Capítulo 9

EL CASO DE URUGUAY

Las instituciones

Dos grandes empresas estatales monopólicas (UTE en electricidad y ANCAP en petróleo) han dominado, durante la mayor parte de este siglo, sobre la estructura institucional del sector energía de Uruguay.

Dichas empresas no sólo eran productores monopólicos sino también reguladores de sus respectivos subsectores. La participación privada estuvo restringida a la distribución y comercialización de derivados líquidos de petróleo y gas licuado de petróleo. La distribución de gas por cañería en la capital del país está concedida a una empresa que, alternativamente, pasó por manos privadas y estatales, siendo actualmente de capitales franceses (GASEBA). Desde hace dos décadas se incorporó un nuevo generador eléctrico: la represa binacional de Salto Grande (administrada por una Comisión Técnica Mixta).

Actualmente, esta estructura institucional está experimentando grandes modificaciones.

La elaboración y ejecución de la política energética está a cargo del Ministerio de Industrias, Energía y Minería - MIEM, que opera por medio de la Dirección Nacional de Energía. En su órbita quedará el Despacho Nacional de Cargas, que opera técnicamente el sistema eléctrico nacional. Por su parte, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto -con rango ministerial- supervisa e incide decisivamente sobre los niveles de inversión, tarifas y endeudamiento de las empresas públicas.

Con la nueva Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico se abrieron espacios para la inversión privada en generación (y eventualmente distribución) de electricidad y se creó un mercado mayorista, que será administrado por la Administración del Mercado Eléctrico Mayorista (que será integrado por operadores públicos y privados).

En el sector petrolero ANCAP se está asociando con privados en diversos emprendimientos. La expansión del gas natural, de origen argentino, está introduciendo nuevos actores en este esquema institucional: consorcios transnacionales -en algunos casos asociados con ANCAP- que explotarán el negocio del transporte y distribución del gas en todo el país.

Las fuentes energéticas de Uruguay

El consumo de energía en Uruguay mantuvo un crecimiento tendencial en los últimos quince años.

Los derivados del petróleo representan la principal fuente de energía (57% del consumo de energía final). El Uruguay no produce combustibles fósiles ni posee reservas de los mismos aprovechables comercialmente, por lo que tiene una elevada dependencia de las importaciones de petróleo.

Los principales recursos energéticos locales, cuyo uso se ha desarrollado intensamente, son la hidroelectricidad y la leña (19% y 22% respectivamente del consumo final).

Entre 1974 y 1983 se construyeron los dos más grandes proyectos hidroeléctricos del país (la central Palmar y la central binacional de Salto Grande). Con estos proyectos ya se encuentra en su mayor parte aprovechado el potencial de energía hidráulica en el país, aún cuando existe la posibilidad de construir centrales de menor porte. Con estos proyectos, sumados a las previamente existentes represas de Rincón del Bonete y Baygorria, ya se encuentra en su mayor parte agotada la posibilidad de aprovechamientos hidroeléctricos a gran escala, pero aún existe la posibilidad de desarrollar pequeñas represas hidroeléctricas en diversos puntos del país.

A partir de las crisis petroleras de los años ‘70 se extendió el consumo de leña, que ya no se restringe al tradicional empleo en las residencias, sino que pasó a constituirse en uno de los principales combustibles industriales. En la actualidad está detenido el proceso de conversión de hidrocarburos a leña en el sector industrial.

La estrategia que se está desarrollando actualmente es la incorporación del gas natural, de origen argentino, en la matriz energética uruguaya, con la finalidad de utilizarlo en la generación eléctrica y en el consumo residencial. Ya está en funcionamiento el gasoducto que une la provincia argentina de Entre Ríos con la ciudad de Paysandú, y está en construcción el gasoducto Buenos Aires-Montevideo.

Los nuevos marcos regulatorios

En el subsector petrolero uruguayo rige aún el monopolio de la empresa estatal ANCAP establecido por una ley de 1931. ANCAP detenta el monopolio legal de la importación de carburantes líquidos, semilíquidos y gaseosos y de la refinación de crudo.

La actividad de distribución y comercialización de los derivados líquidos es realizada sólo en pequeña parte por ANCAP, quien vende a algunos pocos grandes consumidores, quedando la mayor parte del negocio a cargo de empresas distribuidoras privadas. También la distribución del gas licuado de petróleo está en manos de distribuidoras privadas.

