está aún vigente y, finalmente, Brasil ha dado avances muy sustantivos en la reestructura de su sector energético. México, por su parte, ha enfrentado diversos obstáculos para reformar el sector.

1. LAS PRIVATIZACIONES

Uno de los aspectos centrales del proceso de reestructuración del sector energía de América Latina es la privatización de las empresas estatales que prestan los servicios de energía eléctrica, las petroleras y las empresas de otros subsectores energéticos. Pero estas transferencias de activos al sector privado no son un fenómeno privativo del sector energía, sino que forman parte de un proceso más amplio de privatizaciones que en América Latina se aceleró en los años `90, al influjo de las políticas neoliberales y de las presiones de los BMD.

Sin embargo, a partir de 1996, el sector energía pasó a ser el principal objeto de las privatizaciones en la región concentrando el mayor volumen de operaciones, con transacciones por U$S 6,7 miles de millones, equivalentes a un 46% del total.

Una carpeta de proyectos de privatización por más de U$S 23.700 millones contemplaban los países de América Latina para 1997, lo que representó un récord histórico desde el inicio del proceso a fines de la década de los 80. Del total proyectado para la privatización de empresas estatales en la región, casi un 50% correspondía al sector energético.

El proceso de privatizaciones en el sector energía ha tenido un diferente ritmo y alcance, según los países de la región. Algunos completaron la privatización de las principales empresas del sector, otros recién están en sus comienzos. Chile, y luego Argentina, lideraron el proceso privatizador en América Latina.

Un fenómeno nuevo, en el curso de estos procesos, es la internacionalización de aquellas empresas de energía que pasaron al régimen privado. Varias de estas firmas pasaron a tener participación en empresas energéticas de otros países de la región -como lo ilustran las eléctricas chilenas- o en la exploración y explotación de yacimientos petrolíferos y gasíferos de esos países -como la ejemplifica la argentina YPF-.

Chile

El proceso de privatización del sector energía eléctrica comenzó junto a la introducción de profundos transformaciones económicas al final de la década de los 70.

En una primera etapa entre 1974 a 1981, las empresas expropiadas por el anterior gobierno fueron devueltas al sector privado. Bancos, plantas industriales y equipamientos, fueron vendidos a capitales privados. En la primera etapa, las grandes empresas fueron excluidas, permaneciendo en el control del Estado importantes sectores, tales como: grandes compañías mineras, extracción de petróleo y refinación, generación y distribución de electricidad, siderúrgica y telecomunicaciones.

Una gran cantidad de las compañías pertenecía a la Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), y eran empresas de propiedad abierta. Para facilitar los propósitos de privatización algunas empresas fueron divididas en subsidiarias o se crearon divisiones más pequeñas que facilitarían la venta dado sus volúmenes.

En el sector eléctrico, Chilectra fue dividida en tres partes: Chilgener (Generación y transmisión en el área de Santiago y Valparaíso), Chilectra Metropolitana (Distribución en Santiago) y Chilectra V Región (Distribución en Valparaíso). A su vez, la también estatal ENDESA fue transformada enteramente en una empresa exclusiva de generación y transmisión. Además se crearon cuatro empresas de distribución De la parte de generación de ENDESA, fueron creadas otras cuatro empresas.

Las privatizaciones iniciales consistieron en el remate público de dos empresas de distribución de ENDESA. Después de 1985 se aceleró el proceso. Hacia fines de 1989, Chilmetro, Chilgener y Chilquinta fueron completamente privatizadas y las acciones de ENDESA quedaron en propiedad privada en un 90%, considerando como privados las instituciones de administración de fondos previsionales.

Actualmente, el 99,8% de la generación, transmisión y distribución está privatizada y se está privatizando una microempresa local en la zona sur con una capacidad instalada del orden de los 15 - 20 Mega Watts. En Chile hubo un limitado desarrollo de nuevos actores en el subsector eléctrico que son las mismas empresas iniciales. Los fondos previsionales son propietarios de aproximadamente un tercio del subsector. Capitales norteamericanos y españoles se incorporaron al capital de algunas de estas firmas. Es el caso, por ejemplo, de la española Endesa que adquirió el 29% de Enersis (propietaria de Chilectra y del 25% de Endesa).

ENDESA, junto con sus filiales, controla el 61% de la potencia instalada de generación eléctrica de Chile y Chilgener el 16%. ENDESA controla a su vez a Transelec, que tiene la mayor participación en la fase de transmisión de electricidad. Enersis, principal accionista de Chilmetro, que opera en el sector de distribución, es a su vez uno de los accionistas de ENDESA.

Argentina

Las privatizaciones alcanzaron a todos los subsectores energéticos: carbón, gas natural, petróleo y energía eléctrica.

En el subsector del Carbón el gobierno adjudicó la concesión de Yacimientos Carboníferos Fiscales (YPC) por 20 años al consorcio integrado por la Federación de Trabajadores de Luz y Fuerza y las firmas locales IATE, Eleprint y Dyopsa.

En el subsector del Gas Natural se privatizó la estatal Gas del Estado, que fue subdividida en 2 empresas transportadoras de gas y 8 empresas distribuidoras.

Por otra parte, se aplica el esquema de concesiones a empresas privadas para la exploración y explotación de depósitos de gas natural. La distribución de la producción de gas natural por operador muestra una notoria concentración, ya que 5 empresas (YPF, Total Austral, Pérez Companc, Bridas y Pluspetrol) ostentan el 86% del total.

GRAFICO

En el sector del Petróleo, además de aplicarse el esquema de concesiones a empresas privadas para la exploración y explotación de depósitos de gas natural, se procedió a la privatización -ocurrida en 1991- del principal protagonista de la producción petrolera: YPF. En una primer etapa, el Estado argentino retuvo cierto porcentaje de acciones de YPF, pero actualmente está vendiendo sus últimas participaciones accionarias.

En el sector eléctrico, la nueva estructura impuesta de acuerdo con la Ley de Electricidad (1992), segmentó a las empresas estatales participantes de esta industria de acuerdo con las funciones de generación, transporte o distribución, como paso previo a su privatización.

Generación: incluye el volumen de energía eléctrica proveniente de las centrales; ya se privatizó la casi totalidad de las centrales.

Transporte, organizado sobre una base regulada como consecuencia del monopolio natural que implica el transporte de la producción de energía en volúmenes.

Distribución, que comprende el traspaso de la electricidad desde los puntos de suministro de las compañías transportadoras hasta los consumidores.

Aproximadamente, se ha privatizado el 75% de la generación, transmisión y distribución, restando por privatizar algunas empresas provinciales.

La ley dispone asimismo la privatización de tres centrales nucleares, dos de ellas en actividad, Embalse y Atucha I, y una tercera en construcción, pero las ventas aún no se han concretado. En diciembre de 1998, el Presidente Menem firmó el decreto que define el criterio y la metodología de la privatización, que se hará mediante concurso público internacional y vendiendo las tres centrales en una sola unidad de negocios.

La intención, no concretada, del gobierno argentino era privatizar, además, las represas binacionales de Yaciretá (argentino-paraguaya) y de Salto Grande (argentino-uruguaya).

