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Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética
CEARE
Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico
Económica de la Regulación Energética
Ciclo Avanzado
TESINA:
MODELOS DE INTEGRACION
ENERGETICA REGIONAL
Grupo N° 2:
Eleonora Borgoglio
Carlos Nana
Mirta Piccinini
Edgardo Vicente
Tutor:
Ing. Daniel Muguerza
Indice
INDICE .......................................................................................................................................................................2
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................................3
A.
B.
C.
D.
II.
OBJETIVO Y FOCALIZACIÓN ............................................................................................................................3
CONTEXTO ......................................................................................................................................................5
SUPUESTOS ADOPTADOS .................................................................................................................................6
ESTRUCTURA DEL TRABAJO ............................................................................................................................7
DESARROLLO ................................................................................................................................................8
A.
1.
STATUS QUO ACTUAL DEL MERCOSUR........................................................................................................8
Aspectos referidos al fomento de la Desregulación ..................................................................................8
a) Gas Natural .................................................................................................................................................................8
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................10
2.
Desarrollo de la infraestructura .............................................................................................................13
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................13
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................17
3.
Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes......................................................20
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................20
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................22
B.
1.
UNIÓN EUROPEA: LECCIONES DESDE UN MODELO MADURO ........................................................................23
Aspectos referidos al fomento de la Desregulación ................................................................................26
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................26
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................27
2.
Desarrollo de la infraestructura .............................................................................................................30
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................30
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................32
3.
Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes......................................................37
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................37
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................39
C.
1.
MERCOSUR: OPORTUNIDADES Y BARRERAS DETECTADAS EN UN MODELO INMADURO ............................43
Aspectos referidos al fomento de la Desregulación ................................................................................44
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................44
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................45
2.
Desarrollo de la infraestructura .............................................................................................................45
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................45
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................46
3.
Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes......................................................48
a) Gas Natural ...............................................................................................................................................................48
b)
Energía Eléctrica..................................................................................................................................................50
III.
A.
B.
IV.
CONCLUSIONES ..........................................................................................................................................51
PROPUESTAS PARA EL CAMBIO ......................................................................................................................53
ROLES A DESEMPEÑAR POR EL ESTADO Y POR LAS FUERZAS DEL MERCADO ................................................54
FUENTES DE INFORMACIÓN Y BIBLIOGRAFÍA ................................................................................57
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2
Introducción
A. Objetivo y Focalización
El tema central de esta tesina es el análisis de distintos modelos de integración energética en el
ámbito regional y su impacto en los efectos sobre los usuarios finales de la energía.
Identificamos al objetivo básico de todo proceso de integración –en general- como el de la
búsqueda de mecanismos y alternativas que beneficien a los países integrantes del mismo, en
uno o varios aspectos. Estos aspectos pueden originarse en función de estímulos exógenos (foco
estratégico para competencia con otros agrupamientos regionales (MCE vs. EEUU)) o
endógenos (crear un mercado interno más amplio y atractivo para transacciones entre los países
miembros (Integración energética MERCOSUR)).
Este objetivo básico debe entenderse
subyacente en todo el trabajo.
El objetivo declarado precedentemente puede ser encauzado, en términos generales, facilitando
los procesos de competencia entre los distintos países de la región objeto. En relación con este
tema, nuestro trabajo gira y afirma que: (a) la competencia requiere promover la libre
vinculación entre múltiples oferentes y demandantes; (b) en Gas Natural y Energía Eléctrica el
vínculo transaccional está constituido por redes de alto costo y difícil materialización, y; (c)
finalmente (y concatenando los dos puntos anteriores) resulta imperioso evitar el abuso de poder
y prácticas anticompetitivas de aquellos “stakeholders” hegemónicos, tanto en la oferta cuanto
en la demanda de energía.
En esta lógica e inteligencia, nuestro análisis se centra en los aspectos relacionados con: (i) el
estudio de mayores ámbitos de liberalización de mercados (punto (a)); (ii) el desarrollo de la
infraestructura de interconexión, en cuanto materializa los mercados por vinculación entre
oferta y demanda (punto (b) del párrafo anterior), y; ; (iii) el monitoreo del mercado en función
de evitar la concentración, el abuso de poder y las prácticas que vayan en detrimento de la
competencia, en escala regional (punto (c)).