La regulación de todo el sistema de distribución y comercialización es realizada hasta ahora por ANCAP, sin intervención del MIEM, por medio de los contratos, de carácter reservado, de esa empresa con los distribuidores privados.

Ante la perspectiva de desregulación del mercado, probablemente impulsada por las reglas de la integración regional, ANCAP se está preparando, mediante alianzas estratégicas, para operar en condiciones competitivas.

El sector gasífero se reducía a la actividad de GASEBA, empresa distribuidora de gas por cañería en Montevideo, que opera una concesión monopólica. La expansión del sector, con la entrada del gas natural argentino, está incorporando nuevos actores y determinando nuevas regulaciones que aún no tienen vigencia legal.

En el subsector eléctrico se sancionó en 1997 una nueva ley de marco regulatorio, que aún no ha sido reglamentada. La ley separó las funciones regulatorias y empresariales del Estado, dejando a las estatales UTE y CTM un papel que en lo formal no diferiría del de otras empresas privadas que pudieran incorporarse al sector. La función regulatoria queda dependiente directamente del Poder Ejecutivo. Las actividades de coordinación de la operación del sistema de generación y transmisión y de supervisión técnica de la red de alta tensión corresponde a un Despacho Nacional de Cargas que ya no tendrá dependencia jerárquica de UTE sino de ADME.

Se crea un mercado eléctrico mayorista y una Administración del Mercado Eléctrico Mayorista (ADME). Se introduce la competencia entre los generadores por abastecer ese mercado mayorista, por lo que se abre la posibilidad de acceso de nuevos agentes a la generación. Las actividades de transmisión y distribución mantendrán su carácter de monopolio natural, aunque UTE podrá realizar concesiones de áreas de servicio a agentes privados. Se establece, a su vez, el libre acceso a las redes de transmisión.

La política energética

Fuentes de energía

Realizados y en funcionamiento los grandes proyectos hidroeléctricos (Salto Grande, Palmar), prácticamente se agotó el potencial de esta fuente de energía en Uruguay.

Para enfrentar una demanda creciente, la estrategia gubernamental se centra en dos frentes:

* Incorporar el gas natural de origen argentino al abastecimiento del país, como forma de abaratar el suministro energético. En particular, se busca que el costo de los insumos energéticos no afecte la competitividad de los sectores productivos en el marco del Mercosur. El gas abastecerá centrales termoeléctricas (nuevas o reconvertidas) y el consumo industrial y domiciliario mediante redes de cañería.

* Modificar la situación existente en materia de comercio internacional de energía -en lo inmediato en el subsector eléctrico y a más largo plazo en el subsector petróleo y gas- con el fin de facilitar el acceso a fuentes de energía importadas a precios más bajos. El nuevo marco regulatorio del sector eléctrico, bastante similar al argentino, se justificó en la necesidad de facilitar el acceso a la electricidad argentina. También se pusieron en marcha interconexiones eléctricas con Brasil.

Reestructura empresarial y de mercados

Las iniciativas de privatización en Uruguay sufrieron un duro golpe cuando, en 1992, un plebiscito -por iniciativa sindical- derogó por una amplia mayoría (72%) una ley de empresas públicas que habilitaba su enajenación a inversores privados. Este resultado puso de manifiesto una oposición mayoritaria de la ciudadanía a las privatizaciones de las grandes empresas estatales. Este hecho opera actualmente como una restricción a eventuales propuestas de privatización de los activos de UTE (electricidad) y ANCAP (petróleo).

Pero, mediante nuevos marcos regulatorios o aprovechando los vacíos legales, se busca facilitar el ingreso de capitales privados en el sector energía, ya sea mediante la modalidad de la concesión de obra pública para cumplir en proyectos esencialmente monopólicos (por ejemplo el gasoducto Buenos Aires-Montevideo), ya sea permitiendo la entrada de empresas privadas en actividades competitivas como la generación eléctrica, o por medio de la asociación con las empresas públicas para proyectos nuevos.

Paralelamente, se mantiene el importante papel empresarial de UTE y ANCAP, si bien no se ha intentado -hasta ahora- perfeccionar las normas que regulan su gestión ni su sistema de dirección y control.

Se ha introducido la competencia en la generación eléctrica y existe el propósito, aún no plasmado, de desregular el mercado de combustibles.

Por otra parte, el gobierno procura recobrar para sí la función regulatoria en el sector -que estaba en manos de las empresas públicas- y, más en general, un papel rector en la definición de las grandes obras necesarias y de la estructura empresarial del sector.