Brasil

En Brasil el proceso de privatizaciones -en general y del sector energía en particular- es más tardío que en los demás países grandes de América Latina. Al ponerse en marcha recientemente, se convirtió en el centro de atracción internacional, dados los cuantiosos volúmenes involucrados en tales privatizaciones.

El gobierno brasileño inició la venta de activos del sistema Electrobrás -holding del sector eléctrico del país. El paquete incluye más de veinte usinas hidroeléctricas y termoeléctricas. Las empresas eléctricas han sido divididas por áreas de actuación (generación, transmisión y distribución de energía).

En los proyectos de privatización de concesionarias estaduales se dispone para privatización solo los sectores de generación y distribución de energía eléctrica, permaneciendo el área transmisión en poder del Estado. Se ha privatizado prácticamente el 100% de la distribución y algunos puntos de la generación.

La primer gran privatización fue la cesión del control de cerca del 60% del paquete accionario de la distribuidora eléctrica Light de Río de Janeiro por U$S 2.216 millones. Anteriormente, por U$S 390 millones había sido vendido Escelsa en el Estado de Espiritu Santo. Con estas dos privatizaciones fueron transferidas a la iniciativa privada todas las empresas de distribución de electricidad que eran de propiedad del gobierno federal -las otras eran propiedad de los gobiernos estaduales-.

Actualmente ya se han privatizado 13 empresas distribuidoras de electricidad: Escelsa (Espíritu Santo), Light (Río de Janeiro), Cerj, Coelba (Bahía), Centro-Oeste, Norte-Nordeste, CPFL (San Pablo), Enersul (Matto Grosso), Cemat, Energipe (Sergipe), Cosern, Coelce (Ceará), Bandeirantes y Metropolitana (San Pablo).En la generación ya fue privatizada Gerasul (sur de Brasil), y se prevé privatizar en 1999: Furnas, Chesf, Eletronorte y Cesp (San Pablo).

En diciembre de 1998 fue cancelada la subasta para la privatización de la Compañía Energética del estado de Alagoas (Ceal), debido a la falta de grupos interesados.

El programa estadual de privatización más ambicioso en Brasil, es el del Estado de Sao Paulo. El Programa Estadual de Desestatización (PED) aprobado en ese Estado creó la Compañía Paulista de Activos (CPA), dedicada a la emisión de títulos de privatización, y autoriza la venta de las empresas de energía del Estado. Se trata de tres compañías de electricidad (Cesp, CPFL, Electropaulo) y una de distribución de gas (Comgás). El valor patrimonial de los activos a la venta supera los U$S 10 mil millones, según estimaciones oficiales. Según datos de 1996 el mercado paulista consume más de 90.00 Gwh, cifra que supera el consumo total de Argentina.

El programa de desestatización prevé la reorganización de las centrales de generación y distribución de las tres empresas de servicios eléctricos existentes -Cpfl, Cesp y Eletropaulo- en seis compañías generadoras y hasta 13 compañías distribuidoras. Después de esta reorganización, se vendería el 51% de las diversas compañías. Las centrales de transmisión, evaluadas en 3.000 millones de dólares se integrarían en una sola compañía y seguirían siendo propiedad del Estado.

En el sector petrolero la privatización no procede por la vía de la venta de los activos de Petrobrás. Esta empresa continuará siendo estatal, pero desarrollando una diversidad de asociaciones con empresas privadas –en particular extranjeras-. La desmonopolización, por otra parte, abrió todas las fases del sector petrolero a la inversión privada.

En el sector gasífero se abrió espacio para la participación privada en la distribución de gas natural.

México

Las reformas regulatorias crearon posibilidades al capital privado para actividades de cogeneración eléctrica, producción para autoconsumo o producción independiente de energía eléctrica, aunque no se creó un mercado mayorista de electricidad, ni se privatizaron los activos de empresas estatales. La propuesta privatizadora generó resistencias al interior del propio aparato gubernamental, frenando el proceso.También se abrió camino a la participación privada en el transporte y almacenamiento de gas natural, áreas en las que hubo inversiones privados.

En el sector petróleo, existen barreras a la entrada de nuevos agentes, pero las nuevas regulaciones han habilitado una política de asociaciones internacionales de Pemex.

Colombia

Colombia está promoviendo el ingreso de nuevos agentes privados al sector energía, ya sea mediante la venta de activos estatales, ya sea mediante la apertura de nuevos espacios para la inversión privada (concesiones de explotación, etc.)

Se ha privatizado aproximadamente el 30% de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

El sector privado es predominante actualmente en la distribución mayorista de hidrocarburos, en el transporte y distribución de gas natural y en la producción de carbón. Empresas mixtas –como las asociaciones de privados con Ecopetrol- son predominantes en la producción y transporte de petróleo, y en la producción de gas natural.

Uruguay

Las privatizaciones en Uruguay fueron frenadas por un plebiscito por iniciativa popular. Pero, mediante nuevos marcos regulatorios, se está habilitando la participación privada en el sector energía, mediante la modalidad de concesión de obra pública o por medio de la desmonopolización de la generación eléctrica.

Otros países de la región

En Bolivia, a efectos de su privatización, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos fue dividida en varias unidades: una de transporte (gasoductos y oleoductos) y dos de exploración: Andina, que quedó en manos de un consorcio argentino-boliviano, y Chaco, que fue adjudicada a Amoco. Por su parte, Shell, junto con Enron de Bolivia se alzó con la unidad de transporte. Otra de las unidades quedó en manos de un consorcio de capitales argentinos y bolivianos, Empresa Petrolera Andina, que se divide en partes iguales entre un Fondo de Pensión de Bolivia y la firma Andina Corporation -a su vez, esta última está integrada por las argentinas YPF, con 40,5% de las acciones; Pérez Companc, con 40,5%; y Pluspetrol, con 19%-.

En el subsector eléctrico, que ya en parte estaba privatizado, las reformas tuvieron una altísima velocidad en su implementación, quedando en manos privadas la totalidad del subsector.

En Perú el gobierno peruano inició la privatización de Petroperú, mediante la venta de sus diversos activos, a la vez que procedió a la concesión de áreas de exploración y explotación petrolera.

En el sector eléctrico, para llevar a cabo el proceso de privatización se dividió la Empresa Electrolima en tres (generación y distribución –privatizadas- y transmisión –siendo ésta la única fase que permanece en manos estatales). Se declaró de interés nacional la promoción de inversiones privadas en las Empresas Regionales de Servicio Público de Electricidad y Electroperú S.A. comenzó a vender a privados su participación accionaria en esas empresas.

Aproximadamente la mitad de la generación y más del 60% de la distribución fueron privatizados.

En el sector petrolero de Venezuela, la privatización no ha pasado, hasta el presente, por la venta de la empresa petrolera estatal (Petróleos de Venezuela - PVDSA), sino por las concesiones de áreas petroleras para su exploración y explotación. En estas concesiones han sido adjudicatarias grandes empresas transnacionales del petróleo, pero también algunas firmas latinoamericanas, como es el caso de Pérez Companc e YPF de Argentina, y Petrobrás de Brasil. En el sector eléctrico se anunciaron varias privatizaciones (Cadafé, Enelven, Energía Eléctrica de Barquisimeto).

