CAPÍTULO 6

TENDENCIAS DEL SECTOR ENERGÍA EN AMÉRICA LATINA

LAS TENDENCIAS DE TRANSFORMACIÓN EN CURSO

6.1. TENDENCIAS DE LA PRODUCCIÓN Y DEL CONSUMO

6.1.1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Si comparamos la evolución de la producción de energía primaria y secundaria de los cuatro mayores productores de la región tenemos que respecto a 1970 Argentina, Brasil y México tuvieron un crecimiento continuado mientras que Venezuela redujo mucho su volúmen de producción en la primera década y luego ha venido creciendo pero no ha logrado recuperar los volúmenes de 1970. Dicha evolución se debe a los hidrocarburos mientras que el carbón mineral y la hidroenergía tienen un crecimiento continuo desde 1970. Quien creció con más impulso fue México que multiplicó por seis su producción de energía primaria y por 3 veces y media la energía secundaria.

Energía primaria

* Argentina:

- mayores incrementos en volúmen: hidroenergía (17 veces superior a la de 1970), gas natural (cerca de 4 veces)

- se mantiene la estructura de 1970 (90% gas natural y petróleo) con incremento de participación del gas natural respecto al petróleo.

- en 1980 se incorporó la producción de energía nuclear cuya producción se multiplicó por 2.5 en 1995. su participación en el total es del 2%.

- la hidroenergía participa del 4,2% de la producción total de energía primaria

* Brasil:

- mayores incrementos en gas natural, hidroenergía y productos de caña cuyos volúmenes se multiplicaron por más de 6 veces. Le sigue petróleo (incremento mayor a 4 veces) y carbón mineral (se multiplicó por 2.3)

- La estructura varió pasando de una alta producción de leña (64% en 1970) a petróleo (30%), leña (21%), productos de caña (20%) e hidroenergía (18%) en 1995.

- la producción de energía nuclear se realizó entre 1985 y 1990 únicamente y en volúmenes muy reducidos.

* México:

- la producción de energía nuclear y de petróleo son las que tienen los mayores incrementos en volúmen ( nuclear 8 veces desde 1990 y petróleo 6 veces desde 1970) y tienen la mayor ponderación en el total de la energía primaria (51% petróleo y 29% nuclear).

- la generación de energia nuclear recién se inicia en 1989 y ha ido en aumento año a año.

- la geotermia también se multiplicó por 6 pero su ponderación en el total es muy reducida (0.2%).

- la estructura de la producción varió de petróleo, gas natural y leña ( que representaban el 91.2% en 1970) a petróleo, gas natural y nuclear (con la misma representación 91.2% en 1995). La leña perdió participación del 12.8% al 2.5% y la energía nuclear pasó de 0 a 29%.

* Venezuela:

- en términos de incrementos los más altos los presentan carbón mineral e hidroenergía pero sus volúmenes son muy reducidos en relación al total producido. Cada uno produce en torno al 2% del total de energía primaria.

- la estructura de producción permanece igual desde 1970 con alta participación de petróleo y gas natural. Pasan de representar el 99.8% en 1970 al 96.1% en 1995. Por rubros hay reducción en la participación y volumen de producción de petróleo pero incremento en la participación y volumen de gas natural.

En términos de producto per cápita se da un incremento en todos los países excepto en Venezuela que disminuye su volumen de producción por persona hasta 1990 y se incrementa hacia 1995 alcanzando los niveles de 1980 (70 unidades de Bep por persona, cifra muy superior a la de los demás países). Los niveles más bajos se registran en Brasil con 5.22 unidades de Bep por persona.

En el grupo de los países productores de petróleo que se autoabastecen tenemos los siguientes porcentajes de participación de la producción de petróleo en el total de energía primaria:

- Argentina 54%

- México 51%

- Venezuela 72%, el mayor productor en volúmen

- Bolivia 24%

- Ecuador 88%

- Perú 50%

- Trinidad y Tobago 51%

En todos los casos el petróleo es el producto con mayor ponderación dentro de la energía primaria de cada país excepto en Bolivia donde el gas natural lo supera con el 58%.

En el grupo de los países productores de petróleo que no se autoabastecen los porcentajes de participación de la producción de petróleo en el total de energía primaria son los que siguen:

- Brasil 31%

- Barbados 37%

- Colombia 49%

- Chile 6%

- Guatemala 11%

En casi todos los casos el petróleo es el producto con mayor ponderación dentro de la energía primaria de cada país excepto en Barbados donde lo supera productos de caña con 41%; en Chile donde la participación del petróleo ha venido bajando y ponderan por encima de este rubro la leña con 39%, el gas natural con 24%, la hidroenergía con 20% y el carbón con 11%. También Guatemala tiene un rubro que pondera más que el petróleo y es la leña con 76%.

De 1975 a 1994, las reservas de petróleo se cuadruplicaron, pasando de 29321 a 143062 MMB. La adición más importante le correspondió a México, que aumentó sus reservas en más de 15 veces, pasando de 3954 a 63220 MMB en el período señalado. Venezuela aumentó sus reservas en 3.5 veces.

En general, puede afirmarse que en los últimos 20 años, no ha variado significativamente el "mapa petrolero" de América Latina. En 1975, Venezuela y México ya eran los países petroleros más importantes aunque, como ya se señaló, éste último país ha tenido un importante aumento de reservas.

Otros países que han tenido aumentos importantes son Colombia, Brasil y Ecuador. El progreso más importante lo alcanza Colombia, que pasa del octavo al cuarto lugar, de 1975 a 1994, en la posesión de reservas de la región.

Permanecen estables en su nivel de reservas Argentina y Trinidad y Tobago. Con respecto a Argentina, hay que señalar que pasa del tercer lugar en 1975 al sexto lugar en 1994; sin embargo, en los últimos años Argentina ha superado el declive de reservas, que llegó a su punto más bajo en 1990 con 1570 MMB.

También permanecen estables, aunque con un menor nivel de reservas, Cuba, Chile y Guatemala, mientras que en Bolivia y Perú se puede apreciar una caída absoluta de importancia en el nivel de reservas.

Energía secundaria:

* Argentina:

- los mayores incrementos en términos de volumen se encuentran en electricidad y gas licuado multiplicandose por más de 3 veces

- la estructura de producción varió al incrementarse los productos involucrados, pasó de ser gasolinas/alcohol, diesel oil y fuel oil el 73% del total de la producción en 1970 a ser estos tres rubros el 58% en 1995 e incorporarse la electricidad con 18% alcanzando en total el 76%.

* Brasil:

- los mayores incrementos lo registraron gases (en más de 6 veces), electricidad (en casi 6 veces), gas licuado (en casi 5 veces).

- en la estructura de producción variaron las participaciones relativas. Electricidad aumentó su participación pasando del 12.6% en 1970 a 22.8% en 1995 y por otra parte fuel oil disminuyó su participación pasando del 27.5% al 11.8%

La estructura original era electricidad, gasolinas/alcohol, diesel oil y fuel oil con una participación del 82% en 1970 y del 78% en 1995.

* México:

- los mayores incrementos se dan en gas licuado (se multiplicó por 7 veces), electricidad (más de 5 veces) y diesel oil (3.5 veces).

- la estructura se mantiene desde 1970, siendo los principales rubros de producción: fuel oil, gases, gasolinas/alcohol, diesel oil y electricidad; cuya participación se mantuvo en 82%.

Venezuela:

- los mayores incrementos se registraron en electricidad (se multiplicó por 6) y gas licuado ( se multiplicó por 4)

- la estructura de producción varió; la mayor ponderación en 1970 la tenía el fuel oil con 62.4% del total y le seguían diesel oil y gasolinas/alcohol alcanzando en total el 88%. En 1995 la mayor ponderación corresponde a gasolinas/alcohol con 30.4% que junto con diesel oil y fuel oil alcanzan el 72% del total de energía secundaria. Si agregamos electricidad y gas licuado llegamos al 89.5%.

La evolución del producto per cápita de energía secundaria fue la siguiente:

- en Argentina se mantuvo entorno a las 7 unidades de Bep

- en Brasil y México se duplicó, presentando Brasil la cifra más baja de 4.5 unidades de Bep en relación a los demás países

- en Venezuela descendió de 51 a 22 unidades por persona siendo ésta la cifra más alta.

Evolución de la distribución relativa de la capacidad instalada en centrales eléctricas

Entre 1960 y fines de los años ‘80 se dió un incremento, en todos los casos, de participación del servicio público en relación a los autoproductores.

En el grupo de países productores de petróleo que se autoabastecen se observa:

- que en 1960 ninguno de los países tenían capacidad instalada en centrales nucleares ni geotermicas y a fines de los ‘80 sólo Argentina poseía central nuclear brindada por el servicio público y México central geotermica también de servicio público.

- la distribución entre la generación térmica o hidroeléctrica evolucionó diferente entre estos países:

+ en Argentina, Ecuador y Venezuela se incrementó la participación de la generación hidroeléctrica

+ en Bolivia, México y Perú se incrementó la participación de la generación térmica; siendo el incremento más importante en los dos primeros países mientras que en Perú casi no hubo variación.

+ en Trinidad y Tobago no hubo variaciones siendo toda la generación de origen térmica.

En el grupo de países productores de petróleo que no se autoabastecen se observa:

- en 1960, al igual que en el grupo anterior, no existían países con generación nuclear ni geotérmica. A fines de los ‘80 sólo Brasil poseía generación eléctrica en centrales nucleares.

- en cuanto a la distribución relativa por tipo de central la evolución fue:

+ un incremento en Brasil, Chile y Guatemala de la participación de centrales hidroeléctricas en la generación de electricidad mientras que en Colombia se incrementó la participación de la generación a través de centrales térmicas

+ en Barbados la generación total de electricidad se da en centrales térmicas y no hubo variaciones entre 1960 y 1980

En el grupo de países no productores de petróleo se observa:

+ en 1960 tampoco existía generación eléctrica vía centrales nucleares o geotérmicas y a fines de los ‘80 El Salvador era el único país que poseía centrales geotérmicas (19% del total de su capacidad instalada en centrales eléctricas)

+ en cuanto a la distribución entre centrales térmicas o hidroeléctricas la mayoría incrementó su participación en las centrales hidroeléctricas excepto El Salvador, Jamaica y Honduras que incrementaron su participación en centrales térmicas.

Observando todos los países de los 3 grupos:

+ El descenso en la participación de autoproductores entre 1960 y 1990, a nivel global también se registra por tipo de central excepto en el caso de Perú donde su participación en centrales térmicas se incrementó muy poco (de 23.8% a 24.8%).

+ en 1960 los países con mayor ponderación de los autoproductores en la capacidad instalada total por país eran los pertenecientes al 1er. grupo mientras que en 1990 estos países pasaron a ser los del 3er. grupo.

6.1.2. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO

Los países con un alto nivel de consumo absoluto y per cápita tuvieron incrementos importantes en su volúmen de consumo entre 1970 y 1995:

- Argentina 81%

- Brasil 111%

- México 179%

- Venezuela 318%

Los incrementos del consumo desagregados por sectores de demandantes fueron los siguientes:

- en Argentina los mayores incrementos se dieron en el sector residencial, comercio y servicios (se duplicó) y en el agro, pesca, minería y construcción (se triplicó)

- en Brasil el mayor incremento es del sector no energético que se multiplicó por 7 veces y media, le siguen transporte e industrial por casi 3 veces

- en México el sector no energético se quintuplicó y el transporte se triplicó

- en Venezuela el sector industrial se multiplicó por 5 veces y media, el residencia por 4 y el transporte por 3.

La estructura del consumo por sectores evolucionó de la siguiente forma:

- en Argentina se mantuvo la participación del sector transporte, bajó la del sector industrial y se incrementó la del residencial, siendo estos tres los sectores que consumen cerca del 90% del consumo total (esta participación no varió entre 1970 y 1995)

- en Brasil los tres sectores más importantes (transporte, industrial y residencial, com., servicios) perdieron un poco de participación en el total del consumo pasando del 88% al 84% dejando lugar al incremento del sector no energético (del 2.5% al 8.9%). Los sectores transporte e industrial registraron cierto crecimiento en su participación que fue más que compensado por el sector residencial, comercio y servicios con una pérdida de participación (pasando del 39.3% al 19.6% del consumo total)

- en México sucedió algo similar a lo que pasó en Brasil en relación a los tres sectores más importantes que disminuyeron su participación del 91% al 88% incrementándose la participación del sector no energético (del 5.5% al 9.7%). Dentro de los tres sectores importantes el transporte tuvo un incremento en su participación (del 28.7% al 35.5%) mientras que el industrial y el residencial perdieron parte en el consumo total.

- en Venezuela sucedió a la inversa que en los demás países la participación en el consumo total de los tres sectores más importantes se incrementó (pasó del 94% al 97%) y perdió participación el sector no energético (del 5.3% al 2.5%). Dentro de los tres sectores principales el sector residencial es el que tiene menor participación y la misma se mantuvo en este período (de 15.5 a 15.8%); los sectores transporte e industrial compensaron en parte su evolución contrapuesta (el sector transporte pasó de ser el 40.9% al 31.5% y el industrial del 37.5% al 50%)

En la evolución del consumo total per cápita de todos los países se observó un incremento del volumen consumido por persona, siendo el más importante el de Venezuela (pasó de 6.24 un. de Bep a 12.78) que a su vez es el país que presenta el mayor nivel absoluto de consumo per cápita (de los cuatro) en 1995. Le sigue México que pasó de 5.11 a 7.9 incrementándose un 55% y luego Argentina (de 6.66 a 8.37) y Brasil (de 4.4 a 5.51) que se incrementaron un 25%.

6.1.3. LA EVOLUCIÓN DEL COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÍA

La condición de autosuficiente en materia de abastecimiento energético para los países que actualmente lo son se ha mantenido desde 1970.

Venezuela siempre cumplió con esta condición, pero ha ido disminuyendo su brecha entre sus necesidades de energía y su producción (disminuyó los excedentes disponibles). En este país se dio un aumento de su oferta con descenso de su producción por reducción de los excedentes, tanto en energía primaria como en secundaria. Sólo registró importaciones de energía secundaria hasta 1989 y nunca de energía primaria.

Argentina ha registrado incrementos en sus excedentes de ambos tipos de energía, manteniéndose sus proporciones importadas.

México redujo sus excedentes de energía secundaria incrementando los de energía primaria. En ambos casos la proporción de importaciones se mantienen constantes.

Bolivia mantuvo su relación entre producción, excedentes y oferta. En energía primaria sus excedentes son muy importantes y en energía secundaria no, produce para autoabastecerse importando márgenes muy reducidos para complementarse.

Colombia registró un importante incremento de sus excedentes en energía primaria pasando del 29% al 88% de su oferta. En energía secundaria produce volúmenes similares a los correspondientes a su oferta total pero registra importaciones y exportaciones por más de un 10% de su oferta; éstas se deben a su creciente importación de gasolinas/alcohol y su creciente exportación de fuel oil y diesel oil en menor medida.

Ecuador modificó su estructura de la oferta total de energía primaria entre 1970 y 1980 pasando de importar el 42% de la misma a 0% y de exportar el 2% al 96%. Desde 1980 a 1995 se acentuó la participación de las exportaciones y de la producción en la oferta total manteniéndose las importaciones en 0%. En energía secundaria desde 1970 a 1995 se ha ido registrando un incremento importante en la ponderación de los tres componentes de la oferta (producción, importación y exportación). En este caso también se da un intercambio de productos al importarse cada vez mayores volumenes de gas licuado y diesel oil y exportarse crecientes volumenes de fuel oil.

En Trinidad y Tobago la estructura de energía primaria ha variado pasando de importar el 66% a sólo el 12% y de exportar el 5% al 26% (pasando por porcentajes mayores entre 1980 y 1990 del 40%). En energía secundaria se registraban en 1970 mayores proporciones de producción, importación y exportación en relación a la oferta total que en la actualidad. Esto se debe a una reducción en los volumenes de producción, importación y exportación con crecimiento de la oferta total. De todas formas las proporciones son las mayores en producción y exportación que las de cualquier otro de los países considerados (producción pasó de 2279% a 445% y exportación de 2195% a 329%).

Los países dependientes también se han mantenido durante estos 25 años:

- Jamaica en cuanto a energía primaria pasó de importar el 81% al 65% y en energía secundaria pasó de importar el 45% al 57%.

- Barbados en energía primaria se mantuvo en porcentajes similares pero en energía secundaria mejoró su situación de dependencia pasando del 124% al 56%.

- Costa Rica empeoró su situación en ambos tipos de energía pasando del 28% al 44% en energía primaria y del 29% al 51% en energía secundaria.

Para aquellos países que eran dependientes en energía primaria únicamente la evolución fue:

- Uruguay y Chile han sido dependientes siempre; incrementándose la participación de energía primaria importada en Chile y reduciéndose en Uruguay. En cuanto a energía secundaria Chile se autoabastece pero Uruguay ha incrementado sus importaciones (del 8% al 29%).

- La Rep. Dominicana no era dependiente en 1970 pero pasó a serlo luego de 1980 iniciándose con importaciones de poco más del 50% de la oferta hasta cerca del 60% en el momento actual. En cuanto a energía secundaria fue a la inversa pasó de ser muy dependiente en 1970 (85%) a ser algo dependiente en 1995 (34%).

En ninguno de los tres países y para los dos tipos de energía existen excedentes exportables.

- Panamá ha disminuido en algo su dependencia de energía primaria (del 91% al 68%) aumentando su producción y ha incrementado la dependencia en energía secundaria (17% al 39%) por disminuir su porcentaje de producción. En cuanto a los saldos exportables son inexistentes en energía primaria y se han ido reduciendo en energía secundaria (del 436% al 31%).

Para los países dependientes en energía secundaria únicamente la evolución fue:

- Guyana siempre fue altamente dependiente de las importaciones de energía secundaria pasando del 97% al 92% de su oferta. En energía primaria siempre se autoabasteció plenamente.

- Honduras no siempre fue dependiente, sino que en 1970 era autosuficiente ya que producía 182% de su oferta e importaba 5%, exportando sus excedentes. Hacia 1995 fue disminuyendo su producción, sustituyéndose por importaciones, al mismo tiempo que se fueron reduciendo las exportaciones hasta su anulación. En 1995 se producía 17% de la oferta y se importaba 81% de la misma. En energía secundaria pasó de ser dependiente a ser autosuficiente. En 1970 producía 58% e importaba el resto y en 1995 produce 100% de su oferta.

- Granada siempre se mantuvo igual en estructura y en porcentajes de participación. Mantuvo la producción de un 13% de su oferta, importa 87% de la misma y nunca exportó. En energía primaria siempre se autoabasteció.

- Surinam mantiene su estructura importando el 84% en 1970 y el 80% en 1995. En energía secundaria se autoabastece y actualmente tiene excedentes exportables.

- Haití siempre mantuvo su estructura incrementando levemente su nivel de dependencia en energía secundaria. En 1970 importaba un 46% de su oferta, en 1995 importa el 50%. En energía primaria siempre se autoabasteció.

- Guatemala pasó de ser autosuficiente a ser dependiente en energía secundaria. De producir el 92% e importar el 6% de la oferta total pasó a producir el 52% y a importar el 52% de la oferta. En energía primaria ha incrementado su participación en la producción pasó del 69% al 85%.

- Paraguay incrementó su dependencia al elevar la participación de sus importaciones en la oferta total (de 17% a 56%), aumentando también su participación en la producción (de 88% a 243%) y en las exportaciones (de 2% a 200%). En energía primaria incrementó su autosuficiencia (de importar 13% pasó a 3%).

6.1.4. PERSPECTIVAS

* Perspectivas globales

Para el período 1991 - 2010 se calcula que la demanda de energía primaria en América Latina se incrementaría un 87.6% con una tasa acumulativa anual del 3.4%.

La tasa de crecimiento de la demanda de petróleo para el mismo período se estima en 74% con una tasa acumulativa anual del 3%.

En los últimos años ha aumentado la demanda de gas natural y, consecuentemente, los precios del gas natural han mejorado su competitividad frente al petróleo. Esto se debe a las nuevas técnicas de transporte y a las preocupaciones por la conservación del medio ambiente (el gas natural emite menos dióxido de carbono que el petróleo). Se ha producido un masivo desarrollo de gasoductos, sobre todo en Europa, así como en América Latina. También han influido en el aumento de la demanda de gas natural consideraciones relacionadas a la seguridad energética de los países de la OCDE, es decir, a la reducción de la dependencia del petróleo importado, sobre todo del Medio Oriente.

Para América Latina el porcentaje de incremento estimado de la demanda de gas natural en el período 1991 - 2010 es de 76.2% con una tasa de crecimiento anual del 3%.

OLADE ha calculado que la capacidad instalada de la región, es del orden de los 178.000 MW. Si proyectamos para América Latina, un crecimiento económico real del orden de un conservador 4% anual, y si la demanda por electricidad crece en múltiplos de 1,5 veces esta tasa, sería necesario agregar 60.000 MW hasta fines del año 2000; considerando a aproximadamente 1.000 millones de dólares americanos por MW de capacidad instalada, esto representaría 12.000 millones de dólares anuales. En caso de ser necesario aumentar la capacidad instalada, se le debe ampliar un presupuesto para nuevas redes de transmisión y distribución como así también el mantenimiento de las facilidades de generación existentes. Consecuentemente, las estimaciones de OLADE, sobre necesidades de inversiones requeridas en infraestructura eléctrica, serían del orden de los 18.500 millones de dólares por año hasta el 2000, parecerían ser apropiados. Si asumimos un crecimiento económico real del orden del 5% y el mismo multiplicador de 1,5 veces para el crecimiento de la demanda, también podríamos justificar las cifras más elevadas estimadas por el Banco Mundial, del orden de 22.000 millones por año hasta el año 2000.

Claramente, la generación interna de fondos de la industria eléctrica existente puede solamente financiar una fracción de estos requerimientos. Cabe agregar que las experiencias de finales de la década de los años 70 como así también de la correspondiente a los 80, han contribuido a desalentar a los gobiernos latinoamericanos para recurrir al endeudamiento a fin de financiar dicha infraestructura, y girar hacia la privatización como el modelo supuestamente más eficiente pare el desarrollo de ella.

B.I.D. PRONOSTICA INVERSIONES POR $26.000 MILLONES EN 10 AÑOS EN EL MERCOSUR

El presidente del BID sostuvo que el desafío próximo del Mercosur será obtener el financiamiento que requerirá atender las demandas que generará un crecimiento sostenido de 5% anual durante la próxima década. "De los US$ 26.000 millones que necesitamos invertir en la región, 50% deben concentrarse en el sector energético y, el resto, en transporte (US$ 6.000 millones), telecomunicaciones (U$S 4.000 millones),y agua y saneamiento (U$S 6.000 millones).

El presidente del BID propuso como alternativas de financiamiento al "espectacular volumen de ahorro interno que se logró en Chile en la última década (U$S 25.000 millones), el aporte del BID y, fundamentalmente, la participación del capital privado.

Iglesias reveló también que la entidad tiene en estudio la implementación de 35 proyectos para la mejora de la infraestructura vial (transportes, puentes, hidrovías) y el sector energético del bloque. "Son proyectos para los que el BID promueve la incorporación del capital privado, ya que apuntan al largo plazo y actúa como agente catalítico del sector privado", concluyó.

* Algunos casos nacionales

Argentina

Se estima que para el año 2000 la demanda eléctrica en la Argentina será de 175 millones de gigawatts anuales, y una porción importante de ese consumo podría brindarse a través de fuentes energéticas alternativas.

La economía argentina pasó por una recesión -de la que parece estar en recuperación-, pero el consumo de electricidad sigue creciendo. Su aumento fue constante en los últimos años y no hay riesgo de falta de energía debido a que entraron en operación plantas hidroeléctricas como Cerros Colorados y Yacyretá y a las inversiones en nuevas centrales termoeléctricas. El problema enfrentado en Argentina es justamente el opuesto: el exceso de oferta deprime los precios.

Desde la reestructuración del sector iniciada en 1991, el gobierno federal ha venido retirándose de la actividad. Vendió las empresas que tenía repartidas en unidades de generación, transmisión y distribución, y formó un órgano regulador independiente. Ahora intenta pasar a la iniciativa privada los últimos activos que quedan en sus manos: las plantas nucleares de Embalse y Atucha y su participación en las plantas binacionales de Salto Grande y Yaciretá.

Cuando comenzó a funcionar el mercado competitivo los precios subieron hasta llegar a la faja de los US$ 80 megavatios-hora (estaban en la faja de los US$ 50 megavatios-hora antes de las privatizaciones), pero acabaron cayendo cuando se amplió la oferta.

La oferta creció también porque los nuevos propietarios recuperaron las unidades térmicas antiguas que no servían para la generación.

Ese aumento de la oferta hizo que los precios de energía en el mercado mayorista llegaran a los US$ 20 o US$ 25 megavatios-hora.

Tendencia a la expansión en el negocio del gas licuado

Las reservas gasíficas argentinas se estiman en 535 mil millones de m3, en tanto habría 250 mil millones de m3 adicionales en concepto de reservas no comprobadas.

Gas del Estado impulsó una fuerte conversión hacia el gas natural comprimido (GNC). Durante el transcurso de los últimos años se efectuaron importantes inversiones en la habilitación de bocas de expendio de GNC, hecho que permitió abastecer el creciente ritmo de aumento de la transformación de vehículos a GNC.

Después de la privatización de Gas del Estado, el transporte de gas cuenta con dos empresas transportadoras y ocho empresas distribuidoras.

No se ha renovado el contrato de importación de gas que el Estado tenía con Bolivia, debido a que luego de la privatización el Estado no tiene injerencia en la negociación entre productores y consumidores.

Para los productores las estrategias son dos: conseguir una integración vertical de todas las etapas productivas y asegurar la clientela para el gas envasado y garantizar un volumen de ventas.

Los principales productores de gas licuado son YPF, Perez Companc, Repsol, Esso y Shell. Cuatro empresas dominan más del 75% del mercado de distribución. Argón controla el 18% de las ventas directamente pero el 26% a través de otras firmas que controla, YPF Gas el 20%, Algás el 18% y Autogás participa con el 12%.

Los especialistas estiman que la posibilidad de reemplazo del consumo de gasoil en el campo podría abrirle al negocio un mercado adicional equivalente a 1.5 millones de toneladas de gas licuado.

En la otra punta de la cadena, una serie de fraccionadoras que suman cerca del 50% del mercado, están estudiando fusiones entre ellas con el objetivo de aumentar su volumen de participación y su productividad.

En Argentina el mercado está sólo a medias cubierto; los especialistas calculan que hay una demanda insatisfecha del 50% y que el nivel de facturación crecerá 30% en los próximos tres años.

La producción actual, superior al millón de toneladas, podrá llegar al millón y medio a fin del siglo. Dentro de los planes de las grandes empresas se prevé, además, la exportación al Brasil. Ello potenciaría enormemente la magnitud del negocio, sobre todo ante la posibilidad tecnológica del transporte por vía marítima de grandes recipientes, lo que lo asimilaría a una exportación "a granel". En tanto, el proyecto de marco regulatorio para este mercado no posee aún ni siquiera el correspondiente despacho de comisión.

Nueva línea unirá el Comahue y Buenos Aires

Todo está listo para que, a los 15 días de que el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) otorgue el certificado de conveniencia y necesidad pública de la ampliación de la Cuarta Línea Comahue (en el sur de Argentina) - Buenos Aires, se le llame a licitación pública para la construcción de una obra de 1.300 kilómetros de longitud por un valor estimado en US$ 250 millones para la transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

Los trabajos se prolongarán por dos años y a su finalización la actual capacidad de transporte aumentará el 70 por ciento, al pasar de 2,70 millones a 4,60 millones de kilovatios.

Brasil

Sólo en los próximos tres años (a partir de 1997) Brasil precisa invertir cerca de U$S 6.000 millones por año en generación de energía eléctrica para evitar escasez y racionamiento y así poder atender la demanda a los niveles actuales de crecimiento del PBI. Por lo tanto, dada la orientación neoliberal de la política económica, precisan atraer recursos externos del orden de U$S 3.000 millones por año para lo cual el gobierno brasileño tiene que asegurar un retorno adecuado para los inversores extranjeros en términos de nivel de tarifas.

El sector eléctrico tiene que avanzar notablemente en términos de eficiencia. Su nivel de desperdicio de energía es, en promedio, de 16%, frente a 8.5% en el caso de Chile.

La firma por el presidente Fernando Henrique Cardoso del Decreto n° 2.003, que reglamenta las actividades del productor independiente de energía, deberá estimular decisiones de inversión por un valor de U$S 15.000 millones en 1997 para generación.

Jose Augusto Marques (presidente de la Asociación Brasilera de la Industria de Base - Abdid) afirma que existen hoy cerca de treinta inversores, de grupos extranjeros asociados a empresarios nacionales, interesados en la generación de energía eléctrica. El decreto, según él, es fundamental para permitir las inversiones en el sector. La Abdid calcula que hay necesidad de realizar inversiones en el orden de U$S 25.000 millones entre 1997 e 1998, para minimizar los riesgos de crisis más serias de energía eléctrica.

El Brasil, afirma Marques, precisa aumentar la generación de energía eléctrica en 5 mil MW para no enfrentar una situación crítica. El consumo de energía está aumentando, registrando un crecimiento de 8% en 1995 en relación con el año anterior y de 5% de enero a agosto de 1996 en relación al mismo período de 1995.

El presidente de Eletrobrás, Firmino Sampaio, informó que el "holding" hará una primera licitación para comprar energía de productores independientes y, así, reforzar el abastecimiento de las regiones Sur y Sudeste hasta diciembre de 1996. Desechó cualquier riesgo de interrupción en el suministro de energía por éste año. Dijo que varias medidas ya fueron tomadas por Eletrobrás, como poner en actividad a Angra I, aumentar la producción de Itaipú y la anticipación del horario de verano.

Sampaio anunció la ejecución de una serie de proyectos elaborados por Eletrobrás, considerados prioritarios, para aumentar la oferta de energía eléctrica hasta el año 2000. La mayoría de ellos, a excepción de Angra II e Itaipu, será ejecutada con la participación de la iniciativa privada. Las inversiones totales previstas suman R$ 7.500 millones y van a incrementar en 8 mil Mega Watts (MW) el sistema eléctrico brasilero.

Para evitar sorpresas, la estatal hizo un planeamiento que va a garantizar la provisión de energía eléctrica en Brasil hasta el año 2000. Los proyectos seleccionados por el GCOI incluyen dos prioritarios en los estados de Mato Grosso y Mato Grosso do Sul. Eletrobrás va a licitar la compra de 450 MW para cada uno de ellos, que corren riesgo de racionamiento de energía eléctrica en el corto plazo. Prevé la instalación de unidades de 75 a 100 MW, ya en 1997, utilizando inicialmente aceite diesel, hasta la puesta en actividad del gasoducto Brasil/Bolivia, momento en que las usinas generadoras pasarán a utilizar el gas natural.

Los planes de la estatal incluyen la interconexión de los sistemas Norte/Nordeste y Sur/Sudeste/Centro-Oeste: complementación de la UHE Tucuruí, generando más 1.000 MW: abasteciendo la Región Norte a través del gas natural de Urucu y Juruá, con más 600 MW: interconexión eléctrica Brasil-Argentina para importación de energía (1.000 MW), térmicas a gas en Rio, Sào Paulo, Campos, Alagoas y Rio Grande do Norte sumando 2.300 MW.

Aún constan en los planes del "holding" la implementación del Programa Nacional de Pequeñas Centrales Eléctricas, incrementando en 80 MW: línea de transmisión Presidente Dutra-Fortaleza: instalación de dos unidades adicionales de 700 MW, cada una, en Itaipu: térmicas de cogeneración en las refinerías de Petrobrás, construcción de la termoeléctrica de Candiota (335 MW).

Invierten en nuevas fuentes

El gobierno del estado brasileño de Río Grande do Sul viene invirtiendo fuerte en nuevas fuentes de generación de energía.

En marzo 1997 se firmó el contrato para el inicio de la construcción de la central hidroeléctrica de Dona Francisca, sobre el río Jacuí y en el municipio de Agudo. La central tendrá una capacidad de generación de 125 MW cuando esté concluida, en un plazo de cuatro años. El proyecto será asumido por un consorcio integrado por siete empresas privadas y estatales. El contrato tiene validez por 30 años, al final de los cuales la central pasará al control de la CEEE.

El mayor proyecto en el área hidroeléctrica es el de la central de Machadinho, ubicada sobre el río Pelotas y en la frontera entre los estados Rio Grande do Sul y Santa Catarina. La central producirá 1.040 MW a partir del año 2002 con la inversión de siete empresas privadas y cinco estatales, incluyendo la propia CEEE. La energía generada por Machadinho aumentará en un 20.46% la capacidad del sistema eléctrico de las Centrales Eléctricas del Sur (Eletrosul).

Disputa por el carbón

Como consecuencia del nuevo modelo energético del estado de Río Grande do Sul e impulsado por la decisión de la estatal Electrobrás de reactivar los proyectos de centrales termoeléctricas en todo el país, el gobierno provincial definió importantes metas para la utilización del carbón.

La Compañía Riograndinense de Minería (CRM) será privatizada. La nueva CRM dejará de operar las minas del estado y entregará esa actividad a emprendedores privados por intermedio de una subsidiaria. A la CRM cabrá autorizar investigaciones y concesiones de explotación.

La ampliación del parque generador de energía en Río Grande do Sul incluye la conclusión de las centrales térmicas a carbón de Jacuí y la construcción de Candiota III. La termoeléctrica de Jacuí, será finalizada por Jacuí Generating Company, subsidiaria de la norteamericana Generating Company, e invertirá cerca de R$ 350 millones para generar 350 MW a partir de 1999. Candiota III también generará 350 MW.

El refuerzo que se está dando a la construcción de centrales termoeléctricas aumentará la demanda de carbón que produce el estado. Por lo tanto, con las nuevas inversiones en termoeléctricas, importantes proyectos de extracción de carbón deberán ser concluidos.

Con la demanda de gas natural Brasil agita mercado sudamericano

Brasil, rodeado de países como Venezuela, Argentina, Perú y Bolivia -que cuentan con grandes reservas de gas-, apenas produce un 2% de la energía eléctrica que consume utilizando el gas como matriz. En Argentina, ese porcentaje es del 40% el costo de la produccion es infinitamente menor.

La decisión de Brasil de aumentar su dependencia de gas importado puede imprimirle, a corto plazo, una velocidad incontenible al avance de las obras vinculadas a la exportación de gas hacia el mercado brasileño, según los cálculos locales. Esas obras se realizarán incluso sin que Brasil reglamente, por ahora, el cambio de matriz

Lo cierto es que ya han sido proyectados numerosos gasoductos para transportar gas natural a Brasil, que - una vez que instale las centrales térmicas necesarias- podrá abastecer de energía eléctrica a industrias radicadas en las ciudades de San Pablo, Porto Alegre, Florianópolis y Curitiva. Uno de esos gasoductos es el que, desde la ciudad boliviana de Santa Cruz de la Sierra, debe transportar hasta la capital paulista un total de 8 millones de metros cúbicos diarios en un plazo de 10 años.

En este ducto, que costará unos US$ 1.700 millones y tendrá una extensión de 2.000 kilómetros, Bolivia tiene depositadas sus esperanzas para superar, sustancialmente, su déficit comercial con Brasil, que fue de US$ 480 millones el año pasado.