Financiamiento de inversiones, precios y tarifas

Las empresas estatales del sector energía en Uruguay operan como grandes recaudadores de impuestos indirectos, lo cual ha determinado elevados precios y tarifas de los combustibles y la electricidad. UTE y ANCAP aportan, además, "dividendos" a las arcas estatales y, por lo general, financian sus propias inversiones.

Debido a la carga fiscal, los combustibles en Uruguay están entre los más caros de la región del Mercosur.

En el caso de la energía eléctrica existen tarifas diferenciales que implican la existencia de subsidios cruzados. Los grandes usuarios industriales son los que pagan las menores tarifas, estando éstas entre las más bajas de la región. Los consumidores residenciales de consumos bajos a medios y los clientes comerciales de consumos relativamente bajos tienen tarifas medias -en el promedio regional-. Mientras que los clientes residenciales y comerciales de consumos relativamente altos tienen las mayores tarifas. Existen subsidios para la consumidores de menos recursos, en barrios marginales.

En un nuevo contexto de competencia y de mayor gravitación de agentes privados, es lógico suponer que una empresa eléctrica se vería desestimulada a realizar inversiones en barrios marginales con altos índices de morosidad y de hurto, y en programas de electrificación rural, dada la baja rentabilidad de estos proyectos.

La propia opción de una competencia acentuada entre empresas de ofertas energéticas sustitutas (ej. gas por cañería y electricidad, para los usos calefacción y cocción), podría en ciertos casos tener efectos redistributivos negativos: la posibilidad de que las empresas dediquen sus mayores esfuerzos a aquellas zonas de mayor rentabilidad (que coinciden con las de los estratos de altos ingresos), en detrimento de las restantes zonas.

Uso eficiente de la energía

En el discurso de las nuevas orientaciones energéticas del gobierno prevalece el mensaje de que el mayor consumo de energía es un indicador de desarrollo y es bien mirado el aumento de la demanda de energía. Al menos en las declaraciones públicas de las autoridades, no aparece la preocupación en relación al uso eficiente de la energía o a mejorar los indicadores de intensidad energética. No han existido estímulos ni programas orientados a la mejora de la eficiencia energética en el país, debido en parte a la insuficiente asignación de recursos y, seguramente, de conciencia ambiental y de conciencia empresarial de que así se pueden abatir los costos.

Impactos ambientales y sociales

En el sector petrolero, los principales impactos ambientales se deben:

* A la existencia de la única refinería del país en una zona residencial de Montevideo, sobre la bahía del mismo nombre, en la que sólo recientemente se han incorporado las consideraciones ambientales a los criterios de diseño y operación de equipos. Las actividades de refinación del crudo tienen buena parte de la responsabilidad de la contaminación de la bahía, además de la emisión de gases y el riesgo latente de accidentes en zona urbana.

* Al peligro de derrames de crudo y derivados en la operaciones de transporte marítimo, como se evidenció en febrero de 1997 con el accidente del petrolero Santa María.

* Al lavado clandestino de los tanques de los buques petroleros, tanto en el Río de la Plata como en la zona de la boya petrolera de José Ignacio sobre el océano Atlántico.

* A la refinación del petróleo se le atribuye una emisión anual de 230.000 toneladas de CO2 y 490 toneladas de NOx.

En el sector eléctrico, (excluyendo los impactos de las centrales hidroeléctricas construidas hace ya tiempo) si bien UTE está realizando esfuerzos para mitigar los impactos ambientales de su actividad, persisten situaciones locales como las emisiones de gases de combustión en la Central Batlle (situada también en una zona casi céntrica sobre la Bahía de Montevideo) y La Tablada en la zona noroeste de la ciudad.

En relación a estas centrales se prevé para el futuro cercano su reconversión para funcionar a gas natural (hasta ahora lo hacían en base a fuel oil y gas oil). Si bien este cambio en el combustible va a significar una disminución en los gases y partículas emitidos por kilovatio generado, es probable que en téminos absolutos la emisión sea mayor, en virtud de que ambas centrales (especialmente La Tablada) funcionan esporádicamente en la actualidad y que en cambio, en los próximos años lo harán cada vez con mayor continuidad.