En Ecuador el Congreso aprobó vender el 39% del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) a inversionistas privados. La Ley del Sector de la Energía Eléctrica permitiría la participación privada en la generación y la transmisión de electricidad. En ese país se anunció la privatización de San Francisco, Toachi, Emelec (39%) y otras distribuidoras regionales.

Las compañías de energía eléctrica estatales de los países caribeños estaban pasando, una tras otra, bajo el control de las compañías de servicios públicos estadounidenses.

En Bahamas el gobierno anunció que la Bahamas Electricity Corporation sería privatizada a través de un proceso internacional de licitación. La estadounidense Southern Electric, que ya posee el otro abastecedor más importante del país, la Freetown Power Corporation, manifestó su interés en participar de la licitación.

En Jamaica, el gobierno declaró que vendería en un solo lote las centrales de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica de la Jamaica Public Service Company, siendo Southern Electric y Houston Industries los principales candidatos a comprar.

En Trinidad y Tobago, se vendió en 1994 el 49% de los activos de generación de electricidad de la Trinidad & Tobago Electricity Commission a Southern Electric y Amoco, conservando el 51% de la nueva compañía generadora de electricidad llamada PowerGen.

En El Salvador, Guatemala y otros países centroamericanos existen planes de privatización del sector eléctrico. En Guatemala se ha privatizado el 20% de la generación y el 70% de la distribución, mientras que en Panamá se privatizó el 100% de la distribución y de la generación.

2. LAS NUEVAS REGLAS DE JUEGO

El establecimiento de nuevas reglas de juego -o nuevos marcos regulatorios- se ha justificado por la fragmentación y multiplicación de los agentes intervinientes en los mercados, derivada de los procesos de privatización y desmonopolización. "Al crearse más agentes necesariamente se generan conflictos entre las partes, entonces las reglas de acción de cada una de ellas tienen que estar escritas, aunque haya mercado...".

Los nuevos marcos regulatorios, sobre todo en el caso del subsector eléctrico, determinan en lo fundamental: la apertura a la participación privada, la desintegración vertical del subsector, la libre competencia -al menos en algunos segmentos-, el libre acceso a las redes de transmisión o transporte, la creación de mercados mayoristas, la regulación de los precios y la creación de organismos reguladores separados de los agentes operadores.

Con estos aspectos en común, los marcos regulatorios nacionales difieren según las prácticas y costumbres de cada país. "Hay países que llevaron a regulaciones de orden muy general, como la ley argentina, colombiana, salvadoreña y aparentemente la que saldría en el caso de Brasil, en cambio otros países prefirieron ser muy precisos y más detallados en las estipulaciones de la ley, tal fue el caso de Chile y Perú, practicamente la ley es casi un reglamento, para evitar que después por la vía reglamentaria puedan introducirse reinterpretaciones o cambios que hicieran inestable este marco que se quería que diera solidez para los actores, pero todo eso depende de la tradición jurídica de cada país. Y hay otros países que tienen situaciones intermedias como Bolivia, Guatemala o Panamá que tienen leyes que pueden llegar a los 80 ó 90 artículos pero que dejan mucho sometido a la reglamentación".

En Brasil la descentralización y privatización del sector se ha establecido, más bien, por medio de contratos bilaterales entre los segmentos de generación y distribución, y no ciñéndose a un mega marco regulatorio -que fue el camino seguido por los demás países-.

México, limitado por su marco constitucional y por el monopolio en el sector eléctrico que ejerce la CFE, ha intentado abrir su sistema, no a través de romper a la CFE, lo cual requeriría un cambio constitucional muy complicado de pasar, sino principalmente por medio de contratos con generadores independientes y de la ampliación del concepto de lo que son los autogeneradores.

La desintegración vertical, o segregación de la generación, transmisión, distribución y comercialización, ha sido una de las características centrales de los nuevos marcos regulatorios -o más en general, de los procesos de reforma-. Las antiguas empresas estatales fueron subdivididas en varias empresas con funciones diferenciadas, como paso previo a su privatización -como en los ya mencionados casos de Chile y Argentina-. En algunos casos se admite que un holding domine a las distintas empresas creadas, pero lo que se busca, como mínimo, es que generación, transmisión y distribución sean gerenciados como negocios distintos (y con contabilidades separadas).

La desmonopolización de los mercados energéticos y, por ende, la introducción de la competencia -entre agentes privados y/o públicos- es otra de las claves de la reforma. En el caso del subsector eléctrico, se ha habilitado la competencia en la generación y en la distribución, no así en la transmisión. Sólo en unos pocos casos, como el de Chile, pueden desarrollarse redes de transmisión en paralelo y existe más de un agente en el transporte de electricidad -aunque uno sólo de ellos, Transelec, es el más relevante del mercado-. Al operar un monopolio en la transmisión, los nuevos marcos regulatorios han establecido el libre acceso de los generadores a la red de transporte, pagando el correspondiente peaje.

La libre competencia entre generadores no significa que todos los consumidores finales tengan libertad de elección respecto a qué generador les suministrará electricidad. Sólo los denominados "grandes consumidores" -por lo general, industrias y comercios- tienen esa opción. Los demás consumidores -en especial los residenciales- constituyen un mercado cautivo de la empresa distribuidora que posee el monopolio local. De cualquier modo, en algunos países parece existir una tendencia a reducir el límite de Kw hora de consumo mensual a partir del cual el cliente es considerado "gran consumidor"; por ejemplo, ese límite está fijado en 400 Kw hora en Panamá y se redujo a 100 Kw hora en Argentina.

La no existencia de competencia en el nivel "minorista" determinó la necesidad de establecer regulaciones en la fijación de los precios a los usuarios finales, como modo de impedir la discrecionalidad de los monopolios locales de distribución.

La segregación del subsector eléctrico en una diversidad de agentes, algunos de los cuales compiten entre sí, trajo la necesidad de crear mercados mayoristas de la electricidad, siendo ésta otra de las características de los nuevos marcos regulatorios. Las administradoras de estos mercados mayoristas -integradas por generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios- regulan las transacciones de energía; además, en algunos casos, el administrador del mercado es el que hace el predespacho del sistema, prioriza la operación del sistema, determina qué centrales deben entrar en operaciones para cubrir la demanda y, a su vez, hace las liquidaciones de cuentas entre agentes y calcula los precios.

La creación de organismos regulatorios, separados de los operadores del sistema, es una de las resultantes de los nuevos marcos legales o reglamentarios. Dichos entes fijan reglas de juego, en particular aquellas referidas a la fijación de precios en condiciones de monopolio (a usuarios finales no grandes consumidores, peajes por uso de redes de transmisión) y a la protección de los consumidores.

3. LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL

Una de las reestructuras fundamentales del sector energía en América Latina -y sobre todo en algunas subregiones- radica en los avances de la integración regional. Asociada a procesos de integración económica regional (formación de Uniones Aduaneras, Zonas de Libre Comercio o Zonas de Tarifas Preferenciales), la integración energética adopta diversas formas, y adquiere distintos grados de intensidad. En algunos casos, se restringe a acuerdos de abastecimiento en condiciones especiales (como en el Acuerdo de San José); en otros casos, se orienta a la interconexión energética física (eléctrica o gasífera); en otros se avanza hacia la conformación de mercados energéticos unificados -con reglas de juego comunes-, que van más allá de la simple interconexión física.