Otro gasoducto cuya ruta está definida es el que transportará gas natural desde la provincia argentina de Entre Ríos hasta la frontera brasileña para, a partir de una central térmica que será construida en la ciudad de brasileña de Uruguayana , abastecer de energía a una amplia región del estado de Río Grande do Sul. En este proyecto, que requirirá una inversión de unos US$ 300 millones, están empeñadas las empresas Transportadora de Gas del Norte (TGN), YPF, Petrobrás, Eletrobrás y la regional CEEE, de propiedad del estado de Río Grande do Sul.

Argentina, tiene reservas de gas comprobadas son de 535.000 millones de metros cúbicos de gas natural. El 10% de esta cifra correspondió a la norteña provincia de Salta, desde donde compañías como Bridas (grupo Bulgheroni), YPF y Compañía General de Combustible (CGC, del grupo Soldati) sueñan con exportar 25 millones de metros cúbicos diarios de gas natural hasta San Pablo a través de un ducto de 2.700 kilómetros de extensión.

"Otro gran proyecto es el gasoducto entre Salta y Curitiba. Pese a que aún no contamos con las reservas suficientes, tenemos perspectivas interesantes", aseguró Alejandro Bulgheroni, presidente de Bridas.

La garantía de disponibilidad y las ventajas ambientales son los argumentos que se utilizan para hacer que hoy el gas natural sea un combustible en ascenso. Sin embargo, no se da cuál es la principal motivación para impulsar el uso de este combustible: su baratura, en relación a otros energéticos. El Congreso Nacional aprobó la flexibilización del monopolio estatal en el sector, permitiendo a los Estados que concedan el servicio a empresas privadas. En la actualidad, once distribuidoras de los Estados actúan en este mercado y otras cuatro están por firmar contratos para convertirse en abastecedoras de Petrobrás. El gasoducto Bolivia-Brasil, que estará concluido antes del inicio del próximo siglo, contribuirá a la expansión de la demanda de gas natural en el país.

En el segmento de gas natural las distribuidoras invierten en la construcción de una estructura de ductos. Se estima que para implementar las redes en las regiones centro-oeste, sudeste y sur con la finalidad de recibir el gas procedente de Bolivia, serán necesarias, por parte de las distribuidoras, inversiones de alrededor de US$ 600 millones.

En la distribución de gas de cocina, las distribuidoras en general, destinan recursos para la construcción de nuevas bases de embotellamiento y de distribución de GLP, además de la modernización de las instalaciones existentes.

Perspectivas de la producción de petróleo

Las perspectivas más importantes se encuentran en los campos de aguas profundas del yacimiento Campos y en las remotas áreas del Amazonas, lejos de la infraestructura existente. Brasil tiene tecnología avanzada en lo que concierne a la producción en aguas profundas y aunque los costos son altos, se espera que estos recursos lleven la producción a 1.3 MMB diarios en el 2010.

Chile

El ministro de Energía de Chile, Alejandro Jadresic, informó que se construirán 14 nuevas centrales de generación eléctrica en ese país entre 1997 y el año 2005, lo que aumentará en 91% la actual capacidad de generación del país.

El funcionario precisó que siete de las nuevas centrales serán hidroeléctricas mientras que otras siete usarán gas natural. Al mismo tiempo, anunció que se construirá una planta para refinar combustible supuestamente no contaminante, que estará a cargo de la empresa estadounidense Metro Power y la Empresa Nacional de Petróleo (Enap).

Estos proyectos, que serán llevados a cabo por empresas privadas, significarán un aumento de 91% en la capacidad de generación del Sistema Interconectado Central (Sic), cuya capacidad instalada actual es de 4.290 megawatios.

Jadresic indicó que el crecimiento de la demanda en el Sistema Interconectado será de 8,4% anual en todo el país, a excepción de la zona norte, que no está conectada a este sistema, donde la demanda aumentará en 14,3% anual.

De todas maneras, en esa región se ha proyectado la construcción, en los próximos tres años de cinco centrales a carbón, que abastecerán principalmente a los yacimientos mineros de la zona y que significarán un aumento de 55% de la capacidad de generación de energía.

El ministro destacó que si se cumplen todos los proyectos, el parque energético chileno instalado hasta el año 2005 estará integrado de la siguiente forma: por centrales hidroeléctricas (60%); a gas natural (26%); centrales a carbón (12%) y a petróleo (2%).

Jadresic dijo que en este plan no se ha considerado la construcción de un gasoducto desde el norte de la Argentina y un tendido de conexión eléctrica desde ese mismo lugar, sobre lo que hay avanzadas conversaciones y/o proyectos.

En lo que respecta al polémico proyecto de construcción de la hidroeléctrica Ralco, a la que se resisten ecologistas e indígenas, destacó que ésta técnicamente se considera una central en construcción porque la chilena Empresa Nacional de Energía (Endesa) ya ha invertido en el proyecto alrededor de U$S 100 millones. Sin embargo, admitió que esta compañía tiene que cumplir con estrictas normas ambientales.

La estatal Comisión Nacional del Medio Ambiente (Conama) rechazó hace un par de semanas, por "insuficiente", un informe de impacto ambiental de la central Ralco y pidió a la empresa una serie de modificaciones que Endesa se comprometió a cumplir en el plazo de 50 días.

Chilgener construirá 2 plantas energéticas en Salta

La empresa chilena Chilgener construirá dos plantas en esta provincia para satisfacer la demanda eléctrica del norte de Chile, con una inversión de 300 millones de dólares , incluida la línea de transmisión, informaron sus ejecutivos.

Se optó por el transporte de electricidad en lugar de un gasoducto chileno porque el coste es menor para la distribución de energía en el norte chileno , donde los principales consumidores son las grandes compañías mineras. La elección posibilita que, en el futuro, la empresa abastezca proyectos mineros en el lado argentino de la Cordillera de los Andes, actualmente en desarrollo.

Colombia

En la producción de petróleo los desarrollos futuros dependerán de la infraestructura que se construya. Se asume que después del 2000 la producción superará el millón de barriles diarios.

Costa Rica

Las estimaciones de la Gerencia de Planificacion del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) prevén una tasa de crimiento promedio anual de 6.2% tanto para la demanda máxima como para el consumo de energía eléctrica durane el período 1992 - 2000.

Ecuador

Las perspectivas en la producción de petróleo para fines de la década es que la incremente en 100.000 barriles diarios (adicionales), a medida que se expanda su capacidad de producción.

El Salvador

Las proyecciones estimadas por la Gerencia de Planificación de la CEL para el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el período 1992 - 2000 son de 6.5% y 7.5% para la demanda máxima y para el consumo, respectivamente. En el balance oferta/demanda, representado en el plan de expansión que preparó el área de planificación de la CEL, considera que se pondrán en marcha programas para el control y reducción de pérdidas.

Las adiciones de generación programadas por la CEL incluyen dos turbinas de gas (75 MW), que se complementarían con una unidad de vapor (30 MW) para integrar una central de ciclo combinado; 133.5 MW de adiciones de centrales geotérmicas; la expansión de la central hidroeléctrica Cinco de Noviembre (120 MW) en 1999, y la hidroeléctrica de San Marcos (80 MW) en el año 2000.

Guatemala

El crecimiento estimado por la Gerencia de Planificaicón del Instituto nacional de Electrificación (INDE), tanto para la demanda máxima como para el consumo, durante el período 1992 - 2000, es en promedio de 5%.

El aumento de generación para el decenio, definido por dicha área de planificación, consiste principalmente en adiciones térmicas (210 MW) y en la introducción gradual de la energía geotérmica al agregarse 5 MW en 1993, 15 en 1994 y 55 en 1999. Asimismo, se contempla la incorporación de tres centrales hidroeléctricas (Santa María II, El Palmar y Serchil) con un total de 232 MW. Tanto para el balance de potencia como para el de energía no se prevén dificultades, si bien será creciente el uso de derivados de petróleo para producir electricidad.

Honduras

Las proyecciones estimadas por el Departamento de Planificación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para el crecimiento de la demanda máxima y para el consumo en el período 1996 - 2000 son, respectivamente, de 5.2% y 5.5%.

Las adiciones de generación previstas por la ENEE para la presente década consisten en rehabilitar las centrales de combustión interna existentes y en incorporar en 1997 40MW, también de combustión interna, y dos turbinas de gas de 50 MW, una en 1995 y otra en 1998.

México

La producción de petróleo hasta el año 2003 se espera que continúe estable en 3 MMB diarios, aunque tiene el potencial de expandirse a 3.6 MMB diarios al 2010, asumiendo la relajación de las restricciones en la inversión extranjera y el financiamiento doméstico.

Nicaragua

Los planificadores del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) estiman que el aumento promedio anual tanto para la demanda máxima como para el consumo de energía durante el período 1992 - 2000 será de 5.8%. Para enfrentar este crecimiento, el plan de expansión actual consiste en incrementar la geotérmica a partir de 1997, en un total de 128 MW hasta el año 200, adicionales a los 70 MW actuales. También se prevé la adición de dos turbinas de gas de 30 MW cada una a partir de 1992 y de cogeneración con bagazo de caña por 15 MW a partir de 1993. Para el año 2000 se proyecta la entrada de la central hidroeléctrica Monte Grande con 40 MW.

Panamá

Las proyecciones de demanda preparadas por el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE) consideran que tanto la demanda máxima como el consumo crecerán en el período 1992 - 2000, con tasas promedio a 5.2% anual. Las adiciones de generación contemplan la elevación de la presa Fortuna y la entrada en servicio de la central hidroeléctrica Estía de 116 MW (a fines de la década); asimismo, comenzarán a operar dos centrales de vapor, de 50 y 80 MW en 1997 y 1998, y una turbina de gas de 30 MW en 1999.

Paraguay

Un funcionario del gobierno definió a Paraguay como el "Kuwait eléctrico" del próximo siglo, debido a la oferta de energía que el país tendrá después del 2.000, cuando a la gigantesca Itaipú se sume Yacyretá funcionando a pleno.

La transmisión y la distribución están a cargo de la empresa estatal Administración Nacional de Electricidad (ANDE), que en los últimos 20 años llevó la energía hasta el 75% del territorio nacional.

ANDE es la excepción de las empresas públicas paraguayas: es eficiente, casi nunca se corta el suministro y el consumo total es de 3.000 millones de kilowatts.

Perú

Consorcio norteamericano desarrolla central energética

Intergen, un consorcio independiente de productores de energía con sede en los Estados Unidos, fue seleccionado por Shell y Mobil para construir en Cuzco, Perú, una central energética térmica con capacidad de hasta 600 MW. Representa la primera etapa del desarrollo de los inmensos yacimientos de gas natural de Camisea.

Intergen se hará cargo del proyecto junto con Community Energy Alternatives, la subsidiaria de inversiones de Power Service Enterprise, la tercera compañía de servicios públicos más grande de los Estados Unidos. Intergen pertenece a Pacific Gas (en 80%), la compañía energética más grande de los Estados Unidos, y a Bechetel (en 20%), el grupo de ingeniería con sede en San Francisco . A un costo de U$S 500 millones, la central energética Camisea representará la mayor inversión peruana en generación de energía en más de dos décadas y debería comenzar a producir a fines de 1999.

La sociedad entre Shell y Mobil firmó un acuerdo con el gobierno peruano para seguir a delante con el desarrollo de los yacimientos de gas e hidrocarburos líquidos. Camisea contiene el equivalente a 2.200 millones de barriles de petróleo , alrededor de seis veces las reservas actuales de Perú. Sin embargo, el desarrollo de los mismos será costoso debido a que se encuentran en la selva.

Las perspectivas de producción de petróleo son que a fines de la presente década se alcanzarán los 200.000 barriles diarios.

Uruguay

Gobierno y UTE acordaron poner en marcha varias obras de infraestructura

El Presidente de la República y el titular de UTE - Usinas y Transmisiones Eléctricas concertaron la realización de varias obras de infraestructura energética, entre ellas la construcción de una nueva central térmica a gas natural que se situará en la ciudad de Paysandú e insumirá una inversión aproximada a los US$ 120 millones.

Además, se ratificó la puesta en marcha de un amplio programa para mejorar la red de distribución eléctrica del ente que en una primera etapa alcanzará a todas las ciudades de más de 10.000 habitantes; la interconexión entre Rivera y Santana do Livramento con una potencia de 70 MW, y una inversión de US$ 28 millones que permitirá abastecer de energía hasta 10 ciudades de similar tamaño que Rivera.

De igual forma, hubo acuerdo para impulsar la interconexión con Brasil a través de una línea para entre 300 y 500 MW entre San Carlos y Candiota, o San Carlos y Porto Alegre, lo cual permitirá vender energía a ese país en los próximos 15 años.

De acuerdo con lo informado, la nueva central térmica se erigirá en Paysandú debido a que el gobierno de la Provincia de Entre Ríos determino que el gasoducto que unirá la ciudad de Paraná con la margen occidental del Río Uruguay llegará hasta la ciudad de Colón.

La construcción del gasoducto insumirá entre 12 y 18 meses, en tanto construir la nueva central térmica llevará 24 meses, con lo cual se produce una adecuada complementación entre ambas obras y permitirá iniciar el abastecimiento prácticamente enseguida de finalizada la central.

Convenio para electrificación rural

Se firmó un convenio entre UTE, Conaprole -empresa cooperativa líder del sector lácteo-, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) y la Dirección de Proyectos de Desarrollo (Diprode) por el que se instrumenta la canalización de US$ 20 millones del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para electrificación rural en el marco del Plan Cuenca Lechera II que abarca básicamente el litoral oeste, los departamentos de Florida y Durazno y algunas otras pequeñas cuencas lecheras como la del departamento de Rivera.

Se incluyó una cláusula en el acuerdo que permitirá conectarse a los productores del cinturón hortícola cercano a la ciudad de Salto.

La remodelación de la refinería de ANCAP

La remodelación de la refinería de Ancap, la estatal petrolera de Uruguay, tiende a aumentar la capacidad de conversión del crudo más que a aumentar la capacidad de producción, aunque también esto se logra. La nueva planta fue diseñada para el crudo promedio que utiliza normalmente Uruguay, que es del orden de los 40.000 barriles diarios. El consumo del país es de alrededor de 30.000 barriles diarios.

La remodelación permite bajar los costos, lo que se acentúa en la ocupación plena de la refinería. Con la vieja planta se producían solamente las cantidades necesarias para el consumo interno. pero hoy existe un nuevo escenario energético que es el que proporciona el Mercosur. La refinería está pensada para optimizar su operativa y complementar su producción para el consumo interno con la producción de destilados para la exportación.

Los objetivos básicos son mejorar la rentabilidad, los aspectos ambientales y acortar la brecha tecnológica que existe con los países desarrollados. La nueva refinería está en condiciones de procesar crudo más pesado a menor costo y transformar esta materia prima en productos más livianos, aumentando la rentabilidad en el proceso.

Asimismo, de los crudos más livianos es capaz de obtener rendimientos más altos de destilados. También se genera ahorro en la reducción del consumo de energía. Ahora, para producir la misma cantidad de productos, las unidades de calentamiento y precalentamiento son más eficientes. Con menor calor se puede hacer el trabajo de refinación y conversión y como resultado el costo operativo es más bajo.

La electrónica de última generación que emplea la planta permite, con menor cantidad de mano de obra, producir y controlar la operación con mayor precisión y menor costo. El resultado es mejor calidad y una mayor cantidad del producto así como productos de mejores precios en el mercado.

La nueva refinería de Ancap va a producir nafta de alto número de octanos y de octanaje medio, queroseno para uso doméstico y para uso en aviación, gasoil, fueloil y gases licuados de petróleo (supergás) que tienen como destino, fundamentalmente, el consumo doméstico. Se propone también explotar un nuevo producto: el gas licuado a granel para las plantas de distribución de gas por redes. Su principal cliente será la Compañía del Gas de Montevideo, pero también se va a vender a quienes en el Interior del país exploten redes de distribución. Asimismo, Ancap desarrollará los productos que respondan a la demanda de la nueva flota de vehículos que está entrando en el mercado uruguayo. El gas natural también está en los planes de Ancap como el combustible del futuro. Con una empresa privada radicada en Argentina -Petrouruguay SA- cuyo paquete accionario detenta Ancap, se participa en la prospección y explotación de petróleo y gas natural.

La cuestión de la contaminación ambiental hace que hoy sean muy importantes las unidades de tratamiento de los llamados efluentes que se producen en una refinería. Los principales efluentes contaminantes son el agua de enfriamiento que se utiliza en distintas fases del refinado del petróleo y los gases que emanan a la atmósfera en los diferentes procesos. Por eso se instalaron unidades de tratamiento muy sofisticadas de las aguas que eliminan los hidrocarburos y se instalaron monitores en los vertederos hacia la bahía de Montevideo que detectan la presencia de elementos contaminantes. En este caso, el vertido al mar se detiene mientras se soluciona la falla. Asimismo, por primera vez en Uruguay una planta industrial instala un sistema de sensores para medir la calidad de la atmósfera en el entorno de la refinería. Esto permitirá a Ancap estudiar a fondo cuál es el nivel y el tipo de contaminación que se produce y actuar en consecuencia.

En cuanto a la energía eléctrica, la refinería es capaz de generar sus propias necesidades, contando como respaldo con el suministro de energía por parte de UTE. Antes de la remodelación el suministro de energía estaba a cargo de una subestación de UTE, actualmente Ancap puede generar electricidad para toda la parte de refinería y aun si existe excedente puede aportarlo al sistema de UTE. También es posible emplear simultáneamente energía de UTE y de Ancap.

Uruguay tiene una demanda creciente de combustibles y no existe ningún indicio de que esto vaya a declinar. Las gasolinas han crecido en los últimos tres años un 10% acumulativo; el supergás exhibe un incremento constante, del orden del 8 al 9% anual, pese a que sigue ingresando supergás de contrabando. Concomitantemente, la igualación de los precios en las fronteras detuvo el ingreso masivo del combustible brasileño. Actualmente, las estaciones de frontera de Uruguay han multiplicado sus ventas, lo que ofrece una idea clara de equiparación de los valores de los combustibles uruguayos respecto a los países vecinos y de la preferencia de los combustibles del vecino país por las calidades del producto uruguayo.

El gran desafío que tiene hoy Ancap es trascender las fronteras uruguayas. Para ello se apoya en el aprovechamiento integral y la mejora de rentabilidad que ofrece la nueva refinería. Ancap avanza también en la complementación entre refinerías o con otras empresas que están en el negocio petrolero regional. Se considera suscribir acuerdos con aquellas empresas que no tienen refinería propia, pero también con las que las poseen. Estos convenios permitirán que cuando una refinería se dedica a determinado tipo de producción, otra lo hace con cierta gama y ambas se complementan por trueque de productos, algo que es usual en todo el mundo.

Gas natural

A nivel del Ministerio de Industria y Energía se estima que la construcción del gasoducto Buenos Aires-Montevideo no llevará más de un año y que por lo tanto la capital y la zona sur del país podrán contar con gas natural en el invierno de 1998.

A principios de 1997 se seleccionaría el adjudicatario de la concesión para la construcción, operación y mantenimiento del ducto.

Paralelamente, el Ministerio llamaría a interesados en la construcción de redes de distribución de gas por cañería en las ciudades del litoral en régimen de concesión de obra pública.

La decisión se basa en que la provincia argentina de Entre Ríos ya definió construir un ducto hasta la localidad de Colón desde donde sería lógico que se extendiera hasta Paysandú. Desde allí se podría abastecer con camiones a Salto, Fray Bentos y Mercedes. La inversión se estima en U$S 15 millones.

Petrouruguay SA, empresa en que Ancap tiene una participación accionaria del 99%, conformó con otras cuatro firmas argentinas un consorcio para realizar la distribución de gas natural a Uruguay una vez que se construya el gasoducto Buenos Aires - Montevideo. El grupo está encabezado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y Bridas. En caso de concretarse el gasoducto y el abastecimiento por parte del grupo de empresas mencionado, Uruguay accedería a reservas de gas por un plazo de 25 años.

La incorporación del gas natural a la matriz energética nacional se justifica -en la versión oficial- por la necesidad de enfrentar el desafío que implica la demanda eléctrica que se incrementa cada año, por sus ventajas ambientales y por la necesidad de ofrecer alternativas al sector residencial y al industrial.

Además el gas natural puede llegar a reducir en forma importante el costo de generación de las centrales térmicas de UTE que funcionan con gas oil y fuel oil.

Venezuela

Fábrica de "Orimulsión"

El congreso de Venezuela aprobó la formación de una joint venture para la producción de "orimulsión" un combustible derivado del petróleo, usado en usinas termoeléctricas. Los socios de la nueva empresa serán la estatal venezolana Bitumenes de Orinoco (Bitor), con el 40%. Conoco (del grupo DuPont), con el 30%, la noruega Statoil, con el 20% y dos empresas venezolanas de ingeniería con el restante 10%. La fábrica tiene capacidad para producir cinco millones de toneladas por año, de las cuales el 80% estaba comprometido con la Florida Light & Power, antes del rechazo del uso del combustible en Florida.

La empresa uruguaya de electricidad UTE, también está estudiando la utilización de "orimulsión" en nuevas centrales termoeléctricas, como alternativa al uso de gas natural proveniente de Argentina. El combustible venezolano despertó interés por su bajo precio.

ANEXO

NECESIDAD DE PLANEAMIENTO ENERGETICO

La energía es un insumo básico en el proceso de desarrollo económico. Ella mueve las máquinas que viabilizan incrementos de productividad del trabajo y ella alimenta el sistema de transporte que permite colocar la producción en los mercados de consumo. La continuidad del abastecimiento energético es condición sine qua non para la sustentación de la actividad económica en las sociedades modernas, razón por la cual es pieza central de la política energética minimizar los riesgos de una eventual ruptura de los canales de abastecimiento energético. Por otro lado, el costo del abastecimiento energético es también elemento importante de la competitividad sistémica de las economías industriales siendo otra pieza importante de la política energética la minimización del costo del abastecimiento energético.

Es importante notar que estos dos objetivos son contradictorios: la minimización de los riesgos de ruptura en la cadena energética exige costos adicionales para garantizar la seguridad del abastecimiento. El planeamiento energético pretende ofrecer una respuesta adecuada a este dilema, garantizando el abastecimiento energético dentro de los patrones de riesgo y costos aceptables para la sociedad. Esta no es obviamente una tarea simple.

La actividad programada o planeamiento energético nació en la Europa de post-guerra. El interés por el planeamiento energético creció mucho después de la crisis de petróleo, en la medida que los riesgos de ruptura en la cadena de abastecimiento y los costos de provisión energética crecieron desmesuradamente. La calma actual en el mercado internacional del petróleo redujo el interés por esta actividad. Una cierta abundancia en las reservas de hidrocarburos y el precio relativamente bajo de los combustibles líquidos disminuyó la percepción de los riesgos del mercado energético entre los agentes económicos.

Además, la ola de privatizaciones y reformas en el sector energético, buscando introducir o aumentar el grado de competencia en los mercados energéticos, tiende a desplazar el énfasis analítico para las cuestiones de corto plazo, obviamente siendo negligentes en el análisis de largo plazo. En este clima, el planeamiento energético ha recibido poca atención, sugiriendo algunos que el mismo se deberá tornar innecesario en un mercado competitivo, operado por capitales privados.

En cuanto a la metodología empleada para desarrollar el planemiento energético sufrió un cambio drástico en la década del 70 luego de la crisis del petróleo (dado las radicales transformaciones que se sucedieron en los contextos macroeconómicos y geopolíticos). Con todo no fue modificado su objetivo básico: garantizar la continuidad del abastecimiento energético, al menor costo posible.

La necesidad de un planeamiento energético indicativo continua siendo esencial para minimizar los riesgos de los proyectos energéticos. En el caso de los países en desarrollo, esta es condición sine qua non para que la mayoría de los proyectos energéticos, indispensables para que el proceso de industrialización no sufra solución de continuidad, sean ejecutados.

La metodología de escenarios y los modelos técnicos-económicos permanecen útiles, además es preciso incorporar en esta metodología tanto las estrategias empresariales cuanto las de los agentes financieros, ya que la expansión futura de la infraestructura energética se deberá procesar en un mercado competitivo, operado por capitales privados. En este ambiente, es fundamental que el planeamiento energético sea capaz de ofrecer soluciones al mismo tiempo flexibles y robustas.

6.2. LOS CAMBIOS ESTRUCTURALES EN MARCHA

6.2.1. Las fundamentaciones de los cambios estructurales. Globalización y Energía

* ENERGIA Y GLOBALIZACION

El proceso de globalización está poniendo en tela de juicio algunos aspectos que marcaron las negociaciones en materia de energía tanto en los foros internacionales como entre el Estado y las empresas.

Según el nuevo paradigma económico -impulsado entre otros por los organismos financieros internacionales- el patrimonio y los recursos naturales son de libre disponibilidad, bajo el predominio de las reglas del mercado. Esta circunstancia tenderá a reducir la participación del Estado en la explotación de las fuentes energéticas.

La idea de que la energía tiene carácter estratégico y que por lo tanto debería estar en manos del Estado, es cada vez menos compartida, dada la creciente influencia ideológica de las corrientes neoliberales -que operan desde aquellos organismos financieros internacionales-. Como consecuencia, la privatización de la electricidad tiene prioridad en la agenda de la mayoría de los países de la región y cada vez son más fuertes las presiones para privatizar la industria petrolera.

La mayor parte de los países de la región ha suprimido las barreras de acceso para la utilización de las fuentes de energía pues se considera que el predominio público fue la causa, en muchos casos, del desfinanciamiento de ese sector.

Estos problemas se agudizaron cuando estalló la crisis de la deuda externa que afectó la disponibilidad de crédito, tanto de la banca privada como de los proveedores privados, a lo que se sumó después la contracción de las fuentes multilaterales y de agencias oficiales.

En la actualidad existe consenso, entre los partidarios del nuevo paradigma, sobre la necesidad de incrementar la inversión extranjera para poner en explotación nuevos recursos, ampliar y modernizar las explotaciones existentes, generar divisas que permitan atender los compromisos de la deuda y en general, para absorber los frutos del progreso técnico.

La década de 1990 inaugura una nueva etapa de promoción de la inversión privada que favorecerá la venta total o parcial de las empresas energéticas y/o la concentración de alianzas estratégicas dentro de una nueva convivencia con las empresas transnacionales.

En suma, bajo el nuevo paradigma es posible preveerr una menor intervención del Estado y un mayor protagonismo privado. Para ello se requiere introducir una serie de reformas económicas que incidirán en la organización de los mercados energéticos en el marco de una relocalización de la producción que otorgará a la energía un papel trascendental en la formación de las ventajas competitivas internacionales de los países -y sus empresas-.

De otro lado, en el plano meramente discursivo se irán cediendo posiciones en favor de negociaciones que den mayor énfasis a la protección ambiental, al uso eficiente y a la promoción de fuentes energéticas nuevas y renovables y al manejo integral del patrimonio natural.

* EL SURGIMIENTO DE 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. El Fondo Monetario Internacional (FMI) y el Banco Mundial propician esas políticas gubernamentales, que en la mayoría de los casos han conducido a una disminución de los puestos de trabajo y a un rebajamiento de las normas sociales, incrementando la pobreza en nombre de las "políticas de ajuste estructural". Tal como el Banco Mundial declara en su "cinco principios" de 1993 para la acción del banco en el sector de la energía eléctrica: "el Banco continuará agresivamente la comercialización y corporatización de los sectores energéticos de los países en desarrollo así como la participación en ellos del sector privado". (Principio 3)

El Tratado de la Carta de la Energía, que actualmente ha sido firmado por 50 naciones, es otro de los triunfos que tienen en sus manos las corporaciones energéticas globales. Esencialmente dirigido a Europa central y oriental, el tratado internacional legalmente obligatorio para los países que lo firman tiene como objetivo liberalizar la explotación de los recursos energéticos así como su comercialización. Su intención es establecer igualdad de condiciones para las compañías multinacionales en los Estados signatarios. En muchos sentidos similar al acuerdo de "libre comercio" del GATT (hoy OMC - Organización Mundial de Comercio), el Tratado establece que ningún país signatario puede favorecer sus propias compañías energéticas y discriminar a las compañías extranjeras.

La Carta no trata ningún aspecto social. La ICEM (Federación Internacional de Sindicatos de Trabajadores de la Química, Energía, Minas e Industrias diversas) ha lanzado una campaña en favor de un "protocolo social" para que sea añadido a los protocolos de la Carta. El protocolo deberá exigir el cumplimiento de los convenios esenciales de la OIT en los países signatarios, garantizar el respeto de los derechos sindicales y comprometerse a mejorar las normas sociales así como las condiciones de higiene y seguridad. La inclusión de este Protocolo es importante conforme cada vez más países -primero en Africa y en Oriente Medio, quizás después en América Latina- firmarán el Tratado de la Carta de la Energía en los años venideros para atraer a las inversiones extranjeras.

6.2.2. Nuevas regulaciones y reestructuración del sector energía

* INDUSTRIA ELÉCTRICA: EN LA "VANGUARDIA" DEL CAMBIO ESTRUCTURAL

En la región en los últimos años se viene produciendo, o al menos planteando, importantes cambios en la industria eléctrica. Estos cambios tienen todos como común denominador un aumento de la presencia de las fuerzas del mercado, y por consiguiente de la competitividad, en la generación, transporte y distribución de la energía eléctrica.

El desarrollo del sector eléctrico en América Latina y el Caribe siguió un mismo patrón en todos los países. En general, en las últimas décadas, se orientó hacia estructuras monopólicas, reguladas con base en tasas de retorno y con una participación alta del Estado en la propiedad y operación de los activos.

Sin embargo, a partir de la década de 1980 viene gestándose una reestructuración de la industria eléctrica, que supone la privatización de empresas y/o una apertura hacia la inversión privada, y también la reorganización de las empresas públicas en la corrección de las distorsiones tarifarias.

En la industria eléctrica la producción, transporte y distribución son actividades altamente intensivas en el uso de capital, debido a las grandes inversiones requeridas para construir la infraestructura necesaria para atender la demanda. La electricidad requiere de un tendido de cables para su transporte, que en el fondo es un complejo sistema conductor que permite la transferencia gradual de los flujos electrónicos. Esto hace que los costos incurridos sean irrecuperables en caso de salida del mercado, debido al valor residual nulo de bienes que no pueden utilizarse en otra actividad productiva.

Estos costos irreversibles constituyen en sí mismos una fuerte barrera a la entrada o salida del mercado. Esto limita la competencia potencial o la amenaza de la competencia que podría inducir un comportamiento más eficiente del monopolio, según el tamaño del mercado.

Sin embargo, la generación de electricidad puede ser una actividad competitiva, si la demanda supera apreciablemente a la escala óptima de producción. En caso contrario continúan vigentes las condiciones de monopolio natural.

La transmisión y distribución de energía eléctrica son actividades cuyas características remiten a un monopolio natural. La condición esencial que determina el monopolio natural es que opera con economías de escala, por lo que a medida que aumenta el uso de los recursos, el producto resultante aumenta más que proporcionalmente. Es decir que una sola gran empresa puede producir a menores costos que si intervienen varias empresas pequeñas.

Observando las necesidades que requieren los mercados para que exista competencia entre las empresas, vemos claramente por las características que la industria eléctrica posee, una serie de elementos que no permiten la competencia. Luego se hace necesaria la intervención del Estado para garantizar la vigencia de condiciones competitivas y éstas dependerán del grado de transparencia que aseguren los marcos regulatorios.

Para quienes impulsan las reestructuraciones en marcha, o para quienes las aceptan -aún críticamente- el objetivo de la regulación es crear un entorno en el cual las empresas estén sometidas a presión y se vean obligadas a seguir adelante para asegurar que el suministro de energía sea cada día mejor y más eficiente. El Estado tiene un papel muy importante que es precisamente definir las reglas para que existan los mercados, vale decir, crear una atmósfera de competencia, induciendo a las empresas a brindar un servicio cada vez mejor.

Para que el sistema eléctrico funcione y opere como un verdadero servicio público debe existir un sistema legal, que sirva de base y guía para que las empresas puedan además desarrollar sus ventajas competitivas. Así estas pueden dinamizarse y posicionarse con relación a la eficiencia, calidad y flexibilidad en el mercado eléctrico.

Los gobiernos al definir los marcos regulatorios de la industria eléctrica deberían considerar una serie de factores para permitir que las empresas actúen en competencia y desarrollen sus ventajas competitivas. Así es fundamental tener presente que los principales objetivos del sector -en esta concepción del mismo- son la eficacia en el suministro de energía eléctrica y la eficiencia en la prestación del servicio.

La regulación debería entonces facilitar las condiciones de competencia, para conseguir que no se distorsione el servicio por la ocupación de posiciones dominantes en el mercado y que las empresas ejerzan ventajas competitivas minimizando costos. Además -siempre dentro de esta concepción- debe promover la eficiencia a través de incentivos o señales económicas que espontáneamente conduzcan a esquemas adecuados de explotación, consumo, inversiones y consecución de calidad de servicios.

Uno de los elementos de la competitividad estructural de una empresa es su situación financiera. Luego la regulación debería permitir la mejora y mantención de la salud financiera de las compañías eléctricas a través de una asignación correcta y oportuna de las tarifas eléctricas pero sobre la base de que estas optimicen sus costos.

Uno de los elementos que permiten una mejor regulación es la fragmentación de la industria eléctrica en funciones básicas o tipos de instalación, tales como generación, transporte o distribución. Así se lograría una especialización de las empresas y se promovería una mayor competitividad por experiencia y segmentación de negocios, además de evitar la integración, eliminando la posibilidad de fijación de precios de transferencia.

Existe consenso en que la transmisión debe estar regulada, pues es una actividad netamente monopólica. Además, es preciso garantizar la necesaria coordinación del conjunto del sistema eléctrico, tanto a nivel de explotación como de planificación, y asegurar que se ofrezcan condiciones equiparables de acceso a la red a todas las entidades generadoras. Se supone que la competencia será inherente a la generación, de acuerdo con la relación entre sus escalas óptimas y el tamaño del mercado, pero esto depende de que exista libre acceso a las redes de transmisión.

El segmento de la distribución también debería ser regulado, con concesiones territoriales, aunque puedan tener algún tipo de competencia en sus fronteras (un usuario que se encuentre en la frontera de dos concesionarias puede optar por el servicio de una de ellas), además la empresa tratará de ofrecer un buen servicio para no perder la concesión.

La regulación es además el eje para promover el desarrollo del sector. Como en la industria eléctrica existe una fuerte tendencia a la formación de monopolios, sin los instrumentos que permitan obligar a la empresa a operar en los niveles socialmente óptimos, es muy difícil que en una situación de competencia monopolística, las empresas se vean atraídas para realizar las fuertes inversiones necesarias de largo plazo de maduración. Esta incertidumbre puede elevar los costos de financiamiento, lo que en la última instancia repercutiría en las tarifas.

Es cuestionable que el conjunto de entidades independientes de producción, sin un control regulador, mantengan niveles satisfactorios en el suministro eléctrico.

* REFORMAS ECONOMICAS Y ENERGIA

Las reformas más recientes se orientan a reducir el espacio de "lo público". Se observa una manifiesta intención de generalizar el principio de subsidiariedad del Estado, liberalizando los mercados de bienes y servicios, otorgando una importante dosis de "neutralidad" al manejo de la política económica y cuestionando la discriminación entre los sectores productivos o por el origen del capital.

Por su parte, las empresas deben concentrarse en desarrollar sus ventajas competitivas y el Estado debe intervenir sólo para garantizar la libre competencia y un entorno económico, social y político estable que dé confianza, estimule la inversión y promueva una mayor difusión e incorporación del progreso técnico.

Estas reformas incidirían decisivamente -según sus promotores- en el comportamiento del sector de la energía aunque su aplicación y sus efectos específicos dependerán de las particularidades de cada país.