Una mención especial merece la controversia pública por los impactos ambientales al momento de construirse la central termoeléctrica de La Tablada a 150 mts. de un importante complejo habitacional. La misma fue instalada en el año 1991 y fue cuestionada y rechazada, además de por los vecinos y comerciantes de la zona, por ONGs ambientalistas, la Universidad de la República y la Sociedad de Arquitectos y hasta el día de hoy se mantiene el reclamo de su traslado.

A esto se debe agregar el impacto de los cables de alta tensión en zonas urbanas y suburbanas.

En el sector gasífero, hasta ahora los impactos más importantes están vinculados a la existencia de la planta de GASEBA en pleno centro de la ciudad y los riesgos de accidentes que conlleva. Ya han ocurrido algunas explosiones menores en los últimos dos años y el sindicato ha denunciado reiteradamente los riesgos que ellos mismos y los vecinos corren.

En el caso de que la entrada de gas natural importado de Argentina se concrete, este riesgo podría desaparecer si es que se desmantelan las instalaciones y los tanques adecuadamente. Sin embargo el ingreso de gas natural al país no está exento de problemas ambientales.

En primer lugar, el problema de las fugas. El gas natural, compuesto esencialmente por metano, tiene en todo el mundo problemas de fugas tanto en su traslado como en su almacenamiento. Esto supone riesgos de accidentes pero también tiene repercusiones en el efecto invernadero y el consecuente calentamiento de la Tierra.

En segundo lugar, en el caso de la ciudad de Montevideo, la alimentación de gas natural está asociada la construcción de un reservorio para su almacenamiento en el subsuelo de la cuenca del río Santa Lucía, río de donde se extrae el agua para abastecer a la capital de la república y la zona más importante de producción hortícola. Aún no se han hecho los estudios que confirmen su viabilidad técnica y está a estudio del parlamento la ley que posibilitaría su explotación.

En tercer lugar se espera que ingresen 3:000.000 m3 diarios de gas natural de los cuales sólo una pequeña fracción sustituirá otros combustibles, lo que indica que aumentarán considerablemente las emisiones de CO2 y Nox, además del CH$.

Otros impactos ambientales provienen del uso de la energía. El petróleo es la mayor fuente de energía primaria en Uruguay, rondando el 60% del total y siendo totalmente importado. Más de la mitad de este petróleo se consume en el transporte y dentro de él el 50% lo consumen los automóviles particulares. De futuro se espera un incremento del consumo de combustibles en el sector de un 50% para el año 2005 (Tabacco y colab.,1996).

Considerando que en Uruguay no existen leyes que obliguen al uso de naftas sin plomo ni catalizadores la contaminación aérea es bastante importante, al menos en la ciudad de Montevideo. También son considerables las externalidades que se originan en este sector en materia de salud. Se estima que los accidentes provocan gastos de internación de 300 millones de dólares anuales, a los que habría que agregar las pérdidas materiales e intangibles (G. Barrios y colab., 1995).

A este sector corresponden los mayores niveles de emisión de gases con una estimación anual de 1:800.000 toneladas de CO2, 127.000 toneladas de CO y 23.000 toneladas de NOx. También se le atribuye una fuerte contaminación hídrica por la acción de unos 20 millones de litros de aceite usado cada año, que son vertidos por la red de alcantarillado.

Es de prever que todas estas cifras vayan aumentando pues se espera que el parque automotor se multiplique por 1,5 en los próximos 5 años.

En relación al objetivo de contribuir al abastecimiento energético de los sectores sociales en situaciones de extrema pobreza, el incipiente proceso de reforma regulatoria no ha dado, ni se prevé pueda dar soluciones.

El incentivo a que las empresas públicas actúen con una óptica de maximización de ganancias empresariales, dificulta que éstas destinen parte de su presupuesto al suministro a clientes que no le resultan redituables. Adicionalmente, se acentuarán los esfuerzos para lograr una mayor cobrabilidad de los consumos en zonas urbanas marginales en las que exista hurto de energía. En los hechos ya se ha instrumentado un control de medidores que apunta en esta dirección.

Potenciales de mejoramiento: eficiencia y fuentes energéticas no convencionales

Fuentes renovables no convencionales

La incidencia actual de las energías "alternativas" en el balance energético nacional, exceptuando la leña, es prácticamente nula. Si bien los relevamientos efectuados muestran la existencia de un potencial energético "alternativo" no despreciable, no puede afirmarse que exista una demostración rigurosa de la rentabilidad de su aprovechamiento en las condiciones de mercado actuales. En la mayoría de los casos el análisis económico ha sido un punto secundario de los estudios o bien los costos de explotación obtenidos no resultan por el momento viables.