El Cono Sur de América, y en particular los países del Mercosur, son quienes más han profundizado su integración energética. Una red de gasoductos y de líneas de transmisión eléctrica interconectadas, así como grandes represas binacionales, comenzó a cambiar el mapa de esta subregión. A su vez, comenzaron a crearse las condiciones para la creación de mercados unificados de la energía.

Existe una importante experiencia de integración eléctrica entre los países del Cono Sur. A fines de los años setenta comenzó a operar la central hidroeléctrica de Acaray, en Paraguay, interconectada con la provincia de Misiones, en Argentina y el estado de Paraná en Brasil. Le siguieron los grandes aprovechamientos hidroeléctricos binacionales de Salto Grande (Argentina-Uruguay), Itaipú (Brasil-Paraguay) y Yaciretá (Argentina-Paraguay). En años recientes se pusieron en marcha obras de interconexión eléctrica entre Argentina y Brasil, y entre Uruguay y Brasil. Se crean así las condiciones físicas para el intercambio de electricidad entre estos países.

Mercoluz argentino-brasileño

El establecimiento de marcos regulatorios similares facilita, a su vez, este comercio. Pero también se van dando otros pasos, como el establecimiento de reglas comunes. Es el caso del denominado Mercoluz argentino-brasileño. La Argentina y Brasil dieron un importante paso hacia la integración del primer mercado común de energía de América Latina, con la firma de un memorándum de entendimiento, que permitiría contratar libremente la provisión de energía eléctrica en cualquiera de los dos países. Además, abre el camino para un proceso de integración similar en el sector del gas.

El acuerdo busca asegurar "condiciones competitivas del mercado de generación, sin la imposición de subsidios que puedan alterar las condiciones normales de competencia".

En la práctica, con este memorándum, Brasil deberá avanzar hacia la desregulación de su sector energético, un tema en el que la Argentina le lleva la delantera. También ofrece un marco general -que incluye a grandes usuarios de ambos lados de la frontera- para que la Argentina pueda vender a Brasil sus excedentes de energía térmica, mientras que Brasil pueda ofrecer energía hidroeléctrica. Los compradores serán tanto distribuidoras como empresas electrointensivas que se conecten directamente con el generador.

El memorándum aclara que se respetarán las legislaciones de cada país, pero se establece una serie de simetrías mínimas que ambos países deberán cumplir.

En primer lugar, se busca asegurar que la generación se dará en condiciones competitivas, sin subsidios, buscando que los precios reflejen costos económicos eficientes "evitando prácticas discriminatorias con relación a los agentes de la demanda y de la oferta de energía eléctrica de ambos países". Además, se permitirá y respetará la realización de contratos de compraventa libremente pactados entre vendedores y compradores, "comprometiéndose a no establecer restricciones al cumplimiento físico de los mismos, distintas de las establecidas para los contratos internos".

Estos dos principios buscan asegurar acceso abierto al sistema de transporte por ductos, así como garantizar que las condiciones y precios con los que se pactan, fronteras adentro de cada uno de los países, sean los mismos que se otorgan cuando se trata de un contrato entre empresas de distintos países.

Se busca avanzar hacia un despacho único de cargas, ya que se tiende a posibilitar que el abastecimiento dentro de cada país resulte del despacho económico de cargas, incluyendo ofertas de excedentes de energía en las inteconexiones internacionales. Para lograrlo, el memorándum establece que ambos países intercambiarán información sobre los mercados, los sistemas y las transacciones. Ambos países realizarán los estudios necesarios para una operación conjunta.

Argentina, Bolivia y Chile

Argentina también firmó acuerdos de integración con Bolivia y Chile. Con Bolivia, firmó un Acuerdo de Alcance Parcial sobre integración energética con el objetivo de establecer normas para el intercambio comercial y transporte energético entre los dos países, así como para fomentar la inversión privada. El acuerdo garantiza que no habrá restricciones a la exportación o la importación de petróleo y derivados de energía eléctrica.

El acuerdo prevé, también, el tratamiento no discriminatorio a la demanda de los dos países y estimula el capital privado en el desarrollo de aprovechamientos hidroeléctricos que los dos países decidan realizar en conjunto. "Estas inversiones se concretarán mediante concesiones o licencias a capitales privados, que deberán asumir el riesgo total de los respectivos proyectos, sin la aplicación de subsidios", establece.

El acuerdo determina el desarrollo de infraestructura que conecte los sistemas eléctricos, gasíferos y petrolífero, tendiendo a la creación de "una red regional de interconexión energética, respetando los criterios de simetría". Para un mejor funcionamiento de esos negocios, el acuerdo destaca que se evite la aplicación de subsidios o impuestos que puedan alterar las condiciones normales de competencia.

Argentina y Chile firmaron un acuerdo de integración energética. El tratado permitirá el libre acceso a los sistemas de transmisión entre ambos países, aunque en este caso el acuerdo entrará en vigor dentro de cinco años, debido a que todavía falta compatibilizar los sistemas eléctricos. Este acuerdo energético permitirá establecer condiciones de libre acceso de transmisión eléctrica y garantiza la participación de privados en los proyectos que negocien los dos países. También permitirá concretar el proyecto Termo Andes, que tiene en construcción una línea eléctrica entre la provincia argentina de Salta y el norte de Chile, para abastecer el sistema de conexión entre Antofagasta y Arica, limítrofe con Perú.

La red de gasoductos

El Cono Sur está siendo atravesado por una vasta red de gasoductos, con origen en los países con grandes yacimientos de gas natural (Argentina y Bolivia) y con destino en los países deficitarios (Brasil, Chile y Uruguay). Al menos tres gasoductos llegarán a Brasil, tres a Uruguay y dos a Chile. Se estima que en los próximos años el sistema eléctrico brasileño recibirá un incremento de 4.400 megawatts/hora (MW/h) de energía generados por un verdadero boom de centrales termoeléctricas, la mayoría operadas a gas.

El gobierno uruguayo adjudicó la construcción del gasoducto de Buenos Aires a Montevideo al consorcio integrado por Pan American Energy, British Gas y el monopolio estatal petrolero Ancap. El gasoducto unirá Punta Lara (Buenos Aires) con Montevideo y demandará una inversión de u$s 120 millones. Por otra parte, ya comenzaron a funcionar gasoductos que unen la provincia argentina de Entre Ríos con las localidades uruguayas de Paysandú y Casablanca, siendo las estatales uruguayas UTE (electricidad) y ANCAP (petróleo) las compradoras del fluido.

Por su parte, el gas natural argentino ya comenzó a fluir hacia Chile a través de los Andes, por un gasoducto de 463 kilómetros construido por el consorcio GasAndes, con una inversión de U$S 325 millones. La obra llegará a transportar 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural al área de Santiago. GasAndes está liderado por la canadiense Novacorp e integrado por las argentinas Techint y CGC, las norteamericanas Lone Star, Santa Fe Energy y Duke Power, la australiana BHP y las chilenas Gasco, Copec y Chilgener.

Existen dos gasoductos entre ambos países: el que cruza la cordillera por Tierra de Fuego - con un caudal proyectado de 5 millones de metros cúbicos/día en el 2000- y GasAndes. Los mismos socios de GasAndes -Nova, Techint, CGE y Chilgener- proyectan GasSur, un ducto que irá desde Neuquén hasta Concepción.