En este contexto, se pretende reducir progresivamente el impacto del sector en las finanzas públicas, aunque en muchos países de la región los impuestos que gravan los bienes energéticos tienen todavía una participación muy significativa en la recaudación tributaria.

Por otro lado, persigue introducir la competencia en los mercados energéticos, favoreciendo la liberalización del comercio de los bienes transables y regulando los monopolios naturales, a la vez que se propicia la privatización de empresas públicas y una mayor participación de las actividades energéticas en el mercado de capitales.

* REESTRUCTURACION DE LOS MERCADOS ENERGETICOS

En la reestructuración de los mercados energéticos influyen más los principios del nuevo paradigma económico que aquéllos propios de la gestión energética por cuanto ésta cumple un papel muy importante en la reorientación de las políticas fiscales y en la renovación de los esquemas de ahorro - inversión. Por lo mismo, no es descartable que surjan algunas divergencias en lo que respecta al uso sustentable de las fuentes energéticas.

La vigencia del mercado podría contribuir favorablemente en esta dirección pero no agotaría la gama de alternativas para proteger el medio ambiente o para propiciar el uso eficiente de la energía.

El debate más reciente ha puesto de manifiesto la complejidad del proceso de reestructuración de los mercados energéticos. Esta depende de la disponibilidad de recursos; de la naturaleza transable o no de los bienes y del tipo de canales que vinculan a ofertantes y demandantes; del tamaño de los mercados y del grado de apertura externa de las economías; y en general, de la significación macroeconómica que adquiere el manejo de las rentas energéticas.

1. LA ELECTRICIDAD

La infraestructura en el sector de la electricidad (generación, transmisión y distribución) requiere una elevada intensidad de capital; los períodos de recuperación de las inversiones son de largo plazo y los usuarios se abastecen a través de canales univiales.

Los costos son irreversibles en las fases de transmisión y distribución, que requieren economías de escala, aunque éstas podrían ser imprescindibles también en la generación si las escalas óptimas no son compatibles con la dimensión del mercado.

La generación de electricidad debería corresponder a un mercado competitivo pero si la producción óptima supera la demanda, el monopolio garantizaría el abastecimiento a menores costos. En este caso estaríamos frente a un "monopolio natural" que a su vez tipifica las actividades de transmisión y distribución.

En la mayoría de los países de la región, el suministro de electricidad se concibió siempre como un servicio público lo que , en algunos casos, justificó que se impusieran barreras al ingreso de capitales privados y se constituyeran monopolios estatales con un fuerte grado de integración vertical.

De allí que el debate regional esté marcado por un fuerte sesgo ideológico que destaca la "inevitable" ineficiencia del Estado - empresario, prevaleciendo la idea de la privatización, a veces muy influida por razones de índole fiscal.

La ideologización del debate radica pues, en ligar la necesidad de reestructurar los mercados a un imprescindible cambio de las formas de propiedad.

Existe consenso -entre los impulsores del nuevo paradigma dominante- en la conveniencia de eliminar el monopolio en la generación de electricidad si el tamaño del mercado permite la competencia, lo que no es posible en las fases de transmisión y distribución.

En ese caso deberían regir precios de mercado en las transacciones de las empresas generadoras, libre acceso y regulación de los peajes en la transmisión y fijación de tarifas en la distribución incluido también un esquema de libre negociación entre las empresas generadoras y los grandes consumidores.

La reforma pionera de Chile en el ámbito de la electricidad y las más reciente de Argentina y Perú se proponen superar la integración vertical. Se considera que la presencia de los mismos actores en varias fases de la industria distorsionaría la libre competencia en la generación, y a la vez obstaculizaría la regulación de la transmisión y la distribución.

Sin embargo, con la reforma chilena, no se superó el problema de las relaciones intrafirma , originándose algunos conflictos entre las empresas y algunos cuestionamientos que han puesto en duda la vigencia efectiva de condiciones competitivas. La reforma peruana precisó por eso , que la generación , transmisión y distribución no puedan efectuarse simultáneamente por un mismo titular.

En México, con motivo de la suscripción del NAFTA, se eliminaron las barreras de acceso a la generación, pero la energía debe venderse a la Comisión Federal de Electricidad que opera con una empresa pública integrada verticalmente.

Un objetivo que empieza a generalizarse en los nuevos marcos regulatorios es evitar las diversas modalidades de concentración cuando en la reestructuración de los mercados prevalece el protagonismo privado. De allí la importancia también de construir entes encargados de verificar las condiciones de competencia (condiciones antimonopolios , por ejemplo).

Por esta razón, existe consenso en que el Estado debe intervenir para corregir las imperfecciones del mercado, regulando las tarifas cuando su nivel y características no permiten un suministro competitivo.

Se insiste en la eliminación de las barreras de entrada y en la presencia del mayor número de empresas independientes en la generación y en que los operadores de los sistemas de transmisión tengan autonomía frente a éstos, a fin de evitar prácticas discriminatorias que afecten la libre competencia.

Cada vez gana mayor aceptación la idea de que el marco regulatorio debe ser lo menos discrecional posible y debe concebirse independientemente de si se mantiene o no el predominio de las empresas estatales. Se trata de corregir , en este sentido , las disposiciones que convertían a estas empresas en juez y parte al otorgarles funciones regulatorias.

2. EL GAS NATURAL

El mercado de gas natural se desarrolló en los países productores (Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, México y Venezuela), en función de la demanda interna y con un papel protagónico del Estado. Existe sin embargo , un gran potencial para la integración gasífera que plantea un desafío interesantes para los marcos regulatorios.

Este mercado es parecido al de electricidad. Es factible la competencia en la producción pero la transmisión y distribución corresponden a monopolios naturales. Los productores pueden operar sus propios gasoductos pero es fundamental que exista libre acceso al transporte para garantizar el desarrollo del recurso.

Argentina ha sido pionera en la reestructuración de este mercado, disponiendo además la privatización de Gas del Estado. El Ente Regulador de Gas fija los peajes y las tarifas de distribución. La producción es libre al igual que la importación mientras que la exportación debe ser autorizada.

3. EL PETROLEO

Este mercado se abastece mediante canales multiviales. Se trata de un bien transable , sujeto a pautas de contratación y a cotizaciones aceptadas internacionalmente, que facilitan la liberalización de los mercados ya que existe competencia de bienes similares. No obstante, podrían existir monopolios naturales, dependiendo del tamaño y de las características de los mercados internos.

En América Latina predomina el monopolio con elevada integración vertical coincidente con la estructura empresarial que prevalece a nivel mundial. Además , cerca del 80% de la explotación regional está directa o indirectamente en manos de empresas del Estado.

En el debate sobre la liberalización de los mercados del petróleo se observa posiciones contrapuestas y el consenso se torna complejo. En los países importadores es más fácil lograr acuerdo para liberalizar los mercados aunque existen posiciones que aluden al carácter estratégico del abastecimiento.

Este se fundamenta señalado que se trata de una fuente de uso difundido que incide en múltiples usuarios, afectando el desempeño global de las economías. El mismo argumento se esgrime también para los países productores y exportadores de petróleo al considerar el control de la renta como inherente a la soberanía nacional.

Sin embargo, se sostiene que un nacionalismo acentuado desfavorece el aprovechamiento de las potencialidades al limitar la inversión privada en una actividad en que los riesgos de la exploración son muy elevados. Asimismo, se señalan como factores adversos la injerencia política, las ineficiencias inherentes al Estado - empresario y la manipulación de los precios internos que afecta la capacidad financiera de las empresas petroleras.

Quienes abogan por la presencia predominante del Estado reconocen estos problemas. Así, se propone una menor injerencia política de las políticas macroeconómicas (manejo de precios para controlar las presiones inflacionarias por ejemplo.), la creación de alianzas estratégicas para ampliar la exploración y la explotación, la captación de nuevas tecnologías y la agilización de las operaciones internacionales; también se propone dar mayor autonomía a las empresas públicas en el uso de la renta petrolera.

Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú poseen regímenes que permiten la contratación con empresarios operadores privados. En Brasil y México, PETROBRAS Y PEMEX, respectivamente, pueden asociarse con empresas privadas, mientras que en Venezuela el Congreso de la República aprobó recientemente convenios de asociación estratégica , sin mayoría del Estado, con tres consorcios privados.

Hasta el momento, de entre los países productores de petróleo, solo Argentina ha privatizado la mayor parte del capital de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). Bolivia , Ecuador y Perú aunque ya han decidido privatizar sus empresas, no completaron aún el proceso.

En Brasil, México y Venezuela se mantendrá seguramente el protagonismo del Estado. En el resto de los países es posible que predomine un régimen de contratación que estimule una mayor participación del capital privado en la exploración y explotación petroleras, libre acceso a las redes de transporte y competencia en la refinación. Todo ello en el marco de un comercio, interno y externo, sin restricciones y con regulación basada en los precios internacionales.

* EL ESTADO Y LA REGULACION

El Estado debe cumplir un papel activo en la regulación de la actividad energética. Ni el liberalismo ni el estatismo absolutos son garantía de eficiencia. La mejor opción se encontraría en un punto intermedio. Pero está en discusión el tipo de intervención, considerándose que debería apoyarse en organismos autónomos y con elevada capacidad técnica.

La regulación es indispensable, al margen de las decisiones que se adopten sobre la propiedad de las empresas. Sería muy difícil atraer capitales privados y garantizar la eficiencia si no existen tales regulaciones en los mercados energéticos. Se hace imprescindible la regulación para proteger a los usuarios, en la medida en que los costos de la energía pueden afectar la competitividad de otras actividades. Asimismo, una opción por la subsidiariedad extrema perjudicaría la sustentabilidad ambiental y la equidad.

En cualquier caso, la regulación sólo tiene sentido si es motivadora de eficiencia lo que induce a descartar los mecanismos discrecionales o arbitrarios.

Es necesario garantizar la estabilidad de las políticas energéticas y precisar claramente la asignación de responsabilidades entre los sectores público y privado, combinando un acertado manejo macroeconómico con políticas sectoriales de largo plazo y permitiendo, además, que la cuestión fiscal sea menos dependiente del sector energético.

Resulta importante apoyar esquemas de concertación que propicien el uso eficiente de la energía, que operen tanto sobre la oferta como la demanda. De ese modo contribuiría a que los balances energéticos sean compatibles con la potencialidad y la sustentabilidad del patrimonio natural.

Las políticas energéticas deberían propiciar también una mejor articulación de los mercados internos lo que repercuta favorablemente en la equidad.

Las opciones de política energética con fines de equidad superan el simple manejo tarifario. Estas deberían incidir no sólo en ampliar la cobertura sino también, en adecuar la oferta, sin olvidar el uso eficiente de la energía dentro de los programas sociales. Estas opciones exceden, por cierto, lo que los mecanismos del mercado son capaces de resolver por sí mismos y reclaman la intervención del Estado.

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La reestructuración del sector eléctrico chileno, considerado el paradigma de las "reformas necesarias", ilustra -como "vanguardia"- los cambios que se están promoviendo en toda América Latina. Tal caso, se analiza específicamente a continuación. Más adelante se analiza la difusión del "modelo chileno" a otros países y, en particular, el caso de Brasil, la mayor reestructuración en marcha.

6.2.3. El "modelo chileno" y su difusión

* EL "MODELO" DEL SECTOR ELÉCTRICO

A fines de la década de 1970 se da inicio al proceso de elaboración de la ley que sería la base de sustentación de la reestructuración y privatización del sector eléctrico chileno. En 1978 se dio el primer paso en el área institucional, creándose la Comisión Nacional de Energía (CNE). Desde su creación la Comisión ejerce el papel de organismo asesor del gobierno en materia de energía, siendo que sus obligaciones abarcan desde la definición de políticas y estrategias de desarrollo del sector hasta estudios y proposición de normas económicas y técnicas y cálculo de tarifas y precios. Además, gran parte de las propuestas de privatización del sector eléctrico se originaron en el seno de la Comisión.

Quizás sea difícil hablar de un modelo chileno de regulación del mercado de energía eléctrica, aunque su experiencia ha sido considerada como tal por otros países latinoamericanos.

Es por este motivo que se habla aquí de un modelo chileno, que lógicamente al ser incorporado en otros países va siendo adaptado. Pero la lógica central muchas veces se mantiene inalterada o bien surgen caminos opuestos que son importantes de contrastar para poder recoger lo mejor de cada experiencia y maximizar la eficiencia sectorial.

El sector eléctrico chileno posee una característica importante que debe destacarse y que tiene relación con la problemática del dominio y uso del agua. La legislación de este país reglamenta básicamente las concesiones de centrales hidráulicas, siendo que los derechos de aprovechamiento sobre las aguas terrestres que se destinen a la producción de energía se rigen por las disposiciones del Código de Aguas.

Siendo el agua una de las principales fuentes primarias de energía dentro del contexto chileno, y habiendo el Código de Aguas privatizado los derechos de agua sin requerir que estos sean efectivos y beneficiosamente usados dentro de un plazo determinado y no existiendo normas que carguen a los concesionarios por los costos de oportunidad del agua otorgada, se use esta o no, se ha generado un factor potencial de monopolización y especulación respecto del agua, los derechos a ella vinculados y la generación de hidroenergía.

Lo anterior crea automáticamente una barrera a la entrada al único segmento que debería ser competitivo, aunque esto dependa del tamaño del mercado.

La estructuración de los nuevos mercados

El DFL No. 1 de 1982, que estipula el marco básico para la nueva estructuración del mercado de energía eléctrica en Chile, divide claramente el sector en tres segmentos: producción (generación), transporte (transmisión) y distribución.

Dicha ley establece las bases, procedimientos y normas a que deberían ajustarse las tarifas máximas que podrían cobrar las empresas eléctricas de servicio público, como asimismo para revisar y modificar las disposiciones legales referentes a energía eléctrica, su producción, distribución y concesiones.

Además define como servicio público eléctrico el suministro que efectúe una empresa concesionaria de distribución a usuarios finales ubicados en zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados fuera de dichas zonas, que se conecten a las instalaciones de la concesionaria mediante líneas propias o de terceros.

La legislación chilena promulgada para ordenar el mercado de energía eléctrica opera con dos modalidades. Un segmento del mercado es regulado a través de la fijación de precios por las autoridades respectivas del gobierno y el otro es libre.

El criterio para diferenciar los mercados es la potencia. El mercado se divide en dos segmentos, los cuales pueden ser clasificados en pequeños y grandes consumidores. Los primeros son aquellos usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2 megawatts. En el caso de los que están fuera de este rango, los denominados grandes usuarios, el precio de suministro es libre y deberá ser negociado con la concesionaria de generación.

Los mercados de energía eléctrica en Chile

El elemento fundamental que da consistencia a la organización de los mercados de energía eléctrica y que trata de introducir los criterios para otorgar al sector las condiciones efectivas de competitividad es el sistema tarifario.

Los principales elementos del sistema tarifario son: el sistema interconectado con potencia superior a 1 MW y los clientes cuya potencia instalada sea inferior o igual a los 2 MW, que tienen tarifas reguladas. De esta potencia hacia arriba el precio es libre, debiendo haber negociación directa. En los sistemas aislados con capacidad instalada de generación inferior o igual a 1,5 MW, se regulan las tarifas finales. De acuerdo con el cuerpo legal chileno, los concesionarios de servicios públicos de distribución que operan en sistemas eléctricos de más de 1,5 MW de capacidad instalada en generación tendrán siempre derecho a obtener con la tarifa fijada, una rentabilidad mínima, para el conjunto de empresas que operan en estos sistemas. Esta tasa es igual a un 10% real anual que permite garantizar una renta a los operadores.

Para que las empresas que integran el sistema eléctrico chileno sean competitivas y tampoco ocurran abusos de su parte, el sistema de precios y tarifas está conformado por los precios de nudo a nivel de generación-transporte y los precios de distribución que se determinan sobre la base de la sumatoria de los precios de nudo. Además cuando una central generadora esté conectada a un sistema eléctrico cuyas líneas y subestaciones en el área de influencia de la central pertenezcan a un tercero, debe pagar los correspondientes peajes a su dueño.

La metodología de cálculo sobre la cual se sustenta el sistema de precios y tarifas de la ley chilena son los costos marginales. La estructura de precios a nivel de distribución considera el precio de nudo y el valor agregado por concepto de distribución. Este último está constituido por los costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, además de las pérdidas medias de distribución en potencia y energía y, finalmente, considera el valor nuevo de reemplazo y la tasa de actualización igual al 10% real anual.

Una vez definidos los valores agregados y los precios de nudo, la Comisión estructura un conjunto de tarifas básicas preliminares. Si estas tarifas permiten al conjunto agregado de las instalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidad económica antes de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de cuatro puntos de la tasa de actualización de 10% real anual, los valores ponderados agregados que le dan origen serán aceptados. En caso contrario, los valores deberán ser ajustados proporcionalmente de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.

La institucionalidad

En los sectores de la economía en que existe regulación de los mercados es necesario contar con una estructura institucional eficiente. Es así que en la ley chilena se pueden encontrar dos instancias bien definidas: una a nivel de las empresas generadoras de energía y otra a nivel de gobierno.

A nivel de las empresa fue creada una instancia coordinadora de la operación del sistema de generación, que es el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). El CDEC actúa por una parte como un mercado de energía de corto plazo, y por otra parte tiene a su cargo la planificación de la operación de todo el sistema de generación y transmisión, principalmente en el Sistema Integrado Central (SIC).

Por parte del Estado, fueron creadas varias instancias. A nivel gubernamental la primera entidad creada fue la Comisión Nacional de Energía (CNE), principal organismo articulador de la formulación de la ley chilena. Este organismo tiene a su cargo la asesoría al Gobierno en la planificación de inversiones en generación y transmisión, el diseño de normas y el cálculo de tarifas y precios regulados.

Como organismo fiscalizador fue creada la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC), organismo funcionalmente descentralizado, que se relaciona con el Gobierno por intermedio del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Además le compete la responsabilidad de fijar las normas técnicas en el otorgamiento de concesiones y velar por el cumplimiento de la ley.

El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción es el organismo máximo que define la estrategia del sector, sin perjuicio de las atribuciones conferidas a la CNE. Tiene por obligación la misión de fijar las tarifas y fomentar el eficiente desarrollo de los subsectores, generación, transmisión y distribución.

* LAS REFORMAS EN EL SECTOR HIDROCARBUROS

A menudo se señala al sector eléctrico como el único subsector energético reformado. Sin embargo, dentro del subsector de hidrocarburos también se efectuaron reformas de gran profundidad, frente a las cuales los agentes económicos han tenido una actitud diferente, debido a las especificidades y las distinta racionalidad de cada una de ellas.

Las reformas del subsector hidrocarburos se concretaron en dos períodos: el primero que abarca desde 1974 a 1989 y el segundo, que se refiere al período 1990 - 1994.

a) Período 1974 - 1989

A partir de 1975 se permitió que cualquier persona o empresa privada pudiera ejercer las actividades de refinación.

En 1978 se autoriza la libre importación de crudo y productos derivados. A su vez, son derogadas aquellas disposiciones que impedían que nuevas empresas participaran en la actividad de distribución mayorista y minorista de productos derivados del petróleo.

En ese mismo año comienza a materializarse, tal vez la reforma más importante del sector hidrocarburos, con el establecimiento de un régimen de libertad de precios para la mayoría de los derivados del petróleo.

En cuanto a la Empresa Nacional de Petróleo, cabe mencionar la filialización de sus dos principales refinerías, las cuales fueron transformadas en sendas sociedades anónimas.

b) Período 1990 - 1994

Se hicieron importantes esfuerzos de inversión mediante contratos especiales de exploración que no dieron en general resultados positivos. Para ello se constituyó una filial de ENAP, SIPETROL que realizó esfuerzos de exploración y explotación fuera del país (Argentina, Ecuador, Colombia y Venezuela).

Se desarrollaron y están en desarrollo numerosos proyectos en el área petroquímica en asociación con capitales privados y en el cual el Estado actúa como socio minoritario.

Crearon por Ley el Fondo de Estabilización de los precios del Petróleo, el cual tuvo su origen a partir de la guerra del Golfo, en 1990.

* LA DIFUSION DEL MODELO CHILENO

Disposiciones generales del marco regulatorio

Después que Chile realiza la reforma de sus sector eléctrico, varios países de América Latina siguen la misma senda. Así en la región el sector eléctrico se encuentra en un fuerte proceso de reestructuración.

De esta forma es posible encontrar en la región un abanico de opciones que van desde los monopolios regulados integrados verticalmente (caso de México) hasta los sistemas totalmente abiertos, donde operan las fuerzas del mercado en la generación y hay libre acceso a las redes de transmisión, manteniéndose como monopolios naturales regulados la transmisión y la distribución (como en el caso de Chile y más recientemente Argentina y Perú).

La aplicación y la forma que toma la regulación en cada país depende en gran medida de las características existentes en sus sistemas eléctricos, además de la política sectorial definida por cada uno de ellos. Por lo general, ha sido nula o escasa la participación de la sociedad civil, de los consumidores, en las definición de estas regulaciones.

Una cosa queda clara en la definición del sector eléctrico en los diferentes países: todos ellos lo subdividen en generación, transmisión y distribución y definen como servicio público la transmisión y la distribución.

En el caso de México, que posee un monopolio estatal controlado, queda abierta la posibilidad de cogeneración. En los demás países la generación es considerada un segmento competitivo, siendo necesario regular de forma más directa la transmisión y distribución. Esta concepción conlleva a definir estos dos últimos segmentos como servicios de electricidad de utilidad pública, lo que define la necesidad de regulación sectorial por parte del Estado.

Entre los países de la región, la ley mexicana del servicio público de energía eléctrica adopta otro camino destinado a la regulación de los mercados. Es así que en este caso, al amparo del artículo 27 de la Constitución, se define claramente que cabe al Estado Mexicano generar, conducir, transportar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicios públicos.

Esta es una forma completamente distinta de la adoptada por el denominado modelo chileno destinado a la regulación de los mercados eléctricos. La ley chilena adopta una forma de regulación institucional, ya que crea organismos especiales para que actúen como organismos planificadores de la expansión, pero esta es apenas una planificación indicativa. También crea los organismos controladores, que son los responsables de definir las tarifas y precios de la energía, y establece una instancia que se preocupa de definir los patrones técnicos de las instalaciones y calidad de los servicios, así como las normas de fabricación de materiales eléctricos.

México, en cambio, opta por una regulación centralizada, pudiendo existir entidades privadas en la generación de potencia, pero la energía debe ser vendida a la empresa estatal, que es la encargada de transportar y distribuir la electricidad. Es claramente un estatismo regulado.

Argentina, al igual que Chile, parte del supuesto de que el transporte y la distribución de electricidad son caracterizados como servicio público, siendo la generación considerada de interés general. Esto ejemplifica claramente que, al igual que la legislación chilena, la Argentina considera el sector de generación de energía competitivo y el transporte y distribución como monopolios naturales, lo que requiere de la participación activa del Estado en la regulación del mercado.

Argentina explícita en su legislación que su objetivo principal es promover la competitividad de los mercados de electricidad, además de proteger adecuadamente los derechos de los usuarios. La vía para lograr dichos objetivos será a través del control tarifario y la calidad de los servicios.

Con relación al medio ambiente, la ley chilena es la única que no explícita la preocupación por este tema. Para corregir este vacío en Chile se utilizó el código eléctrico, donde se introdujeron algunos elementos de protección ambiental.

Organización de los mercados

En la mayoría de los casos lo que se está produciendo son cambios en la regulación y ajustes en la estructura organizativa del sector, es decir, se están manteniendo sistemas regulados (ya sean monopólicos o con un grado de competencia más o menos importante) pero con un mayor espacio para la participación privada.

La necesidad de regulación es independiente del régimen de propiedad del monopolio. El sistema regulatorio tradicional, con base en una tasa de retorno razonable sobre el capital invertido, permite al monopolista recuperar sus costos y obtener una rentabilidad apropiada (evitando la captación de rentas), mientras que transfiere al usuario el beneficio macroeconómico derivado de la mayor eficiencia del monopolio natural. Este tipo de regulación tiene el inconveniente de inducir ciertos efectos negativos, como la tendencia de la empresa a incrementar artificialmente sus costos para aumentar su rentabilidad, requiriéndose un gran poder del órgano regulador para acceder a la información necesaria, la que está en manos precisamente del regulado.

Todos los países en sus legislaciones estipulan tres instancias de comercialización de energía donde deben fijarse precios máximos: generación-transmisión, transmisión-distribución y distribución-usuario.

En Chile se definen precios regulados hasta una determinada potencia que es de 2 MW; siendo superior a dicha potencia se negocian libremente. La legislación peruana no divide por potencia y a diferencia de la chilena regula todas las etapas del sistema eléctrico. Argentina, por su parte, inicialmente ha fijado en 5 MW el límite de consumo, a partir del cual un usuario puede acceder al mercado mayorista como demandante. En México no existe mercado mayorista de energía, solo está permitida la cogeneración y todo particular que genere energía tiene que venderla al organismo estatal responsable que es la Comisión Federal de Electricidad.

En el sistema chileno no existe libre competencia en la transmisión, siendo necesaria su regulación. Uno de los principales problemas que tienen la regulación de la transmisión es la fijación del peaje, que causa una serie de conflictos entre algunas generadoras y la empresa transmisora.

Frente a lo anterior, la legislación peruana no dejó la fijación del valor del peaje al libre arbitrio de las empresas y estipuló en su cuerpo legal que la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) es el organismo que estará encargado de fijar anualmente dicho valor y su respectiva fórmula de reajuste mensual.

El tercer segmento del mercado de electricidad que es regulado por la legislación de los países es el de la distribución. La tarifa final de los usuarios, tanto en el caso chileno como en el peruano, se calcula de la misma forma, solo habiendo divergencias en las tasas y plazos para sus cálculos.

La tarifa de los usuarios finales de servicio público de electricidad comprende las tarifas de barras (ley peruana), nudo (ley chilena) y el valor agregado de distribución (ambas).

El valor agregado por concepto de costo de distribución en la ley chilena tiene como base de cálculo, los costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo, además de las pérdidas medias de distribución en potencia y energía.

Así el valor agregado de distribución está basado en los costos medios de operación del sector, producto de los costos de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.

Al igual que en el sector transmisión, los costos anuales de la inversión se calculan en base al valor de reemplazo de las instalaciones, con una tasa de rentabilidad fija del 10% anual (tasa de costo de capital establecida por ley).

La ley peruana utiliza los mismos criterios adoptados en la legislación chilena destinados al cálculo de las tarifas. Incluso su artículo 64 es similar al 106 chileno, existiendo solo una modificación relativa al valor de la tasa de actualización del valor nuevo de reemplazo (VNR), que es de 12% anual real en este caso. Por otro lado la vida útil en el caso chileno es de 30 años y en el peruano de 25. Esta es una de las diferencias más marcadas en el cálculo de la tarifa entre las dos legislaciones.

En México el marco regulador difiere bastante del chileno. El aspecto tarifario en Chile responde a un cálculo por cuatro años de algunos elementos como es el valor agregado y la rentabilidad de la inversión por concepto de sustitución de equipos, entre otras cosas. En cambio en México las tarifas tenderán a cubrir las necesidades financieras y las de ampliación del servicio público, propiciando a la vez el consumo racional de energía. Así pues, reflejarán el costo económico de los rubros de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica suministrada, incluyendo en tal concepto tanto la que genera el propio suministrador como la que obtenga éste de los requerimientos de ampliación de infraestructura eléctrica.

Los reajustes de las tarifas en México se harán de acuerdo con la evolución de los costos económicos a través del tiempo, tomando en cuenta, separadamente, los rubros de generación, transmisión y distribución, así como las diferencias o variaciones relevantes por factores regionales o estacionales, los cambios en productividad o eficiencia y los derivados de condiciones de operaciones del sistema durante los períodos de demanda base, intermedia o pico.

La regulación de los mercados en Argentina es realizada al igual que en Chile a través de las tarifas. Se define una tarifa que cubra los costos operativos, impuestos, amortizaciones y se aplica una tasa de retorno, que es estipulada por ley, garantizando la rentabilidad del negocio. La ley chilena y peruana explicitan en el cuerpo legal el valor de la tasa de retorno, en cambio la legislación argentina no fija ningún valor.

En Argentina los plazos de vigencia de las tarifas son de cinco años, en cambio en Chile son de cuatro. Por otro lado en Argentina los cálculos son realizados en base a los costos de la empresa, mientras que en Chile se utiliza la metodología de realizar los cálculos sobre la base de la existencia de una empresa eficiente, lo que le da un carácter de mayor flexibilidad a la legislación argentina.

Ámbito institucional

En Perú la fiscalización corresponde a un ministerio técnico que es el de Energía y Minas. Por otro lado fue creada la Comisión de Tarifas Eléctricas, que es un organismo técnico y descentralizado del sector energía y minas, con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica de acuerdo con los criterios establecidos en la ley.

Las funciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas son muy similares a las de la entidad chilena. A ella le corresponde, entre otras cosas, efectuar la preclasificación de las empresas consultoras encargadas de la elaboración de los estudios tarifarios y especiales que se requieran, revisar y evaluar los estudios que presenten los concesionarios, elaborar los estudios para fijar los valores nuevos de reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, entre otras cosas.

A nivel de generación, al igual que en la ley chilena, que crea el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), en Perú también se crea un organismo técnico denominado Comité de Operación Económica del Sistema (COES). El COES está conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentran interconectadas.

México difiere bastante de los otros países estudiados; en ese país se optó por una empresa estatal regulada. Es así que existe un organismos colegiado denominado Junta de Gobierno, bajo la presidencia del Ministro de Minas y Energía. A su vez este organismo está bajo la vigilancia de un consejo, cuyos miembros son nombrados por la Contraloría General de la Federación y de Energía, Minas e Industria Paraestatal.

El organismo regulador creado por la ley argentina queda subordinado al ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Obras y Servicios Públicos, que se denomina Ente Nacional Regulador de Electricidad. El ente es un organismo autárquico a diferencia de sus similares chilenos, que dependen del ministerio, esto es, de la administración pública directa.

Otros aspectos relevantes

Una de las primeras medidas adoptadas por los gobiernos para llevar a cabo el proceso de privatizaciones del sector eléctrico en los países de la región fue subdividir la industria en tres segmentos: generación, transmisión y distribución. Esta medida, que partió inicialmente en Chile, y fue seguida por otros países. El principal objetivo era mejorar la eficiencia de las empresas y evitar la verticalización, para cautelar las prácticas monopólicas.

En el caso de Chile esto último no se ha logrado en su totalidad. Una de las principales empresas generadoras del Sistema Interconectado Central (SIC) del país es Endesa que junto con sus filiales controlan el 61% de la potencia instalada, Chilgener el 16%, Colbun mayoritariamente del Estado controla el 11% y el restante corresponde a otros generadores privados. Además ENDESA es matriz de TRANSELEC SA, firma que muestra la mayor participación en el mercado de la transmisión. Esto no ha dejado de provocar más de un inconveniente a empresas que se dedican exclusivamente a la generación y tienen que utilizar las redes de transmisión de TRANSELEC SA, incluso con acusaciones a través de la prensa sobre prácticas monopólicas. En el sector distribución ENERSIS SA principal accionista de CHILMETRO con un 72,84% a su vez en 1993 controlaba 9,07% de las acciones ENDESA.

* LAS REFORMAS QUE SE PREPARAN EN BRASIL

1. Hacia la reestructuración institucional del Subsector Eléctrico

El modelo anterior se caracterizaba por:

* monopolios regionales

* empresas verticalizadas

* centralización (federal y estadual)

* proceso cooperativo

* mercado cautivo

El modelo futuro que se ha proyectado se caracteriza por:

* competencia en la generación y distribución

* desverticalización -apertura de los sistemas de transmisión y distribución-

* participación del capital privado (número mayor de agentes)

* mercado cautivo y libre

Lo que ya está decidido es:

* licitación en concesiones

* libre acceso en la transmisión y distribución

* libre opción de proveedor para los grandes consumidores

* producción independiente de energía

* definición de la red básica

El Sector Eléctrico ya se encuentra en pleno proceso de transformación y reestructuración sin que se disponga aún de todos los lineamientos sobre el modelo sectorial.

Las directrices generales del modelo, ya definidos por la legislación son:

* Competencia en la generación

* Libre acceso a la transmisión

* Libre opción de los grandes consumidores por sus proveedores

* Creación de la figura del Productor Independiente de Energía Eléctrica

* Necesidad de un "acuerdo" simple o entre transmisores

Configuración del sistema eléctrico

El Brasil cuenta actualmente con dos grandes sistemas de transmisión interligados todavía interconectados entre sí, el del Sul-Sudeste-Centro Oeste y el del Norte-Nordeste, aunque hay un proyecto de interligazón de esos sistemas, creándose así un gran sistema interligado a nivel nacional, además de amplias áreas donde los servicios son prestados por "sistemas aislados".

La generación hidroeléctrica representa más de 95% de la producción total, contando el sistema con una capacidad instalada de 54 GW, sin considerar la parte paraguaya de ITAIPU comprado por el Brasil. El potencial hidráulico total del país es avalado en 135 GW de energía firme, pero cuya exploración será condicionada a la distancia de los principales centros de consumo y por los factores ambientales.

En el Norte y Nordeste la interligazón del sistema está constituida exclusivamente por las líneas y subestaciones de las empresas federales CHESF e ELETRONORTE.

Lo mismo no sucede en el Sur y Sudeste, donde empresas estaduales como CESP, CEMIG, COPEL, CELESC y CEEE, disponen de redes de gran importancia regional.

Esto implica que en el caso de implementación de un mercado competitivo se debe buscar, forzosamente, la desverticalización de esas empresas, sin lo que el modelo resultaría inconsistente. El libre acceso asegurado obliga por si solo a la segregación contable también en las empresas verticalizadas lo que acompañado de una adecuada reglamentación podría ser un camino de solución. Sería operacionalmente más complejo y menos efectivo que la creación de una empresa de transmisión principalmente en lo que hace a la expansión del sistema y el prorrateo de los costos y correspondientes compensaciones a los propietarios integrantes de la red, el que propiciaría una real competición en la generación, evitándose debido a los conflictos de intereses, el impedimento de la entrada de productores independientes.

Las empresas de consultoría contratadas por el Ministerio de Minas y Energía en sus trabajos destacaron la creación del mayorista, el agente que se encargará de las ventas de energía directamente al consumidor final, a partir de la separación de las actuales distribuidoras. Se prevé también la negociación de los contratos a término de electricidad, en que los consumidores y los distribuidores podrían garantizar precios y aprovisionamientos futuros.

El objetivo, según los técnicos que analizan los documentos producidos hasta el momento por los consultores, es transformar el sector eléctrico en un inmenso mercado mayorista, unido por un sistema de transmisión unificado, con la energía siendo comercializada como una commodity. Los técnicos afirman que se busca formas de asegurar la máxima competición posible entre los nuevos agentes.

Es con éste espíritu que deberá ser creada la figura del mayorista. El trabajo de los consultores sugiere, inicialmente, la fragmentación de las actuales áreas de distribución -de las concesionarias en distribución-, que incluye por ejemplo toda la infraestructura de rebajas de la tensión de la energía recibida de las proveedoras y el área de comercio -que incluye la estructura de atención directa al consumidor-. Según los especialistas esta propuesta abrirá camino para la actuación, más tarde, de mayoristas desvinculados de las propias distribuidoras, intensificándose la competencia en el abastecimiento de energía eléctrica. El objetivo final sería permitir en un futuro al consumidor escoger el mayorista de quien espera obtener energía, mediante la observación de criterios como eficiencia y precios.