El tópico de la liberalización de los mercados resulta de tratamiento obligado en la
estructuración de un tablero energético regional, con el fin de darle mayor transparencia y
pragmatismo al mercado y por ende permitir una formación de precios realista en la cadena de
valor de toda la economía. Este tema radica, fundamentalmente, en la posibilidad de
vinculación libre y organizada de los actores de producción y consumo de energía. En la
actualidad existen impedimentos de todo tipo (físicos, económicos, regulatorios y hasta
legales) que hacen del intercambio libre un objetivo no tan fácilmente alcanzable en el tiempo.
Tengamos en cuenta que el efecto de una liberalización o desregulación de ciertos mercados
disputables, genera un efecto que apunta a sincerar los precios del bien transado y por lo tanto a
la disminución de los costos que de la energía dependan. El objetivo básico del proceso de
integración es el de permitir la satisfacción del punto referido a la libre vinculación entre ambas
partes de un mercado: Oferta y Demanda.
En cuanto al desarrollo de la infraestructura, la indiscutible condición de monopolio natural de
las redes, complica la formulación de los estímulos y/o señales del mercado “per se” para
realizar las inversiones, la escala de estas es elevada e importante y además una vez realizadas
representa costos hundidos. Al respecto debe tenerse en cuenta la localización de los recursos,
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3
tanto de gas como hídricos, deben evaluarse los costos de las obras, instalación de centrales de
Ciclo Combinado o hidráulicas, y producción del vínculo, gasoducto o red de transmisión.
Por último, en lo que respecta al monitoreo de las condiciones de competencia dentro de los
oferentes y demandantes de energía, resulta una variable esencial para ser analizada, en función
del peso específico de organizaciones tales como Petrobras, Repsol YPF y las restantes
empresas energéticas de la región, asimismo como los grandes consumidores de energía y sus
asociaciones sectoriales. En función de que acciones colutorias en las transacciones de
exportación e importación de energía pueden distorsionar artificialmente los precios de la
misma, la idea de un control sobre los ejercicios de poder y roles de las Compañías que extraen
o producen energía, como de aquellas que la comercializan (en ambos casos podemos estar
frente a Compañías privadas o estatales), tiene un impacto directo en la generación y
redistribución de la renta, sobre todo en países con un bajo Nivel Socio Económico
generalizado de la sociedad, como el caso que nos ocupa. El objetivo a ser planteado en el
proceso regional, implica que el alcance hegemónico debe ser controlado y el comportamiento
abusivo prohibido y penalizado. Esto se logra mediante el fomento de instituciones fuertes e
independientes y mediante un marco legal claro con alcance supranacional.
La finalidad del análisis es la de facilitar las transacciones de oferta y demanda energética, la
reducción de costos de la energía y la racionalización de las inversiones, para que el costo
marginal de largo plazo (CMLP) sea eficiente y auto sustentable en el tiempo.
En el desarrollo del trabajo hemos pasado revista a los temas de convergencia regulatoria y
medidas complementarias, tendientes a poder trazar un sendero regulatorio y de negocios, que
tenga implícito a los tres puntos focales, a través de la eliminación o minimización de las
asimetrías regulatorias que dificultan los procesos de negocios y de integración. Dado el
alcance del trabajo, nos limitaremos a mencionar los aspectos sustantivos que deberían ser
tenidos en cuenta, al momento de diseñar un marco regulatorio que permita vincular libre y
eficientemente la oferta y la demanda energética: libertad de acceso a las redes, trato no
discriminatorio a ingresantes, tarificación basada en criterios económicos. Como veremos,
estos aspectos son esenciales en la construcción de un mercado integrado, pero al mismo
tiempo apreciaremos que en la actualidad, el tratamiento de estos aspectos no es homogéneos
en los países y asimismo en cada negocio (Energía Eléctrica y Gas).
Del mismo modo, hemos hecho un análisis pragmático de los roles que tanto el Estado (a través
de cualquiera de sus poderes, organismos o entes), cuanto el “Mercado”, entendido como
iniciativa privada, podrían desempeñar en un objetivo de integración energética, como el
analizado.
Para precisar aún más el alcance de nuestro trabajo, es menester aclarar los límites conceptuales
que tuvimos en cuenta al estudiar el tema propuesto. En primer término, y si bien el temario
original del trabajo nos remitía al MERCOSUR ampliado, por cuestiones de practicidad y
prolijidad teórica, hemos optado por realizar una focalización geográfica aún mayor: el estudio
se centrará en las sinergias y complementariedades que pueden ser encontradas entre Argentina,
Brasil y Bolivia y en lo específicamente atinente a energía eléctrica y gas natural. Ambos
energéticos necesitan la red de transporte, gasoducto o red transmisión, para conectar oferta y
demanda y deberá tenerse en cuenta la localización de cada recurso para determinar la necesidad
de cada vínculo.