MAPA

Por tanto, el Cono Sur se está integrando físicamente en materia energética: gasoductos, centrales hidroeléctricas binacionales y estaciones conversoras de interconexión de redes eléctricas, se están constituyendo en las arterias por las que fluye el comercio de un mercado energético en plena expansión. Simultáneamente se van creando las condiciones regulatorias para que ese comercio sea factible.

La integración como negocio

Con la firma del acuerdo energético con Brasil, el Estado argentino creó el marco necesario para asegurar a los generadores privados que actúan en el país un negocio que, a nivel local, se les estaba achicando.

Además de los U$S 100 millones que embolsarán por la venta de 1.000/hora megawatts al país vecino, el convenio posibilitará ensanchar los horizontes de Central Puerto y Central Costanera, dos compañías que verán vencidos sus contratos de abastecimiento con las distribuidoras argentinas Edesur y Edenor en el 2000. Y también, amortizar la inversión en un sector que, como el de generación, ha venido ampliando su capacidad hasta llegar a un parque que tiene más potencia instalada de la realmente necesaria para atender la demanda existente.

El sobreequipamiento y el marco de gran eficiencia que se creó en el mercado eléctrico argentino hacen que las generadoras vean perdida su retribución como reserva, porque hay máquinas cada vez más eficientes que pueden actuar como reservas, por lo que van perdiendo la posibilidad de negocios dentro del mercado. Como Brasil basa su generación sobre la energía hidroeléctrica, tiene muy pocas máquinas térmicas: entonces la posibilidad que brinda este entendimiento entre ambos países es que esas máquinas que en el mercado argentino no tendrán una función, encuentran un nuevo sentido porque pueden actuar como reserva tanto para el mercado local como para el mercado brasileño.

El negocio de la exportación eléctrica de Argentina a Brasil no sólo será para los generadores, sino que abrirá el espacio para el tendido de una línea de alta tensión y la instalación de una estación conversora.

La integración energética la concretan, cada vez más, las propias empresas. YPF, por ejemplo, dio otro paso dentro de su estrategia de expansión regional. La petrolera argentina será proveedora de la nueva planta de generación de energía eléctrica que la norteamericana Enron levantará en Cuiba, capital del estado brasileño de Mato Grosso. Según el acuerdo alcanzado por YPF, la petrolera enviará 2.5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural a partir de 1999, y durante 19 años. Con estas ventas, YPF embolsará cerca de U$S 50 millones anuales.

4. LOS GANADORES DE SIEMPRE

Para los partidarios del nuevo modelo energético que se está imponiendo en América Latina el gran beneficiario de los cambios es el consumidor -planteado en abstracto y sin diferenciarlo por clases o grupos sociales-. Es un tema polémico que abordamos en un próximo capítulo.

Pero sobre lo que no puede haber dudas es que este conjunto de transformaciones tiene un claro beneficiario: las empresas transnacionales que se radican -o ya estaban radicadas- en la región. Algunas, porque con las privatizaciones y las nuevas regulaciones, encontraron un campo de acumulación que ofrece rentabilidades atractivas. Otras, porque se aseguran un objetivo estratégico -hacia el que apuntan los organismos financieros internacionales que están impulsando este proyecto-: garantizar el aprovisionamiento de energía a precios baratos, de modo de darle sostén a sus propias inversiones, facilitando su mayor rentabilidad.

En tal sentido, no se puede olvidar el surgimiento de las compañías energéticas globales. Las privatizaciones han creado nuevas multinacionales en las industrias energéticas. El gas y el petróleo hicieron a Shell y Exxon famosos. Ahora los gigantes de la energía eléctrica Electricité de France, Endesa, PowerGen, Southern Electric y muchos más están utilizando su tecnología y experiencia para generar beneficios en los mercados emergentes en Europa central y oriental, Latinoamérica, Asia y Noráfrica. Las compañías privadas o estatales -sin distinción- están adoptando estrategias globales para sacar provecho del mercado global emergente. Y el control de las compañías energéticas globales sobre estas industrias estratégicas es más fuerte que nunca. La tendencia a la desregulación y la apertura del mercado facilita el movimiento de las multinacionales de la energía. Son ellas, pues, los principales triunfadores con las reformas estructurales en curso en América Latina.

En varios casos, por otra parte, sus inversiones en la región han sido financiadas por los propios consumidores -que supuestamente eran los principales beneficiarios de las reformas-. Las políticas de tarifas provocaron, al menos en una etapa inicial, una tranferencia de recursos desde los consumidores hacia los nuevos inversores que, así, pudieron reducir sus aportes de capital y sus riesgos.

Frente al discurso de la desconcentración y diversificación de los capitales, existe una realidad: lo que se ha disgregado son las propiedades del Estado, pero la mayor parte de los activos transferidos al capital privado está concentrado en un pequeño número de empresas transnacionales -que han acaparado privatizaciones en varios de los países de la región y se están preparando para nuevos emprendimientos-. Los nombres se repiten: British Gas, Shell, AES, Enron, Amoco, EDF, Repsol, Unión Fenosa, etc. Asimismo, empresas latinoamericanas privatizadas se internacionalizaron y se incorporaron a esta lista: Endesa, Chilgener, YPF, etc.

La inglesa British Gas, la mayor distribuidora de gas natural del mundo que en 1997 facturó U$S 6.800 millones, trazó una estrategia para conquistar una fraja significativa de los mercados del Cono Sur, incluyendo la construcción de una red regional de distribución de gas para todo el Mercosur. El Plan incluye la participación en empresas brasileñas de generación de energía eléctrica y fue desarrollado a partir de tres pilares: la compra de Metrogas de Argentina, la compra de Comgás- Compañía de Gas de San Pablo (cuya licitación está prevista para comienzos de 1999) y la participación en la construcción de gasoductos en la región.

British Gas participa actualmente en la construcción de dos centrales termoeléctricas en Brasil, una en Paraná y otra en Río de Janeiro. Aumentó su participación en Metrogas del 17% al 34% y posee hoy el 51% de las empresas responsables por el 35% de la distribución del gas en la Argentina. Sus activos en Buenos Aires funcionarán como plataforma de entrada del gas argentino a Brasil. British Gas (40%) integra junto a Pan American (40%) y Ancap (20%) integra el consorcio Gasoducto Cruz del Sur S.A. adjudicatario del gasoducto Buenos Aires - Montevideo que, eventualmente, podría prolongarse hasta Porto Alegre en Brasil. Participa, a su vez, del consorcio del gasoducto Bolivia - Brasil. Por intermedio de Metrogas integra, a su vez, el consorcio GasAndes que construyó y explota un gasoducto que transporta gas argentino hacia Chile. En su mira tiene la privatización de Sulgás - Compañía de Gas del Estado de Río Grande del Sur, que administrará los negocios del gasoducto boliviano - brasileño en este estado sureño. En el Nordeste de Brasil venderá gas licuado de petróleo importado de su fábrica en la isla de Trinidad.

