Castellano

Trabajo Preparado por Thomas Andrew O'Keefe para el Comité VIII: Derecho del Desarrollo y la Integración XLIII Conferencia de la Federación Interamericana de Abogados México, Distrito Federal, 13 al 16 de junio de 2007.

I. La Integración Energética en el Cono Sur

Una importante explicación por el dinamismo del sector de energía en el Cono Sur durante la década de los 90 fue la decisión por parte de muchos gobiernos de privatizar o desregular en parte o totalmente dicho sector. En el caso de Chile esta innovación comenzó en los años 70, y eventualmente fue implementado en la República Argentina y en Brasil a comienzos de los años 90. Sin duda se cometieron errores en cuanto a la implementación de este proceso, pero también es innegable que las privatizaciones y la desregulación atrajeron grandes flujos de inversión extranjeras acompañadas de nuevas tecnologías. Este fenómeno contribuyó a un parque energético menos contaminante, mejor preparado para atender la gran expansión de la demanda durante los años 90, y capacitado para ofrecer un servicio más eficiente y menos costoso para el consumidor. Al mismo tiempo, el hecho que muchas de estas empresas extranjeras gozaban de inversiones en más de un país del Cono Sur, sirvió para incentivar una mayor integración regional del sector de energía.

La Integración Hídrica

Al contrario de lo que sucedió más tarde con otras fuentes de energía, la integración hidroeléctrica del Cono Sur se desarrolló durante la década de los 70, una época marcada por mucha participación estatal en el sector de energía. La fuerte participación estatal se puede explicar, en parte, por el hecho que solo el sector público estaba en condiciones para avalar los extensos préstamos que se necesitaban para construir las masivas represas y poder aguantar las décadas que se requería en lograr una ganancia sobre la inversión inicial. Además, en vista que muchas de las represas se construyeron sobre poderosos ríos que marcaban las fronteras entre los diferentes países, esto hizo inevitable una mayor integración del sector hidroeléctrico en el ámbito regional.

Durante la década de los 70 se construyó la represa de Salto Grande sobre el Rio Uruguay que contribuyó a interconectar las redes eléctricas de la Argentina y Uruguay. Irónicamente, la construcción de la represa hidroeléctrica de Itaipú sobre el Rio Paraná entre Brasil y Paraguay en 1974, contribuyó a una década de relaciones tensas entre Argentina y Brasil. En 1994 se inauguró Yacyretá sobre el Rio Paraná entre Argentina y Paraguay. La construcción de esta represa se tardó unos 20 años en realizarse, gracias a problemas de corrupción en ambos lados de la frontera.

La Integración Eléctrica

A pesar de que hace décadas que existe una pequeña interconexión que une las redes eléctricas de Argentina y Brasil a la altura de Paso de los Libres y Uruguaiana, la primera interconexión de importancia se hizo en 2000 cuando ENDESA terminó de construir dos plantas de conversión en la ciudad fronteriza de Garabí en el Estado de Rio Grande do Sul. Dichas plantas pueden trasmitir 2000 megavatios de electricidad por hora de la Argentina para Brasil, pero solamente 500 megavatios por hora en la dirección contraria. Esto se explica porque cuando se construyeron las plantas de conversión se pensaba que Brasil, gracias a su alta dependencia en la no siempre confiable hidroelectricidad, tendría más necesidad de importar electricidad que la Argentina. En esa época, Argentina gozaba de un gas natural barato y abundante para generar su propia electricidad y exportarlo a los países vecinos.

Existen dos interconexiones eléctricas menores entre Argentina y Uruguay, además de la ya mencionada Salto Grande que es la más significante. Las redes de electricidad entre Argentina y Paraguay también están ligadas por dos interconexiones: El Dorado (Misiones)-Mariscal A. López y Yacyretá. Una más pequeña conecta Clorinda (Formosa) y Guarambaré desde 1994 para suministrar electricidad a las comunidades fronterizas del lado Argentino cuando su suministrador normal falla. Por otro lado, Paraguay tiene la ya mencionada interconexión con la red de electricidad Brasileña a través de Itaipú, mientras que existe una interconexión pequeña entre Brasil y Uruguay por Livramento-Rivera. En julio de 2006 se anunció la construcción de una nueva interconexión mucho más poderosa entre Brasil y Uruguay.