Otra innovación es la creación de contratos futuros de energía. Este instrumento de comercialización permitiría a los grandes consumidores, a las distribuidoras y a los mayoristas la fijación de precios futuros para el aprovisionamiento de energía, así como garantizarían la propia oferta de electricidad.

2. Hacia la desregulación petrolera y gasífera

Los legisladores de Brasil aprobaron (en marzo 1997) en general el proyecto de ley que abre los sectores petrolero y gasífero del Brasil al sector privado, poniendo fin al monopolio de la estatal Petrobrás.

Uno de los cambios acordados atañe a la comercialización de derivados del petróleo, un sector en el que hoy pueden operar cinco compañías distribuidoras y que dentro de cinco años será abierto a las refinerías. Pero se mantienen diferencias respecto a la posibilidad de privatizar la estatal Petrobrás.

La iniciativa, tal como está, permitiría a las firmas privadas competir o ingresar en proyectos conjuntos con Petrobrás. También establece un nuevo ente regulador del sector y elimina subsidios a los precios de los combustibles en un lapso de tres años.

La compañía sería liberada de trabas burocráticas -que obstaculizan a las firmas estatales- y dejaría en manos del nuevo regulador del sector el deber de asegurarse de que el combustible llegue a las comunidades más remotas de Brasil.

También se permitiría que Petrobrás forme emprendimientos conjuntos con el sector privado, como socio mayoritario o minoritario, y que venda activos sin la aprobación del Congreso en cada una de esas asociaciones.

Con 40 años de experiencia como el único explorador y productor de petróleo y gas en Brasil, y un líder reconocido en la tecnología de agua profunda necesaria para las reservas de crudo que el país tiene en zonas marinas, se cree que las firmas extranjeras buscarán asociarse con Petrobrás.

El presidente de Brasil recientemente dijo que Petrobrás había recibido más de 100 propuestas para realizar proyectos conjuntos que, si se llevan a cabo, duplicarían la producción petrolera diaria de Brasil, actualmente de 860.000 barriles diarios.

* OTROS CASOS

En otros países están en marcha reformas del mismo tipo que las planteadas anteriormente. Es el caso, por ejemplo, de Uruguay, donde ya tiene media sanción parlamentaria un proyecto de Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico.

Este Marco Regulatorio fue impulsado a presiones del gobierno argentino. Las relaciones de intercambio energético, basadas en el precio spot o marginal, entre ambos países son ampliamente desfavorables para Uruguay. Pero para pasar a nuevas relaciones más equitativas Argentina exigía reglas de juego comunes, que permitieron funcionar en un mercado unificado.

La ley establece la desagregación del sector energía en tres sectores: generación, transmisión y distribución; el libre acceso al capital privado al sector de generación en régimen de competencia con UTE y con Salto Grande; la posibilidad de concesiones de áreas de servicio de distribución; el libre tránsito por la red de transmisión -que pertenece a UTE-; la formación de un mercado mayorista de la energía eléctrica; la separación de UTE del Despacho de Cargas, que pasaría a una órbita ministerial; y la separación de UTE de la función regulatoria del sector eléctrico.

6.2.4. El auge de las privatizaciones en el sector energía

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 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 organismos financieros internacionales.

Sin embargo, a partir de 1996, el sector energía pasó a ser el principal objeto de las privatizaciones en la región. A diferencia de 1995, en que el sector financiero lideró los montos privatizados con un 35% del total, en 1996 el sector energético concentró el mayor volumen de operaciones, con transacciones por U$S 6,7 miles de millones, equivalentes a un 46% del total. A continuación se ubicaron la industria y el sector de comunicaciones, con U$S 2,7 miles de millones cada uno; los servicios de transporte, con U$S 1,421 millones; bancos y financieras, con U$S 772 millones; y los servicios portuarios, con U$S 292 millones.

PRIVATIZACIONES 1996 POR SECTOR

Fuente: Cámara de Comercio de Santiago

El balance de lo que va de la década indica que se han privatizado en América Latina 735 empresas estatales, por un valor cercano a los U$S 73 mil millones. El mayor número de traspasos se registra en México, con 230 enajenaciones, seguido de Argentina, con 143. Ambos países lideran adicionalmente el ránking de recaudaciones, con 20.200 y 18.500 millones de dólares, respectivamente. A continuación se ubican Brasil, Perú, Colombia, Venezuela y Chile, país en el cual el mayor vigor del proceso se registró en las décadas de los '70 y '80.

Entre los hechos más destacados en materia de privatización a partir de 1995 cabe señalar los siguientes:

a. La aprobación de reformas constitucionales que ponen fin a los monopolios exclusivos del Estado en los sectores de las telecomunicaciones, distribución de gas natural, servicios navieros e hidrocarburos en Brasil, y la aprobación en el caso de México de enmiendas constitucionales dirigidas a permitir la incorporación de inversionistas privados nacionales y extranjeros en los sectores de telecomunicaciones, transporte, gas natural e infraestructura. El alcance de estas medidas será percibido en toda su dimensión en los próximos años, cuando se concreten las privatizaciones y se amplíen los mecanismos de participación del sector privado en la producción de servicios vinculados a los sectores mencionados.

b. La reactivación del proceso de privatización en Argentina y México motivada principalmente por las dificultades fiscales derivadas de la crisis financiera de fines de 1994. México se embarcó en una segunda fase de privatizaciones con énfasis en las concesiones y contratos de servicios de infraestructura. En el caso argentino cabe destacar la presión ejercida por el Gobierno Federal a las provincias para privatizar las empresas públicas con el fin de poner en orden la situación financiera de los Gobiernos Provinciales.

c. La creciente utilización de los mecanismos de concesión como una forma de financiar actividades tradicionalmente provistas por el Estado como son la infraestructura (Chile) y los recursos naturales (petróleo en Ecuador y Perú), que conducen a una reducción de la importancia relativa del sector público en la producción.

Una carpeta de proyectos de privatización por más de U$S 23.700 millones contemplan los países de América Latina para 1997, lo que representa 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% corresponde al sector energético, seguido de la industria, con un 19%, los servicios de transporte, con un 16%, y los servicios de telecomunicaciones y financieros, con un 8% cada uno.

Como se venía anunciando desde 1995, el programa de privatizaciones brasileño tomará fuerza con la venta de activos por casi U$S 10.000 millones, equivalentes a un 45% del total regional. Estos se componen básicamente por empresas de generación y distribución eléctrica.

En Argentina, donde se contempla privatizar activos por U$S 5.656 millones, la gran carta es Eseba, que abastece de electricidad a la provincia de Buenos Aires y cuyo valor mínimo es de U$S 1.000 millones. Otras operaciones importantes del sector energético argentino son la venta de las centrales hidroeléctricas Piedra del Aguila y Pichi Picún Leufú, en la provincia de Neuquén.

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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.

A continuación se realiza un análisis detallado por países, así como del origen de los capitales invertidos.

CHILE

* Antecedentes generales y propios del sector energía eléctrica

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, les fueron vendidos al sector privado. 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 pertenecían 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 y que facilitarán la venta dado sus volúmenes.

1) Chilectra fue dividida en tres partes:

* Chilgener: Generación y transmisión en el área de Santiago y Valparaíso.

* Chilectra Metropolitana: Distribución en Santiago.

* Chilectra v Región: Distribución en Valparaíso y en el valle del río

2) A su vez, ENDESA fue transformada enteramente en una empresa exclusiva de generación y transmisión. Además se crearon cuatro empresas de distribución:

EMELAT, Distribuidora de Atacama.

EMEC, Distribuidora de Coquimbo.

EMEL, Distribuidora del Valle de la Ligua

EMEL, Colchagua.

De la parte de generación de ENDESA, fueron creadas las siguientes empresas:

PULLINQUE S.A.

PILMAIQUEN S.A

COLBUN- MACHICURA S.A.

PEHUENCHE S.A.

Por no poder dividir las partes de generación, transmisión y distribución, dados los tamaños de la época y también partiendo de la propiedad que tenía la empresa estatal ENDESA, se constituyeron en las regiones extremas del país tres empresas regionales:

EDELNOR, Norte

EDELAYSEN, Aysen

EDELMAG, Magallanes

* La expansión internacional de las privatizadas empresas eléctricas chilenas

La compañía privada de inversiones en la energía eléctrica 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 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, la mayor distribuidora de energía eléctrica chilena, planea invertir en 1997 U$S 250 millones en las compañías energéticas en las que tiene participación en Argentina, Brasil y Perú. La empresa invertirá U$S 110 millones en Edesur (Buenos Aires), U$S 100 millones en la Cerj (distribuidora de energía eléctrica del estado de Río de Janeiro) y U$S 45 millones en Edelnor (Lima). Chilectra pretende invertir, además, U$S 46 millones en el sistema eléctrico de la capital chilena.

La firma chilena Enersis adquirió en U$S 390 millones el 39% del capital de Edesur, distribuidora eléctrica del sur metropolitano argentino. Pero su control pasó a ser del 64%, dado que Enersis llegó a un acuerdo con la también chilena Endesa para redistribuir la propiedad accionaria que ambas tienen en Edesur y en Central Costanera -en lo que fue definido como un "acuerdo de especialización"-. El grupo Enersis es actualmente uno de los consorcios chilenos más grandes, no sólo por su nivel de facturación, sino también por su proyección en el escenario energético latinoamericano. Sus principales accionistas son A.F.P. -Asociación de Fondos de Pensiones (39%) y los trabajadores, como accionistas individuales (29%). Sus socios en Edesur son el grupo argentino Perez Companc, PSI Americana y Entergy.

Un consorcio integrado por el grupo español Endesa -de nombre similar al grupo chileno pero sin vínculos con él-, el portugués EDP y el chileno Chilectra aspira a quedarse con la sociedad eléctrica de Río de Janeiro (SERJ), cuyo valor es de U$S 600 millones. El consorcio tendrá que vérselas con Electricité de France (EDF), el gigante francés que se alzó con Río Light, la segunda empresa suministradora de electricidad al Estado brasileño de Río de Janeiro. Justamente, en esa privatización, el grupo chileno Enersis -del cual Chilectra forma parte en área de distribución- decidió retirarse a último momento. En tanto, el consorcio en el que Endesa tiene una participación de 40% -mientras que EDP y Chilectra cuentan con 30% cada una- quedó constituido la semana pasada en Lisboa. La cooperación luso-española en los procesos de privatización de empresas públicas de países latinoamericanos fue acordada en la Cumbre Ibérica, celebrada a finales del pasado mes en las islas Azores, por el Presidente del gobierno español, José María Aznar, y el primer ministro portugués, Antonio Guterres. El ministro portugués de Economía, Augusto Mateus, había declarado entonces que esta cooperación se materializaría de inmediato en algunos proyectos en los sectores de la energía y las telecomunicaciones.

Chilgener, la segunda generadora de electricidad de Chile, incrementará su capital en U$S 500 millones, con lo cual elevará su valor patrimonial a U$S 2.100 millones. El principal destino de estos nuevos fondos será 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.

El grupo chileno controlante mayoritario de Edenor (agrupado en el consorcio Electricidad Argentina S.A.) firmó un preacuerdo para comprar el 90% del capital accionario de Central Dock Sud, con lo cual tendrá en sus manos dos de los principales segmentos del negocio eléctrico en la Argentina: la distribución y generación de electricidad. Pero para Astra, uno de los dueños de EASA, significará poder completar la cadena de producción, distribución y consumo de gas. Después de varios meses de incertidumbre, los titulares de la central de generación eléctrica Dock Sud -British Gas Overseas (45%), la constructora Polledo (22,5%) y Participaciones Eléctricas (22,5%)- firmaron el preacuerdo para venderle a Endesa Desarrollos y Astra (los accionistas mayoritarios de EASA) la planta de Dock Sud. El precio de la transacción (U$S 1,3 millones) es muy superior en relación a lo que pagaron sus actuales accionistas.

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. Porque, si bien es cierto que actualmente Chile constituye sólo un 4% de la electricidad generada en Latinoamérica, las compañías eléctricas tienen muy claros sus objetivos futuros.

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.

CHILE

INVERSIÓN EN EL EXTERIOR POR

SECTOR DE DESTINO 1990-1995

Fuente: Cámara de Comercio

de Santiago

Nuevas privatizaciones

Southern Electric, que controla el 65% de la distribuidora Edelnor desde 1993, desea participar en la privatización de la estatal Colbun -que controla un 11% del mercado chileno-. Otra compañía estadounidense de servicios eléctricos Entergy, también está interesada. La Francesa Electricite de France International (EDF) se prepara para ampliar su participación en el Mercosur. Después de participar de la privatización de la brasileña Light, la estatal francesa está en la disputa del 37,5% de Colbun SA, la tercera mayor generadora de electricidad de Chile -después de Endesa y Chilgener. En este proceso, EDF actúa en sociedad con el grupo Cueto, la norteamericana AES y la también francesa Total. Seis consorcios están en la competencia por las acciones de Colbn.

Un consorcio firmado por la española Iberdrola, la belga Tracteber (Powerfin) y la chilena Enagas consiguieron en enero/96 el control sobre más del 51% de una central electroenergética de 600 MW alimentada con carbón en Tocopilla.

* Mecanismo de venta, (remate, negociacion; etc.) y desarrollo en el tiempo

La privatización del sector eléctrico fue efectuada con precaución y pragmatismo de modo de favorecer un esquema político orientado a crear un sector privado fuerte. Las primeras privatizaciones fueron efectuadas no antes de 1980 y terminaron solamente en 1990.

Las privatizaciones iniciales consistieron en el remate público de dos empresas de distribución de ENDESA, llamadas SAESA y FRONTEL. Ambas distribuidoras con sus zonas de distribución en el Sur del país fueron compradas en 1980 por el grupo COPEC, empresa privada que es la más importante distribuidora de combustible del país.

Dada la crisis económica entre 1980 y 1983, el avance de las privatizaciones fue prácticamente nulo en ese período y solo se trabajó en la formación o división de Chilectra. También ocurrieron las formaciones de las empresas regionales de distribución.

Se definieron dos maneras de privatizaciones del sector eléctrico :

* Remate: De las empresas como un todo.

* Venta de las Acciones:

*Paquetes de inversionistas institucionales.

*Ventas de paquetes accionarios a varios inversionistas en paquetes pequeños. Se puso en marcha la teoría del "Capitalismo popular"

Después de 1985 se aceleró el proceso y se usaron varias maneras de privatizaciones.

Entre 1983 y 1987, tres pequeñas plantas hidroeléctricas de 20 MW cada una que tenía Chilectra Generación fueron rematadas públicamente, también otras plantas pequeñas de generación que tenía ENDESA como PILMAIQUEN (35 MW) y PULLINQUE (49 MW), fueron vendidas.

PULMAIQUEN fue adjudicada al Bankers Trust.

PULLINQUE fue adjudicada a un grupo encabezado por un Sr. Fernández, asociado a Electrificación Rural Cooperado.

En ambos casos se vendieron con un contrato (opción) de compra temporal de la energía por parte de la

empresa vendedora, es decir ENDESA. Los contratos de energía eran basados en el sistema de precios de

costos marginales, con descuentos del 10% por el concepto de uso de las líneas de transmisión y los cargos

por regulación de frecuencia.

Hacia fines de 1989, Chilmetro, Chilgener y Chilquinta fueron completamente privatizadas y las acciones de ENDESA quedaron en propiedad privada en un 90%, tomando como privados las instituciones de manejos de fondos previsionales.

ARGENTINA

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

* 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.

El consorcio recibe un subsidio de U$S 22,5 millones/año con el compromiso de mantener la dotación del personal, de 1.400 personas. Durante los 5 primerosde la concesión dicha dotación podrá reducirse en 15% anual. Se transfirió un contrato de provisión de 370 mil toneladas/año de carbón a la central térmica de San Nicolás.

* Gas Natural

Al privatizarse la estatal Gas del Estado, 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 ostentan el 86% del total: YPF, 44%; Total Austral, 15%; Pérez Companc, 11%; Bridas, 9%; y Pluspetrol, 7%.

La empresa norteamericana CMS Gas, subsidiaria del grupo CMS Energy, se adjudicó en licitación pública el 25% del capital accionario de TGN-Transportadora de Gas del Norte, que estaba aún en poder del Estado. La firma adjudicataria ofreció U$S 141,6 millones. La nueva composición accionaria de TGN es la siguiente: CMS 25%, Grupo Techint-Rocca 15,6%, Grupo Soldati 15,6%, Novacorp (Canadá) 11,4%, Petromar (Malasia) 10,5%, los empleados el 5% y el resto (que incluye a FIMA, J.P.Morgan, TWC y The Argentine Inv.) 16,9%. TGN se valorizó desde el momento que el consorcio GasAndes, del que forma parte, tomó la delantera en la carrera por el gasoducto a Chile.

El Citicorp Equity Investment (CEI), brazo inversionista del grupo norteamericano Citicorp, concretó la operación de venta del 12,5% de sus acciones de Sodigas Pampeana y Sodigas Sur -que actúan en la distribución de gas en la Argentina- a Pacific Enterprises International, subsidiaria de la británica Pacific Enterprises. El monto de la operación fue de U$S 48,5 millones. Esta se constituyó en la primera venta de una participación accionaria en una compañía adquirida en un proceso de privatización. En 1992 el CEI había comprado el 25% de las acciones de ambas Sodigas por aproximadamente U$S 50 millones y desde entonces recibió unos U$S 20 millones en dividendos. Ahora recibe casi la misma cantidad pagó originalmente, pero seguirá manteniendo 12,5% del paquete accionario. Los otros accionistas de Sodigas son la italiana Camuzzi (51%) y el grupo local Loma Negra (18,09%).

Sideco, el holding industrial del grupo argentino Socma, decidió darle participación a la norteamericana LG&E Energy Corp en su negocio de distribución de gas que comprende a la Distribuidora de Gas Cuyana y a la Distribuidora de Gas del Centro. Con esta acción, el grupo Macri busca captar fondos para desplazarlos hacia una apuesta ambiciosa: las privatizaciones brasileñas. LG&E Energy, desembolsará U$S 140 millones y pasará a contar con una participación de 45,5% en la Distribuidora de Gas del Centro y de 14,4% en Cuyana.La firma norteamericana -que opera en 14 estados del país del Norte y se especializa en distribución de gas y electricidad- es una vieja conocida del grupo Macri, ya que ambas compañías son socias en la Central Térmica de San Miguel de Tucumán.

* 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 posteriormente el gobierno argentino dispuso la venta de su porción accionaria en la petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), en la que controlaba directamente un 20% luego de su privatización, así como administra un 10% adicional que corresponde al programa de propiedad participada y un 5% está en manos de los gobiernos provinciales. El gobierno esperaba obtener U$S 1.000 millones por la venta.

YPF, a partir de su privatización, tuvo una gran expansión internacional. YPF prevé invertir U$S 150 millones en Bolivia, Chile, Perú y Venezuela durante los próximos tres años, de ellos U$S 50 millones en Perú. Estos últimos se orientan a la integración de una empresa petrolera peruana que cubre las actividades de exploración, producción, refinería y comercialización de combustibles. YPF estudia la estrategia de participación en el proceso de privatización de Petroperú mientras se define la fecha y modalidad de venta de la compañía estatal.

La petrolera argentina privatizada 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$S 800 millones, formó una joint venture con la gigantesca Amoco, para explotar áreas ricas en gas en los Estados Unidos. Esta asociación estratégica entra en vigor al inicio del 1997. Amoco controla el 8% del mercado norteamericano de combustibles. Al inicio de este año, un consorcio formado por Maxus, Amoco y British Petroleum obtuvo la concesión para la explotación de un campo petrolífero en Venezuela. YPF, la mayor empresa de Argentina contabilizó un total aproximado de U$S 5 mil millones en ventas el año 1995, tras acumular U$S 4,4 mil millones en 1994. También es la mayor exportadora del país, con una suma anual de U$S 1,5 mil millones.

* Electricidad

LEYES Y DECRETOS QUE SE FUERON DICTANDO PARA RESPALDAR LAS PRIVATIZACIONES

- LEY 23696/89: Reforma del Estado (Privatización global del Estado - PPP "Programa de Propiedad

Participada).

- Decreto 634/91: Fija los plazos para la reforma y marca los lineamientos básicos (Sector Eléctrico).

- LEY 24065/92. Marco Regulatorio Eléctrico: (Regulación total del sector y declara sujeto a

privatización a las Empresas Eléctricas. - Organiza el sector (Generación - Transporte - Distribución - Grandes Usuarios). - Marca reglas de juego a cada uno. - Crea el Ente Regulador. - Define los principios tarifarios del Sector. - Etc.

- Resoluciones 61/92 y 137/92: Regulan la operación del sistema fijando pautas dentro del Mercado Eléctrico Mayorista.

Para cada unidad de negocio que se privatiza, se dicta un Decreto.

TRANSFORMACION Y PRIVATIZACION DEL SECTOR ELECTRICO

a. D.U.C. (Despacho Unificado de Carga)

Se transformó en la "COMPAÑIA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA - CAMMESA" y en setiembre de 1992 comenzó sus funciones.

Esta administradora está compuesta en partes iguales (20%) por cinco socios:

1. El Estado

2. Los generadores

3. Los distribuidores

4. Los Grandes Usuarios

5. Los transportistas

La CAMMESA es una entidad sin fines de lucro, por lo tanto no entra en el Programa de Propiedad Participada (PPP), es la encargada de la coordinación, operación técnica y administración del mercado mayorista. Es también la responsable del ordenamiento de la oferta del sistema eléctrico para satisfacer la demanda al precio más bajo posible.

Junto con esta función técnica, tiene otra "comercial-bancaria" de significativa importancia: paga la energía que entregan los generadores y cobra la energía que llevan los distribuidores. Para cumplir con esta tarea - que representa un movimiento anual de transacciones cercano a los 2.000 millones de dólares -, la CAMMESA recibió amplias atribuciones y facultades que le permiten actuar en forma inmediata contra los morosos.

b. S.I.N. (Sistema Interconectado Nacional):

Se transformó en el SADI (Sistema Argentino de Interconexión) y se crearon distintas unidades de negocios. La nueva estructura impuesta de acuerdo con la Ley de Electricidad, dividió a los participantes de la industria eléctrica de acuerdo con las funciones de generación, transporte o distribución y reconoció una categoría de grandes consumidores:

n Generación: incluye el volumen de energía eléctrica proveniente de las centrales;

n Transporte, organizado sobre una base regulada como consecuencia del monopolio natural que implica el transporte de la producción de energía en volúmenes. Transener es la compañía de transporte más importante.

n Distribución, que comprende el traspaso de la electricidad desde los puntos de suministro de las compañías transportadoras hasta los consumidores: Edenor, Edelap y Edesur.

n Grandes consumidores, que incluye los de más de 1 Kw de potencia, quienes contratan por lo menos el 50% de su consumo de energía directamente con las generadoras.

Transmisión:

Se crea y privatiza TRANSENER (Compañía de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión). Posee líneas de transmisión de Alta Tensión que pertenecían a Hidronor y a AyEE: 6780 Km de 500 Kv, 580 Km 220 KV y 27 estaciones transformadoras.

Las restantes líneas de 220 Kv y las de 132 Kv, se las dividió en 5 (cinco) empresas de acuerdo a su ubicación geográfica. A estas unidades de negocio se las define como "Distribución Troncal".

1. TRANSNOA (NorOeste Argentino) - privatizada

2. TRANSNEA (NorEste Argentino) - se vendió el 60% de su capital social

3. Cuyo *

4. Litoral *

5. TRANSPA (Patagonia)

(*) Todavía no fueron licitadas

La italiana Camuzzi y Aluar -empresa local de aluminio- se adjudicaron el 51% de las líneas de transmisión entre Futaleufú, Puerto Madryn, Comodoro Rivadavia y Trelew. Un 39% se repartió entre las provincias de Chubut y Santa Cruz y el 10% pasó a los ex-empleados de Agua y Energía Eléctrica por el sistema de propiedad participada.

Generación: Ya se han privatizado la mayoría de las centrales.

c. C.T.M.S.G. (Comisión Técnica Mixta Salto Grande): Al ser un ente binacional, no está prevista ninguna modificación.

d.1 AyEE (AGUA Y ENERGIA ELECTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO): A la fecha se ha privatizado en aproximadamente un 70% a través de distintas unidades de negocios.

d.2 HIDRONOR (HIDROELECTRICA NORPATAGONIA): La parte de generación de esta empresa, estaba conformada por 5 (cinco) centrales: 3 (tres) en funcionamiento y 2 (dos) en construcción. A la fecha se han privatizado las 3 centrales en funcionamiento.

d.3 SEGBA (SERVICIOS ELECTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES): Esta empresa ya ha sido privatizada el 100%. Para ello se la dividió en 7 (siete) unidades de negocios: 5 (cinco) de generación y 2 (dos) de distribución y comercialización.

d.4 CNEA (COMISION NACIONAL DE ENERGIA ATOMICA) El Congreso aprobó la venta de las centrales nucleoeléctricas (dos usinas en marcha y la tercera en construcción se venderán en bloque). Queda en manos del Estado, a través de la CNEA y la Autoridad Regulatoria Atómica, las funciones de investigación, desarrollo y fiscalización.

e. Empresas y Direcciones Provinciales. Su proceso de privatización comenzó más recientemente.

Entre las numerosas privatizaciones realizadas se pueden señalar:

* La Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza se adjudicó el 90% de 3 Centrales Térmicas del Litoral -Calchines, Santa Fé Oeste y Paraná, con una potencia conjunta de 94 MW-.

* La empresa estatal uruguaya de electricidad UTE adquirió el 5% de la compañía generadora Central Neuquén, una subsidiaria de Central Puerto. UTE ha comprado acciones de empresas del sector eléctrico argentino por unos U$S 18 millones. UTE tiene participaciones minoritarias en los paquetes accionarios de la central térmica de Loma de la Lata (provincia de Neuquén), en la central Piedra del Aguila (Córdoba), en una represa también neuquina y en la Central Ameghino (Chubut).

* La compañía argentina de aluminio Aluar -perteneciente al grupo local Madanes- obtuvo la adjudicación de la central hidroeléctrica de Futaleufú, por la que pagó U$S 225,6 millones además de asumir sus pasivos por U$S 23,3 millones. Aluar adquiere desde hace años casi el total de los 2.600 gigavatios/hora de electricidad generados por la central. Aluar confió la operación de la central a Electrowat Ingenieros Consultores S.A.

* El grupo brasileño Inepar, originario de Curitiba, se asoció con la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (FATLYF) para crear una empresa que administrará cuatro usinas termoeléctricas en las provincias de Córdoba y Tucumán. Inepar, que detentará el 49% del capital, transferirá know how en materia de generación y distribución de energía y proveerá un aval por U$S 25 millones para garantizar que la nueva sociedad suministrará energía a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba. Las inversiones, que serán compartidas por ambos socios, alcanzarán a U$S 120 millones en Tucumán y U$S 21 millones en Córdoba. Esta asociación fue posibilitada por una autorización del gobierno argentino para que los sindicatos participen del proceso de privatizaciones. Inepar, por su parte, como líder de un consorcio de empresas que integran Furnas Centrais Elétricas S.A., Ansaldo S.A. y Landis & Gry, fue precalificada en todos los ítems en una licitación de Cammesa- Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.

* El consejo de ministros español aprobó la adquisición por parte de la Empresa Nacional de Electricidad (Endesa) de una participación mayoritaria en la sociedad argentina Central Dock Sud, informaron fuentes oficiales. En virtud de este acuerdo, Endesa y la sociedad petrolera argentina Astra -controlada por la española Repsol- han adquirido el 90% de Dock Sud por U$S 1,3 millones de dólares y asumen una deuda de U$S 13 millones. El 10% restante del capital quedará en manos de los trabajadores. Los proyectos de los nuevos propietarios son ambiciosos: ya prometieron invertir U$S 330 millones en los próximos cuatro años. El desembolso tendrá como destino la demolición de las actuales instalaciones de Dock Sud y la posterior construcción de una central de ciclo combinado.

* También fueron transferidas al sector privado: 59% de las acciones de Hidrotérmica San Juan, Hidroeléctrica Ameghino, Central Hidroeléctrica Diamante (59% del capital), Centrales Térmicas Mendoza (51%), Hidroeléctrica Río Hondo (98%), y otras.

En distribución se produjeron, entre otras, las siguientes privatizaciones.

* El grupo español eléctrico Unión Fenosa 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 participará en el capital de la empresa privatizada y a la vez será su operador -como ya lo es en la compañía eléctrica de la provincia de San Luis-.

* El grupo español Endesa Desarrollo adquirió un 20% adicional del paquete accionario de la empresa argentina Edenor de distribución de energía eléctrica. Dicho grupo, por medio de EASA, ya era accionista de la firma argentina. El Estado obtuvo U$S 156 millones por esta privatización.

* El consorcio liderado por The Exxel Group e integrado por Electric International Holding (entre ambos el 80%) y Unión Fenosa de España (20%), resultó adjudicado en la venta de la empresa de electricidad de Salta, aunque no presentó la mayor oferta -ofreció U$S 45 millones-. La eléctrica salteña, que fue dividida en dos nuevas empresas -Edesa-Empresa Distribuidora de Electricidad y Esedsa-Empresa de Sistemas Eléctricos Dispersos-, es la tercera distribuidora provincial que suma The Exxel Group, después de quedarse con las de San Luis y La Rioja. Este grupo factura U$S 600 millones, de los cuales U$S 180 millones en el negocio eléctrico. La compañía eléctrica provincial salteña -Empresa Distribuidora de Electricidad (EDESA) - fue adjudicada a la Compañía Eléctrica Salta, un holding integrado por la International Electric Holding (EEUU), Unión Fenosa Desarrollo (ESPAÑA) y el grupo argentino Acción Exterior, que pagó 45 millones de dólares. El grupo ganador se hará cargo del 60% de las acciones de EDESA. 30% queda para la provincia y el 10 % restante para los empleados (a través del programa de propiedad participada). También controlará 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.

* El consorcio Sodielec, compuesto en su mayoría por capitales chilenos, se adjudicó la compra del 90% de las acciones de Energía Río Negro Sociedad Anónima (ERSA), con una oferta de U$S 97,8 millones. ERSA distribuye la energía eléctrica en la provincia argentina de Río Negro, exceptuando las localidades de Bariloche y Río Colorado. En total atiende 123.000 usuarios y factura U$S 63 millones al año. Sodielec está integrada en un 50% por Sociedad Austral de Electricidad (SAESA) de Chile, en un 30% por Camuzzi Argentina de origen italiano, en un 10% por Compañía Argentina de Cemento Portland del grupo Fortabat y en un 10% por el Citicorp Equity Investment de origen norteamericano.

* El Consorcio Electrigal se adjudicó el 51% de las acciones de Distrocuyo.

PRINCIPALES EMPRESAS Y GRUPOS QUE PARTICIPAN EN LAS PRIVATIZACIONES DEL SECTOR ELECTRICO EN ARGENTINA

Souther Electric Comp. (EEUU)

Resouce Developments Consul.

Endesa Sa (Chile)

CMS Energy Company (EEUU)

Chilgener SA (Chile)

Transalta Energy (Canadá)

RWE Energie (Alemania)

Endesa (España)

Dominum Energy Co. (EEUU)

Louis Dreyfus (EEUU)

Electricite de France (Francia)

Chilectra Vo. Región (Chile)

Emp. Nac. Eléctrica (España)

Circuitos Chilenos de Distribución (Chile)

Distribuidora Chilectra Metropolitana (Chile)

PSI Energy (EEUU)

Houston Inc. (EEUU)

Iberdrola (España)

Powerfin (Belga)

Emp. Nac. Hidroeléctrica de Ribagoranza (España)

Societe do Amanagement Urbain et Rural

Exxel Group SA

The Arg. Priv. Equity ILP

Unión Fenosa (España)

National Grid Company (Inglaterra)

AES Inc. (EEUU)

Camuzzi (Italia)

PRIVATIZACIONES PENDIENTES: ESEBA ES EL GRAN ATRACTIVO

Entre las privatizaciones pendientes en la Argentina, la más importante es la de Eseba -Empresa Social de Energía de Buenos Aires.

Eseba se venderá dividida en tres compañías de distribución, dos de generación y una de transmisión, y cada empresa puede ofertar por el control de una o todas las unidades que correspondan a su segmento, pero está restringida a una participación minoritaria si también pretende acceder a alguno de los otros dos.

Si bien los técnicos provinciales estimaron que el precio de venta de Eseba alcanzará los 1.000 millones de dólares -de los cuales la mitad corresponderá a la distribución-, el valor de referencia no ha sido difundido. Se vende el 90% de las acciones de las empresas generadoras y distribuidoras. El 10% restante quedará para los trabajadores. El método de adjudicación del 90% de las acciones de Eseba que están a la venta se define por el monto de la oferta económica. Para principios de mayo de 1997 estarían adjudicadas y entregadas las empresas de distribución y generación y para principios de agosto la de transporte de energía.

No todo el plantel actual de Eseba (4.500 agentes) pasará a las empresas. Los futuros operadores tomarán solo la cantidad de trabajadores que necesitan; los que resulten sobrantes podrán optar por retiro voluntario, jubilación anticipada, microemprendimientos o traslados a otra dependencia pública, según voceros oficiales.

El Comité Privatizador de ESEBA precalificó a catorce de los dieciséis consorcios interesados en hacerse cargo de las áreas de Generación y Distribución de la firma energética, cuya capacidad operativa abarca más de 300.000 kilómetros cuadrados de territorio bonaerense. Doce de los grupos precalificados competirán por el área de distribución de Eseba, mientras que los dos restantes se encuentran interesados en el sector de Generación.

Resta aún la presentación de antecedentes técnicos y económicos, prevista para el 30 de junio próximo, para el sector Transporte, el tercero en que fue dividida la empresa.

Para el área de Distribución, los consorcios precalificados fueron Intrel (Houston Argentina y Techint), Sociedad Inversora en Distribución de Electricidad (Vittorio Gualtieri), Edenor, Electro Andes, Chilquinta Energía (Chile), Enersis (Chile), AESEBA (Estados Unidos), Inversora de Distribución Eléctrica (José Cartellone), Compañía Inversora Buenos Aires (la española Iberdrola), Inversora eléctrica de Buenos Aires (Camuzzi, Loma Negra y United Utilities), Edesur, Electro Andes II, AES Development of Argentina (Estados Unidos).

Eseba le reportará al gobierno bonaerense, por su privatización, U$S 970 millones. Inversora Eléctrica Buenos Aires- Camuzzi, Loma Negra y United Utilities- resultó preadjudicataria de la zona Atlántica, al ofertar U$S 404 millones. La estadounidense Aeseba- CEA Operating Argentina- ganó las zonas Norte y Sur, ofertando U$S 565 millones. El Poder Ejecutivo bonaerense deberá ratificar a estas empresas, lo que se da por hecho porque las ofertas superan en unos U$S 70 millones las previsiones.

De acuerdo a los planes del gobierno provincial, falta privatizar la red de generación de energía, que incluye a la central Piedrabuena. El cronograma de la licitación de Eseba continuará cuando se conozcan las ofertas que presentarán los grupos Sodigem (Camuzzi Argentina ) y Central Costanera. La privatización incluye 90% de las acciones de las unidades de negocios de generación y distribución, ya que 10% restante quedará en manos de los empleados.

LA CENTRAL PIEDRA BUENA Y YACYRETA EN LA MIRA DE AES

La Central Térmica de San Nicolás es en la actualidad una empresa considerada como un símbolo en el proceso de modernización del sector eléctrico. Es la central termoeléctrica de bajo costo variable de producción de energía eléctrica del país, con la posibilidad de consumir combustibles alternativos como gas natural, fuel oil o carbón. Opera actualmente en la franja del 98 por ciento de disponibilidad de una potencia instalada de 650 MW, con 151 empleados incluido su directorio. Antes de su privatización, hace tres años, contaba con una dotación de 597 empleados y 300 contratistas, y solo operaba al 22 por ciento de su capacidad.