Las consideraciones que siguen a continuación estarán desarrolladas básicamente en función de criterios estrictamente técnicos y económicos, considerando la situación actual de mercado y de políticas gubernamentales. No serán tenidas en cuenta en las evaluaciones de las diferentes tecnologías aspectos ambientales, sociales o de dependencia externa. Especialmente se deja constancia que no son consideradas las externalidades ambientales pues no existen antecedentes nacionales al respecto. Los resultados, por tanto, hay que relativizarlos, dado que un enfoque de este tipo es muy limitado. No se puede analizar cada tipo de energía por separado, sino dentro de un sistema alternativo interconectado, que incluya energía solar, eólica, biomasa, hidro. Habría que medir la rentabilidad conjunta del sistema, dado que es difícil que al mismo tiempo haya sequía, no haya sol ni viento ni madera u otros productos de biomasa. Por otra parte, ningún país podría darse el lujo de ignorar la variable ambiental y, en particular, el cambio climático.

Las investigaciones sobre energías alternativas no tienen programas de financiamiento significativos ni existen actividades de promoción de este tipo de energías.

Las conclusiones de estudios de viabilidad de energías alternativas, que se detallan a continuación, provienen de estudios sectoriales y estrictamente economicistas, por lo que no ameritan descartar dichas energías como inviables en otros escenarios alternativos.

* Energía eólica

Estudios realizados por la Facultad de Ingeniería, en convenio con UTE, indican:

Para consumos diarios bajos, la generación eólica es económicamente inviable cualquiera sea el lugar en consideración.

Para sistemas de mayor porte (potencia instalada mayor a 20 kW) la generación eólica pura es inviable, pero la opción viento-diesel aparece como conveniente, en comparación con la alternativa de interconexión a la red interconectada de 15kV, siempre y cuando la longitud la línea sea mayor a 15 km y la velocidad media del viento no inferior a 5.6 m/s., lo que restringe su aplicación a unos pocos casos.

Los estudios mostraron que efectivamente existían zonas potencialmente interesantes para la instalación de parques eólicos, principalmente las ubicadas en la zona sur del país, entre Colonia y Punta del Este.

Pero la variabilidad del recurso es uno de los obstáculos principales al desarrollo de la generación eólica. En este sentido los resultados obtenidos resultan alentadores visto que:

a) De las series históricas manejadas no se detectaron períodos prolongados sin viento.

En cada zona, utilizando los generadores de mejor performance, el parque generaría más del 50% de la potencia instalada durante por lo menos 3000 horas al año.

c) Los últimos estudios de la Facultad de Ingeniería con máquinas de última generación muestran costos de generación competitivos con la energía de origen térmico.

* Pequeños aprovechamientos hidráulicos

Otro estudio de Facultad de Ingeniería y UTE, determinó los puntos del territorio nacional aptos para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.

La mayor parte de los costos se originan en la obra civil, por lo que resulta casi imprescindible, a los efectos de obtener una rentabilidad adecuada de la inversión, vincular la instalación de microturbinas con otro tipo de objetivos económicos que requieran la realización de los embalses. En ese contexto es posible que se dé un desarrollo de la generación hidroeléctrica en pequeña escala si la misma se realiza en el marco de un desarrollo económico global de una región, justificándose entonces la realización de un embalse para ser compartido para otros fines: riego, abastecimiento de agua potable, control de crecidas, etc.

En el estudio se expresa además la conveniencia de situar los aprovechamientos hidroeléctricos próximos a la red eléctrica nacional. Sólo los sitios más favorables serían competitivos con las alternativas de abastecimiento convencionales.

* Energía solar

Dado que para Uruguay la intensidad promedio de radiación es de 400 cal/cm2/día y con una gran fluctuación anual, resulta que la producción de energía eléctrica por m² de panel es aproximadamente de 200 kWh/año, siendo aproximadamente de 150 vatios la potencia instalada por m² "útiles" de panel.

Razones de costo, sin embargo, determinan la inviabilidad económica de toda aplicación solar de mediana o gran escala, ya que para hacer medianamente competitivo un sistema fotovoltaico de este tipo, el costo unitario de la energía producida debería reducirse significativamente. Sin embargo es posible que en el mediano plazo esto pueda ocurrir vía una disminución del precio del equipamiento o un importante aumento del rendimiento de conversión de los paneles.