Por el momento no existe ninguna interconexión entre las redes de electricidad de la República Argentina y Chile. Esto se explica por el hecho que, hasta muy poco, los precios de la electricidad en ambos países estaban más o menos parejos. Fue solamente con la alza en precios de la electricidad gracias a un cambio en la ley Chilena en 2005 (cuando se liberalizó el precio mayorista de la electricidad) que se presentó por primera vez un incentivo económico para construir dicha interconexión. A pesar de la falta de una interconexión actual, existe una línea de alta tensión que transporte electricidad generada en una planta termal cerca de Salta con gas Argentino y que suministrar exclusivamente unas minas en el norte Chileno. Este caso tal vez sea el que mejor demuestra la carencia del marco regulativo que existió en la Argentina durante la década de los 90 y que permitió la construcción de una planta generadora en territorio Argentino usando gas nacional pero incapaz de proveer electricidad al mercado domestico.

La Integración del Mercado de Gas Natural

Entre 1996 y 2000 se construyeron cinco gasoductos conectando Argentina con Chile. En 1998 se construyó un gasoducto entre Colon en Argentina y Paysandú en Uruguay, mientras que en 2002 se terminó de construir un gasoducto que pasa debajo del Río de la Plata y transporte gas Argentino desde Buenos Aires hasta Colonia y Montevideo. En 2000 un gasoducto llamado la Transportadora de Gas del MERCOSUR o TGM fue construido para suministrar gas Argentino a una planta térmica en el estado brasileño de Rio Grande do Sul.

Durante la década de los 70 se construyó un gasoducto de Santa Cruz para transportar gas Boliviano al norte Argentino. A fines de la década de los 90 el uso de este gasoducto cayó bruscamente ya que Argentina se encontraba en una situación de autoabastecimiento y sin necesidad de importar gas natural de Bolivia. Fue entonces cuando surgieron propuestas para usar este mismo gasoducto para exportar gas Argentino hacia Brasil, ya que se pretendía establecer una interconexión con los nuevos gasoductos que recién se habían inaugurado entre San Miguel en Bolivia y Cuiabá en Brasil y otro desde Río Grande en Bolivia hasta las afueras de la ciudad de São Paulo. Con la crisis que surge en 2004 por la falta de gas en la Argentina, el escenario cambió y hoy en día la Argentina se encuentra nuevamente con necesidad de importar gas Boliviano. Para satisfacer esta nueva demanda, Pluspetrol construyó un nuevo gasoducto de Bolivia para suministrar unas plantas termales en el norte Argentino.

La Integración del Mercado de Petróleo

Argentina exporta petróleo crudo y sus derivados principalmente a los países del Cono Sur. El petróleo es enviado a Brasil y Uruguay en barcos y a Paraguay por barcazas, mientras que para Chile el crudo de la Cuenca Neuquina es transportado por el oleoducto Estensoro-Pedrals que se construyó debajo de los Andes durante los años 90. La producción de petróleo en Bolivia y Brasil sirve principalmente para abastecer sus respectivos mercados internos.

En febrero de 2002 el gobierno Argentino impuso una tasa de retención del 20 por ciento sobre toda exportación de petróleo para así evitar que la mayor parte seria enviado al extranjero, donde podría obtener un precio más alto (gracias a la congelación de precios en el mercado nacional). Con la subida brusca del precio de petróleo en el mercado internacional en 2004, el gobierno Argentino elevó la tasa impositiva al 25 por ciento en mayo de 2004, eventualmente estableciendo una tasa de retención variable entre el 25 hasta el 45 por ciento según el precio del barril de petróleo crudo en el mercado internacional.

II. La Crisis Energética Argentina Carencias del Marco Regulativo Argentino Deficiencias en el Sector de Electricidad

En 1991 el Congreso Argentino aprobó la Ley 24.065 que dividió el sector de electricidad Argentino en tres diferentes componentes: (1) generación; (2) transmisión o transporte; y, (3) distribución. Esta misma ley autorizó a la Secretaria de Energía formular una política general para el sector de electricidad y establecer reglas para la inversión y el acceso a la red eléctrica, además de otorgar permisos para la importación y exportación de electricidad. También se otorgó a la Secretaria el poder de asegurar la libre competencia en el sector eléctrico hasta que fue aprobada la Ley 25.156 de 1999, que traspasó esta función al Tribunal para la Defensa de la Competencia. La aprobación de ajustes en tarifas y la emisión de reglas y su vigilancia pasó a la jurisdicción del Ente Nacional Regulador de la Electricidad o ENRE. La Ley 24.065 también estableció una entidad con fines sin lucros que se transformó en la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico o CAMMESA para administrar el mercado mayorista “spot” donde los distribuidores compraban su electricidad.