La anglo-holandesa Shell junto con Enron de Bolivia (50% c/u) se alzó con la unidad de transporte (gasoductos y oleoductos), una de las unidades en que fue dividida Yacimientos Petrolíferos Bolivianos a efectos de su privatización. Shell explora diferentes áreas de hidrocarburos en Perú; posee 20% de la distribuidora de gas del Estado de San Pablo; emprenderá proyectos de exploración en Brasil y es dueña de 11% del lado brasileño del gasoducto Bolivia - Brasil. Para incorporarse a este proyecto como proveedor de gas argentino a través del gasoducto brasileño - boliviano, invirtió U$S 386 millones en la adquisición de yacimientos en Mendoza, Jujuy y Salta: 55% de Río Colorado y 22,5% de Acambuco -donde se asoció con Pan American Energy-. Con estas adquisiciones Shell cree haberse asegurado reservas probables de gas por 6 TCF (trillón de pies cúbicos). En la Argentina, históricamente las actividades de Shell estuvieron ligadas a refinación y comercialización, pero ahora se orienta a ser un gran exportador de gas natural.

El mercado de gas natural se convirtió en la nueva apuesta estratégica de Shell en Brasil. La filial local de la compañía petrolera adquirió la firma Petrogas, en lo que constituye la segunda adquisición de una empresa productora de gas natural en Brasil. Antes pagó U$S 71,2 millones por 20% de las acciones de la empresa estatal Comgas de San Pablo- que controla 30% del mercado de gas natural que se vende en Brasil- dentro del proceso de privatización de esa compañía.

Shell, por otra parte, inauguró una planta fraccionadora de gas licuado de petróleo en las afueras de Asunción capaz de abastecer casi el 50% del mercado paraguayo. La planta es la única de Paraguay que tiene instalaciones propias para la recuperación, prueba hidráulica y reparación de garrafas. El grupo Shell ingresó al mercado del sector en Paraguay al adquirir, en mayo de 1990, la planta fraccionadora Incogas.

La compañía eléctrica norteamericana AES Corporation ha participado en privatizaciones en Centroamérica, Brasil y Argentina. En su segunda incursión en Centroamérica, AES completó la compra del 80% restante de CLESA- Compañía de Luz Eléctrica de Santa Clara en El Salvador, con una inversión de U$S 109 millones.

En Brasil, participa del consorcio adjudicatario de la empresa distribuidora de electricidad Light de Río de Janeiro -el consorcio controla el 51% y AES individualmente el 13,8%-; compró el 91% de Centro Oeste de Energía Eléctrica con una inversión de U$S 1.373 millones; participa de la distribuidora paulista Metropolitana; mientras que un consorcio que encabeza con Southern Electric adquirió una participación del 33% en Cemig - Compañía Energética de Minas Gerais. La empresa norteamericana tiene varios proyectos de construcción de plantas eléctricas en Brasil. El BID aprobó un crédito de hasta U$S 132,8 millones (que se complementa con otros U$S 100 millones del estatal BNDES) para la construcción y operación de una planta eléctrica de ciclo combinado gas-vapor, de 600 MW, que será construida con una inversión de U$S 350 millones en la ciudad de Uruguayana en el Estado de Río Grande do Sul y que será alimentada con gas natural proveniente de la Argentina. AES venderá su producción a las tres compañías de distribución eléctrica de ese Estado.

En Argentina, en 1993 AES compró el 90% de la Central Térmica San Nicolás (CTSN). El negocio de la generación lo amplió con la Hidroeléctrica San Juan y la Hidroeléctrica Río Juramento en Salta. En 1997 adquirió dos de las tres distribuidoras en que se dividió el negocio del suministro eléctrico en Buenos Aires (ex-Eseba): pagó U$S 565 millones por las distribuidoras de la zona norte (Eden - Empresa de Distribución Eléctrica Norte, con sede en San Nicolás) y sur (Edes - Empresa de Distribución Eléctrica Sur, con sede en Bahía Blanca). El proceso de concentración en Buenos Aires se completó en 1998 con la compra en U$S 350 millones del 90% de Edelap, distribuidora con clientes en varias localizaciones de la provincia. AES tiene ahora 700.000 usuarios en Buenos Aires.

Enron, uno de los mayores grupos de energía de los EEUU, con ingresos superiores a U$S 13.000 millones anuales- aumentó fuertemente su presencia en América Latina. Sus actividades abarcan todas las etapas de la cadena de producción y comercialización de gas natural, pero en la región de dedica principalmente a la distribución y al transporte. Está involucrada en el consorcio del gasoducto Bolivia - Brasil; junto con Shell es propietaria de la unidad de transporte que surgió de la disgregación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Junto a empresas españolas integra un consorcio que compró por U$S 576 millones la Companhia Estadual de Gas de Río de Janeiro (CEG) y Riogas; participa con 45% en CEG y con 32% en Riogas. Enron planea la construcción de una usina eléctrica en Cuiabá (Mato Grosso) de 480 MW con una inversión de U$S 500 millones -hacia la cual se dirigirá un ramal del gasoducto boliviano- brasileño- y tiene otros proyectos en Brasil. Por ejemplo, un consorcio que lidera se adjudicó la privatización de Elektro, empresa de distribución de energía eléctrica en el interior del Estado de San Pablo.

En Argentina opera Transportadora de Gas del Sur (TGS) que, junto con la Transportadora de Gas del Norte (TGN), es una de las dos transportadoras argentinas de gas, controlando más de 60% del mercado

doméstico de transporte de gas. El accionista mayoritario de la empresa (70%) es CIESA, una sociedad formada en partes iguales por el grupo Pérez Companc y Enron.

Enron participa, asimismo, en la construcción de un gasoducto de 575 kilómetros en Colombia, y en la operación de centrales termoeléctricas en Guatemala, República Dominicana y Puerto Rico.

La norteamericana Amoco se quedó con 60% de la petrolera argentina Bridas -controlada por la familia Bulgheroni-. El joint venture dispone de reservas totales equivalentes a 1.500 millones de barriles de petróleo y reservas de gas en Argentina y Bolivia que alcanzan a 130.000 millones de metros cúbicos. Las compañías realizaron además un intercambio accionario en Bolivia, por el que Bridas Corporation (operaciones internacionales) se quedó con 19% de Amoco Bolivia Oil and Gas, dueña a su vez de 50% de la ex estatal Chaco S.A.. Esta es una de las empresas de exploración en que fue dividida Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos para su privatización. Pan American Energy -la empresa resultante de la fusión entre Amoco y Bridas- integra con un 40% el consorcio Gasoducto Cruz del Sur S.A. adjudicatario del gasoducto Buenos Aires - Montevideo que, eventualmente, podría prolongarse hasta Porto Alegre en Brasil. Pan American Energy apunta a conquistar porciones significativas del mercado brasileño, habiendo ya obtenido la autorización de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) para importar gas natural argentino a partir del año 2000; la firma planea disputar la privatización de Comgás -valuada entre U$S 1.500 y U$S 2.000 millones. Entre los planes de Pan American está la construcción de un gasoducto uniendo el Norte de Argentina a los principales centros de consumo brasileños, con capacidad de hasta 35 millones de metros cúbicos de gas por día.

Houston Industries de EEUU participa en Light de Río de Janeiro y posee una participación en la distribuidora eléctrica argentina Edelap, de la que es operadora técnica.