La experiencia mundial de la norteramericana AES sumada a las inversiones realizadas en la recuperación de maquinarias y una profunda reformulación en las relaciones laborales hizo posible el cambio. The ADES Corporation de los Estados Unidos es la misma empresa que participó con éxito en la privatización de Light de Río de Janeiro. Brasil, con una inversión de US$ 400 millones de los US$ 2.400 millones pagados por ella. En mayo de 1993, con la participación minoritaria de Community Energy Alternatives Inc., también de los Estados Unidos, AES compró el 90 por ciento de la Central Térmica San Nicolás (CTSN).El ingeniero Eduardo Mendl, vicepresidente de AES en Buenos Aires, muestra los resultados de la estrategia en la región y coloca entre las prioridades futuras de inversiones de la empresa la privatización de la Central Hidroeléctrica Binacional Yacyretá, la privatización de la empresa de energía eléctrica ESEBA y las instalaciones de un nuevo ciclo combinado de 750 MW de última generación. En ESEBA el interés de AES se concentra en la Central Térmica Comandante Piedra Buena, de Bahía Blanca.

Yacyretá, en cambio, es el megaemprendimiento hidroeléctrico de la Argentina, que operará con 20 turbinas, una potencia instalada de 3.000 MW anuales, una vez alcanzadas las cotas de embalse previstas en su construcción.

VENTA DE CENTRALES NUCEOELÉCTRICAS

La ley dispone la privatización de tres centrales nucleares, dos de ellas en actividad, Embalse y Atucha I, y una tercera en construcción, Atucha II. Con la venta el gobierno espera recaudar 250 millones de dólares. Las tres centrales serán vendidas en un solo bloque, como una unidad productiva indivisible, y el Estado se reservará hasta 20% del capital y una acción como mínimo de Nucleoeléctrica S.A. (NASA), la sociedad estatal dueña de las centrales y ahora sujeta a privatización.

El comprador de las centrales nucleoeléctricas deberá hacerse cargo de la terminación de Atucha II en un plazo no mayor de seis años a partir de la sanción de la ley, a un costo estimado en 650 millones de dólares. También estará obligado a contratar el agua pesada necesaria para el funcionamiento de las usinas con la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP).

Asimismo, el licenciatario de las centrales nucleoeléctricas deberá utilizar combustible nuclear "procedente o elaborado de minerales radiactivos de yacimientos ubicados en el país".

El ciclo de combustible -en gran medida ya privatizado durante la gestión radical y la actual, salvo en lo referente a la extracción y procesamiento primario del uranio- también fue declarado sujeto a privatización, lo mismo que la producción de radioisótopos y aplicación de radiaciones que desarrolla la CNEA.

¿PRIVATIZACIÓN DE LAS REPRESAS BINACIONALES?

El Senado de Argentina aprobó la concesión a privados en la explotación de la energía generada por la represa binacional de Salto Grande, uruguayo-argentina, así como de la parte que le corresponde en el mantenimiento y la operación de la obra. Esta resolución argentina, que para ser puesta en práctica debe ser ratificada por la Cámara Baja del Congreso, implica el retiro del Estado argentino de la comercialización de la energía, pero no de la propiedad ni de la administración conjunta de la represa.

La intención del gobierno argentino es privatizar, además, la binacional Yaciretá, argentino-paraguaya.

La dificultad para lograr que el parlamento argentino y paraguayo aprueben el protocolo firmado por los presidentes C. Menem y J.C. Wasmosy (el 23 de noviembre de 1995) para privatizar Yacyretá llevó al gobierno argentino a explorar otra estrategia. Porque a pesar de este impedimento el Ejecutivo previó en el presupuesto de 1997 el ingreso de 800 millones de dólares por la venta de la represa.

El presidente argentino confirmó que el gobierno está decidido a privatizar el manejo de la central ("plan Dromi" -surge de la propuesta de Roberto Dromi ex-ministro y especialista en derecho administrativo). Para no pasar por el Congreso de la Nación la idea es no vender directamente la represa sino licitar su concesión, pero manteniendo la propiedad de la obra. No privatizaría la represa sino la administración de la generación de la energía por 20 ó 25 años. Menem afirma que "es la única solución posible ya que de lo contrario quizás en alguna etapa se tenga que paralizar la obra porque ya no contamos con los recursos para seguir poniendo en esa monumental represa".

Técnicos del sector eléctrico de Paraguay expresaron que el "plan Dromi", que pretende la tercerización del servicio de Yacyretá, es posible pero no conveniente al país, por lo que debe ser rechazado. Dicho plan dejará sin efecto el protocolo técnico y financiero de la concesión de Yacyretá al sector privado (del 23/11/95). Advierten que eso dejará a la entidad binacional en la misma situación de iliquidez en que se encuentra, ya que sin la concesión en los términos negociados en el protocolo, Argentina no asumirá el pasivo de U$S 8.500 millones (generado a raíz de los atrasos de la obra). El canciller paraguayo agregó que el protocolo se encuentra a consideración por ambos congresos ya que en diciembre/96 se prorrogaron los plazos para proseguir con el debate parlamentario.

La represa cuando esté terminada, en 1998, generará un 40% de la actual oferta eléctrica, facturará 554 millones de dólares por año y, según las versiones oficiales, permitirá abaratar la tarifa doméstica en un 15%.

PARAGUAY

El Congreso sancionó una ley (que modifica la ley N° 126/91) que establece un régimen de privatización de empresas del Estado y reglamenta el artículo 111 de la Constitución Nacional. En ella autoriza al Poder Ejecutivo a transferir, total o parcialmente, al sector privado las entidades públicas productoras de bienes o servicios, en adelante "Empresas del Estado Sujetas a Privatización", y las acciones de las empresas en las que el Estado sea titular o tenga participación. La Ley determinará, en cada caso, cuales serán las "Empresas del Estado sujetas a Privatización".

En todos los casos de "Empresas del Estado Sujetas a Privatización" que presten servicios al público de provisión de agua, energía eléctrica y comunicaciones, previamente a su transferencia o concesión al sector privado se sancionará una Ley de la Nación que determine el marco regulador y tarifario al cual se ajustará el servicio respectivo.

El Estado podrá tener una participación accionaria en las empresas privatizadas. Se le otorgará preferencia al capital nacional en caso de igualdad en las ofertas.

Se declaran "Empresas del Estado Sujetas a Privatización" las siguientes:

a) ADMINISTRACION PARAGUAYA DE ALCOHOLES (APAL), actualmente CAÑAS PARAGUAYAS S.A.

(CAPASA);

b) FLOTA MERCANTE DEL ESTADO (FLOMERES), actualmente FLOTA MERCANTE DEL PARAGUAY S.A. (FLOMEPARSA);

c) LINEAS AREAS PARAGUAYAS (LAP), actualmente LINEAS AEREAS PARAGUAYAS SA (LAPSA);

d) FERROCARRIL CENTRAL "CARLOS ANTONIO LOPEZ";

e) ACEROS PARAGUAYOS SA (ACEPAR);

f) FERTIPAR; y,

g) SILOS DEL MINISTERIO DE AGRICULTURA Y GANADERIA.

La Cámara de Senadores dio en abril de 1994 media sanción al proyecto de ley que declara no privatizable a las empresas estatales Ande (electricidad), Antelco, Corposana, INC e IPS.

Los fundamentos a favor del proyecto de ley se basan en la necesidad de que el Estado siga manteniendo estas empresas por ser consideradas estratégicas, sobre todo en cuanto al alcance social de las mismas.

Por su parte, la multinacional Shell 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 industrial fue construida en dos años junto al puerto Villa Elisa, en las afueras de la capital, gracias a una inversión de U$S 4,5 millones. En la fábrica, que generará 160 empleos directos y tendrá una capacidad inicial de almacenaje de 360 toneladas, podrán ser reparadas cerca de 1.500 garrafas por turno de 8 horas. Construida por la Compañía CTA de Brasil, 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, ubicada en la ciudad de Lambaré, también en el Gran Asunción.

BOLIVIA

* Electricidad

Mediante un proyecto de capitalización de empresas estatales el Estado pretende entregar ENDE (electricidad) distribuida en las siguientes proporciones:

49% a capitales privados

51% debe permanecer en manos del Estado.

Este proyecto fue promulgado a través de un Decreto Supremo.

Los sindicatos de Bolivia rechazan la privatización de las empresas eléctricas por considerar que constituyen un atentado a la soberanía y al patrimonio nacional.

* Petróleo y Gas

A efectos de su privatización, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos fue dividida en tres 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, dejó en el camino a Nova Gas de Canadá y se alzó con la unidad de transporte.

El consorcio de capitales argentinos y bolivianos que se hará cargo de una de las cuatro unidades en que se dividió a la compañía estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia quedó formalmente constituído en abril de 1997.

El capital de la sociedad, que lleva el nombre de Empresa Petrolera Andina, 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%.

Los Yacimientos de Andina producen aproximadamente 10.000 barriles diarios de petróleo y representan un tercio de la producción boliviana. Además, extraen tres millones de metros cúbicos diarios de gas, un 25% del total.

Uno de los emprendimientos más importantes de Bolivia es el gasoducto que le permitirá exportar gas natural al Brasil, el que fue encomendado a firmas privadas.

Un megaconsorcio formado por empresas de cuatro países de América Latina ganó la licitación internacional abierta por la estatal Petróleos Brasileños (Petrobrás) para el transporte de 544.000 toneladas de tubos que serán utilizados en la construcción del gasoducto Brasil-Bolivia. El valor del contrato es de U$S 79 millones. El grupo vencedor está formado por las empresa Transpesca Della Volpe (brasileña, especializada en logística internacional y transporte multimodal de cargas pesadas y superpesadas), Interbol (boliviana, especializada en transporte internacional de cargas por ruta), Bolinter (boliviana, constructora de ductos y gasoductos), Roman (argentina, del sector de transporte y de montaje de cargas pesadas y superpesadas y en operaciones portuarias), Loginter (argentina, especializada en logística, transporte ferroviario y operaciones portuarias), Del Bene (argentina, especialista en transporte marítimo y fluvial), y Rodolfo Riego Gauto (paraguaya, también dedicada a la navegación fluvial). De acuerdo con el contrato, el consorcio deberá trabajar junto con las empresas Confab y Marubeni -ambas fabricantes de tubos- en el transporte del material desde el puerto argentino de San Nicolás hasta áreas de almacenaje de Campinas (estado brasileño de San Pablo), Aguas Claras (Mato Grosso), Araucaria (Paraná) e Imbutiva (Santa Catarina), del lado brasileño, y hasta Puerto Suárez y Pailón, del lado boliviano.

La compañía brasileña Braspetro, subsidiaria de la estatal brasileña Petrobrás, para sus operaciones en el exterior, concreta millonarias inversiones en Bolivia a partir de 1996. Braspetro iniciará en Bolivia estudios de viabilidad para la exploración de gas en una zona cercana a la frontera con Argentina, según un acuerdo negociado entre la empresa brasileña y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

EL SALVADOR

El proceso de reestructuración del sector eléctrico salvadoreño, entre otros aspectos, comprende:

a) Liberación de las tarifas eléctricas.

b) Disolución, fusión y creación de nuevas empresas eléctricas.

c) Creación de nuevos organismos para la conducción política y técnica del sector.

d) Reestructuración del marco constitucional, legal y regulatorio (Creando las leyes y reglamentos de los organismos referido en el inciso anterior)

e) Descentralizar la participación del gobierno en este tipo de empresas etc. potenciando al máximo la participación privada.

f) De lo anterior se desprende un punto vital que comprende la reestructuración y lo cual generará grandes controversias. Según los sindicatos la reestructuración pretende "Sustituir la función social del servicio por la fuerza demoledora e inhumana del mercado".

Es así que el Gobierno pretenden privatizar en dos etapas:

1a. ETAPA:

Etapa que contempla las acciones necesarias para facilitar al Gobierno la privatización de las actuales Compañías de distribución eléctrica las acciones más significativas son:

1. La aprobación de un Decreto a petición del Poder Ejecutivo, con lo cual se creará una Ley Transitoria para que la Empresa Estatal -CEL- que es la actual propietaria de las acciones de las Compañías Distribuidoras, pueda venderlas al sector privado.

2. Disolución de las actuales Empresas y la creación de nuevas con sus correspondiente personal.

3. Inventario y revalorización de activos.

4. Adjudicación de nuevas concesiones, para la distribución eléctrica.

5. Constitución del Consejo Nacional de Energía (CNE).

6. Constitución del Organismo Regulador (OR)

7. Negociación con Sindicatos.

8. Supuesta venta de acciones a los trabajadores (proponen un 20%).

9. La creación de las leyes y reglamentos respectivos para los nuevos organismos (CNE y OR).

2a. ETAPA

En esta etapa prácticamente se da el proceso en sí de la venta de activos de las Empresas ya estructuradas. Aquí es importante mencionar que siendo la primera etapa la restauración de las antiguas empresas distribuidoras y la creación de nuevos organismos sectores de la política energética en el país, solo queda la venta de las acciones en la forma que las consultoras sugieren lo cual específicamente en:

* Venta pública de acciones (20%).

* Venta privada de acciones (60%).

La justificación para la privatización del sector de distribución que guían las actividades del USAID y el Banco Mundial es económica. El Plan de Trabajo de este estudio lista los siguientes beneficios que se esperan de la privatización:

1. Reducción de los requerimientos en las inversiones del sector público y reducción de la deuda nacional y de la inflación resultante.

2. Aumento de la eficiencia en la gestión, y un mejoramiento en el rendimiento financiero y económico de las empresas.

3. Mejoramiento en la calidad de servicio.

4. Reducción en los costos globales del servicio.

Para llevar a cabo la reestructuración se han tomado como puntos básicos de la misma los siguientes:

a. Zonas de distribución continuas.

b. Mejora de los resultados económicos globales mediante la utilización de economías de escala y aprovechamiento de la mayor capacidad de inversión de las nuevas empresas.

c. "Mix" de clientes equilibrado.

d. Volumen de facturación y expectativas de crecimiento suficientes para la atracción de inversores.

Partiendo de esta premisas se hicieron diversos escenarios resultando como más apropiado la creación de dos empresas distribuidoras formadas por las fusiones y segregaciones de las actuales distribuidoras.

La reestructuración que propone la Consultora Fenosa es la creación de dos empresas distribuidoras que se repartirían al país con áreas de distribución continuas:

i. Compañía Occidental de Distribución Eléctrica

Esta nueva compañía quedaría constituida por la fusión de las empresas de distribución CLESA, CLES, CLEA y la posible compra de la distribuidora MATEU por parte de la compañía emergente como consecuencia de la fusión de las tres compañías propiedad de CEL. A su vez CODE absorbería la distribución rural de las zonas 1, 2, 3 y 17 que en la actualidad están siendo servidas por DISCEL.

ii. Compañía del Este de Distribución Eléctrica (CEDE)

Esta nueva compañía quedaría constituida por lo que es CAESS distribución en San Salvador y los clientes de DESCEL de las zonas 6, 7, 8, 9, 10, 11, 14, 15 y 18 de la zona oriental. Se ha de contemplar la posibilidad de negociar la participación en el capital de la compañía DEUSEM para poder dar servicio a la totalidad de la zona con una sola empresa.

Con ello CEDE daría servicio de distribución eléctrica al núcleo de población más importante del país que es la ciudad de San Salvador y sus zonas periféricas.

PERÚ

* Electricidad

Para llevar a cabo el proceso de privatización se ha dividido la Empresa Electrolima en tres.

UEN Distribución Sur (EDELSUR)

UEN Generación (EDEGEL)

UEN Distribución Norte (EDELNOR)

El Sector de Trasmisión de Electrolima no entrará en el proceso de privatización sino que se unirá al a de ElectroPerú y quedará en manos del Estado.

PRINCIPALES EMPRESAS Y GRUPOS QUE PARTICIPAN EN LA PRIVATIZACION DE ELECTROLIMA

- ENDESA SA (Chile)

- CMS ENERGY COMPANY (EE.UU)

- CHILGENER SA (Chile)

- ENDESA (España)

- DOMINUN ENERGY CO. (EE.UU)

- ELECTRICITE DE FRANCE (Francia)

- EMPL NAC. ELECTRICA (España)

- DISTRIBUIDORA CHILECTRA METROPOLITANA (Chile)

- HOUNTON INC (EE.UU)

- UNION FENOSA (España)

- NATIONAL GRID COMPANY (Inglaterra)

- CHILQUINTA (Chile)

- MARUBENI (Japón)

- ONTARIO (Canadá)

Se declara de interés nacional la promoción de inversiones privadas en las Empresas Regionales de Servicio Público de Electricidad con el objeto de eliminar el monopolio estatal, así como el mejorar, ampliar y modernizar las instalaciones a su cargo. Se autoriza a ELECTROPERU S.A. para que proceda a la venta de su participación accionaria en las siguientes Empresas: Electro Sur 49%; Electro Sur Este 6.97%; Electro Oriente 8,02%; Electro Centro 54,75%; Electro Sur Medio 65,49%; Electro Norte Medio 58,50%; Sociedad Eléctrica del Sur Oeste 46,75%. Le permite a los trabajadores de dichas empresas adquirir con sus beneficios sociales y/u otros recursos, acciones de las referidas empresas.

La formación de las empresas:

- Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Norte SA

- Empresa de Distribución Eléctrica de Lima Sur SA.

responde a un criterio eléctrico, por el área de influencia de las subestaciones de alta y media tensión; así como al deseo de atender y estar más cerca de los clientes. Estas son autónomas e independientes y competirán entre sí para brindar un mejor servicio a su respectivos clientes.

ELECTRONOROESTE SERIA PRIVATIZADA EN 1997.

Antes se venderá empresas de Arequipa, Cusco, Tacna e Ica Piura. Electronoroeste S.A, actualmente a cargo de la comercialización y distribución de la energía que se produce en Piura y Tumbes, será privatizada a fines de 1997, luego de la venta de las empresas eléctricas de Arequipa, Cusco, Tacna e Ica, precisó el presidente del directorio de dicha empresa, ingeniero Walter Péres.

Remarcó que para el efecto se ha creado un Comité de Privatización de las empresas eléctricas del país. A Electronoroeste le toca el turno en la tercera etapa del proceso, con Chiclayo. Estimó que la empresa de Piura estaría valorizada en 150 mil dólares.

Pérez indicó asimismo que la creciente demanda por parte del sector industrial en distintas provincias de la Región Grau sería cubierta el próximo año con la privatización de la planta de generación eléctrica de Talara, hoy en manos de Electro- Perú, la que ofrecerá 120 megavatios más de energía .

De esta planta térmica de Malacas, ubicada a 8 kilómetros de Talara, ENO S.A. recibirá la energía de la organización que tome la responsabilidad de la generación, pues su privatización se ha previsto para el primer trimestre del próximo año. Consideró que de acuerdo con la oferta y demanda, ENO S.A tomará la energía de quien ofrezca mejores condiciones.

Electronoroeste actualmente distribuye y comercializa la energía eléctrica entre 150 mil usuarios de la Región Grau. El directorio de la empresa realiza el saneamiento físico-legal, de recursos humanos, económicos y financieros, con una disminución considerable de las pérdidas e índices de morosidad. Estas acciones permitirán que la empresa tenga mayor rentabilidad, para interesar a los inversionistas que participen en la licitación internacional que se ejecute el próximo año. Manifestó que la compra de la empresa será rentable en la medida que se obtenga altos márgenes de costo-beneficio, lo cual sería más factible en empresas con experiencia en este negocio.

Pérez remarcó que la demanda industrial en Paita es cubierta con 6 a 8 megavatios en el Tablazo, faltando por otorgar unos 10 a 12 megavatios a los industriales de Tierra Colorada. La región Grau actualmente se abastece de energía eléctrica de la Central del Mantaro y de las plantas de generación térmica de la región, lo que se complementaría con la de Talara.

ENO S.A tiene una facturación mensual de 7 millones de soles y en horas normales de consumo asume una demanda de 23 mil kilovatios (en hora punta 45 mil kilovatios). El 10% de la energía eléctrica que se distribuye en la región se pierde por las instalaciones clandestinas que ocasionan a la empresa pérdidas por 800 mil nuevos soles.

* Petróleo

El gobierno peruano decidió la privatización de Petroperú, mediante la venta de sus diversos activos.

Un consorcio formado por la española Repsol (35%), la argentina YPF (25%), la norteamericana Mobil Oil (15%) y capitales peruanos, se adjudicó la venta de la refinería La Pampilla, en lo que constituyó la primer operación fuerte de la privatización de Petroperú. El consorcio ganador, que será operado por Repsol, ofertó U$S 180,5 millones e invertirá U$S 50 millones en cinco años. La Pampilla refina 100.000 barriles de crudo por día, la mitad de la capacidad instalada en Perú. Los españoles ya tenían en Perú una red de estaciones de servicio.

Simultáneamente, se está procediendo a la concesión de áreas de exploración y explotación petrolera.

GUATEMALA

MODIFICACIONES O PROYECTOS DE MODIFICACIONES DE LAS EMPRESAS ELECTRICAS

A partir de 1990, los Gobiernos de Guatemala han tratado de implementar políticas que se basan esencialmente en seis puntos:

1. Desmonopolización

2. Descentralización

3. Papel Subsidiario del Estado

4. Creación de condiciones reales de Mercado Libre para la energía eléctrica.

5. Enfasis en la utilización de recursos naturales renovables -planteo más discursivo que real-.

6. Políticas de tarifas y subsidios.

En este sentido, existen algunos proyectos para modificar la estructura de INDE -Instituto Nacional de Electricidad- y su ley de creación, para permitir la participación libre de la iniciativa privada para la cogeneración de energía y la participación de las municipalidades de los diferentes Departamentos para lograr electrificar el País.

Así mismo, actualmente existe una "Comisión Multisectorial", que está recomendando la venta de acciones de EEGSA, y el concesionamiento de las áreas de servicio.

Sin embargo es necesario anotar, que por las necesidades del servicio y para cubrir la demanda, sobre la práctica EEGSA por su carácter de Sociedad Anónima, se ha visto en la necesidad de celebrar contratos con cogeneradores privados (Ingenios Azucareros y Enron Corporation).

En Guatemala, no ha existido una transformación legal de las instituciones del sub-sector eléctrico, pero por decisión de las autoridades de Gobierno y de las Instituciones, se han realizado, contratos con entidades internacionales y nacionales para coadyuvar en el renglón de la generación, por el incumplimiento del INDE, en la función encomendada para cubrir la demanda del país.

Sin embargo, existen planes a corto y largo plazo y dentro de las opciones, de las cuales ya están algunas en marcha, están:

- Propuesta para la apertura del sector eléctrico a la participación privada (nacional y extranjera), en la creación de nuevas fuentes de generación paralela. Lo que se oficializaría con un proyecto de ley, que modificará la creación del INDE.

- Se ha propuesto la reorganización del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), (conformado por INDE, EEGSA y las empresas municipales que distribuyen y generan energía eléctrica en el país), adoptando medidas y acciones de carácter institucional para capacitarlo, para ampliar la cobertura del servicio y mejorar su eficiencia global.

- Se ha propuesto el cambio en el Consejo Directivo del INDE, a efecto de eliminar la dependencia que tiene del Organismo Ejecutivo y evitar así la politización, corrupción y las directrices sin fundamento técnico del Instituto.

- La "Comisión Multisectorial" creada por el Gobierno para solucionar el problema energético, está proponiendo la venta de acciones de EEGSA, y el concesionamiento de las áreas en que ésta sirve. Esti, según opiniones sindicales, no es conveniente por no tener un valor real los activos, y porque la infraestructura y el servicio que presta EEGSA es funcional.

GRUPOS, EMPRESAS Y EMPRESARIOS INTERNACIONALES QUE ESTAN OPERANDO EN GUATEMALA

- ENRON CORPORATION:

Compañía transnacional, contratada para generar 110 MW, funcionando desde 1993, con un contrato oneroso y leonino para el país, por las condiciones estipuladas en el mismo.

- WARTSILA DIESEL:

Compañía transnacional, interesada en instalar 50 MW, y con un contrato cancelado por las actuales autoridades del INDE por contener las mismas condiciones del contrato de ENRON y otras estipulaciones negativas para el país.

- COGENERADORES

Conformados por el Sector agro-exportador nacional (Ingenios Azucareros), han generado durante los últimos dos años en condiciones aceptables en lo que al aspecto tarifario y técnico respecta, sin embargo por la oportunidad de ampliar su participación en la generación del País, están intentando obtener mayores ganancias.

PANAMÁ

Los intentos por privatizar la industria eléctrica en Panamá ha sido sometido a la consideración de la Asamblea Legislativa que promulgó una Ley Marco de Privatización (N° 16 de 14 de julio de 1992), en donde se excluía los servicios de Electricidad, Agua y Teléfonos siendo necesario la aprobación de una Ley especial para cada caso.

MÉXICO

El Gobierno mexicano ha continuado su política de abrir el sector de la generación eléctrica a la inversión privada y extranjera, sin por ello poner en cuestión la posición de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como empresa estatal de servicio público. Se calcula que se necesita una inversión de 11.000 millones de dólares en los próximos seis años para responder a la rápida y creciente demanda de energía. El país todavía padece la crisis económica de 1995 y no dispone de los fondos públicos para las inversiones necesarias.

En abril/96, la Secretaría de la Energía hizo una lista con las 21 centrales electroenergéticas que deben construirse para el año 2004. Hacia mediados de julio/96, se pidieron ofertas para construir centrales con un total de 1.600 MW de nueva capacidad. Continuarán a finales de 1996 y en 1997.

Los inversionistas extranjeros no se han puesto a fila porque la mayoría teme las tarifas de electricidad que se dice serán subsidiadas hasta en un 30%. Mientras elabora un nuevo sistema de precios la CFE probablemente negociará los precios de compra separadamente con cada productor de energía eléctrica independiente. El gobierno asegura que no hay planes para crear un mercado libre. Se pediría a todos los futuros productores privados que vendan su energía eléctrica a la CFE.

Parece que la mayoría de las nuevas centrales estarían alimentadas con gas natural. Así ocurre con la central de Salamayuca II de 700 MW que un consorcio encabezado por General Electric está construyendo para CFE. Lo mismo ocurre con las licencias concedidas en mayo/96 a las compañías mexicanas Pegi y Enerterk para construir centrales que produzcan energía eléctrica esencialmente para los consumidores industriales. El creciente interés en el gas puede explicarse parcialmente por la agresiva presión de las canadienses NOVA Corp. y TransCanada Pipelines, que durante años han tratado de formar sociedades conjuntas para la producción, distribución y generación de electricidad con el gas como combustible.

La sociedad conjunta estadounidense Amoco/Enron Soldar Power Development, Bechtel y algunas otras compañías están interesadas en promover el uso de las fuentes de energía renovables en las poblaciones que actualmente carecen de electricidad, cuyo número se calcula entre 70.000 y 140.000. La falta de electrificación y el precio de la electricidad son un aspecto importante en la multitud de conflictos surgidos en Chiapas y otros empobrecidos Estados sureños.

COLOMBIA

El gobierno de Colombia ha planificado vender siete centrales hidroeléctricas y termoeléctricas por un valor total de 1.500 a 2.000 millones de dólares. También un 55% de las acciones de la Empresa Energía del Pacífico (EPSA) se pondrían a la venta así como algunas compañías distribuidoras. EPSA fue visitada por inversionistas de Canadá, Chile, Japón, España y EE.UU.. Su precio de venta sería aproximadamente de 400 millones de dólares. Un 49% de las acciones de la EEB, que genera el 22% de la energía eléctrica del país, también se privatizará.

La suiza ABB y la estadounidense Energy Initiatives están construyendo un complejo electroenergético de 750 MW llamado Termobarranquilla. La central venderá toda la electricidad a una compañía regional CORELCA en base a un contrato por 20 años. La alemana Steag declaró que invertiría 200 millones de dólares en construir una central electroenergética con carbón con combustible.

VENEZUELA

* Electricidad

Venezuela ha tenido mucho cuidado a la hora de reestructurar su sector de la energía eléctrica. Cabe pensar que es muy posible que no se deba esencialmente a la sensatez del gobierno o a que no desee seguir a los demás países latinoamericanos, sino debido a la confusa situación en la que se encuentra la industria.

No hay ninguna legislación que rija el sector, y sin un marco regulatorio, pocos son los inversionistas que se interesarían. Las deudas de las empresas alcanzan los 600 millones de dólares y las tarifas de electricidad han aumentado un 28%, mientras la inflación llega al 73%. El sistema de distribución no está funcionando muy bien y el desperdicio es considerable. Esta es la razón por la que el gobierno decidió posponer las privatizaciones parciales que esperaba que alcanzaran los 400 millones de dólares en 1996.

La empresa estatal CADAFE necesitaría invertir 850 millones de dólares en los próximos tres años sólo para mantener la calidad del servicio. Electricidad de Caracas ha tenido que reducir a la mitad su programa de inversionse para 1996, pero sigue soñando con una expansión en el extranjero, por ejemplo, en Colombia, Perú o la República Dominicana.

Se prepararon programas de reestructuración con el Banco Mundial y el FMI. Las primeras privatizaciones estaban programadas para setiembre de 1996, con la venta de la compañía regional Enelbar. En marzo de 1997, se vendería otro complejo regional Enelven-Enelco.

* Petróleo

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.

El grupo argentino Pérez Companc se adjudicó el área San Carlos, la séptima licitada por Petróleos de Venezuela (PVDSA) dentro del proceso de apertura petrolera a los capitales privados. Pérez Companc ofreció 40% de participación del Estado en las ganancias. El área adjudicada tiene una superficie de 1.771 kmts. cuadrados, pudiendo contener reservas de hasta 405 millones de barriles y expectativas de producción de 95.000 barriles diarios. El grupo argentino, que ya trabaja en Venezuela con un contrato de reactivación de pozos en el campo Oritupano-Leona, en el este del país, invertirá U$S 30 millones en San Carlos. Otras áreas fueron adjudicadas a Mobil Oil, Elf Aquitaine, YPF/Maxus, Conoco, Enron y Amoco.

La compañía brasileña Braspetro, subsidiaria de la estatal brasileña Petrobrás, para sus operaciones en el exterior, concreta millonarias inversiones en Venezuela a partir de 1996. La subsidiaria de Petrobrás participará en un concurso para nuevas inversiones, para el cual se asoció con empresas de Europa, Asia y Sudamérica. Braspetro ya explota petróleo y gas en EEUU, Inglaterra, Angola, Argentina y Libia.

ECUADOR

En enero/96, el Congreso aprobó vender el 39% del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) a inversionistas privados, el 10% para los empleados y conservar el 51% para el Estado. La Ley del Sector de la Energía Eléctrica permitiría la participación privada en la generación y la transmisión de electricidad.

El principal problema que padece Ecuador es un déficit en la capacidad de generación, que obliga al racionamiento de la energía, cortes de corriente e importaciones de Colombia en 1995 debido a la sequía. Un complejo hidroeléctrico representa más del 60% de la capacidad del país.

URUGUAY

Uruguay ha conservado su compañía nacional de electricidad UTE (Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas) como propiedad estatal, en base a un referéndum realizado en 1992, que rechazó por abrumadora mayoría (72%) la Ley de Empresas Públicas de carácter privatizador.

Southern Electric de EE.UU. ha mostrado interés en ella, pero hasta ahora sólo para consultar su proyecto de modernización.

Sin embargo, desde la oposición política y sindical, se entiende que la Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico, a estudio del Parlamento -y prioridad número 1 para el Poder Ejecutivo- tiene un carácter privatizador, cuestionando el futuro de UTE como empresa -y como empresa estatal-.

EL CARIBE

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

Bahamas, que hasta 1995 figuraba como un paraíso sin privatización, parece tener su parte de cualquier manera. El gobierno anunción que la Bahamas Electricity Corporation sería privatizada a través de un proceso internacional de licitación. La estadounidense Southern Electric, que ya posee conjuntamente el otro abatecedor más importante del país, la Freetown Power Corporation, manifestó inmediatamente su interés.

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. La decisión final deberá tomarse en 1996 y nuevamente Southern Electric y Houston Industries se llevarían probablemente la oferta.

Trinidad y Tobago, vendieron 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.

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.

* Electricidad

El gobierno brasileño decidió poner a la venta U$S 3.000 millones de activos del sistema Electrobrás -holding del sector eléctrico del país. El paquete incluye más de veinte usinas hidroeléctricas y termoeléctricas. Las empresas eléctricas serán divididas por áreas de actuación (generación, transmisión y distribución de energía).

Entre las áreas que más precisan de inversión en Brasil sobresale el sector de energia eléctrica, dado el importante crecimiento de la demanda con el Plan Real, principalmente en el consumo doméstico, y la tendencia a mantenerse ese crecimento, lo cual puede provocar escasez en el abastecimiento principalmente en los estados de Río Grande do Sul, de Mato Grosso y Mato Grosso do Sul.

Esa tendencia puede significar una seria crisis en el abastecimiento, en un plazo de cinco años, si no fueran tomadas medidas de emergencia, que deben estar insertas en un contexto más amplio de planeamiento que considere la evolución futura del sector.

La capacitación técnica y el planeamiento que necesariamente debe orientar las inversiones en el sector eléctrico está plenamente disponible, en los cuadros de especialistas del más alto nivel que el País consiguió desarrollar, concentrados principalmente en Eletrobrás. Al lado de esa capacidad técnica, ya no existe la capacidad del Estado de invertir lo necesario en generación y distribución de energía, debiendo compartir con el capital privado parcelas significativas del mercado -según el pensamiento que se tornó dominante en el gobierno brasileño-.

Existe alguna resistencia a la concentración del control de la operación y de la trasmisión en manos de un único agente. 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 trasmisión en poder del Estado.

Los empresarios brasileños quieren impedir que las empresas en manos del Estado queden, tras su privatización, en poder de compañías extranjeras. Por eso, tres grandes grupos económicos de ese país decidieron unir fuerzas para disputar la privatización de las estatales del sector eléctrico y bloquear el ingreso de compañías chilenas y francesas a un sector estratégico.

El nuevo consorcio, que cuenta con un patrimonio líquido inicial de U$S 16.000 millones, participará en la mayoría de las subastas que el Gobierno realice para traspasar sus empresas eléctricas, además de presentarse en distintos concursos públicos que se abran para la concesión de servicios de generación, transmisión y distribución de energía.

La nueva compañía, VBC Energía, nucleará a los grupos Votorantim, uno de los mayores productores mundiales de cemento; Bradesco, el mayor banco privado de Brasil que reúne a varias empresas financieras; y Camargo Correa, una multinacional brasileña dedicada a la construcción civil, presente en casi toda Latinoamérica y con experiencia en la construcción de hidroeléctricas.

La conformación accionaria de VBC Energía será definida a fin de año (1996), pero se prevé que los tres gigantescos conglomerados participen en partes iguales en la nueva empresa y que, además de adquirir las estatales del sector, se dediquen a invertir en nuevos proyectos energéticos, principalmente en termoeléctricas.

Antonio Ermirio Morais, principal del grupo Votorantim, sin embargo, aclaró que la creación de la nueva empresa no pretende únicamente evitar que el sector eléctrico quede en manos extranjeras, sino también impedir que el país comience a sufrir un déficit energético. "Tenemos la obligación de organizarnos para que no nos falte energía", aseguró el empresario tras revelar que, como consecuencia del aumento del consumo a un ritmo de 5% al año, Brasil comenzará a sufrir un importante déficit de generación.