Bajo la legislación Argentina de 1991, la generación de electricidad (que puede provenir de diferentes fuentes como el gas natural, plantas nucleares, o represas hidroeléctricas) estaba totalmente desregulada y los precios se basaban en el costo de su producción actual. Por lo general, la electricidad se vendía en el ya mencionado mercado mayorista “spot” administrado por CAMMESA. La ley también reconocía el derecho por parte de los grandes usuarios como fábricas de obtener su electricidad directamente de las generadoras sin necesidad de comprarlo de una empresa distribuidora o en el mercado “spot”. En ese caso, el grande usuario contrataba la compra de electricidad a precios fijos directamente de la generadora y se le garantizaba un acceso no-discriminatorio a las redes de transmisión para enviar la electricidad a su lugar de operaciones.

Hasta enero de 2002, las tarifas para el transporte y la distribución de la electricidad se cotizaban en dólares norteamericanos y, después de ser aprobados por la ENRE, tenían vigencia por un período de cinco años. Dentro de ese período, se reajustaban dichas tarifas semestralmente según la tasa de inflación en los EE.UU., además de agregar cualquier incremento de impuestos nacionales, provinciales o municipales. Teóricamente las empresas de transmisión y distribución podían traspasar costos imprevistos a los consumidores dentro de los cinco años si la ENRE lo aprobaba después de una audiencia pública. La realidad fue que esto raramente aconteció. Bajo el marco regulativo Argentino de los años 90, se protegía a los consumidores de grandes fluctuaciones en el precio de electricidad que se cobraba en el mercado mayorista “spot” con un Fondo de Estabilización manejado por CAMMESA. Cuando el precio de la electricidad que la distribuidora pagaba en el mercado mayorista era más bajo de la tarifa que la ENRE había aprobado, el excedente que la distribuidora recibía del consumidor final se depositaba en dicho Fondo de Estabilización. Al contrario, cuando el precio mayorista sobrepasaba la tarifa aprobada por la ENRE, las distribuidoras pagaban la diferencia con dinero sacado del Fondo y así se evitaba la necesidad de subir el precio a los consumidores.

En enero de 2002 el Congreso Argentino aprobó una Ley de Emergencia Económica que, entre otras cosas, convirtió las tarifas de electricidad a pesos Argentinos y a una tasa de cambio de uno por uno (a pesar que el cambio actual en ese momento era mas bien tres pesos Argentinos por cada dólar norteamericano). Al mismo tiempo se congelaron las tarifas para la transmisión y la distribución de electricidad. Teóricamente las generadoras estaban exentas a estas medidas y podían cobrar tarifas de mercado. Eventualmente estos precios también pasaron a ser controlados de alguna forma. Al inicio de la crisis económica, se cubrieron los costos adicionales que las empresas de distribución pagaban a las generadoras con dinero del Fondo de Estabilización. Pero cuando el Fondo se encontró sin dinero en 2003, se comenzó a pagar a las generadoras de electricidad con bonos del gobierno nacional. De esta forma el gobierno pudo manipular los precios que las generadoras cobraban ya que siempre existía la amenaza que no se pagarían los bonos si insistían en cobrar un precio de mercado que no era aceptable para el gobierno. Interesantemente, hasta la fecha, no se ha pagado un centavo del valor de estos bonos.

En 2004 el gobierno nacional aprobó el inicio de un incremento gradual de las tarifas que las empresas de transmisión y distribución podían cobrar a los grandes usuarios de electricidad y que mejor reflejaban sus costos reales. Para los consumidores residenciales, las tarifas aún siguen congeladas hasta por lo menos el fin de 2007 (que, no por coincidencia, corresponde a la fecha de la próxima elección presidencial).

La interferencia por parte del gobierno Argentino en el mecanismo de precios de mercado en 2002 desincentivó cualquier tipo de nueva inversión y expansión en todo el sector de electricidad. Esto ya está creando serios problemas en vista que la capacidad instalada no puede satisfacer la demanda que cada vez aumenta con la recuperación económica del país. El resultado ha sido cortes periódicos de la electricidad y un éxodo de empresas extranjeras que operaban en el sector. Muchas veces estas empresas han vendido sus acciones a precios botados a grupos de inversionistas Argentinos con buenos vínculos al gobierno nacional o simplemente han abandonado el país (a pesar de incurrir en una posible demanda jurídica con el estado por supuesto incumplimiento de contrato).