Por tanto, la aplicación de los sistemas fotovoltaicos es una solución para la electrificación rural a los efectos solamente de satisfacer necesidades de iluminación doméstica, usos de aparatos de radio, televisión y comunicaciones. Para consumos más importantes la competitividad se pierde rápidamente.

* Biomasa, excepto leña

El bagazo de caña, la cáscara de arroz y la cáscara de girasol, son los principales residuos agrícolas que se utilizan con fines energéticos.

De estudios realizados para la zona arrocera del este del país, resultó una disponibilidad de 60.000 toneladas de cáscara para un área de cultivo en dicha región de 96.800 hectáreas.

En base a las tecnologías analizadas en el estudio, se obtuvo que para una planta termoeléctrica se puede establecer un índice de medio de 1.2 toneladas de cáscara de arroz por MWh generado en régimen de cogeneración de electricidad y vapor. De esto se desprende un potencial energético para la región que cubre la cuenca arrocera de la zona este del país, de 50.000 MWh, lo que alcanzaría para cubrir las necesidades zafrales de la región, generando un remanente del 15 %.

Teniendo en cuenta que la tecnología de aprovechamiento de la cáscara de arroz para generación requiere el empleo de ciclos de vapor, con calderas especiales, puede preverse que los costos de inversión serían elevados –aún si se considera que la cáscara de arroz no tiene costo de oportunidad-. No obstante, una planta de este tipo comenzaría a construirse próximamente a través de un convenio entre los mayores molinos arroceros del este del país y la agencia TDA de los Estados Unidos.

* Leña

A partir de las crisis petroleras de los 70, el país inició un programa de incorporación de la leña como fuente energética para la industria. Durante la década del 80 el número de empresas que utilizaban leña como fuente energética para la producción se multiplicó por 10, llegando el consumo de leña en 1994 a representar la tercera parte del consumo final de energía en el sector, por encima incluso del petróleo y la electricidad. Mientras tanto a nivel residencial, este energético representa casi la mitad del consumo final de energía del sector.

La totalidad de la energía primaria que podría extraerse anualmente de los bosques y plantaciones uruguayos existentes en la actualidad, sin ocasionar una reducción del volumen en pie -es decir dando lugar a una producción estacionaria- es del orden de 2 Mtep, dos millones de toneladas equivalentes de petróleo, que es el orden de magnitud del consumo total de energía final del país.

La biomasa forestal es, por ende, un recurso muy importante cuantitativamente en el país, que en el largo plazo constituye una reserva energética de importancia para un país relativamente pobre en fuentes de energía primaria.

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El potencial de uso de fuentes renovables en general no ha sido suficientemente explorado y presenta potenciales de desarrollo nada despreciables. Considerando la creciente dependencia externa de recursos energéticos y los impactos ambientales -locales y globales- de su producción y consumo puede concluirse, en primera instancia que deberían intensificarse su estudio y promoción. Esto es válido tanto para las opciones de generación como para sus aplicaciones.

Se hace necesario considerar la complementariedad de las distintas fuentes y aplicaciones integradas, más que su potencial individual y asociarlas, como en el caso de la hidroenergía y la cáscara de arroz, a otras necesidades productivas. En este último caso, así como en relación al crecimiento de la producción forestal, no debería olvidarse el incremento que se espera para los próximos años de oferta de subproductos de la producción de arroz y madera.

Eficiencia energética

En general, no han existido estímulos ni programas orientados a la mejora de la eficiencia energética en el país, debido en parte a la falta de recursos y seguramente, de voluntad política.

En el sector industrial han existido apenas dos acciones puntuales durante la década del 80: el programa GRID (para el uso racional de energía en la industria) y un programa posterior de auditorías energéticas a algunas empresas representativas. En el sector residencial y terciario, no han existido programas públicos ni privados.

Las únicas acciones emprendidas en el sector eléctrico vinculadas, en alguna medida, a la eficiencia energética han sido: el impulso a las tarifas múltiples para distintos períodos del día y un programa de control de medidores destinado a evitar los hurtos de energía por parte de los sectores marginados.

En ningún caso existen fondos específicos destinados a fomentar las auditorías energéticas o financiar las inversiones en racionalización y ahorro que resulten de interés colectivo.