Electricité de France (EDF) participa en Light, la distribuidora eléctrica de Río de Janeiro -de la que es operadora-, y en Argentina en Edenor - asociada con la española Endesa y la empresa local Astra- y en producción y transporte de energía en la provincia de Mendoza (Edemsa). Light, a su vez, adquirió la distribuidora eléctrica paulista Metropolitana. EDF es accionista de Edenor y también incursiona en la generación eléctrica en el complejo hídrico Nihiueles (Mendoza).

Tras haber destinado el 40% de sus inversiones internacionales al Mercosur, Electricité de France (EDF) tiene pensado reforzar su apuesta regional en las próximas privatizaciones de empresas eléctricas que están agendadas en la Argentina y el Brasil. Uno de los objetivos principales de EDF en el exterior es agrandar la red de negocios creada en el Mercosur donde han invertido casi 700 millones de dólares en los últimos cuatro años. En el caso de la Argentina, el negocio más deseado es la concesión de Yacyretá. En la mira de EDF también se encuentran dos mercados provinciales de distribución: Buenos Aires y Mendoza.

Así como Edenor fue la cabecera de playa para la inserción en la Argentina, la distribuidora Light, de Río de Janeiro adquirida por los franceses en sociedad con empresas brasileñas y norteamericanas- será la vía de entrada para futuras inversiones en el Brasil.

Repsol, la primera empresa ibérica estatal en abrir su capital al sector privado en 1989, se lanzó a un agresivo proceso de expansión en el rubro energético que comenzó en España con la compra de 45% de Gas Natural y luego se extendió hacia América Latina. Repsol tiene una importante presencia en exploración de gas natural en Bolivia, Colombia y México, y en comercialización en Argentina, Ecuador y Perú.

En 1990, la compañía llegó a la Argentina y seis años después creció fuertemente en el mercado petrolero al tomar el control de Astra, Pluspetrol Energy y Mexpetrol. Su último golpe inversor fue la toma de control de EG3. Para el año 2000 la compañía proyecta que la región absorba 25% de sus negocios.

Repsol pagó U$S 340 millones para hacerse con el control de Astra, la segunda productora de gas y quinta de petróleo de la Argentina. Astra es, además, miembro de tres consorcios adjudicatarios de antiguas empresas públicas del sector energético argentino. En sociedad con la española Endesa, Astra adquirió la Central Dock Sud pagando U$S 1,3 millones y asumiendo una deuda de 13 millones de dólares.

Repsol, a través de su controlada Astra, logró quedarse con 95% de la empresa argentina de combustibles EG3 - la cuarta distribuidora de naftas de la Argentina-, mediante pago de u$s 294 millones. También se quedaron con 1% de EG3 Asfaltos, 42,5% de Refinería San Lorenzo, 50% de la comercializadora de combustibles Dapsa y 41,4% de la planta Parafinas del Plata.

Repsol, por medio de Astra, pagó U$S 340 millones por el 45% de las acciones de Pluspetrol, compañía de energía que controla el segundo yacimiento de gas natural más grande de Argentina. Pluspetrol es dueña del 60% de los yacimientos de gas natural de Ramos, situados en la norteña provincia argentina de Salta, cerca de la frontera con Bolivia; representa el 9,09% de la producción de gas natural de la Argentina. Repsol controla el 31,8% de Metrogas, distribuidora de gas natural. Pluspetrol planea invertir un mínimo de U$S 500 millones en Brasil (participa del consorcio que adquirió CEG y Riogas, y se prepara para la subasta de Comgás) y otros U$S 200 millones en Bolivia (sobre todo en exploración) para ampliar su presencia en la región y participar de toda la cadena del gas natural. En Bolivia integra la Unión Transitoria de Empresas Santa Cruz II, dedicada a la exploración de hidrocarburos.

Astra anunció también su entrada en el proyecto del consorcio GasAtacama para construir un gasoducto de 925 kilómetros entre la Argentina y el norte de Chile. Astra explora y explota hidrocarburos en Venezuela. A su vez, por medio de Metrogas, participa del gasoducto GasAndes.

La firma española, a través de Astra, se quedó con la mayoría accionaria de Algas y Poligas Luján, dos empresas argentinas de gas licuado de petróleo (GLP) y 25% de la explotación de hidrocarburos en el yacimiento Angostura -con reservas de 3 millones de barriles de petróleo crudo-, con un desembolso de U$S 79,2 millones. Con esta compra pasó a controlar el 13% del mercado argentino de GLP.

Las inversiones de Repsol en Argentina llegarán a los U$S 2.000 millones en los próximos años. Repsol, conglomerado español de petróleo, gas y productos químicos, es la primera de las grandes empresas estatales de España en salir del control del estado.

Repsol adquirió a la española Gas Natural que, a su vez, posee participaciones en CEG (19%) y Riogas (51%) de Río de Janeiro. Las más recientes incursiones del grupo español en Latinoamérica se han producido en Brasil y Colombia, a través de participaciones en consorcios que se adjudicaron concursos de privatización de empresas públicas de estos países. Gas Natural en un quinquenio invertirá unos U$S 148 millones en la Argentina. En este país el grupo opera -a través de Gas Natural Ban- la distribución domiciliaria del fluido en la provincia de Buenos Aires. Del total de inversiones previstas hasta el año 2001, U$S 51,6 millones corresponden a adquisiciones financieras en Brasil, donde Gas Natural ya controla dos distribuidoras de gas. Otros U$S 19,3 millones tendrán como destino incrementar sus negocios en Colombia. Por otro lado, para México Gas Natural tiene programado un desembolso de U$S 32,2 millones.

Otras empresas españolas que han participado del proceso de privatizaciones energéticas en América Latina son: Unión Fenosa, Iberdrola y Endesa.

Unión Fenosa es integrante del consorcio adjudicatario para la distribución de gas natural en el interior del Uruguay. El grupo español y el consorcio internacional Electric Holding, integrado por empresas de Argentina y EEUU, adquirió el 90% de la distribuidora de energía de la provincia argentina de La Rioja. Unión Fenosa participa en el capital de la empresa privatizada y a la vez es su operador -como ya lo es en la compañía eléctrica de la provincia de San Luis-.

Unión Fenosa integra un holding junto con International Electric Holding (EEUU) y el grupo argentino Acción Exterior, que pagó 45 millones de dólares por el 60% de la compañía eléctrica provincial salteña -Empresa Distribuidora de Electricidad (EDESA). También controla el 100% del paquete accionario de la Empresa de Servicios Eléctricos Dispersos S.A. (ESEDSA), que nuclea a un grupo de pequeñas usinas propiedad de la provincia.

Iberdrola integra el consorcio que adquirió las empresas de gas de Río de Janeiro (CEG, Riogas) y el que compró 66,6% de Coelba, la distribuidora de electricidad del estado de Bahía, por U$S 1.600 millones. Coelba, a su vez, adquirió Cosern - Compañía Energética de Río Grande do Norte. Los planes de Iberdrola en Brasil incluyen la distribución de gas natural y otros negocios en el área de energía eléctrica.

Iberdrola fue adjudicataria de parte del capital de las empresas chilenas Electroandina y Colbún -dos de las principales generadoras que abastecen al sector minero chileno-.