En 2005, el gobierno nacional trató de solucionar el problema causado por falta de suficiente inversión en el sector eléctrico, forzando a las generadoras “donar” un 65 por ciento de los bonos recibidos desde 2003 en vez de dinero del Fondo de Estabilización, a un nuevo fondo de inversión denominado el FONINVEMEM. En vez de pagar directamente a las generadoras, el gobierno nacional ha prometido depositar el dinero que representan los bonos en el FONINVEMEM para así construir nuevas plantas térmicas. Eventualmente se compensará a las generadoras con un porcentaje de las ganancias generadas por las nuevas plantas. Cuando algunas empresas de generación se mostraron reacias a cumplir con este tipo de inversión forzosa, el gobierno nacional amenazó con nunca pagarles el dinero que representan sus bonos. Aunque todas las generadoras que no decidieron abandonar el país finalmente cumplieron con la demanda del gobierno nacional, este tipo de medida no hace nada para generar confianza entre posibles inversionistas extranjeros sobre la seguridad jurídica de sus inversiones en la Argentina.

Deficiencias en el Sector de Gas Natural

La Ley 24.076 de 1992 estableció el marco legal para el transporte y la distribución de gas natural por parte de las dos empresas transportistas (i.e., Transportadores de Gas del Norte o TGN y Transportadores de Gas del Sur o TGN) y ocho distribuidoras regionales privadas que reemplazaron el antiguo Gas del Estado en 1993. La Ente Nacional Regulador del Gas o ENARGAS también fue creada por dicha Ley 24.076 para aprobar nuevas tarifas y hacer reglas con respecto al transporte y la distribución del gas y para vigilar por su cumplimiento.

La producción de gas natural quedó completamente en manos privados después que el gobierno Argentino vendió la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales o YPF en 1993. La Secretaria de Energía quedó como el ente regulador de esta parte de la cadena productiva de gas natural, ya que otorga concesiones a las empresas privadas que desean explorar y extraer el gas natural.

Hasta 2002, el precio del gas natural para los consumidores Argentinos se basaba en su precio a boca de pozo más una tarifa para el transporte y los servicios de distribución. Las tarifas para el gas se establecían en dólares norteamericanos por un periodo de cinco años y se reajustaban semestralmente según la tasa de inflación en los EE.UU.. Aunque era posible traspasar a los consumidores cualquier incremento en los impuestos cobrados por el gobierno nacional, las provincias o las municipalidades, un incremento en el precio por cualquiera otra razón podría ser autorizado solamente si fuese aprobado por ENARGAS después de una audiencia pública.

Igual como sucedió con los precios de la electricidad, la Ley de Emergencia Económica de 2002 convirtió el precio que se podía cobrar para el gas natural al consumidor final en pesos usando una tasa de cambio ficticia de uno a uno. Además dicha ley congeló las tarifas que podían cobrar las empresas de transporte de gas y las distribuidoras. Aunque teóricamente nunca se congelaron los precios del gas en boca de pozo, tampoco ENARGAS permitió el traspaso del verdadero precio al consumidor Argentino (a donde se dirige el 90 por ciento de la producción nacional). Solamente a mediados de 2004 se comenzó a descongelar en forma gradual las tarifas y permitir el traspaso del precio de mercado del gas a los más grandes consumidores industriales. Una de las explicaciones por la demora es que el gobierno nacional ha usado la no aprobación de las alzas en el precio como una manera de presionar a las empresas extranjeras que retiran sus reclamos en contra el gobierno Argentino por incumplimiento de contrato (cuando el gobierno pesificó las tarifas con un cambio desfavorable y las congeló). Para los usuarios residenciales el proceso de descongelar las tarifas no comenzará hasta después de las elecciones presidenciales en octubre de 2007.

Para evitar el desvío de gas nacional hacia los mercados extranjeros, algo racional en vista del bajo precio que se podía obtener por su venta en la Argentina después del 2002, el gobierno nacional impuso una tasa de retención del 20 por ciento para la exportación de gas natural. En 2004 la Secretaria de Energía también comenzó a negar los permisos de exportación. En julio de 2006 el gobierno Argentino subió la tasa de retención al 45 por ciento para las exportaciones de gas natural a Chile.