En 1996 se contabilizaba la existencia de 33 aprovechamientos hidroelétricos no iniciados aún, con 17.800 MW de potencia, cuyas concesiones fueron extintas y serán próximamente licitadas; estas centrales requerirán alrededor de 22.000 mill. de dólares de inversión. Son aprovechamientos de distinto tamaño que van desde apenas 16 MW (Anta - Furnas) hasta 2.200 MW (Santa Isabel - Eletronorte). Además de estas concesiones cuyas obras no fueron iniciadas, existe un conjunto de emprendimientos en diferentes etapas de ejecución, inclusive algunos paralizados o en ritmo lento de construcción. Este conjunto comprende 17 obras, totalizando 8.000 MW de potencia, con inversiones a realizar en el orden de 6.400 millones de dólares; el Gobierno definirá si se licitan nuevas concesiones para concluir y operar estas obras.

El nuevo ordenamiento legal procura crear condiciones de competitividad en el sector eléctrico por la participación de un número cada vez mayor de actores privados. Así, la figura del productor independiente de energía asume un papel transformador por las presiones legítimas que ejercerá sobre los actuales monopolios. Según los impulsores de la privatización, su contribución será tanto más importante cuanto mayor fuere la atracción ejercida sobre el sector de empresarios independientes, modernos y creativos que aporten no solamente recursos de inversión sino también nuevas tecnologías de gestión y prácticas comerciales innovadoras que mejoren la cultura empresarial del actual esquema estatal.

Estas desregulaciones, entienden, crean mejores condiciones institucionales para concretar las interconexiones con Argentina, creando así un mercado común de energía eléctrica.

Las más importantes privatizaciones que han tenido lugar en el sector de energía eléctrica brasileño han sido: las de Light y Escelsa.

* Light

En lo que se considera la mayor privatización en la historia del país, el gobierno de Brasil cedió el control de cerca del 60% del paquete accionario de la distribuidora eléctrica Light por U$S 2.216 millones. La empresa, que abastece el estado de Río de Janeiro, y facturó U$S 1.700 millones en 1995, ahora será administrada por un consorcio formado por Electricité de France (EDF), las norteamericanas AES y Houston Industries -56,73%-, el Banco Nacional para el Desarrollo Económico y Social (BNDES) -15,24%- y el grupo industrial brasileño Vicunha -12,09%-. El banco Multiplic y fondos de pensiones brasileños adquirieron pequeñas participacones. Las tres operadoras internacionales del grupo ganador tienen presencia también en Argentina. EDF participa en Edenor y en producción y transporte de energía en Mendoza. Houston Industrires posee una participación en la distribuidora eléctrica Edelap.

La empresa estatal Electrobrás sigue conservando casi un tercio de las acciones, los empleados tendrán el 10% y el banco BNDES el 9%. La administración y el control real están en las manos del consorcio a pesar de que sólo es un accionario minoritario.

A los siete meses de privatizada la empresa se comenzaron a visualizar los primeros resultados de su esfuerzo de reestructuración: un incremento en los márgenes de ganancias. Se espera que en 1997 estos márgenes se incrementen un 101.6% en relación al año anterior. Uno de los puntos relevantes a saber es que el acuerdo de concesión de la compañía es uno de los pocos en el Brasil que permiten un aumento anual en la tarifa.

* Escelsa

En julio de 1995 había sido vendida Escelsa en el Estado de Espiritu Santo.

El grupo brasileño Bozano-Simonsen asociado con una compañía de inversiones del grupo argentino Pérez Companc -que invirtió más de U$S 25 millones sobre un total de U$S 390 millones- junto a un consorcio inversor, se adjudicaron la primera gran subasta de una empresa eléctrica brasileña: Escelsa (del Estado de Espírito Santo). El grupo adjudicatario está integrado por los bancos brasileños IVEN (que integran, además de Bozano-Simonsen, los bancos Pactual, Icatú, Opportunity y Nacional) y once fondos de previsión social de empleados. Escelsa posee un patrimonio de U$S 780 millones y en 1994 facturó U$S 257 millones y obtuvo ganancias por U$S 35 millones.

Con estas dos privatizaciones fueron transferidas a la iniciativa privada todas las empresas de distribución que eran de propiedad del gobierno federal.

* Empresas estaduales

El control de la empresa de servicios de electricidad en Río de Janeiro Cerj fue adquirida por la chilena Chilectra a fines del 96. Queda pendiente en este Estado la privatización de la Cía. Estadual de Gas (CEG) para la cual estarían interesados en participar los accionistas de Light.

Para la privatización de Coelba, la empresa bahiana de la energía, se presentarán los chilenos de Chilectra y los accionistas de Light.

El gobierno planeaba privatizar la Usina Hidroeléctrica (UHE) de Funil. El comprador deberá desembolsar cerca de U$S 300 millones y se responsabilizarse por los proyectos existentes de expansión de la planta generadora.

Luego de privatizar las distribuidoras federales -Escelsa y Light- el gobierno se dirige a las demás distribuidoras estaduales, utilizando activamente el BNDES como instrumento de estímulo a los programas estaduales de privatización y de incentivo a la gestión privada de las concesionarias a ser privatizadas.

Aprovechándose de la caótica situación fiscal de los estados de la Federación -carentes de recursos para inversiones en otras áreas de su competencia- el BNDES creó el Programa de Estímulo a la Privatización Estadual (PEPE). Conteniendo recursos del Fondo de Amparo al Trabajador (FAT), a través del PEPE serán repasados empréstitos para los estados, que darán, como garantía, acciones de empresas estaduales de infraestructura que tuvieran la aprobación de su privatización por las respectivas asambleas legislativas.

Generalmente, las justificaciones que acompañaron los pedidos de autorización para la privatización dirigidas a los Legislativos estaduales se concentraron en la necesidad de recursos, especialmente para inversiones en áreas sociales y para atender a una creciente demanda por electrificación rural.

El gobierno del Estado de Minas Gerais confirmó la venta de 32.9% de las acciones de Cemig (una de las empresas públicas más rentables del país) en el primer semestre de 1997. El valor mínimo de la subasta se sitúa en unos U$S 1.100 millones.

El gobierno conservará un 51% de las acciones para garantizar la finalización de un programa de electrificación de 400 millones de dólares en las zonas rurales más pobres del Estado. Las acciones deberán ser adquiridas por una única firma, ya que no será permitida la formación de consorcios. El control de Cemig seguirá en poder del gobierno del Estado de Minas Gerais, pero el comprador del 32.9% de las acciones tendrá que comprometerse a favorecer su desarrollo tecnológico.

Las principales empresas interesadas en Cemig son extranjeras. Están precalificándose para la subasta a realizarse el 6 de mayo de 1997 las estadounidenses Southern Electric, Pacific Corporation y la Community Energy Alternatives Inc. (CEA); y los accionistas extranjeros controladores de Light -AES, Houston Power y Electricité de France (EDF)- están formando un consorcio para participar en dicha subasta.

Cemig y Southern Electric ya firmaron, en marzo 1996, una manifestación de interés para construir tres centrales electroenergéticas por un valor de 1.000 millones de dólares.

El Estado de Mato Grosso aprobó en mayo/96, un proyecto de 550 millones de dólares con la estadounidense Enron para construir una central electroenergética que funcionaría con gas combustible suministrado a través de un gasoducto procedente de Bolivia. Enron está negociando proyectos similares con Enersul en Campo Grande y en Sao Paulo.

* Empresas regionales

El gobierno brasileño se lanzó con todo a privatizar una parte significativa de sus empresas eléctricas provinciales, a tal punto que el Ministerio de Planeamiento calcula que este año deberán ser traspasados al sector privado activos por U$S 4.000 millones, mientras que, por el contrario, la venta de las generadoras federales de electricidad todavía se topa con una serie de dificultades.

El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) ya tiene un cronograma de venta de siete de esas empresas durante el transcurso de 1997 y principios de 1998, fijándose como meta la recuperación de buena parte de los U$S 1.650 millones liberados hasta ahora por los gobiernos provinciales en concepto de anticipación del presupuesto de desestatización.

Además del cronograma de siete firmas provinciales de energía eléctrica del BNDES -Coelba, Cosern, CEEE, Cemat, Enersul, Energipe y Celpa- la desestatización de otras tres compañías sigue encaminada. Ellas son Cerón (Rondonia), Cepisa (Piauí) y Ceal (Alagoas), que deberán ser federalizadas antes de su transferencia al sector privado.

La empresa de energía eléctrica Idaho Power Company, que posee 17 hidroeléctricas y cuatro termeléctricas en el estado de Idaho, en los Estados Unidos, abrirá una filial brasileña para implantar proyectos de generación combinada de energía solar y eólica en lugares aislados que son abastecidos por energía generada por termoeléctricas a gasoil. Idaho Power tiene un patrimonio de U$S 2.300 millones, una capacidad instalada de 3 mil Megawatts (MW) y facturó U$S 578 millones en 1996 al vender 13 millones de MW a 352 mil consumidores. Según el presidente de Idaho Power, Larry Crowley, la empresa posee tecnología de avanzada en sistemas de generación de energía renovable destinados a localidades alejadas de las redes de distribución.

Electrobrás, la compañía federal y cabeza de un grupo empresarial, junto con el banco BNDES y consultores extranjeros, con fondos del Banco Mundial, está desarrollando programas de "racionalización" -que significa un mayor recorte de mano de obra- para otras compañías de distribución que van a privatizarse. También se encuentran en la lista inmediata de la privatización varias centrales electroenergéticas individuales. No obstante, es probable que en este caso los progresos sean lentos debido a la falta de un marco legal y regulador, que ya ha ahuyentado a algunos inversionistas extranjeros potenciales.

Las privatizaciones en el Estado de San Pablo

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 para garantizar el desarrollo de un mercado competitivo global en el Estado.

Para los sistemas de distribución se prevé la constitución de una compañía, la cual será responsable para lograr el libre acceso de todos los agentes económicos interesados en el negocio de los servicios eléctricos. Esto es posible solamente por medio de una compañía neutral en la transmisión no interesada en la comercialización de la electricidad.

La expectativa es de que la privatización de las energéticas del Estado, Companhia Energética de Sâo Paulo (Cesp), Companhia Paulista de Força e Luz (CPFL) e Eletropaulo - Eletricidade de Sâo Paulo sea iniciada en mayo de 1997. Se estima que el patrimonio líquido de estas empresas es de U$S 23 billones.

El programa es coordinado por la Secretaría de Energía. Apunta a crear condiciones atractivas para la inversión privada en energía eléctrica y para restaurar la capacidad reguladora del Estado. El objetivo de esta propuesta de restauración es eliminar las estructuras verticales de las empresas nacionalizadas y crear unidades de negocios diseñadas especialmente para generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y por lo tanto -o supuestamente- hacer la provisión de energía eléctrica más eficiente. El propósito de constituir la Comisión de Servicios Públicos de Energía en San Pablo apunta a una articulación entre los gobiernos del Estado y el Federal en la regulación de los servicios públicos de Energía.

En el caso de distribución del gas, el Estado de San Pablo es la autoridad de convenios, sus funciones incluyen el otorgamiento de concesiones y la regulación. En el caso de la energía eléctrica la Unión es la autoridad de las concesiones, según el artículo 36 de la ley 9074/95 en la que se autoriza a la Unión a otorgar contratos por transferencia de atribuciones propias del Estado.

Adicionalmente, está la llamada participación de oro, ésta es la que establece los derechos y las salvaguardas para el Estado. Inicialmente negociará con la sociedad y entidades que representan a los sectores privados de inversión.

Estos deberán garantizar la calidad de los servicios y el acceso al consumo de energía eléctrica y no deberá haber ningún tipo de discriminación. Al mismo tiempo deberán fortalecer y aliviar las funciones de regulación del Estado.

La estrategia de la reestructuración del sector de energía eléctrica de San Pablo fue concebida para liberar al Estado de la responsabilidad de mantenimiento de la inversión y además de la concentración sobre las actividades inherentes a la agencia de la regulación, tales como el control de la calidad, protección del consumidor y salvaguarda del inversionista (ofreciendo garantías para el retorno de la inversión).

Esto se haría efectivo a través del establecimiento de reglas estables donde el mercado sea competitivo y por medio de la regulación donde existen monopolios naturales.

La creación de subsidiarias sobre la base de unidades de negocios deberá evaluarse al final del proceso, lo que permitiría flexibilizar el control de la privatización.

El final del programa de privatización dependerá no solamente del capital requerido del Estado, sino también de la viabilidad de los recursos del mercado. En otras palabras la reducción equitativa del arrendamiento público, puede ser total o parcial para cada subsidiaria creada y su implementación proyectada, participación de las garantías privadas de accionistas y en la conclusión de las imperfecciones de la planta.

El Plan de Reestructuración es una de las tantas iniciativas de la Secretaría de Energía.

Entre estas iniciativas, es necesario mencionar los casos de las Plantas de Porto Primavera y Canoas I y II. De acuerdo a la ley No. 9074/95 la empresa CESP (Cía. Eléctrica de San Pablo) ha ofrecido a Conceding Authority (DNAEE - Departamento Nacional de Aguas y Energía) un plan para completar los trabajos de estas plantas; previendo que un mínimo de un tercio de las inversiones necesarias deberán ser provistas por inversores privados.

Un proyecto adicional importante en el área de producción eléctrica es la Usina Termoeléctrica de Piratininga, operada por Electropaulo. Al presente su capacidad de generación tiene un límite de 100 MW, pero deberá producir 472 MW cuando la instalación esté terminada. El límite actual es debido a problemas de enfriamiento como consecuencia de la falta de agua disponible, debido a la imposibilidad de bombear desde Billings Reservoir.

La Secretaría de Energía ha propuesto un plan por medio de convenios privados, el cual restaurará y agrandará la planta por medio del agregado de turbinas de gas. La inversión estimada de 100 millones de dólares restablecerá a la planta el sistema de enfriamiento y reacondicionamiento del equipamiento y 600 millones de dólares para la instalación de dos nuevas turbinas a gas. La Secretaría de Energía también se propone estimular el uso de la co-generación de energía, dado el alto potencial posible a obtener dentro del Estado. En la industria de la caña de azúcar, donde la potencia se logra como resultado de quemar bagazo de caña de azúcar y que representa un 70% del consumo total, con lo cual es posible lograr una generación de energía de 2.000 MW, equivalente a la capacidad de producción de la Usina Hidroeléctrica de Porto Primavera.

Este potencial puede ser totalmente explotado por la inversión privada -según estiman los promotores del proyecto-.

Con el incremento del suministro de gas natural resultado de la firma del convenio de Bolivia-Brasil por la posibilidad de la construcción de un gasoducto la posibilidad de la cogeneración en otros sectores industriales también puede tornarse realidad. El control de la gobernación de San Pablo en la inversión de las iniciativas privadas en el suministro de energía en la forma de cogeneración, puede ser implementado con el apoyo técnico de empresarios interesados en el desarrollo de estos proyectos en la obtención de las licencias y requerir las autorizaciones asegurándose la financiación con recursos domésticos o internacionales y el establecimiento de un control preferentemente en lo que hace a la adquisición de los suministros eléctricos ofrecidos en proyectos de co-generación.

Distribución del Gas Natural

La Constitución Federal y la del Estado de San Pablo definen a los servicios de distribución de gas por medio de gasoductos como una concesión controlada por el Estado y con suministros directos por empresas públicas o por concesionarios privados. Al presente, la distribución por cañerías de gas en el Estado de San Pablo es manejado exclusivamente por Comgas. Esta compañía atiende a 15 municipalidades dentro del Estado, comercializando 3 millones de m³/día. En estas plantas se extiende el sistema hasta otras cuatro municipalidades.

Sobre la marcha y con directivas básicas para la estimulación de la inversión privada en áreas de distribución de gas, se prevé:

a) En áreas donde Comgas está operando, en asociación entre Comgas e inversores privados para el servicio de servicios y nuevos productos, directamente a los consumidores y/o con contratos a sub-contratistas delegando la explotación a regiones específicas a nuevas compañías operadoras.

b) En las regiones no servidas por Comgas la apertura a nuevos oferentes por concesiones a nuevas áreas para su explotación. La Secretaría de Energía está realizando estudios a efectos de identificar y dar prioridad en las nuevas áreas para la distribución de gas por cañería dentro del Estado tomando en consideración las actividades adicionales de gas natural que provienen del gasoducto Bolivia-Brasil y el incremento de la producción de gas natural local.

También está bajo estudio la posibilidad de la participación de accionistas en Comgas, por medio de la venta directa, o por conjunto y venta de acciones a determinadas subsidiarias, o por medio de emisión de nuevas acciones y vender parte del stock al mercado.

LAS EMPRESAS TRANSNACIONALES APUESTAN A LAS PRIVATIZACIONES Y DESREGULACIONES DE LA REGIÓN

Gran parte de las privatizaciones y aperturas de mercado al capital privado han beneficiado a empresas transnacionales. Las estrategias de estas firmas apuestan, precisamente, a la continuidad de estas transformaciones del sector energía, como lo ilustran los casos de EDF, Shell y otras. El sector energía de América Latina se está convirtiendo en una gran fuente de acumulación y ganancias, para estas corporaciones.

Electricité de France está interesada en Yacyretá

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.

El presidente de la compañía estatal francesa, Dumond Alphandery, confirmó que uno de los objetivos principales de EDF en el exterior "es agrandar la red de negocios creada en el Mercosur donde hemos 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. La selección de los socios y la estrategia que desarrollará en esa puja serán definidos por EDF una vez que se conozcan las bases legales de la adjudicación.

Si bien Alphandery no los identificó en forma expresa, en la mira de EDF también se encuentran dos mercados provinciales de distribución: Buenos Aires y Mendoza. En cambio, las centrales nucleares directamente no forman parte de las prioridades de inversión que maneja EDF para la Argentina.

Alphandery destacó que el desembarco francés en el Mercosur se produjo por tres grandes motivos: el aumento de la demanda eléctrica impulsado por el crecimiento económico, la transformación de los sistemas eléctricos que abrió oportunidades de negocios y la estabilidad política-económica registrada desde el inicio de la década del 90.

El titular de la EDF sostuvo que 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.

La empresa francesa aterrizó en Edenor en setiembre de 1992, cuando ganó el paquete mayoritario, asociada con la española Endesa y el grupo local Astra. Luego de haber cerrado los tres primeros años con pérdidas que superaron los 140 millones de dólares, la distribuidora local terminó el último año con ganancias que rozaron los 50 millones de dólares.

En el caso de Light -la distribuidora carioca- EDF asumió la operación y espera concluir su primer año de gestión con una facturación de 1.700 millones de dólares y una ganancia cercana a los 100 millones.

Shell apuesta al gas natural en Brasil

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 en lo que va de 1997. La compra ayudará a Shell a fortalecer su posición en el prometedor negocio del gas natural de Brasil.

El mercado de gas natural en Brasil es relativamente pequeño pero tiene mucho potencial y podría crecer en los próximos años. En la actualidad el gas natural representa sólo el 2% del consumo de energéticos de Brasil, aunque el gobierno está promoviendo su uso, y asegura que se espera que para el año 2005 su participación ronde por 10%. El monto pagado por Petrogas no fue dado a conocer. En enero, la petrolera pagó (U$S 71,2 millones) por 20% de las acciones de la empresa estatal Comgas de San Pablo- que controla 30% del mercado de gas natural que se vende en Brasil- dentro del proceso de privatización de esa compañía. La empresa buscaba convertirse en el segundo mayor distribuidor de gas natural de ese país tan pronto como el gobierno lograra la aprobación de una nueva ley que regule la apertura del sector petrolero. La compañía invertirá durante1997 cerca de u$s300 millones en Brasil, de los cuales de los cuales U$S 100 millones serán destinados al área de gas , mientras que los otros u$s200 millones se utilizarán en la fabricación de productos químicos.

La española Repsol en la Argentina

La empresa petrolera española Repsol pagará 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. La compra se formaliza a través de la petrolera argentina Astra, compañía controlada por Repsol, que posee el 37,7% de sus acciones.

Con esta operación, Repsol lleva invertidos unos U$S 700 millones en el sector petrolero argentino desde junio pasado, cuando pagó U$S 340 millones para hacerse con el control de Astra, la segunda productora de gas y quinta de petróleo del país. Astra es, además, miembro de tres consorcios adjudicatarios de antiguas empresas públicas del sector energético. Con la compra del 45% de Pluspetrol, la petrolera española amplió sus negocios a un sector considerado estratégico para la integración energética de los países de la región. 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.

Las inversiones de Repsol en Argentina llegarán a los U$S 2.000 millones en los próximos cuatro 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, pues será completamente privatizada a comienzos de 1998, cuando el gobierno venda el 10% del capital del grupo que aún tiene en sus manos.

6.2.5. Algunos impactos de las reestructuraciones.

* En torno al caso chileno y el argentino

Un estudio de la experiencia de reestructuración del sector eléctrico chileno señala los principales problemas que entorpecen un funcionamiento más eficiente del sistema y/o impiden la concreción de potencialidades de desarrollo:

1. el uso del sistema de transmisión y la fijación de precios o cálculo de peaje

2. los incentivos económicos y la diversificación de la inversión en generación

3. la eficiencia y transparencia en la fijación de las tarifas de distribución

4. la ausencia de normas relativas a la calidad del servicio

5. la composición de los CDEC

6. la institucionalidad responsable de la regulación y fiscalización

1. el uso del sistema de transmisión y la fijación de precios o cálculo de peaje

La no separación del sector generación-transmisión. Por un lado, ENDESA, la empresa generadora más importante del país, quedó propietaria de los sistemas de transmisión, y por el otro, el marco regulatorio diseñado, impreciso en la definición de algunos de los factores que definen el costo de transmisión, impidió el disponer de precios definidos, informados y universales para los usuarios del sistema.

Fruto de la imprecisión y ambigüedad con que, según la norma, debiera hacerse el cálculo de los peajes, en la práctica, ENDESA ha primado en la fijación de éstos, los procesos de negociación en que la propietaria del sistema está en mejor posición para imponer sus condiciones.

2. los incentivos económicos y la diversificación de la inversión en generación

Una revisión de la lista de nuevos proyectos de inversión en generación permite afirmar que el proceso de concentración de la actividad tiende a profundizarse.

Dicha tendencia a la concentración se explicaría por la existencia de importantes barreras a la entrada en la generación. Entre ellas cabe destacar el acceso a las fuentes hídricas. Parte importante de los derechos de agua correspondientes a los recursos más rentables están en manos de las empresas que actualmente controlan la mayor parte de la generación.

Un segundo elemento tiene relación con los mayores riesgos que enfrentan los futuros inversionistas, respecto a las empresas que operan en el sistema, no sólo debido a que no participan en la propiedad de los sistemas de transmisión sino que además porque las nuevas centrales podrían no beneficiarse de las ventajas de vender su energía a precio de nudo. En los hechos, los futuros inversionistas deberían incorporar capacidades crecientemente más caras para el mismo tamaño de los proyectos, o deberían invertir en proyectos de mayor tamaño para aprovechar costos unitarios menores.

3. la eficiencia y transparencia en la fijación de las tarifas de distribución

Teóricamente, las tarifas o precios de distribución, basados en el "valor agregado de distribución" son calculados para empresas modelo, es decir óptimamente dimensionadas y con gestión eficiente, operando en áreas típicas según la densidad de las zonas de distribución.

Se supone que este sistema de tarifación incentiva la eficiencia por parte de las empresas distribuidoras, en la medida en que no se reconocen lo costos propios de cada una de ellas, sino aquellos de la empresa modelo. En la medida en que los valores agregados se calculan cada cuatro años, las empresas eficientes podrán en el intervalo internalizar los beneficios que derivan de aquella gestión más eficiente.

En realidad parece que el sistema de cálculo es algo más complejo y no desprovisto de distorsiones en lo que a la búsqueda de eficiencia se refiere. En primer lugar debiera ser el regulador quien define los criterios a utilizar en la depuración de los costos, ya que es éste quien establece las bases de los estudios tarifarios; en los hechos tanto las empresas como la CNE encargan estudios independientes cuyas diferencias se promedian. Luego se ajusta el nivel tarifario de tal manera que, independientemente del nivel de costos "eficientes", la rentabilidad global de las empresas esté en el rango establecido por la ley. Además existen problemas prácticos de estos procedimientos.

4. la ausencia de normas relativas a la calidad del servicio

La ausencia de una norma que regule la calidad del servicio, podría traducirse, en primer lugar, en un deterioro de la calidad para asimilarse a la "empresa modelo" y/o mejorar la rentabilidad y, en segundo lugar, el sistema no estimula a las empresas que destinan gastos para mejorar la atención a los clientes en la medida en que éstos no son considerados en los "costos estándares".

5. la composición de los CDEC

La composición del CDEC del Sistema Interconectado Central está limitada a aquellas empresas que disponen de una capacidad instalada superior al 2% de la que tenía el sistema a la fecha de la creación del CDEC (alrededor de 62 MW) lo que restringe su composición a las 4 grandes empresas generadoras del SIC. Su objetivo es el de asegurar la operación óptima del sistema de generación, vía la minimización de los costos de operación del mismo.

No obstante, en la realidad su rol supera los objetivos originales para los cuales fue creado, asumiendo labores propias a la de un ente regulador controlado por productores, en la medida en que planifica y define la operación diaria de cada una de las centrales, para todas las centrales del SIC; establece el costo marginal instantáneo de la energía, el que rige para las transacciones de energía al interior del CDEC.

6. la institucionalidad responsable de la regulación y fiscalización

Las tareas que derivan de regular y fiscalizar el sector energético en su conjunto y del subsector eléctrico en particular, exceden el actual diseño institucional y los recursos de que disponen tanto la CNE (Comisión Nacional de Energía) como la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles). Siendo ambos los organismos claves en las labores reguladoras y fiscalizadoras a nivel nacional.

En síntesis es posible afirmar que la reestructuración del subsector eléctrico chileno pareciera adolecer de algunas debilidades y limitaciones que pueden ser agrupadas en tres grandes conjuntos:

* primero, que comprende aquellos campos o áreas que evidencian ciertas distorsiones y obstáculos relativos al desarrollo eficiente del sistema eléctrico en el largo plazo, pero perfectibles a nivel de la legislación o de los procesos del sistema;

* un segundo conjunto de problemas en el mismo contexto que los anteriores, pero esta vez de carácter estructural, por ende más complejo en sus soluciones, como es el caso de los derechos de agua, los elevados grados de integración vertical/horizontal e intrasectorial, por ejemplo, y

* finalmente aquel conjunto de problemas que desbordan el funcionamiento del sistema eléctrico y afectan el funcionamiento mismo del modelo de crecimiento económico.

En el caso de la Argentina, tanto en el marco regulatorio eléctrico como en el gasífero parecen existir problemas estructurales importantes. En el caso del eléctrico, un estudio de la Fundación Bariloche centra el problema en el nivel de integración de la actividad: la regulación separó el mercado en segmentos (generación, transmisión y distribución), con el fin de lograr competencia en el submercado de generación y regular el transporte y la distribución en su carácter de monopolios naturales. Lo mismo sucede en el caso del gas.

Para la Fundación Bariloche, como esta división es antinatural -separa lo que es sólo una secuencia técnica de actividades-, la consecuencia real es que la actividad se reintegró a través de los accionistas y operadores privados, que se produjo a tres niveles: primero, reagrupando las centrales mediante accionistas comunes; segundo, integrando los diferentes procesos de la industria por el mismo procedimiento; y tercero, ligando los intereses eléctricos a otras actividades energéticas (gas).

Este problema estructural se relaciona con el mecanismo de fijación horaria del precio spot que surge del despacho económico de carga (del generador más barato al más caro) dado por el costo marginal del combustible. El precio spot o precio marginal equivale al costo de la última unidad que habría que poner en funcionamiento para poder satisfacer la demanda. Si la unidad que hay que poner en funcionamiento es una central térmica, el precio spot será más caro; si se trata de agua en vertimento, que de no usarse para generación se estaría tirando, el precio spot es cero.

Según entienden los expertos, este mecanismo genera la aparición de sectores dominantes (los distribuidores y transportistas) y otros dominados (los generadores) en distintos puntos del encadenamiento, que sólo se supera al reintegrarse verticalmente la actividad.

Los marcos reguladores prohibieron inicialmente que una misma firma actuara en los distintos segmentos. Después, la urgencia por privatizar flexibilizó el requisito y se permitió la presencia simultánea, pero no en posiciones dominantes. De hecho, los entes reguladores acentuaron luego esa flexibilidad, al permitir más y más porcentajes accionarios de las mismas empresas en los distintos consorcios, que de esa manera compensan las eventuales pérdidas en uno de los eslabones.

* La energía y la formación de capital

Una de las novedades de la restructuración energética radica en el impacto que tendría sobre los esquemas de ahorro - inversión. Los mercados de capitales pueden ampliarse en la medida en que las privatizaciones y las nuevas inversiones supongan la constitución de sociedades abiertas, garantizando también, una mayor presencia de inversionistas institucionales, como las administradoras de fondos de pensiones (AFPS). En este sentido, la reestructuración debería transformar significativamente los patrones de financiamiento del sector energético.

El incremento de los fondos propios debería darse independientemente del carácter de la propiedad, si las empresas públicas reciben el mismo trato que las privadas. Sin embargo, la privatización abrirá nuevas oportunidades de financiamiento por diversas razones. Entre ellas, por la posibilidad de captar recursos en los mercados de capitales y por los mayores márgenes de manejo financiero.

El establecimiento de reglas estables y transparentes para el funcionamiento de los mercados energéticos y las privatizaciones deberían tender a diversificar las opciones de financiamiento, sobre todo a través de la intensificación de las operaciones bursátiles.

Cabe esperar, que la reestructuración del sector de la energía contribuirá a profundizar los mercados de capitales los que a su vez adquirirán mayor dinamismo cuando se constituyan administradoras privadas de fondos de pensiones (AFPS).

La mayor movilidad internacional de recursos y la interdependencia de los mercados financieros, inherentes al proceso de globalización, abren nuevas posibilidades de financiamiento al sector, aunque la reciente crisis mexicana muestra también la volatilidad de estos mercados.

Debe destacarse, además, que la mayor exposición a los mercados de capitales debería estimular la eficiencia operacional de las empresas de electricidad dada la hipersensibilidad de dichos mercados.

El mayor atractivo de las acciones de esas empresas en los movimientos bursátiles, la incursión en los mercados financieros internacionales y la participación de inversionistas institucionales (AFPS, fondos mutuos, compañías de seguros etc.) están en directa relación con el menor riesgo de estas colocaciones y con las grandes utilidades que pueden arrojar estas empresas.

Los marcos regulatorios tienen un papel trascendental en la medida que garantizan niveles de rentabilidad relativos más seguros y estables respecto de otras alternativas de inversión.

Por otro lado, es importante hacer hincapié en la mayor capacidad de reproducción de rentas que tienen las empresas de electricidad. Ello se debe a que operan en gran medida en mercados cautivos con proyecciones de demanda controlables, lo que permite una mejor planificación de mediano y largo plazo.

* Gestión energética y equidad

La aplicación de las reformas del sector energético, si por un lado han modernizado el funcionamiento del sector, por otro lado han tenido impactos en términos de equidad. Algunos de sus efectos contribuyen al agravamiento de los problemas existentes en los segmentos más pobres de la sociedad.

En el caso particular de Chile, se puede señalar que en la primera etapa de las reformas y como resultado de las nuevas políticas de precios, se produjeron efectos muy severos para las familias más pobres. De hecho en el caso de la electricidad sus precios a nivel residencial pasaron de 1.53 centavos de dólar por kwh en 1974 a 11.46 en 1981.

La situación anterior motivó que decenas de miles de familias se vieron enfrentadas a graves problemas de morosidad, y muchas de ellas vieron sus suministros de electricidad interrumpidos.

Por otra parte, los esfuerzos de electrificación rural que el país había venido desarrollando desde la década de los ‘50 se vieron interrumpidos o minimizados, como efecto natural de la nueva racionalidad económica -bajo la égida del capital privado-.

En Argentina, al cabo de los primeros dos años de su gestión, las empresas eléctricas Edenor y Edesur lograron reducir a la mitad los clientes clandestinos y pretendían erradicar los usuarios "enganchados" en un año más. Eso les permitiría revertir, a costa de sectores marginales, pérdidas que estimaban en U$S 300 millones.

La energía, por esencia, tiene la particularidad de corresponder a un producto intangible, el cual no constituye para el usuario un fin en si mismo, sino un medio para satisfacer otras necesidades finales.

De hecho, para el usuario su objetivo es tener iluminación, no energía eléctrica, calor en el hogar y no calorías por volumen de combustible. Lo anterior lleva a una primera consideración relativa a un tratamiento distante por parte de la comunidad al fenómeno de la gestión energética. En realidad es difícil encontrar un bien que afecte tan directamente la vida de las personas, por tantas horas al día y con tan directa influencia en su bienestar u en su presupuesto familiar y que al mismo tiempo le sea ajeno y distante.

La adopción de una política de precios reales daña en primer lugar el nivel de vida de los hogares de menores ingresos. Si bien dicha política de precios ha permitido un desarrollo y modernización del subsector eléctrico (por ejemplo en el caso de Chile), que de otro forma no habría sido posible en un marco de reglas de juego de mercado libre y capitales privados, eso se ha logrado a costa del bienestar de los sectores más humildes de la población.

Para los promotores de esa política, en la medida que el esfuerzo de inversión para el desarrollo del subsector eléctrico ha descansado en el capital privado, el Estado ha dispuesto de mayores recursos para atender las demandas más urgentes en salud, educación, vivienda e infraestructura. La política era parte de una política económica más amplia y que decía relación con la necesidad de que el Estado concentrara su esfuerzo de inversión pública en los sectores sociales que como salud, educación y vivienda, se habían visto fuertemente contraídos en los quince años anteriores.

En la política energética se debe definir como uno de sus objetivos centrales el abastecimiento energético seguro y social y medio ambientalmente sustentable. Lo anterior implica una explícita preocupación por las consecuencias sociales que se derivan del desarrollo energético del país.

En Chile la política energética implementada a partir de 1990 estuvo fuertemente concentrada en asegurar la necesaria respuesta frente a los fuertes incrementos de la demanda que las proyecciones del crecimiento económico hicieron prever. Para eso, en el marco de libre mercado, era indispensable que el sector privado respondiera oportuna y eficientemente frente a las fuertes inversiones que eran necesarias. No obstante lo anterior, según los voceros gubernamentales, desde 1990 la política energética incorpora sistemáticamente la dimensión relativa a la equidad.

Una primera lección que surge de la experiencia chilena -paradigmática para quienes propulsan las actuales reformas del sector energía en América Latina- es que cambios estructurales en un sector estratégico como es el de la energía, se deben dar siempre que sea posible en el contexto de una amplia discusión canalizada a través de las instituciones y mecanismos que contemplan los regímenes democráticos. Lo anterior consagra un elemento esencial para la estabilidad del sector, como es la necesaria legitimación democrática de los cambios.

La reforma energética en Chile dio amplia preminencia al sector empresarial privado, escasa importancia a la institucionalidad pública y nula participación al principal actor, constituido por los consumidores. Esta situación ha demostrado con el correr del tiempo ser la causa de complejos conflictos, dado que temas cruciales como los de la equidad, la protección del medio ambiente o la creación de un ambiente verdaderamente competitivo -y no simplemente la sustitución del monopolio estatal por oligopolios privados- no han sido tomados en cuenta adecuadamente.

6.2.6. Integración regional e integración energética

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.