Teniendo en cuenta la pobreza de los esfuerzos en la materia es razonable pensar que el potencial de ahorro y uso racional en el país es alto, e incluso que existe un conjunto de acciones rentables para los particulares que no se ejecutan por la inexistencia de un programa de promoción adecuado.

El sector energía y la Banca Multilateral de Desarrollo

El único préstamo desde 1992 a la fecha del que se tienen datos es el "Power Transmission and Distribution Project" (UY-PA-8177) aprobado en 1995 por 125 millones de dólares con un aporte agregado de UTE de 103 millones de la misma moneda.

Los tres objetivos más importantes desde el punto de vista de la inversión (U$S 164,5 millones) son la renovación y expansión de líneas de transmisión y distribución, así como de subestaciones. Entre los fines buscados está el mejorar las condiciones del sistema nacional para interconectarse con Brasil. Dos objetivos de bastante menor porte (U$S 2,5) tienen que ver con la asistencia técnica para la reducción de las pérdidas no técnicas y el manejo de la demanda, así como entrenamiento para el personal en la nueva estructura del sector y para el fortalecimiento de la unidad ambiental de UTE.

Este préstamo parece ir en la dirección en que apuntan dos de las políticas del Banco: la integración regional y la eficiencia en generación y transmisión. Comparativamente, el aporte que hace para los objetivos de eficiencia del lado de la demanda y preservación ambiental son prácticamente insignificantes.

Los últimos dos préstamos anteriores a éste son el "Power Sector Rehabilitation" (2622-UR) firmado en 1991 para rehabilitar parte de la represa Gabriel Terra (130 MW) y el "Power Modernization Project" (3221-UR) que posibilitó la construcción de la central térmica a gas oil de La Tablada (230 MW). Este último insumió un importe total de 242.8 millones de dólares de los cuales el Banco aportó 65.5 millones. A diferencia del anterior, éste parece ir directamente en contra de buena parte de las nuevas orientaciones del Banco. La nueva central termoeléctrica de La Tablada produce contaminación aérea y sonora en zona urbana además de la utilización de un combustible derivado del petróleo. Cabe señalar que por razones de costo esta usina ha sido poco utilizada a partir de 1994 y ha sido ampliamente cuestionada por distintos sectores de la ciudadanía.

La participación del BID ha sido históricamente muy baja en el sector. Los dos únicos proyectos de los que se tiene información son "Programa de Transmisión y Distribución Eléctrica" (903/OC-UR) aprobado en 1995 por un monto de 54 millones de dólares (más un aporte local de 35 millones) y "Reforma del Sector Energético" (ATN/MT 5276-UR) aprobado en 1996 por 630.000 dólares con aporte local de 310.000.

Los objetivos más importantes del primer proyecto son crear las condiciones para interconectar el sistema uruguayo con el brasileño y mejorar las redes de distribución de varias ciudades del interior. Apunta a los objetivos de integración regional y eficiencia del lado de la oferta.

El segundo préstamo, proveniente del FOMIN, es para el estudio de una propuesta para la desregulación del sector combustibles y gas natural y un anteproyecto de ley de hidrocarburos. El objetivo más importante de este programa es crear condiciones favorables para la inversión privada en el sector.

Hay un préstamo para el sector Agricultura pero que tiene un gran componente de electrificación rural: "Programa de Infraestructuras para Empresas Lecheras" (914/OC-UR). Este proyecto fue aprobado en 1996 por 40 millones de dólares más un aporte local de 18,9 millones con dos grandes objetivos: mejorar la electrificación de unos 1.200 productores lecheros y la red vial para la salida de la producción.

En general, la política de la BMD en Uruguay ha puesto mucho más énfasis en la financiación de la ampliación de la capacidad de generación y las redes que en la promoción de la eficiencia en el consumo y el ahorro energético. Esto no se ha modificado en los últimos años y una mayor orientación hacia la eficiencia y el ahorro permitiría, en el largo plazo, reducir el incremento de las fuentes de generación.

Las metas declarativas de la BMD para el Uruguay son similares a las planteadas en los demás países de la región: aumentar el suministro de electricidad, mayor eficiencia en la generación y uso final de electricidad, reducción de la carga económica del sector electricidad para el Estado, identificar y adoptar alternativas para mitigar las repercusiones ambientales negativas del abastecimiento y uso final de la electricidad. Los principios orientadores son: regulación transparente, importación de servicios, orientación comercial y organización comercial de las empresas públicas, estímulo a la inversión privada, préstamos supeditados al compromiso del gobierno.

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