La intervención del gobierno nacional en el mecanismo de mercado para establecer precios de gas natural destruyó cualquier tipo de incentivo para invertir en la ampliación de la producción de reservas de gas ya existentes y en la exploración de nuevas fuentes, además de la expansión del sistema de transporte y un mejoramiento de los servicios de distribución. La recuperación de la economía Argentina desde fines de 2003 y el aumento en la demanda para el gas natural (exacerbado por un precio ficticio que no crea incentivos para reducir su uso excesivo) ha contribuido a una escasez de gas en todo el país durante periodos del año de alta demanda (como el invierno o el verano). El gobierno nacional ha tratado de suavizar esta escasez importando gas natural más caro de Bolivia y combustibles alternativos como fuel oil para generar energía en las plantas térmicas. Aunque el consumidor residencial no se da cuenta de los precios más elevados que se está pagando por este gas o fuel oil importado, igual lo subsidia en forma indirecta porque el gobierno nacional usa parte de la recaudación impositiva para pagar los precios adicionales.

Dominación de las Reservas y Producción de Petróleo y Gas Natural por Repsol/YPF

Desde incluso antes de su privatización en 1993, YPF ya controlaba la mayor parte de las reservas y la producción de petróleo y gas natural en la República Argentina. Una alta concentración de reservas en manos de una empresa siempre trae el peligro de poca competencia ya que contribuye a un ambiente difícil para que nuevas empresas puedan entrar al mercado e impide que los productores más pequeños operando en el país puedan incrementar su porcentaje de ventas. Este fenómeno es el resultado del hecho que la empresa dominante siempre puede ofrecer a los grandes compradores su producto a precios que igualan o mejoran el precio más ventajoso ofrecido por sus competidores. Esto es una práctica que YPF utilizó durante toda la década de los años 90 para asegurar su posición dominante en el mercado Argentina.

Los problemas creados por la dominación del mercado de hidrocarburos por parte de YPF aumentaron cuando sus dueños Argentinos se la vendieron a la empresa española REPSOL en 1999 por unos 14 mil millones de dólares norteamericanos. El interés principal de los nuevos dueños de YPF durante los primeros años del siglo 21 fue en exprimir todas las ganancias que podían de los bienes existentes para así cancelar rápidamente el alto endeudamiento de REPSOL. También hay observadores que atribuyen la falta de interés de REPSOL en explorar y desarrollar nuevas reservas de gas en la Argentina por el hecho que la empresa ya tenia pozos de gas natural en Bolivia, un país donde la explotación en ese instante era más fácil y menos costosa. Tal vez esto explica porque REPSOL tardó hasta mayo de 2005 para anunciar que invertiría unos 4.8 mil millones de dólares norteamericanos para explorar nuevas reservas en las costas de la Patagonia y Tierra del Fuego y aumentar la producción de gas y petróleo Argentino. No por coincidencia, fue durante esa misma época que se discutía el futuro de la industria de hidrocarburos en Bolivia y su posible nacionalización (algo que, de alguna forma más disimulada, se concretó el año siguiente).

IV. Impacto de la Crisis Energética Argentina en la Región

Restricciones a la Exportación de Gas Natural a Brasil, Chile y Uruguay

El Articulo 3 de la Ley 24.076 de 1992 autorizó a la Secretaría de Energía de otorgar una licencia para la exportación de gas natural a un país extranjero, siempre que esta exportación no afectara el abastecimiento del mercado nacional. Este procedimiento fue reglamentado por la Resolución 299 de 1998 que, en torno, fue modificado por la Resolución 131 de 2001. La Resolución 131 autorizaba el otorgamiento automático de permisos para la exportación de gas después de un período de espera de 30 días. Con la escasez de gas Argentino que se notó en forma notoria en 2004, la Secretaría de Energía revocó el procedimiento autorizado por la Resolución 131 a uno nuevo que obliga a los productores primero demostrar que están abasteciendo el mercado nacional satisfactoriamente antes que se permitirá la exportación de gas Argentino. Este nuevo procedimiento frenó el crecimiento en las exportaciones de gas natural a los países vecinos y, en algunos casos, los paró. El país más afectado por los recortes fue Chile. Desde 2004 las plantas térmicas Chilenas han tenido que racionar la energía que proveen al sector industrial. En 2006 los recortes amenazaron extenderse por primera vez a los consumidores residenciales en Chile. Aunque el impacto del recorte en exportaciones de gas natural Argentino no ha sido tan dramático para Brasil o Uruguay, esto se debe más al hecho que estos dos países no importan la misma cantidad de gas Argentino que hace Chile. Igual, los recortes de gas Argentino ha parado la construcción en Uruguay de nuevas plantas térmicas que utilizan gas y podrían ofrecer una alternativa a la alta dependencia Uruguaya en la no siempre confiable hidroelectricidad. Al mismo tiempo la crisis Argentina ha postergado planes de extender hasta la ciudad de Porto Alegre el gasoducto que actualmente une Argentina y Uruguaiana y otro que viaja de Buenos Aires a Colonia y Montevideo.