A. EL CONO SUR. ASPECTOS GENERALES

La necesidad de interconectar los sistemas nacionales de transporte, energía y comunicaciones de los países del Cono Sur en redes que abarquen toda la subregión se está haciendo cada día más evidente con la multiplicación del tráfico de mercancías y de las interrelaciones económicas entre los países del área.

Los sistemas nacionales de carreteras se encuentran interconectados básicamente a lo largo de tres ejes:

- uno norte-sur que une las principales ciudades de la franja oriental del subcontinente (Brasil - Uruguay- Argentina)

- otro norte-sur en la franja occidental (Perú - Chile), y

- un tercer eje este - oeste (centro de Argentina - centro de Chile), que interconecta a los dos ejes anteriores.

El desarrollo del modo de carreteras se realizó en desmedro del transporte ferroviario y fluvial.

Actualmente las interconexiones de infraestructura física mas importantes en los países del Cono Sur se concentran principalmente en el sector de la energía. Esto obedeció principalmente al creciente reconocimiento de la conveniencia mutua de aprovechar recursos compartidos

Este proceso materializó la interconexión eléctrica entre pares de países (represa de Salto Grande,

Itaipú y Yacyretá).

Actualmente, y en un futuro previsible, efecto de la apertura comercial y la integración sobre el tráfico de mercancías en los países del Cono Sur y sobre el abastecimiento de energía y productos energéticos a los centros de consumo de la región, hace que los requerimientos de desarrollo de la infraestructura en lo siete países sea de una naturaleza y una magnitud distinta de las que había predominado hasta ahora.

En el futuro la hidrovía Paraná - Paraguay podría transformarse en la columna vertebral de un sistema regional intermodal de transporte, que podría incluir un corredor bioceánico de gran importancia.

Entre los proyectos previstos se incluyen la rehabilitación y la construcción de obras en el eje ferroviario Sao Paulo-Buenos Aires, la rehabilitación y la construcción de obras en el eje ferroviario Santos-Arica-Antofagasta, proyectos de construcción en el eje carretero Santos-Ilo-Arica Antofagasta y mejoras de los pasos de frontera Argentina-Brasil y Argentina-Chile, además de los megaproyectos de la autopista Río de Janeiro-Buenos Aires y del puente Colonia-Buenos Aires. La realización de estos proyectos demandaría inversiones que podrían fluctuar entre los U$S 4.900 millones y los U$S 6.500 millones.

Las crecientes relaciones comerciales en la subregión se están reflejando en la interconexión de las redes nacionales de gas.

La producción de gas de Argentina y Bolivia está interconectada y existen planes para su conexión con los centros consumidores en Chile y Brasil.

Actualmente está en operación un gasoducto entre Argentina y Bolivia y próximamente se empezarán a construir líneas de transporte de gas de Argentina y Bolivia a Chile, además de otro gasoducto que conectará las abundantes reservas de Santa Cruz en el oriente boliviano con el centro urbano industrial de Sao Paulo, en Brasil. Con el descubrimiento de enormes yacimientos en Perú se anticipan importantes proyectos de gasoductos regionales.

El gas natural está siendo promovido como un combustible muy atractivo para los países, en particular sus grandes ciudades, porque -según sus promotores- contribuye a la conservación y al mejoramiento del medio ambiente en la medida en que, en la generación de electricidad o el consumo de caloríficos, sustituye a otros productos energéticos que en su combustión emiten mayor cantidad de contaminantes por unidad de energía útil generada. Más allá de los motivos expuestos por sus promotores, el factor costo más barato es uno de los principales impulsores en favor del gas.

Es importante destacar que con el rápido crecimiento del comercio intrarregional de gas natural, los gasoductos se están constituyendo en un importante medio de transporte.

Del total de proyectos relevados en el área (gas y electricidad) se estima que los de ejecución más factible en los próximos 15 años (a partir de 1995) representan una inversión del orden de los U$S 18.500 millones.

A partir de la aplicación de las reformas económicas, se viene observando una participación creciente del sector privado tanto en la construcción como en las operaciones de los proyectos de infraestructura. Dado que la participación de la iniciativa privada en este campo de la modernización y ampliación de la infraestructura será necesariamente gradual y que existen tipos de obras de infraestructura que son inherentemente difíciles de desarrollar por el sector privado, se espera que el sector público continúe asumiendo en el mediano plazo la responsabilidad por el financiamiento de la mayor parte de las inversiones en infraestructura.

Según los partidarios del paradigma hoy dominante, los principales beneficios de la participación del sector privado en el desarrollo de la infraestructura son, en primer lugar, el aporte adicional de recursos financieros, que complementa los recursos del sector público, y en segundo lugar, la introducción de disciplina y eficiencia en la administración de los servicios de infraestructura.

Teniendo en cuenta el distinto grado de acceso y el atractivo económico que tienen para el sector privado los subsectores de los servicios de infraestructura en transporte, energía y comunicaciones, se puede estimar que la participación del sector privado en las inversiones totales en esta área puede aumentar, en promedio, de los bajos niveles actuales hasta representar aproximadamente un 25 por ciento del total hacia mediados de la primera década del próximo milenio.

La región posee una de las cuencas hidroeléctricas más ricas del mundo, la del Plata, con un potencial de 145.000 MW, en la que existen grandes aprovechamientos binacionales aún por desarrollar, con una potencia del orden de los 8.500 MW. Se está avanzando en la integración de los sistemas eléctricos de Argentina, Uruguay y Paraguay y de Brasil a través de una fuerte interconexión, ya que acarrea numerosas ventajas técnicas y económicas para todos los países.

Se prevé que el consumo de gas natural es el que más crecerá en la estructura de la demanda del conjunto de los países de la región, mientras que se espera una disminución porcentual del petróleo, el carbón y el uranio. La biomasa continuará siendo un importante recurso en el abastecimiento calórico y solo se prevé su reemplazo parcial por gas natural y en menor medida por la hidroelectricidad.

La red de gasoductos constituye uno de los proyectos más ambiciosos ya que todos los países de la región están considerando en sus planes de expansión eléctrica la incorporación de nuevas centrales de energía alimentadas a gas.

Existe una importante experiencia de integración eléctrica entre los países del Cono Sur. A fines de los años sesenta 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), habilitado en 1979, Itaipú (Brasil-Paraguay) y Yacyretá (Argentina-Paraguay) que ya tienen operando seis de las 20 turbinas previstas.

En el campo de los hidrocarburos existe un importante intercambio de petróleo crudo y derivados que se ha venido incrementando en los últimos años, habiéndose transformado la Argentina en el segundo proveedor de Brasil. En 1995 se habilitó un oleoducto para exportar de Argentina hacia Chile con capacidad de transporte de 15.000 m³/día. Chile, por otra parte, compra el 40 por ciento del gas licuado que exporta Argentina. Bolivia exporta gas natural a Argentina desde 1972, por un volumen de seis millones de m³ diarios en 1994, lo que representó el 10 por ciento del consumo de este país.

El consumo de energía total de la región alcanzó, en 1994, a 197,5 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP), mientras que la producción de energía primaria fue de 173,4 millones de TEP, lo que revela que si bien la región la cuenta con recursos suficientes de energía primaria no alcanza a cubrir sus requerimientos totales de energía final. Ello se debe a que existen ciertos productos como el petróleo y sus derivados que no cubren las necesidades totales y deben importarse de otras regiones. En el caso de la biomasa, recurso abundante en la región, su consumo no es en general eficiente y su transporte no resulta económico frente a otras alternativas.

De todos los recursos disponibles, es posible integrar mediante interconexiones físicas la electricidad, a través de líneas de transmisión, y el petróleo y el gas mediante oleoductos y gasoductos. Dada la rápida consolidación de la integración económica de estos siete países, para el futuro puede esperarse importantes integraciones físicas en los campos de la electricidad y el gas, pero no en el petrolero, aunque se prevé un incremento del comercio de derivados del petróleo y de gas licuado, pero no a través de interconexiones físicas transfronterizas.

Marco jurídico y normativo

En todos los países de la región se advierte una tendencia a la desreglamentación y la apertura del sector energético para dar lugar a la actividad privada. El proceso está muy avanzado en Chile, Argentina y Bolivia, y está comenzando en Brasil, Uruguay y Paraguay. La legislación necesaria para el proceso de desreglamentación ya existe en los primeros tres países y se encuentra a consideración del poder legislativo en Brasil y Uruguay y en preparación en Paraguay. Los marcos reglamentarios e institucionales que están siendo considerados en la región guardan cierta similitud y facilitan el acceso al capital privado, que ya ha adquirido experiencia en Chile, Argentina y Bolivia.

La legislación vigente y la que está estudiándose en los países de la región no impide sino que, por el contrario, facilita la realización de proyectos de integración física entre ellos, que pueden ser ejecutados por la actividad privada.

B. EL MERCOSUR

Una cierta historia de interconexión eléctrica

La integración económica en el Mercosur requerirá una adecuación de sus sistemas energéticos y especialmente de los subsistemas de energía eléctrica. Es precisamente en el área eléctrica donde los países del Mercosur tienen importantes antecedentes de cooperación.

Las primeras interconexiones entre los sistemas eléctricos de los paises del Mercosur surgieron de negociaciones bilaterales encaminadas a solucionar problemas de abastecimiento en áreas de frontera, generalmente aisladas de los sistemas eléctricos principales del país que presentaba el déficit.

Por el nivel de la tensión en la que fueron realizadas y por su ubicación, estas inteconexiones no pueden considerarse como el primer paso hacia una real integración de los sistemas eléctricos troncales de los países del área, no obstante su importancia para solucionar los problemas locales de abastecimiento .

Este tipo de vínculo de cooperación entre los sistemas eléctricos seguramente se acrecentará en el futuro, como un mecanismo adecuado para la resolución de los problemas de abastecimiento eléctrico a ambos lados de las extensas fronteras entre los países miembros del Mercosur.

Los cuatro países comparten, junto con Bolivia, la Cuenca del Plata, una de las más extensas y caudalosas de América del Sur. Esta cuenca incluye el 38% de la superficie continental de Argentina, el 17% del territorio brasileño, el 80% de la superficie de Uruguay y el 100% del territorio paraguayo. Los dos ríos más caudalosos de la cuenca, el Paraná y el Uruguay, constituyen parte de sus fronteras.

Aprovechamientos hidroeléctricos conjuntos

Hasta el momento se han identificado, a partir de estudios binacionales, nueve aprovechamientos hidroeléctricos sobre los ríos Paraná y Uruguay, de los cuales tres se encuentran en operación (Itaipú, Salto Grande y Yacyretá.

Parece interesante destacar que las centrales actualmente en operación representan el 66% del potencial compartido.

Desde el punto devista de su impacto sobre el abastecimiento eléctrico nacional en 1973 -cuando se firmaron los Acuerdos y Tratados que dieron origen a las obras- la producción esperada de las centrales binacionales a la que cada país tenía derecho representaban el 62% de la generación eléctrica total de Argentina y Brasil, el 140% de la de Uruguay y 142 veces la generación total de Paraguay en ese momento.

En el largo proceso de negociaciones que emprendieron los países para el aprovechamiento de los cursos de agua compartidos, la estrategia elegida fue privilegiar los acuerdos bilaterales a los multilaterales, en un marco de cooperación y buena voluntad de los restantes países de la cuenca directa o indirectamente afectados por la realización de las obras.

Con el Mercosur ¿nueva estrategia?

La conformación del Mercosur permite la revisión de esta estrategia en un marco de acuerdos multilaterales. La integración de los sistemas eléctricos nacionales avanzará, seguramente, en un espectro más amplio, no viéndose restringida al aprovechamiento de los recursos compartidos y permitiendo la cooperación entre países no limítrofes.

Como resultado del proceso histórico, actualmente los sistemas troncales argentino y uruguayo, por un lado, y el brasileño y paraguayo, por otro, se encuentran interconectados en muy alta tensión, permitiendo una operación coordinada de los parques de generación. Sin embargo, las asimetrías en el tamaño y las características del equipamiento limitan el alcance de la ayuda mutua frente a emergencias de los sistemas nacionales.

Los sistemas eléctricos brasileños y argentino aún no están interconectados, si bien -como se verá más adelante- se culminaron las negociaciones, y se firmaron los acuerdos, que permitirán avanzar en esa dirección.

En el pasado, la disponibilidad de recursos hidroeléctricos y la firme política estatal de incrementar su uso indujeron, tanto en Argentina como en Brasil, un proceso de planeamiento eléctrico centralizado a pesar de la compleja estructura institucional que caracterizaba ambos sistemas, con participación de numerosos entes con diferente dependencia jurisdiccional.

Al margen de los problemas surgidos en los últimos años para enfrentar las inversiones del programa de obras y las consiguientes demoras en su habilitación, el proceso de planeamiento en ambos países culminó con la realización de la mayor parte de las obras previstas. Este proceso condujo al Mercosur a basar su abastecimiento eléctrico fundamentalmente en la hidroelectricidad, lo cual le confiere una característica claramente diferenciada con respecto a otras regiones del mundo.-

Uruguay y Paraguay, por su parte, han mantenido también la tradición del planeamiento eléctrico centralizado, si bien el abastecimiento de sus respectivas demandas se vio fuertemente impactado por la construcción de centrales hidroeléctricas binacionales (Salto Grande, Itaipú y Yacyretá).

Perspectivas de los diferentes sistemas eléctricos nacionales

En la actualidad, los cuatro países enfrentan situaciones muy diferenciadas en cuanto a las perspectivas de sus respectivos sistemas eléctricos.

En Argentina los recientes cambios institucionales introducidos en el sector eléctrico en particular, y en el sector energético en general, modifican sustancialmente el proceso de planeamiento y la previsibilidad sobre la evolución futura de la oferta eléctrica.

La delegación de la responsabilidad de incrementar la oferta eléctrica a actores privados invalida totalmente el planeamiento normativo tradicional y obliga a revisar criterios anteriormente aceptados para la elección de las obras, incluyendo el diseño de las centrales hidroeléctricas, la actitud frente al riesgo de no abastecer la demanda y la aparición de objetivos conflictivos en el interior de la propia cadena eléctrica.

Esta nueva organización del sector elécatrico argentino incrementa la incertidumbre sobre su evolución futura y muy especialmente en lo que refiere a la estructura de la oferta más allá del año 2000, una vez que entren en servicio las obras actualmente en construcción.

En el caso de Brasil, si bien existen propuestas de reestructuración institucional, aún no están totalmente definidos ni su alcance ni su impacto sobre las políticas energéticas y sobre la estructura de oferta eléctrica en el futuro. El proceso de planeamiento se mantiene en todas sus fases, aún en el muy largo plazo, encontrándose en desarrollo y pronto a su aparición el Plano 2015.

La evolución del parque de generación eléctrica en el mediano plazo (hasta el año 2000) está fuertemente condicionada por las obras actualmente en ejecución, especialmente obras hidroeléctricas que constituyen el grueso de las incorporaciones previstas en Argentina, Brasil y Paraguay. Este no es exactamente el caso de Uruguay donde el programa de incorporación de centrales térmicas previsto en el Plan de Referencia 1991/2000 podría sufrir modificaciones dependiendo de la evolución de la demanda eléctrica y de las oportunidades que le brinde la integración con el resto de los sistemas del Mercosur.

La mayoría de las obras actualmente en ejecución fueron iniciadas bajo previsiones optimistas sobre el ritmo de crecimiento de la demanda eléctrica. Pero los vaivenes que sufrieron las economías de los cuatro países de la región en el último quinquenio afectaron tanto la evolución de la demanda eléctrica como la situación económico-financiera de las empresas del sector.

En lo que se refiere a la oferta, Brasil ha definido su intención de continuar utilizando los abundantes recursos hidroeléctricos que dispone; de incrementar progresivamente la participación de la generación térmica convencional para avanzar en el dominio tecnológico e industrial de esta tecnología y a la vez desarrollar sus reservas de carbón mineral en el sur del país y de reducir el ritmo de su programa nuclear.

La oferta de Paraguay está totalmente definida con las centrales hidroeléctricas binacionales. Los excedentes del sistema paraguayo provenientes de estas obras, que en el año 2000 superarán en casi siete veces a su demanda interna, lo convierten en el sistema exportador por excelencia dentro de la región.

Estos excedentes, tal como está convenido en los respectivos tratados binacionales que dieron origen a las obras, resultan importantes y están previstos en el abastecimiento de las demandas de los países copropietarios (Brasil y Argentina).

El abastecimiento del sistema uruguayo seguirá manteniendo la preponderancia hidroeléctrica, especialmente hasta el año 2000, con el incremento de sus derechos sobre la generación de Salto Grande en 1995. Pero la variabilidad de los aportes hidráulicos, tanto en Salto Grande como en las centrales nacionales, lo obliga a contar con un equipamiento térmico que garantice el abastecimiento en años hidrológicos magros.

En la próxima década, ya se requerirá un aporte adicional de energía bajo cualquier condición hidrológica. Si bien se continúan los estudios para analizar el potencial hidroeléctrico disponible, sea éste estrictamente nacional o compartido, las soluciones más probables serían la instalación de centrales térmicas, a menos que la integración en el Mercosur permita acordar una solución más conveniente.

En el caso de Argentina la evolución de la oferta hasta el año 2000 está totalmente definida por las obras en construcción o recientemente finalizadas (Piedra del Aguila, Yacyretá, Pichi Picún Leufú y Atucha II). Con posterioridad al año 2000, la expansión del sistema resultará del funcionamiento bajo el nuevo régimen institucional y regulatorio, es decir dependerá exclusivamente de las decisiones que adopten los inversionistas privados ante el retiro del Estado de la industria eléctrica.

Bajo las condiciones históricas el diseño de los aprovechamientos hidroeléctricos tendía a maximizar el aprovechamiento del recurso hidráulico, sustituyendo combustible mientras el costo de generación hidroeléctrica fuera menor al costo de la energía térmica sustituida. Estos criterios de diseño que se basaban en el interés de las empresas integradas en reducir sus costos totales para abastecer la demanda final, indujeron el empuntamiento de las centrales hidroeléctricas hasta el punto de garantizar el turbinado de agua en años hidrológicamente ricos.

La consecuencia directa de estos criterios de diseño es que la generación hidroeléctrica real puede variar sensiblemente de un año a otro en función de las condiciones hidrológicas, siendo compensadas las diferencias con generación térmica que actúa como "pulmón".

A partir de los recientes cambios institucionales y regulatorios introducidos en el sector eléctrico, estos criterios de decisión ya no mantienen su validez. En primer lugar, ya no existe unicidad de criterio a lo largo de la cadena eléctrica, en la medida en que los intereses de los generadores se oponen a los de los distribuidores (maximización del precio mayorista vs. su minimización).

En segundo lugar, y en la medida en que una porción importante de las transacciones mayoristas se canalicen a través del mercado "spot", las variaciones en la disponibilidad hidroeléctrica inducirán fuertes oscilaciones en los precios en ese mercado afectando los ingresos de todos los generadores, incluidos los hidroeléctricos. El generador hidráulico, al tender a maximizar su beneficio, y por lo tanto sus ingresos ya que sus costos son prácticamente fijos, estará dispuesto a aprovechar energía secundaria en la medida en que su impacto sobre los costos térmicos no reduzca sus ingresos totales esperados en el largo plazo. De esta forma, el principio de máxima utilización de los recursos hidráulicos puede ser severamente cuestionado, dependiendo del impacto que el aprovechamiento tenga sobre el conjunto del mercado mayorista.

La participación de inversionistas privados en el sector eléctrico argentino hasta el momento se ha limitado a la adquisición de activos existentes y, por lo tanto, no existe aún indicación sobre su predisposición a hundir grandes capitales en el negocio eléctrico. Pero sí existen elementos de juicio a nivel internacional sobre las conductas de los inversionistas privados a este respecto. Las decisiones adoptadas en los Estados Unidos, Inglaterra y otros países europeos muestran con claridad que los inversionistas prefieren reducir la inversión inicial, aún a costa de mayores costos operativos, si esto disminuye el riesgo en el largo plazo. En este marco, es probable que se requiera algún tipo de acción especial por parte del Estado para promover la construcción de centrales hidroeléctricas en el futuro.

Los países han definido sus propias estrategias energéticas en función de su dotación de recursos nacionales. Se ha analizado si la revisión de estas estrategias nacionales en el marco de un proceso de integración de las características del Mercosur tendría consecuencias importantes con respecto a las previsiones nacionales de consumo eléctrico futuro.

La disponibilidad de hidroelectricidad y la dependencia en el abastecimiento de petróleo y sus derivados llevaron a Brasil, Paraguay y Uruguay a promover la utilización de la electricidad en usos calóricos. Por el contrario, la disponibilidad de gas natural en Argentina y los programas de expansión de las redes de transporte y distribución en los últimos 45 años condujeron al uso intensivo del gas con fines calóricos en las áreas donde está disponible, reservando la electricidad para usos prácticamente específicos.

Los abundantes excedentes de hidroelectricidad de Paraguay provenientes de los aprovechamientos binacionales no permiten pensar en una modificación de esta estrategia en el futuro, sino más bien en su profundización. Por el contrario, la intención de Brasil de expandir considerablemente la oferta bruta interna de gas natural, ya sea de producción local o cumplementando con importaciones, induce a pensar que la disponibilidad de gas afectaría el consumo eléctrico, desplazándolo probablemente de ciertos usos calóricos.

Los ámbitos de negociación en el Mercosur

Con la constitución del Mercosur se crearon distintos Sub Grupos de Trabajo (SGT) para avanzar en el análisis y la negociación de diversos temas globales y sectoriales.

El SGT-9 es el que precisamente analiza las distintas variables a compatibilizar por parte de los países miembros del Tratado, con vistas a la concreción de su integración energética.

Marcos Institucionales, Legales y Jurídicos

.Relevamiento de las ventajas o desventajas (asimetrías) que un país tenga respecto a los otros signatarios del Tratado de Asunción, provenientes de los cuerpos legales y jurídicos de los Subsectores Eléctrico e Hidrocarburos, que afecten la competitividad de productos o sectores.

.Proposición de medidas de armonización de las asimetrías detectadas.

.Identificación de "toda intervención de los gobiernos en la producción y el comercio, con excepción de los aranceles, que pueda afectar de manera discriminatoria a los precios relativos, las estructuras de mercado y las corrientes comerciales" (Restricciones No Arancelarias) en los subsectores energéticos mencionados.

Tareas realizadas

Las asimetrías detectadas se refieren a los monopolios legales existentes principalmente en las áreas de Permisos y Concesiones, Refinación, Transporte. Distribución e Importación y Exportación de la actividad petrolera en Brasil, Paraguay y Uruguay. La armonización de esas asimetrías implicaría la modificación de las legislaciones de esos países. Sin embargo, cabe notar que la existencia de esas asimetrías no afectan el intercambio comercial entre los países miembros como se viene realizando en el presente.

Las Restricciones No Arancelarias (RNA) detectadas, referidas en general a la necesidad de autorización previa del Poder Ejecutivo para: el intercambio internacional de energía eléctrica; la exclusividad de uso de los aprovechamientos binacionales de energía eléctrica; el acceso restringido de empresas extranjeras a los mercados internacionales; el monopolio del servicio público eléctrico; y la existencia de monopolios legales en la cadena de producción y transporte, así como en el intercambio de hidrocarburos, fueron remitidas al Grupo Mercado Común, considerándose que su eliminación o armonización excede la competencia de este Subgrupo de Trabajo, por tratarse de disposiciones emanadas de los Poderes Legislativos (Leyes) o de Asambleas Constituyentes (Constituciones Nacionales) de los países miembros.

Balance de Recursos - Consumo de Energía Primaria

Del análisis comparativo se desprende que habría cierto desbalance entre la reserva y potencial de recursos energéticos y la utilización de los mismos en el Mercosur.

Este desequilibrio se hace particularmente notorio en los hidrocarburos líquidos y gaseosos.

Otro posible desequilibrio estaría referido al potencial hidroeléctrico y a su participación en la estructura de consumo de energía primaria.

Tarifas Eléctricas y su Tratamiento Tributario

.Las comparaciones de precios de la energía en las distintas empresas de los países arrojan resultados que indican diferencias significativas en las categorías residenciales y comerciales, disminuyendo cuando se trata de consumidores industriales y disminuyendo aún más para los grandes consumidores industriales.

.En la Argentina, se pueden apreciar diferencias significativas entre las empresas del propio país y a veces diferencias aun mayores cuando se suman los impuestos.

.En Brasil, las tarifas se encuentran desde hace un año en un franco proceso de recuperación. Sin embargo, desde junio de 1994, con la implementación del Plan Real, un cambio metodológico para el cálculo de tarifas resultó en una "aparente" disminución de valores a partir de ese mes, cuando en realidad el objetivo fue el de mantener la tarifa financiera de los últimos meses. La tarifa promedio total en Brasil se encuentra en aproximadamente 63 U$S/MWh.

.En Paraguay, las tarifas aparecen como las más bajas de los cuatro países. No obstante, se debe tener en cuenta que este país posee grandes recursos hidroeléctricos, manteniendo una alta relación energía disponible vs. demanda, además de existir situaciones que permiten mantener los niveles tarifarios bajos: compensación de la energía de pruebas de Itaipú (se recibe sin costo), de carácter transitorio; costos de explotación relativamente bajos de Acaray (central hidroeléctrica de la ANDE); recibimiento de regalías de Itaipú, entre las principales.

.En la República Oriental del Uruguay, las tarifas en general se mantienen en términos de moneda constante, verificándose un leve crecimiento mensual.

Precios de Combustibles y su Tratamiento Tributario

.Se ha producido un proceso de ajuste de los precios internos a la realidad del mercado, reduciéndose sensiblemente la dispersión que se verificaba en los mismos en el momento de la firma del Tratado de Asunción.

.Los precios se encuentran por encima del valor de paridad, lo que estaría mostrando la inexistencia de subsidios en casi todos los productos.

.En materia tributaria, el tratamiento es muy diferente entre los países, dependiendo el mismo de la incidencia que tienen los impuestos a los Combustibles en los ingresos del Gobierno Central. Por esta razón se excluyó por el momento tratar de lograr una armonización en esta materia.

Racionalización, Calidad y Productividad y Normas Técnicas

Cabe destacar, como conclusión, que la versión definitiva del Programa de RC&P incluirá la propuesta de la estructura de coordinación, control y seguimiento destinada a la adecuada puesta en operación de los proyectos y consecución de los objetivos perseguidos.

Al respecto de la diferencia de la Frecuencia Eléctrica (60 Hz para el Brasil y 50 Hz para el resto de los países), El SGT-9 informó que la misma no constituye una dificultad para la integración, desde que existen soluciones técnicas y tecnologías de manejo conocido en la región.

Legislación y Marco Ambiental

Después del relevamiento de la legislación ambiental específica, el GTMA concluyó que la complejidad del tema (existencia de una gran diversidad de normas de carácter nacional, estadual y local) y una dinámica que es propia de este tema (frecuentes alteraciones y adaptaciones temporales) dificultan el intento de armonización.

Por otro lado, fue considerado que, a corto plazo, no es posible determinar mecanismos que aseguren el perfecto cumplimiento de las normas ambientales vigentes en los distintos países, la calidad de la protección ambiental, el conocimiento de la actuación de fiscalización/política ambiental cuando existe, y el control de que la legislación existente sea efectiva.

Desarrollo Tecnológico

Aún cuando el Grupo no ha finalizado su tarea, puede concluirse que el resultado de sus actividades ha aportado importante información y ha generado propuestas que pueden contribuir a disponer de importante capacidad de I&D tecnológico energético en el Mercosur, como para realizar programas y proyectos de envergadura en temas de esta especialidad.

Propuesta energética

Las principales conclusiones del "Análisis de la Evolución de la Demanda de Energía" (hasta el 2010) del informe mencionado son:

* En la Argentina, Brasil y Uruguay el crecimiento del Consumo Final entre 1992 y 2010 se aproximaría al 3,0% acumulado anual. En Paraguay ese índice presentaría una evolución mayor, alrededor del 4,0% acumulado anual.

* En la Argentina, Brasil y Uruguay los hidrocarburos líquidos continuarían siendo los principales energéticos a nivel de Consumo Final (entre 45% y 55% del total), mientras que Paraguay la biomasa seguiría constituyendo el principal energético a pesar de la sostenida declinación de su participación hasta el 2010.

* En la Argentina, Paraguay y Uruguay el Consumo Final de la electricidad manifestaría el comportamiento más dinámico entre 1992 y 2010, con índices de crecimiento del 4,2% acumulado anual, 10% acumulado anual y 3,4% acumulado anual, respectivamente siendo que el 10% citado refleja el programa de expansión del servicio eléctrico en Paraguay. En cuanto a Brasil, el comportamiento más dinámico lo presentaría el gas natural, con una evolución del 13,8% acumulado anual, como fruto de un acelerado programa de sustitución.

* En Paraguay y Uruguay los sectores de consumo de mayor evolución serían el Industrial y el de Transporte, mientras que en la Argentina y Brasil el sector de mayor crecimiento sería el de Transporte, seguido del sector industrial.

En lo referente al "Análisis de la Oferta" en el período prospectivo 1992-2010, cabe destacar lo siguiente:

* Paraguay y Uruguay continuarían importando la totalidad de los hidrocarburos que consumen. Brasil disminuiría su dependencia externa del petróleo basado en un notable incremento de la producción, especialmente entre 1995 y el 2000 (7,2% acumulado anual), mientras que en la Argentina la evolución de la producción de petróleo no acompañaría el ritmo de la demanda, lo cual implicaría una creciente importación de petróleo y derivados.

* En la Argentina la oferta de gas natural, energético en segundo lugar de importancia en ese país, podría presentar dificultades al final del período prospectivo para atender al mercado interno y sus compromisos de exportación, si se mantuviera constante la relación reservas/producción en 20 años. Por su parte, Brasil requeriría importar el 50% de sus requerimientos de gas natural entre el 2000 y el 2010.

* En Brasil y Paraguay, la mayor parte del sistema de generación eléctrica continuará siendo hidráulica, aunque en Brasil se estima una considerable penetración de generación térmica (carbón mineral y gas natural) entre el 2000 y el 2010. En Uruguay, la participación de la hidroenergía disminuiría de importancia al final del período, mientras que en la Argentina, donde la participación del parque térmico es preponderante, espera incrementar su oferta con equipos hidráulicos hasta el año 2000 y térmicos (Ciclo Combinado y a Gas) después del 2000.

* Uruguay y, de manera más intensiva, Paraguay, continuarían produciendo excedentes exportables de energía eléctrica, en consecuencia de la producción de las centrales hidroeléctricas binacionales (Itaipú, Yacyretá y Salto Grande).

El sistema energético integrado del Mercosur presentaría las siguientes características principales:

* El Consumo Final Total per cápita de Mercosur pasaría de 0,87 tep/hab en 1995 a 1,14 tep/hab en el 2010.

* La Intensidad Energética del Consumo Final declinaría de 0,21 a 0,17 tep/1.000 U$S de PIB, entre 1992 y 2010.

* La industria y el transporte regional serían responsables por alrededor del 70% del Consumo Final Total en el 2010.

* Los hidrocarburos líquidos y gaseosos representarían el 58% y el 63% del Consumo final en 1995 y en el 2010 respectivamente.

* La participación de la energía eléctrica pasaría del 14,2% en 1992 a 16,1% del Consumo Final Total en el 2010.

* La dependencia externa del petróleo declinaría en el período prospectivo, como consecuencia del incremento de producción de petróleo brasileño.

* Se verificarían excedentes exportables de gas licuado de petróleo (GLP) a partir del 2000, así como de kerosene/turbo y fuel oil.

C. ACUERDOS BILATERALES EN EL CONO SUR

Además de las negociaciones de carácter global, los países han encarado negociaciones -y acuerdos- de índole bilateral. Es así que se establecieron acuerdos entre Argentina y Brasil, Uruguay con esos dos países y con Paraguay, etc. Estas negociaciones no están exentas de conflictos públicos o privados. Paraguay, por ejemplo, plantea el derecho a la libre comercialización de la energía de Itaipú, situación que rompería con el tratado de exclusividad de compra del Brasil y crearía grandes trastornos para el abastecimiento brasilero.

C.1. ARGENTINA Y BRASIL

La conyuntura energética favorable de la Argentina (exceso de capacidad energía eléctrica), sumada al atraso del cronograma brasilero de expansión de obras y al aumento del consumo en el Brasil, son estímulos para una integración inmediata de los sistemas eléctricos del Brasil y la Argentina.

Un aspecto fundamental es que existe una complementación natural en la estructura de la oferta de electricidad de esos dos países: cuanto el sistema brasileño se basa en la generación hidroeléctrica, la Argentina posee una expresiva base de generación térmica. Esa diferencia entre los sistemas permite que la dirección del flujo de energía varíe de acuerdo con lo ciclos hidrológicos.

Como resultado de un Protocolo de Intenciones sobre Cooperación e Interconexión Energética, los gobiernos brasileño y argentino establecieron un conjunto de esfuerzos para permitir transacciones de energía eléctrica y de gas natural entre empresas de los dos países, avanzando para una efectiva interconexión física.

Reflejando la orientación de política económica vigente en ambos países, el papel destinado al Estado es el de apenas alentar y estimular la iniciativa privada, que ejercería la función emprendedora.

Esos esfuerzos deben, en primer lugar, superar una limitación técnica a la integración energética. Será construida una estación conversora, de capacidad de 450 MW, con posterior ampliación para 900 MW , para uniformización de los patrones existentes (el Brasil opera con frecuencia de 60 hz en tanto que la Argentina lo hace con frecuencia de 50 hz).

El Brasil debe contar con la inserción del gas natural argentino en la matriz energética del Rio Grande do Sul. Existe el proyecto de un gasoducto de 400 km interligando las ciudades de Entre Ríos y Uruguayana para filtrar la producción de una usina argentina de gas a ciclo combinado, cuya energía será comprada por la Compañía Estadual de Energía Eléctrica de Río Grande do Sul (CEEE). Su operación está prevista para 1988.

Argentina le venderá a Brasil excedentes de su potencia eléctrica por un volumen equivalente a 1.000 megawatts, en un paso decidido hacia la interconexión de redes y la libre comercialización regional del fluido. Este primer acuerdo será seguido por un compromiso brasileño de adquirir otros 2.000 MW.

La venta de potencia firme a Brasil implicará la transformación de gas en electricidad a través del creciente parque de máquinas térmicas de última generación, a la vez que estará acompañada por la posibilidad de importar energía hidroeléctrica de oportunidad durante las temporadas de abundancia de agua en Brasil.

Dado que en Argentina la demanda está creciendo a un ritmo de 7% anual acumulativo, la incorporación a pleno de Yacyretá -cuya capacidad de generación equivaldrá a 40% del consumo actual- y de la inconclusa central nuclear Arucha II será absorbida por el consumo local a partir del año 2000. Sin embargo, el mayor consumo será absorbido por el desarrollo de importantes proyectos térmicos, basados en centrales de gas de ciclo combinado, como los de Genelba (Pérez Companc), El Bracho (Pluspetrol), Dock Sud (Endesa de España, Astra y Bridas), y los nuevos equipos que instalará Central Puerto (Chilgener).

Antes de fines de abril de 1997 la compañía estatal brasileña Eletrosul llamaría a licitación para adquirir la potencia de 1.000 megawatts eléctricos a compañías generadoras de Argentina, en un proceso que culminará con el tendido de una línea de alta tensión y la instalación de una estación conversora por un total de U$S 180 millones.

La exportación de electricidad argentina (que supondrá ingresos anuales de hasta U$S 150 millones) se concretará a través de una conexión de 200 kilómetros entre la ciudad brasileña de Itá (Rio Grande do Sul) y la localidad misionera de Apóstoles, punto en que se realizará la conversión al sistema eléctrico del país vecino.