La Empresa Nacional de Electricidad (Endesa), principal grupo español de energía, adquirió una participación mayoritaria en la sociedad argentina Central Dock Sud. A su vez participa del paquete accionario de la empresa argentina Edenor de distribución de energía eléctrica. Endesa compró, a su vez, la mayor compañía de electricidad de propiedad particular en América Latina, la chilena Enersis por U$S 1.500 millones. El acuerdo crea una joint venture entre Endesa (55%) y Enersis (45%), lo que torna al grupo español la mayor operadora extranjera de electricidad de América Latina. Con la compra del control accionario de Enersis, Endesa crea una plataforma para el desarrollo de sus intereses en América Latina y gana fuerza para competir en futuras privatizaciones de empresas públicas en la región. Enersis es la generadora y distribuidora de energía líder en el mercado chileno y se expandió en Argentina, Brasil y Perú, países de América Latina donde la empresa también mantiene interés.

En consorcio con Enersis, Endesa adquirió 51% de las acciones de la Compañía Energética de Ceará. El consorcio liderado por la dupla Endesa-Eneris será el responsable de la interconexión eléctrica entre la Argentina y Brasil, que permitirá la venta de 1.000 MW/h de energía argentina. Mediante un acuerdo que firmará con Electrobras, el grupo será autorizado a importar hasta 2.000 MW/h de energía desde la Argentina (el doble de lo que establecía la concesión original). Electrobras y Endesa ya llegaron a un acuerdo en torno a esa licitación y deberán firmar un contrato.

La compañía chilena Enersis y sus filiales tienen actualmente más de la mitad de sus negocios fuera de Chile, con 8,8 millones de clientes en Argentina, 4 millones en Perú y 6,4 millones en Chile.

Chilectra, la mayor distribuidora de energía eléctrica chilena, es la principal filial de Enersis, que también posee el 25% de Endesa. Endesa cuenta con el 60% de la capacidad generadora de Chile. Enersis viene participando del proceso de privatizaciones del norte de Brasil, del Estado de Sao Paulo, de las empresas de servicios públicos de Argentina, así como de proyectos de inversión en Colombia y México. El grupo Enersis participa de las firmas energéticas chilenas Endesa, Río Maipo y Chilectra, de las argentinas Edesur, El Chocón y Central Costanera, y de las peruanas Edelnor y Edelger. Chilectra, tiene participación en Edesur (distribuidora eléctrica del sur metropolitano argentino), Cerj (distribuidora de energía eléctrica del estado de Río de Janeiro) y en Edelnor (Lima). Chilectra pretende invertir, además, U$S 46 millones en el sistema eléctrico de la capital chilena.

Chilgener, la segunda generadora de electricidad de Chile, incrementó su capital en U$S 500 millones para apoyar la construcción de una central hidroeléctrica y una termoeléctrica en Brasil, ampliar la Central Puerto de Buenos Aires, respaldar el funcionamiento de la central Chivor, de Colombia, y ejecutar el proyecto de transmisión eléctrica entre Salta y Antofagasta, a 1.368 kilómetros al norte de Santiago. Las iniciativas incluyen el proyecto Andes Norte, que implica la construcción de dos centrales térmicas en Salta y una línea de transmisión hacia la región chilena de Antofagasta para extender la demanda de energía de los grandes yacimientos mineros. Además se contempla la construcción de una central hidroeléctrica en Lajeados, cerca de Tocantins, Brasil, en conjunto con la compañía brasileña Celtins, proyecto en la cual Chilgener tiene una participación de 25%. La central, que requiere una inversión de U$S 1.000 millones, tendrá una capacidad de mil megavatios y comenzará a operar en el 2002. Asimismo, se planea levantar una termoeléctrica en Pontal do Sul, cerca de Curitiba. En la Argentina, Chilgener proyecta expandir la central Puerto de Buenos Aires y las cuatro líneas de transmisión eléctrica entre Neuquén y la Capital Federal. En el país transandino, Chilgener es la segunda generadora de electricidad después de ENDESA, ya que produce 37% de la energía del Sistema Interconectado Central de Chile (SIC), que abastece la zona central de la nación, entre Taltal (a 1.109 kilómetros al norte de Santiago) y Chiloé, a 1044 kilómetros al sur de la capital chilena.

Asimismo, Chilgener planea expandirse en los próximos tres años a Colombia, donde invertirá 250 millones de dólares en minas de carbón. En la Argentina lideran el proyecto GasAndes que lleva gas natural del sur hacia Chile.

Nadie de ese país habría soñado que, al cabo de unos años del proceso de privatizaciones local, compañías chilenas generarían el 37% de la energía eléctrica de Argentina y un 50% de la del Perú; o que estarían proyectando generar y distribuir energía eléctrica para su gigantesco vecino, Brasil, o para el lejano México.

Esta expansión internacional no es privativa de las empresas del sector energía, sino que es parte de un proceso más amplio de internacionalización de las firmas chilenas -grandes y medianas-. Pero el sector energía es el principal destino de las inversiones chilenas en el exterior.

Algo similar ocurrió con la petrolera argentina YPF que, a partir de su privatización, tuvo una gran expansión internacional con inversiones en Bolivia, Chile, Perú y Venezuela, entre otros países. A su vez, concretó diversas alianzas

YPF, en el marco de su estrategia de expansión internacional, adquirió las acciones de la compañía Maxus Energy, de Dallas (EEUU), por unos U$S 750 millones. Maxus, dedicada a la exploración y extracción de petróleo y gas, domina en el norte de Texas y tiene emprendimientos en Indonesia, Ecuador, Bolivia y Venezuela. Pero tiene un importante pasivo que llega a los U$S 1000 millones.

YPF, además de haber comprado Maxus en 1995 por casi U$S 800 millones, formó una joint venture con la gigantesca Amoco, para explotar áreas ricas en gas en los Estados Unidos. Esta asociación estratégica entró en vigor al inicio del 1997. Amoco controla el 8% del mercado norteamericano de combustibles.

YPF y Petrobrás de Brasil definieron una alianza estratégica que incluirá diversas actividades (exploración, explotación, comercialización, etc.). YPF y Petrobrás acordarón el Proyecto Mega, junto a la norteamericana Dow Chemical: un holding que operará en el área del downstream (refinación y comercialización) y comercializará productos de las dos compañias del Mercosur tanto en la Argentina como en el Brasil.

YPF no sólo es el principal productor de hidrocarburos de la Argentina, sino que, consorciada, participa como constructor, operador y suministrador, en las redes de gasoductos que surcarán el Cono Sur.

El mapa empresarial del sector energético latinoamericano se ha modificado radicalmente entonces. Desaparecieron muchas de las antiguas empresas estatales de la electricidad, el petróleo o el gas; otras permanecieron operando en nuevas condiciones. En el espacio dejado por el Estado -o por casi dos decenas de Estados- se ubicó un pequeño grupo de empresas transnacionales que pasaron a controlar las etapas fundamentales de la energía, frecuentemente en condiciones oligopólicas o monopólicas. Este pequeño grupo, que se repite en unos y otros países de la región, es el gran triunfador de las reestructuras del sector energía. Las reformas les otorgaron espacios y les abrieron oportunidades de inversión y rentabilidad que ya no tenían en sus regiones de origen. Su triunfo no es sinónimo de una mejoría significativa en los servicios brindados a los consumidores de energía.

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