Importación Argentina de Electricidad de Brasil

A pesar que se construyeron las dos plantas de conversión en Garabí en 2000 con la idea que serian utilizadas principalmente para proveer electricidad Argentina a Brasil, es la República Argentina que desde el 2004 se ha encontrado con necesidad de importar electricidad de Brasil. Interesantemente, Uruguay también pudo comprar electricidad de Brasil en 2004 cuando una intensa sequía limitó el uso de sus fuentes hidroeléctricas. La electricidad Brasileña entró a la Republica Argentina por Garabí, pasó por líneas de transmisión en la Argentina, para después entrar al Uruguay por la interconexión que existe en Salto Grande.

Importación de Fuel Oil Utilizando a PDVSA Como Entremedio

Para compensar la falta de gas natural, las generadoras de electricidad en la Argentina han tenido que reactivar viejas plantas térmicas que utilizan fuel oil o sustituir el gas natural con fuel oil si tienen la suerte de contar con turbinas de doble ciclo. Como ya no se refine el fuel oil en suficiente cantidades comerciales en la Argentina, el gobierno Argentino entró en un contrato con Petróleos de Venezuela SA o PDVSA en 2004 después que el Presidente Hugo Chavez prometió abastecer todas las necesidades Argentinas. Infelizmente el fuel oil Venezolano resultó ser demasiado denso para las turbinas que se utilizan en las plantas térmicas Argentinas. Como el Presidente Venezolano no quería quedar ridículo ante la opinión pública latinoamericano, PDVSA localizó un fuel oil más liviano en países como México, Rusia y los EE.UU. y actuó como entremedio en la venta de este combustible a la Argentina. Al final, este negocio le resultó muy favorable a PDVSA ya que pudo cobrar una comisión por sus servicios de entremedio. Aunque este fuel oil sale más caro del que Argentina podría obtener directamente en el mercado internacional, la administración del Presidente Nestor Kirchner ha defendido este negocio respondiendo que la Argentina goza de un plazo de gracia de hasta un año para pagarle a PDVSA y lo puede hacer enviando vacas en vez de dinero.

d. Importación de Gas Natural Boliviano

En 2004 y 2005, Bolivia vendió gas natural a la Argentina a un precio menos que se la vendió a Brasil (como gesto de solidaridad para las compras de gas que Argentina hizo de Bolivia durante los años 90 cuando ya no necesitaba hacerlo). En 2006 el precio que Bolivia estaba dispuesto a vender su gas a la Argentina subió un 56 por ciento. En octubre de 2006 Argentina y Bolivia firmaron un nuevo acuerdo bajo el cual Bolivia promete vender una cierta cantidad de gas a la Argentina durante los próximos 20 años. Por el momento, Bolivia es incapaz de cumplir con ese compromiso sin una inversión masiva para desarrollar nuevas reservas de gas y mejorar la infraestructura de transporte (algo que se no se presenta como factible bajo la situación política actual en Bolivia).

V. El Futuro de la Integración Energética en el Cono Sur

La crisis que afronta Argentina, Brasil, Chile y Uruguay actualmente por la falta de suficiente recursos para satisfacer una creciente demanda en energía requiere mayor cooperación en el ámbito regional y un mejor uso de los existentes procesos de integración. Es inconcebible que no se haya usado más al MERCOSUR para encontrar soluciones en el proveimiento y transporte de las diferentes fuentes de energía que abunden en la región. Indudablemente la explicación por esta omisión se puede atribuir a la misma falta de liderazgo con visión a largo plazo que ha debilitado todo el proceso de integración económica en el Cono Sur desde por lo menos 1999.