Por otra parte, la construcción de la represa de Garabí, sobre el río Uruguay, en el nordeste de Corrientes, será la primera gran obra emprendida en forma conjunta por la Argentina y Brasil desde la creación del Mercosur. La inversión alcanzará los 1.400 millones de dólares.

El complejo hidroeléctrico será construído en un plazo de seis años y se transformará, además, en una nueva vía de comunicación, ya que contará con un corredor vial que se complementará al puente internacional de Santo Tomé-Sao Borja. La capacidad de generación de energía será equivalente a la de Salto Grande y a más de la mitad de la represa de Yacyretá; producirá 1800 megavatios por hora.

C.2. BRASIL Y URUGUAY INTERCONECTARAN SUS SISTEMAS ELECTRICOS

Empresas estatales de Uruguay y Brasil firmaron un acuerdo para construir una planta transformadora de energía que conecte sus sistemas eléctricos. El acuerdo lo firmaron Eletrosul, la generadora eléctrica de la estatal brasileña Eletrobras, que atiende los estados del sur del país, y la estatal uruguaya UTE -Usinas y Transmisiones Eléctricas.

La planta transformadora, con un costo de 32 millones de dólares -divididos en partes iguales entre los dos países-, convertirá la frecuencia del sistema eléctrico de Uruguay, que trabaja a 50 hertz, a los 60 hertz de frecuencia que utiliza el sistema brasileño, y viceversa. La planta transformadora se construirá en Rivera y tendrá capacidad para intercambiar hasta 70 megawattss de electricidad.

La conversión de frecuencia permitirá, al menos técnicamente, cualquier intercambio de energía entre los dos países socios del Mercosur.

Las obras concluirán 36 meses después de la firma del acuerdo, y Brasil y Uruguay podrán intercambiar energía en el segundo semestre de 1999. El intercambio permitirá a ambos países comercializar energía con tarifas más baratas debido a que sus períodos de lluvias son complementarios. Parte de la electricidad comprada a Uruguay cubrirá las necesidades del estado brasileño de Río Grande do Sul, entre noviembre y enero, cuando la demanda aumenta, porque los agricultores utilizan sistemas hidráulicos de riego.

Eletrosul estudia la posibilidad de instalar otras plantas transformadoras que permitan un mayor intercambio energético con Argentina y Uruguay. UTE analiza llevar a una potencia de 100 megavatios la futura interconexión eléctrica entre Rivera y Santana de Livramento, que originalmente estaba prevista para funcionar con 70 megavatios.

Ello implicaría la construcción de una línea de transmisión desde Artigas, y tiene por objetivo maximizar la posibilidad de exportar energía eléctrica a Brasil.

C.3. ARGENTINA/URUGUAY. GASODUCTO EN LA RIBERA DEL RIO URUGUAY.

En el próximo mes de noviembre comenzará en la provincia argentina de Entre Ríos la construcción del gasoducto que permitirá a la empresa petrolera uruguaya ANCAP y a su filial en el vecino país, "Petrouruguay S.A.", extenderlo al litoral oeste del país.

El acuerdo ha quedado abierto a la posibilidad de que se sume a la obra UTE (Usinas y Transmisiones Eléctricas), que proyecta construir en la zona del litoral noroeste del país una planta de generación de energía alimentada por gas natural.

Los expertos uruguayos han calculado que la ciudad de Paysandú será la de mayor consumo de gas en razón de su importante parque industrial. El proyecto uruguayo, luego de que Entre Ríos decidió llegar hasta Colón con su gasoducto prevé la entrada del fluido por Paysandú en razón de que esa ciudad consumirá con sus industrias 200.000 metros públicos por día.

El principal cliente será la fábrica de portland de Paysandú propiedad de la ANCAP, seguida de las demás agroindustrias allí ubicadas y que producen cervezas, maltas, textiles, cueros curtidos y maderas procesadas provenientes de las plantaciones forestales de la zona.

El Presidente de UTE Carminatti se manifestó ferviente partidario de la llegada al país del gas natural pese a que ello pueda implicar para UTE la pérdida de parte de sus 1.080.000 clientes.

El jerarca señaló que el ente será el principal consumidor. En ese sentido, explicó que las unidades 5 y 6 de la central Batlle y Ordóñez van a ser utilizadas con gas natural y lo mismo ocurrirá con dos turbinas de La Tablada, a lo que deberá sumarse la construcción de una central en el litoral del país.

Agregó que el ente prevé que el gasoducto que llegará a Montevideo desde Buenos Aires tenga también una continuación hasta Brasil.

Argentina y Uruguay han llevado a cabo conversacionse sobre la posible unificación de los mercados energéticos de ambos países. Argentina desea la creación hacia 1997 de un mercado único y por eso ha presionado a Uruguay para que apruebe una Ley de Marco Regulatorio, que permita tener reglas comunes -similares a las argentinas-..

Por otro lado, se firmó un acuerdo por el cual la segunda línea de la represa argentino-paraguaya de Yacyreta se conectará con el cuadrilátero de distribución de la de Salto Grande.

C.4. URUGUAY - PARAGUAY

Se firmó un acuerdo de cooperación energética entre ambas naciones. El entendimiento implica la absorción por el sistema uruguayo de excedentes energéticos del sistema hidroeléctrico paraguayo, mientras Uruguay brindará descarga, almacenaje, bombeo y transporte de petróleo crudo, mediante la utilización de sus plantas. Al mismo tiempo contempla el suministro recíproco entre los países de cualquier tipo de hidrocarburos y la refinación de crudo perteneciente a Paraguay en las instalaciones uruguayas.

Paraguay tiene un excedente hidroeléctrico de gran importancia pero su única refinería no alcanza a procesar todo el crudo que debe importar, por lo que está interesado en utilizar las instalaciones de La Teja y la boya de José Ignacio.

Los excedentes que recibirá Uruguay procederán seguramente de la represa de Acaraí que se encuentra, a diferencia de Yacyretá, íntegramente en territorio guaraní.

Cuando Uruguay tiene problemas de abastecimiento debe recurrir a prender sus centrales de respaldo térmico, cuyo funcionamiento es muy costoso, o importar electricidad desde Argentina.

C.5.BOLIVIA - BRASIL

Comienza la construcción del gasoducto Bolivia - Brasil.

El gasoducto será realizado por un consorcio incluyendo a Petrobras y a BTB (British Gas, a BHP /Australia & Tenneco Gas/ EEUU), a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos & Enron/EEUU, beneficiando a siete estados brasileros y teniendo una capacidad de transporte de 8 a 16 millones de litros de gas natural.

Petróleos brasileños (Petrobrás) extenderá el gasoducto binacional Brasil-Bolivia hasta el Estado de Río Grande do Sul, en el extremo Sur de dicho país. El gasoducto, que transportará el gas natural desde la ciudad boliviana de Santa Cruz de la Sierra hasta el estado brasileño de San Pablo -en su primera fase-, alcanzará una longitud de 500 kilómetros cuando llegue hasta Río Grande. Las obras deberán comenzarse en 1997. La extensión del gasoducto fue oficializada mediante la firma de un acuerdo entre la Compañía de Gas de Río Grande do Sul (SULGAS) y Petrobrás. En el convenio, la primera se compromete a distribuir en el sur del país, a partir del segundo semestre de 1999, un total de 1.2 millones de metros cúbicos diarios de gas natural y Petrobrás, a invertir U$S 100 millones en la construcción del trecho de 200 kilómetros que atravesará todo el estado sureño.

Por otra parte, un consorcio integrado por empresas bolivianas - Bolivian Power Comany, Corani S.A., Eléctrica Guaracachi S.A. y Valle Hermoso S.A. -presentó un proyecto de U$S 657 millones para el suministro de 450 megawatts (MW) a la capital de Mato Grosso, hasta el año 1999. El proyecto incluye la construcción, a partir del próximo año, de una central termoeléctrica alimentada a gas, con capacidad de generar 500 MW en la ciudad boliviana de Cochabamba. También está prevista la instalación de una red de transmisión de energía de 660 kilómetros entre Cochabamba y Corumbá.

C.6. BRASIL - VENEZUELA

Brasil y Venezuela firmaron (febrero 1997) un acuerdo de intención para llevar a cabo la interconexión eléctrica entre la represa venezolana de Macagua II y la ciudad de Boa Vista, capital del Estado Roraima.

El contrato tiene una vigencia de 20 años incluye aspectos comerciales y las responsabilidades en la construcción de las obras consideradas necesarias. La fecha de inicio del envío de electricidad es diciembre de 1998.

El acuerdo firmado confirma la decisión brasileña de estrechar la integración energética con Venezuela, que incluirá, además un aumento de las compras de petróleo y derivados de Brasil, que actualmente suman 800 millones de dólares anuales.

C.7. ARGENTINA - CHILE, O LA GUERRA DEL GAS

Chile firmó un acuerdo comercial con el Mercosur, del tipo 4+1, para la formación de una zona de libre comercio. Pero los chilenos no prevén un mercado único de la energía eléctrica hasta el próximo siglo, en caso de que llegue a formarse uno.

Argentina cuenta con grandes reservas de gas natural, Chile tiene grandes requerimientos energéticos que no puede satisfacer internamente. Esto ha dado origen a grandes proyectos para satisfacer la demanda chilena a partir de los recursos argentinos. Dichos proyectos se confrontaron en una verdadera "guerra del gas". Uno de los dos consorcios en pugna parece haber tomado la delantera.

Las proyecciones indican que entre 1997 y el 2004 el consumo chileno de gas más que se triplicará, pasando de 1.820 a 6.122 miles de m3 por día.

Dos consorcios internacionales frente a frente

El consorcio Gasoducto Trasandino (TransGas), que propone la construcción de un gasoducto para abastecer al mercado chileno con gas argentino a través de Neuquén, está perdiendo participantes, que prefieren pasar a engrosar las filas de su competidor GasAndes. La chilena Empresa Nacional de Electricidad (ENDESA), firma controlada por el grupo chileno Enersis, decidió abandonar TransGas y participar en el consorcio GasAndes (con una participación que será del 10%).

TransGas es encabezado por la norteamericana Tenneco, la inglesa British Gas e YPF, e incluye además a ENAP de Chile, Astra, Bridas, San Jorge y Pluspetrol de Argentina.

GasAndes construirá un gasoducto para abastecer la zona central de Chile desde la Argentina, a la altura de Mendoza. Este consorcio tiene como principal accionista a la canadiense Novacorp, junto con las argentinas Techint y CGC (Grupo Soldati), las chilenas Gasco y Chilgener, Santa Fe Energy y Monumental Oil de los EEUU..

ENDESA había suscrito una opción con GasAndes para el transporte de 1,65 millones de metros cúbicos diarios de gas argentino, por un período de 25 años, para abastecer una central de ciclo combinado que la empresa chilena proyecta poner en funcionamiento en enero de 1998.

ENDESA, a su vez, acordó invitar a la norteamericana Entergy -con la que comparte en la Argentina la propiedad de Central Costanera y de la distribuidora Edesur- a participar en el proyecto de la mencionada central de ciclo combinado. Entergy también se desvinculó del consorcio TransGas con el que estaba relacionado mediante un contrato de compra de gas. Entergy proyecta la construcción de dos centrales a gas en la zona central de Chile y la razón esgrimida para su desvinculación es que el proyecto no le aseguraba un adecuado abastecimiento de combustible.

La retirada de Entergy, que siguió a la del grupo chileno Enersis, provocó un serio problema a TransGas cuya continuidad ha quedado en duda, aunque los ejecutivos del consorcio reafirmaron su voluntad de seguir adelante con el proyecto. En un intento por salvarlo se abocarán a la búsqueda de potenciales nuevos clientes, principalmente en el sector industrial. Los clientes que le quedan a TransGas, principalmente la norteamericana Southern Electric, están estudiando la situación y adoptarán decisiones que podrían significar el fin definitivo del proyecto.

Southern analiza actualmente la posibilidad de asociarse con la estatal chilena Colbún -que participa en GasAndes a través de un contrato de compra de gas- con miras a su próxima privatización.

En este contexto, TransGas afronta la difícil disyuntiva de tener asegurado el abastecimiento de gas, a partir de un tendido propio desde la provincia argentina de Neuquén, pero al mismo tiempo se ha quedado sin clientes importantes, lo que ha terminado por comprometer a YPF. La petrolera argentina apostó desde el comienzo por el proyecto de TransGas, del que posee 10% de la propiedad accionaria. Actualmente estaría revisando su posición. Existen versiones de que estaría a punto de firmar un contrato de venta de gas con compradores chilenos asociados a GasAndes.

Como parte de la "guerra del gas" fuentes de TransGas informaron que por Resolución 55/95 del 18 de octubre de 1995 del jefe de Gabinete del Poder Ejecutivo Nacional argentino fue otorgada a Astra, Bridas, Pluspetrol, Petrolera San Jorge e YPF una concesión de transporte de gas natural desde la cuenca neuquina hasta la frontera argentino-chilena, en los términos de la Ley de Hidrocarburos y en el marco del Protocolo No.2 del Acuerdo de Complementación Económica Argentino-Chilena.

A partir de esta resolución, el grupo de empresas que integran TransGas insistió en que es el único de los consorcios en pugna que reúne todas las condiciones necesarias para llevar adelante el proyecto de un gasoducto a Chile: autorización para exportar a Chile -a nombre de YPF y por un nivel de 5 millones de metros cúbicos diarios-, además de las reservas certificadas de gas, que son un requisito esencial para conseguir las autorizaciones para exportar y transportar gas y la existencia de compradores del lado chileno.

Tres meses antes de lo previsto comenzará a funcionar el gasoducto que une la provincia argentina de Mendoza con Santiago, Chile, aunque desde mediados de julio el combustible ya fluirá hacia los consumidores residenciales e industriales de la capital trasandina. La inauguración oficial será el 7 de agosto.

El gasoducto GasAndes -cuya construcción se inició en octubre de 1995- posibilitará la primera gran exportación gasífera argentina y representará ingresos del orden de los U$S 300 millones anuales.

La obra transportará 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural al área de Santiago, en coincidencia con nuevas regulaciones tendientes a limitar la elevada polución que padece la capital chilena y que favorecen el uso de combustibles no contaminantes.

GasAndes está liderado por la canadiense Novacorp e integrado por las argentinas Techint y CGC (también socias de TGN), las norteamericanas Lones Star, Santa Fe Energy y Duke Power, la australiana BHP y las chilenas Gasco, Copec y Chilgener.

La obra -que tiene 467 kilómetros de extensión y transportará gas producida en Neuquén a través de una extensión hacia la frontera del gasoducto Centro Oeste, en su paso por la provincia cuyana- costó U$S 325 millones de inversión inicial. Pero, con obras por U$S 200 millones de la distribuidora Metrogas Chile y la construcción de la central térmica Renca, que insumirá U$S 400 millones, el costo total se acercará a U$S 900 millones. Según el proyecto, la inversión directa en números precisos será de U$S 879 millones, de los cuales U$S 717 millones corresponden a Chile y U$S 162 a la Argentina.

Las argentinas Techint y McKee del Plata (grupo Soldati) están a cargo de la obra civil, que demandó U$S 130 millones, mientras los caños costaron U$S 80 millones y las estaciones compresoras U$S 17 millones.

El cruce de la cordillera (high country) -que del lado argentino recorre 60 kilómetros entre Cruz de Piedra, Los Paramillos y el Paso Maipo- alcanza 3.400 metros de altitud.

El grupo internacional tiene ya asegurado el transporte de gas argentino para los diez primeros años de vida del proyecto, a través de contratos por hasta 10 millones de metros cúbicos diarios, celebrados entre compradores chilenos y las argentinas Sierra Chata (Santa Fe Energy), Total Austral e YPF.

La capacidad de transporte ha sido contratada por Metrogas Chile -la distribuidora santiagueña controlada por las chilenas que integran GasAndes-, las centrales de Renca y Colbún, Endesa y Chilgner-CGE. Un remanente de 800.000 metros cúbicos diarios de capacidad ha sido puesto a remate (open season) por GasAndesa fin de facilitar el cierre de contratos entre compradores y vendedores de gas hasta completar la capacidad de diseño del ducto.

GasAndes es sólo una transportista autorizada por ambos países, y no interviene -solo facilita- en las transacciones entre compradores y los vendedores argentinos de gas.

Dos de las empresas integrantes de GasAndes se disponen a tender un segundo gasoducto, que unirá directamente el yacimiento neuquino de Loma de la Lata con la ciudad chilena de Concepción. El proyecto GasSur, cuya construcción podría comenzar en el segundo semestre de este año, insumirá una inversión cercana a los U$S 200 millones para una traza de alrededor de 200 kilómetros, y tendrá una capacidad de transporte de 2 millones de metros cúbicos de gas al día.

Las compañías que desarrollan el proyecto son NovaGas Internacional -operadora de GasAndes y de la red argentina Transportadora de Gas del Norte (TGN)- y la chilena Gasco. El resto de las empresas que participan de GasAndes aún no ha decidido su adhesión a esta segunda fase.

Fuertes impactos en Chile

La llegada del gas se ha dejado sentir fuertemente en Chile. El mercado bursátil reaccionó con inquietud frente a las proyecciones sobre la caída en los precios de la energía eléctrica, que fluctuaron entre un 10 y un 60%.

El principal detonante de la situación ha sido el dilema sobre la construcción de uno o dos gasoductos, uno perteneciente a TransGas y el otro a GasAndes, ambos vinculados a grandes consorcios norteamericanos (Tenneco) y canadienses (Novacorp) respectivamente, que traerían el gas desde Argentina. Está hecho, combinado con la construcción de un número aún no determinado de centrales termoeléctricas, podría resultar en una guerra comercial.

Hoy en día las mayores fuentes de generación eléctrica en el mundo, en orden de costo de menor a mayor, son: hidráulica, atómica, térmica, de diesel o a turbina de gas.

En Chile existen -actualmente- dos formas de generación de esta energía: las centrales hidroeléctricas, en las cuales el agua hace girar turbinas para generar electricidad y las centrales termoeléctricas, que utilizan combustible como carbón, petróleo -y eventualmente gas- para generar vapor y producir el mismo resultado.

La generación primaria de electricidad es hidráulica ya que existen los recursos naturales para ello. En períodos de punta extendida de consumo se utiliza el apoyo de las centrales térmicas, para cubrir los sobreconsumos.

La guerra del gas: una batalla global

Esta no es la única batalla en la que luchan Tenneco y Novacorp, ya que la primera firma está participando en el proyecto del gasoducto entre Brasil y Bolivia, y Novacorp ya se adjudicó parte de la transportadora de Gas del Norte en Argentina. Al respecto es importante tener claro que luchas como ésta tienen repercusión en la imagen internacional de estas compañías, por lo cual la importancia de una victoria supera ampliamente las fronteras chilenas.

Tanto TransGas y GasAndes se encuentran a la espera de las concesiones que debe otorgar el gobierno para dar la partida definitiva al proyecto de los gasoductos, decisión que ha sido aplazada.

El otorgamiento de las concesiones ha sido aplazado dado que la Comisión Resolutiva Antimonopolios acogía un recurso presentado por la compañía norteamericana Entergy en contra de GasAndes, que solicitó una investigación al proceso de open-season por parte de esta empresa, argumentando que no habría contado con la misma cantidad de tiempo que las demás empresas para evaluar la contratación de combustible con ese consorcio.

Por su parte, el competidor TransGas, decidió estudiar la posibilidad de impugnar la determinación de la Comisión Resolutiva argumentando que, en lo que se refiere a su proyecto, no existen antecedentes para justificar esta medida.

Para Nick Clagen, Gerente General de GasAndes, es claro que sólo existe lugar para un gasoducto: "no hay lugar para dos, el mercado no es suficientemente amplio lo cual podría llevar a tomar decisiones irracionales de inversión, que afectarían a las compañías que participan. Creo que en cualquier caso el mercado será conquistado por el primer gasoducto que comience a operar, en nuestro caso tenemos un agresivo programa de construcción que comenzará en octubre o noviembre de este año, sólo estamos esperando la concesión para empezar".

Esperan ventajas para industriales y consumidores

Se espera -en medios empresariales- que la llegada del gas significará una disminución en el precio de la electricidad, ya que bajarán los costos de generación, lo cual implica un claro beneficio para los consumidores, a nivel particular y empresarial. La construcción de nuevas centrales termoeléctricas utilizando este combustible, ampliará la oferta y aumentará la competencia.

Al respecto, el subsecretario de Economía, Angel Maulén resaltó la importancia de la disponibilidad de energía como un requisito para el desarrollo del país, siendo un desafío que corresponde al sector privado. Al respecto se refirió a los gasoductos como: "un hito en este sentido, ya que es un mercado nuevo, desarrollado totalmente por el sector privado desde su inicio, bajo un esquema de competencia. Esta situación está fuertemente ligada a la internacionalización de la economía, -no es casual que en los proyectos estén involucradas importantes empresas extranjeras-, y nos permitirá transformarnos en líderes en el sector energético en América Latina".

Angel Maulén también se refirió al perfeccionamiento de un marco legal para estructurar mercados competitivos, disminuyendo la regularización estatal: "se trata de proteger la competencia no los competidores, para lo cual debemos intentar prever escenarios futuros y protegernos contra las prácticas anticompetitivas".

La pregunta clave es el porcentaje real de disminución de costos, para el cual se han proyectado cifras que varían entre un 10 y 60%. Esta última cifra fue desestimada por la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González quien argumentó que lo realmente posible es que los precios de nudo disminuyeran entre un 10 y 20%, llegando a un 25% si existiera una sobreoferta, dado que el mercado tiene formas de responder y considerando que las empresas generadoras de electricidad deberán actuar dentro de un marco de racionalidad. También contempló la posibilidad de eliminar las centrales más ineficientes del sistema, en caso de existir demasiada oferta.

La Ley argentina regula la producción, transporte asociado y el tratamiento del gas natural. Existen al respecto garantías que evitan una discriminación entre ambos mercados, no existiendo riesgos de que los chilenos deban pagar mayores tarifas que los argentinos.

D. ALIANZAS EMPRESARIALES

La integración energética en el Cono Sur, no sólo refiere a acuerdos entre Estados o a obras de interconexión. Incluye también alianzas estratégicas entre empresas del sector energía, como la que ejemplifican YPF de Argentina y Petrobrás de Brasil.

YPF, la petrolera argentina privatizada, y Petrobras, la petrolera estatal brasileña, firmaron un protocolo para el desarrollo de oportunidades comerciales conjuntas, para lo cual crearán empresas que operarán en Argentina y Brasil. Ambas empresas se proponen aprovechar la infraestructura de refinación y comercialización de que disponen para atender el crecimiento del mercado regional e identificar nuevas oportunidades de negocios.

El protocolo establece que una vez identificados negocios específicos, las compañías discutirán la concresión de acuerdos de accionistas con vistas a constituir empresas conjuntas -al 50% y 50%-, pero abriendo la posibilidad de participación de terceras firmas. A su vez, están preparando negocios para concretar inmediatamente. Una de las iniciativas será la de efectuar un relevamiento del potencial petrolífero de 3.000 kmts. de la costa atlántica, en un área llamada Norte Malvinas hasta Bacia de Pelotas, que se extiende desde la costa argentina a la altura de las islas Malvinas hasta Pelotas, en la frontera de los estados brasileños de Río Grande do Sul y Santa Catarina. El relevamiento, en el que también participará la petrolera estatal uruguaya Ancap, cubrirá un área con lámina de agua de 200 a 1000 metros y comprenderá una revisión sísmica y geológica en una etapa preliminar a la prospección propiamente dicha.

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.

Sólo el Mega, que busca montar una planta separadora de gases en Neuquén y otra fraccionadora en Bahía Blanca - unidas por un poliducto de 600 kilómetros- , demandará una inversión de unos u$s 500 millones sin contar impuestos ni intereses.

En tanto, el nuevo holding que impulsan YPF y Petrobrás para comercializar sus productos demandará otros u$s 750 millones. Según los términos del acuerdo, YPF tendrá 38% de la sociedad, Petrobrás el 34% y Dow 28%. La participación de Dow en el proyecto está atada a una necesidad estratégica: la compañía es dueña -junto a YPF e Itochu- del Polo Petroquímico de Bahía Blanca, y precisa incrementar la disposición de etano, ya que tiene comprometidos u$s 300 millones para incrementar su producción de etileno.

Para la firma norteamericana este paso es clave para convertirse en proveedor a nivel regional. A su vez, Dow también es el principal accionista en Polisur, la productora de polietileno en la que desembolsará otros U$S 250 millones para ampliar su capacidad.

Para Petrobrás, el principal objetivo del Mega es quedarse con las casi 500.000 toneladas de propano-butano (gas licuado de petróleo) que dejará en Bahía Blanca el poliducto. Desde allí, la petrolera brasileña prevé exportarlo al Brasil, donde se consumen 6,5 millones de toneladas de gas licuado, de los cuales se importan más de 2 millones desde el Golfo Pérsico con un alto componente de fletes. Con la provisión desde Bahía Blanca se busca abaratar los costos.

E. LA COOPERACION ENERGETICA EN EL GRUPO DE LOS TRES

El Grupo de los Tres, conformado por Colombia, México y Venezuela, creado el 9 de junio de 1989, que está desarrollando políticas concretas de cooperación económica con una fuerte presencia del capital privado de los tres países. La metodología de trabajo conformación de grupos de alto nivel en las distintas actividades de cooperación. constituido cerca de 14 grupos, sobresalen por su grado de desarrollo, los de energía, comercio y telecomunicaciones.

Su objetivo en el campo energético consistía en crear una cuenta energética entre Colombia, Venezuela, Centroamérica y México. Constituyeron grupos de trabajo en las áreas del carbón, la interconexión gasífera, la interconexión eléctrica hidroelectricidad, grupo de ahorro y eficiencia energética.

La cooperación energética tiene el gran reto de articular los campos de actividad ya mencionados, con la finalidad de contribuir a la elaboración de un esquema de planificación energética regional de largo plazo de un carácter integral que privilegie mucho más los diseños estratégicos que los vaivenes de los mercados internacionales de los productos energéticos.

Proyectos e intercambios energéticos en el G-3

El carbón

En el Grupo sobresalen actualmente las actividades carboníferas de Colombia que cuenta con reservas probadas de aproximadamente 4.576 millones de toneladas, Venezuela, dispone de amplias reservas probadas, aunque no explotadas. México no posee reservas de consideración, perfilándose una importante demanda de carbón importado.

El Grupo de los Tres puede ser un excelente instrumento institucional para que Colombia y en menor medida Venezuela suministren cantidades apreciables del total requerido por México.

Las posibilidades de inversión conjunta entre el capital mexicano y el colombiano son muy altas, tanto en las actividades de extracción del mineral como de exportación desde Colombia hacia México y de adecuación de obras de infraestructura para facilitar todo el proceso exportador.

Gas natural

Venezuela es una potencia mundial en gas natural al ostentar el noveno lugar en cuanto al nivel de las reservas. La producción y la relación de reservas a producción han venido en constante aumento,

Colombia está entrando en la cultura del gas con el "Programa para la masificación del consumo de gas" recientemente puesto en marcha por el gobierno colombiano. Los mayores requerimientos de gas en Colombia hacen necesaria la importación de una parte de los mismos. El panorama del déficit futuro de gas natural en Colombia ha cambiado con el descubrimiento del gas asociado de Cusiana y con las mejores perspectivas del incremento de la oferta interna en otros lugares de reserva de gas.

Para efectuar las importaciones de gas desde Venezuela hacia Colombia se planea la construcción de un gasoducto.

Interconexión eléctrica

La interconexión eléctrica tiene como objetivo la utilización de los recursos destinados a la generación, transmisión y distribución de la energía en las regiones fronterizas. En el caso de la interconexión eléctrica en el Grupo de los Tres con Centroamérica, un logro inicial de la cooperación energética es la selección de proyectos por parte de cada uno de los países, cuya construcción no estaba comprometida dentro de los programas de expansión del sector en el corto plazo, considerando la ubicación de los proyectos respecto a la frontera con países vecinos y con la posición de las líneas de transmisión.

Dentro de la cartera de proyectos hidroeléctricos de integración sobresalen ampliamente los de Venezuela y Colombia

En 1992) estaba en construcción el proyecto de interconexión entre las subestaciones Cuestecitas (Guajira) y Cuatricentenario (Zulia), y en los años siguientes se realizaría la construcción del segundo circuito entre el Corozo (Colombia) y San Mateo (Venezuela). Se estaba estudiando la construcción de una línea de interconexión, paralela a Cuestecitas y Cuatricentenario.

La interconexión con Centroamérica es un proyecto de vasto alcance que se enfrenta a dificultades de diversa índole, especialmente en el aspecto financiero y en el de la infraestructura.

Aparte de las dificultades de orden financiero, se advierten las de infraestructura, lo que ha llevado a proponer el fortalecimiento de las interconexiones bilaterales. Desde luego, este proyecto es de gran trascendencia para la integración latinoamericana, en una perspectiva de gran largo plazo.

Conclusiones:

1. La cooperación energética en el Grupo de los Tres es una realidad en cuanto a la importancia de las transacciones y de los proyectos conjuntos de inversión que se registrarán en el presente decenio.

2. Las actividades de intercambio e inversión más significativas en el Grupo de los Tres, en cuanto a cooperación energética se refiere, son: las ventas de carbón colombiano a México, la construcción del gasoducto colombo-venezolano, las importaciones de gas natural venezolano por parte de Colombia, y la interconexión eléctrica entre Colombia y Venezuela.

Las actividades de la cooperación energética tendrían los siguientes números:

- las ventas anuales de carbón térmico colombiano a México valdrían cerca de 140 millones de dólares anuales al finalizar la presente década;

- si bien no ha terminado aún el proceso de negociación de la tarifa que cobraría Venezuela a Colombia por la venta de gas natural, puede adelantarse una cifra del orden de los 55 millones de dólares anuales en promedio para el período comprendido entre 1995 y 2000;

- las compras de electricidad por parte de Colombia procedentes de Venezuela no pueden estimarse aún. Niveles de entre 15 y 20 millones de dólares anuales en los próximos años no serían desproporcionados, hecha la consideración de que ya estarían funcionando los dos circuitos de interconexión eléctrica y otros proyectos más, los cuales podrían alcanzar una capacidad de generación por encima de los 300 MW en total;

- el valor de la construcción del gasoducto colombo-venezolano se estima en unos 140 millones de dólares. Desde el punto de vista de la integración binacional, del Grupo de los Tres e incluso del Pacto Andino, sería de la mayor utilidad el que la construcción del gasoducto se realizara como un solo proyecto que hiciera abstracción de las fronteras geográficas. Así, se podría fijar el precio de venta del gas natural desde el lugar de extracción en Venezuela hasta el lugar de consumo en Colombia.

La importancia del comercio y los proyectos conjuntos sobrepasan las fronteras de lo energético, al punto que en la década del noventa asistiremos a un comercio trilateral fuertemente influido por estas transacciones y a una construcción de infraestructura física energética con presencia de esta forma de cooperación.

La construcción del gasoducto colombo-venezolano, los proyectos de interconexión eléctrica entre Colombia y Venezuela, y las inversiones conjuntas colombo-mexicanas en el sector del carbón, serán actividades que estarán gravitando positivamente sobre la infraestructura energética colombiana. Aún más, estas actividades promoverán cambios positivos en las empresas colombianas directamente vinculadas a estos proyectos

F. EL ACUERDO DE SAN JOSÉ:

El 3/08/95 se firmó la decimoquinta renovación del Programa de Cooperación Energética para Centroamérica y el Caribe (PCE) conocido como Acuerdo de San José.

Objetivos: encontrar fuentes seguras de suministro de hidrocarburos para los países importadores de América Latina y aliviar el peso de las facturas petroleras sobre sus economías.

El acuerdo se instrumenta mediante contratos intergubernamentales de suministro petrolero y los convenios de facilidades crediticias. En el texto original aparecen como beneficiarios los seis países centroamericanos (Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá), así como tres caribeños (Barbados, Jamaica y la República Dominicana). En 1988 se adhirió Belice. Haití a tenido idas y venidas pero actualmente se encuentra fuera del acuerdo.

En los contratos de abastecimiento petrolero se estipulan las condiciones de entrega según las políticas y prácticas comerciales de las naciones productoras. En materia de precios rigen las condiciones de mercado y no se otorgan descuentos ni cobros preferenciales. Para México y Venezuela el PCE constituye, además de un mecanismo de cooperación, una forma de asegurar un mercado relativamente pequeño pero constante y con potencial de crecimiento.

México y Venezuela ofrecieron en principio destinar 30% de la factura petrolera a un fondo financiero para abrir líneas de crédito preferencial de corto y largo plazo, cuyas condiciones iniciales tuvieron ciertas variaciones al paso del tiempo.

El Fondo de Inversiones de Venezuela (FIV) opera los créditos de largo plazo que proporciona este país sudamericano, mientras que el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) ha administrado desde 1984 los que México otorga a las naciones del istmo (con la única excepción de Panamá).

Las fuentes de suministro se han diversificado y el aprovechamiento del pacto petrolero con México y Venezuela marcha cuesta abajo. Entre las razones principales figura el peso creciente de los productos elaborados en las importaciones subregionales de energéticos, alentado por los atractivos precios internacionales de los derivados del petróleo.

Otro factor importante es la liberalización del mercado de los hidrocarburos en algunos países, de suerte que gran parte de las compras se realizan sin intervención estatal. También influyó la exigencia de utilizar cartas de crédito para el pago de las facturas, lo cual dio lugar a cierto encarecimiento respecto al pago mediante transferencias directas.

De 1987 a 1993 Venezuela cubrió en promedio alrededor de 25% del abastecimiento total de hidrocarburos a Centroamérica, mientras que la participación de México cayó en ese lapso de 27 a 7 por ciento. Durante el bienio 1992 - 1993 el PCE atendió apenas el 30% del suministro total y el resto provino de EEUU (23%); Ecuador (14%); México, fuera del PCE (11%); Venezuela, al margen del pacto petrolero (4%), y otros países (18%).

En forma paralela con la tendencia decreciente de las compras de crudo, la utilización de créditos de corto plazo con recursos provenientes de la factura petrolera con México se tornó cada vez menor.

En los primeros tiempos del PCE se buscó ante todo garantizar el suministro petrolero a la zona, de cara a un mercado inestable en manos de los vendedores y la fuerte dependencia petrolera de los países beneficiarios.

El tema de la seguridad del suministro ya no parece ser el de mayor interés para las futuras renovaciones del PCE. No obstante, desde el punto de vista estratégico la voluntad reiterada de los gobiernos de México y Venezuela para asegurar el abastecimiento de hidrocarburos guarda enorme importancia y, más aún, debe considerarse un privilegio.

Por ahora, el financiamiento de nuevas inversiones con base en los fondos generados mediante el PCE resulta el rasgo más atractivo para los países del istmo centroamericano. De todos modos es menester revisar el funcionamiento del PCE y emprender los ajustes pertinentes conforme a "los requerimientos de los países solicitantes y las disponibilidades de los proveedores".

Los aspectos de regularidad y confiabilidad (eliminación de pérdidas de tránsito) en los abastecimientos de México y Venezuela han cobrado más importancia para fortalecer el pacto petrolero y cumplir sus objetivos básicos. A diferencia de los primeros años del PCE, el mercado petrolero internacional no se encuentra en manos de los vendedores, los precios son más bajos y la oferta abundante. La pérdida de interés temporal por el petróleo mexicano y venezolano, sin embargo, no debe agotar la voluntad de cooperación ni la búsqueda de nuevos espacios para cultivarla con miras al próximo milenio.