A nivel del MERCOSUR existen dos Decisiones del Consejo Mercado Común con respecto al sector de energía. La CMC Decisión No. 10/98 contiene un Memorándum de Entendimiento Relativo a los Intercambios Eléctricos e de Integración Eléctrica en el MERCOSUR. Por su parte, la CMC Decisión No.10/99 contiene un Memorándum de Entendimiento Relativo a los Intercambios Gasíferos e de Integración Gasífera entre los Estados Partes del MERCOSUR. Infelizmente ninguna de estas dos Decisiones ha entrado en vigencia ya que no han sido ratificados por todos los países socios del MERCOSUR. En realidad si fuesen aprobados, estas dos decisiones no serian suficientes para solucionar el problema. Lo que se requiere en el MERCOSUR es algo más parecido a lo que existe actualmente en Centroamérica y en la Comunidad Andina, y que estos compromisos también se extienden para incluir a todos los países asociados del MERCOSUR (ósea Bolivia, Chile, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela).

En Centroamérica ya existe un Mercado Eléctrico Regional (MER) que abre los mercados nacionales de los seis países Centroamericanos (i.e., Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, y Panamá) a participantes de toda la región, tanto en el acceso a la transmisión eléctrica como en las oportunidades de comprar y vender electricidad. Asimismo, se establecen dos órganos con poderes supranacionales: 1) la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) que tiene la responsabilidad de asegurar que se cumplen los compromisos del Tratado Marco del MER y los reglamentos subsiguientes; y, 2) el Ente Operador Regional (EOR) que tiene la responsabilidad de operar las interconexiones y permitir intercambios de excedentes y atenuar los racionamientos de electricidad.

En la Comunidad Andina se estableció por la Decisión 536 un marco general para la interconexión subregional de los sistemas eléctricos e el intercambio intracomunitario de electricidad. La Decisión 536 compromete a Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela en coordinar los procesos dirigidos a la construcción de enlaces eléctricos, establece una metodología para el cálculo del cargo de capacidad para las transacciones internacionales, y ofrece garantías que cubran el monto esperado de las transacciones de electricidad de corto plazo, además de impulsar los cambios en las respectivas normativas nacionales para promover la armonización de la legislación en materia de operación de interconexiones eléctricas y de transacciones comerciales de electricidad.

Manuel A. Abdala & Pablo T. Spiller, Instituciones, Contratos y Regulación en Argentina (Buenos Aires: Temas Grupo Editorial SRL, 1999), p. 110, n. 3.

Seria injusto culpar todos los problemas en el sector eléctrico a las medidas tomado por el gobierno nacional después de la crisis económica de 2001/02. El marco regulativo en vigencia antes de dicha crisis tenia sus deficiencias que también han contribuido a los problemas actuales. Por ejemplo, se apoyó demasiado en incentivos del mercado para expandir el sistema de transmisión de la electricidad, algo que resulto ser insuficiente. Véase, Abdala & Spiller, p. 125. Además se critica el uso excesivo del mercado mayorista “spot” porque este nunca ofreció suficiente indicios de estabilidad en los precios para que las empresas privadas se arriesgaran en hacer las inversiones necesarias para aumentar su capacidad instalada en la generación y transmisión de electricidad. Finalmente nunca se obligó a las empresas de transmisión construir transformadoras para reducir los kilovatios gastados innecesariamente cuando se transmita la electricidad entre dos o más redes con diferentes corrientes.

Entre 2000 y 2003 las reserves de gas en la Argentina cayeron aproximadamente un 21 por ciento. Véase, “Preocupante Relación Entre Reservas y Producción”, Technoil No. 264 (Diciembre 2004), pp. 12-14. En realidad el problema de la falta de suficiente capacidad en el sistema de transporte de gas ya se presentaba como un problema durante los años 90, y se atribuye a deficiencias en el marco regulativo. Véase, Abdala & Spiller, p. 145.
Diego Bonderovsky & Diego Petrecolla, “Argentina’s Natural Gas Markets: Antitrust and Regional Integration Issues”,en Paulina Beato & Jean-Jacques Laffont, coordinadores. Competition Policy in Regulated Industries: Approaches for Emerging Economies (Washington, D.C.: BID, 2002), pp. 110 & 114.

Hasta la fecha, solamente Paraguay y Uruguay habían informado a la Secretaria del MERCOSUR que las dos decisiones no necesitaban su incorporación al marco legal nacional para así tener vigencia.