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4
B. Contexto
La evolución del grado de interrelación entre los países de una región, va pasando por
diferentes grados de madurez. En términos conceptuales, en la actualidad, el MERCOSUR se
encuentra en el estadio de Unión aduanera imperfecta, más que en uno de integración1.
El camino a recorrer en pos de un objetivo de integración energética es el resultado de
alineaciones o sincronizaciones previas, que sirvan de marco o “paraguas” para llegar a ella.
Concretamente, de nada sirve pensar en una integración focalizada (energía, educación, tipo de
cambio), sino se fijan antes algunos criterios estratégicos o de políticas de estado, generadas
endógenamente en cada país. En este sentido, podríamos asemejar el proceso de integración a
una escalera, en donde en primer término se pueda consensuar un debate interno y nacional a
cada país, para lograr afianzar la línea de macro política y luego poder avanzar sobre acuerdos
de integración política, económica, etc. que sean reales pilares de un desarrollo comunitario. En
tal sentido, resultan vitales los conceptos de Cooperación y Coordinación, inherentes a todo
proceso de integración de partes diferentes2. En lo referido a Cooperación, la misma es
entendida como un trabajo conjunto en pos de alcanzar objetivos comunes a dos o más partes.
El concepto de Coordinación, está referido al ajuste del funcionamiento de dos o más partes,
para poder lograr una acción armónica para las mismas. Estos conceptos son el fondo de la
problemática de la Integración, en cualquiera de sus órdenes.
En la actualidad, podemos ver en los países objeto de este estudio, diferentes grados de
desarrollo en términos de las diferentes variables del análisis:
 Producción de energía: Argentina y Bolivia son grandes productores de gas. Argentina
tiene una amplia participación del combustible en su matriz energética, Bolivia y Brasil no
tanto. Brasil tiene una base energética hidroeléctrica muy fuerte (existen, asimismo,
centrales de acumulación algunas importantes de carácter plurianual), teniendo mayor
potencial para exportar capacidad eléctrica interrumpible, que para la importación.
 Promoción de la inversión y del negocio:
tanto en Bolivia como en Brasil
(fundamentalmente) el régimen decisor de nuevas jugadas estratégicas, pertenece al ámbito
estatal, en cambio en Argentina, pertenecían3 al ámbito privado, basado en el marco
regulatorio establecido por el Estado (Otorgante del SSPP o actividad de Interés General).
 Jugadores hegemónicos: Brasil posicionó a sus empresas estatales como jugadores
dominantes de las decisiones de los grandes negocios de la región. Argentina tiene
jugadores hegemónicos, pero que pertenecen al ámbito privado, verificándose una
desarticulación entre las políticas de estado y las tácticas empresariales (las “jugadas” de las
empresas, generalmente obedecen a objetivos distintos de los que establecería el gobierno a
través de la fijación de políticas de estado), a diferencia de nuestro socio y principal
miembro del MERCOSUR (las empresas estatales brasileñas son capaces de reflejar de un
modo más eficiente, las políticas o estrategias energéticas del gobierno central,
precisamente por su composición accionaria).
El grado de concentración económica en los mercados, por parte de las compañías del
Estado brasileño, y de los demás jugadores hegemónicos en Argentina y Bolivia, supone el
Clase magistral de la Lic. Eugenia Crespo Armengol – Teorías de la integración económica – CEARE (2003)
Ken Costello, Clase magistral CEARE – 4 de setiembre de 2003.
3
Hasta la derogación de la ley de convertibilidad y ruptura de los contratos básicos de infraestructura. En lo
sucesivo, se estima en incremento la participación estatal en definiciones de políticas y estrategias energéticas.
1
2
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riesgo de caer en prácticas anticompetitivas basadas en el abuso de poder dominante en
perjuicio de los usuarios finales, principalmente sobre los cautivos.
 Reformas hacia la competencia y la eficiencia: Argentina cuenta con una experiencia en
el desarrollo y aplicación de marcos regulatorios, que no cuenta con similitudes en sus
países vecinos. Brasil y Bolivia no registran marcos regulatorios formales y establecidos,
con lo que el sendero de convergencia debería tender hacia un punto intermedio entre
ambos, tal vez más cercano al extremo argentino.
 Acceso a redes: este aspecto merece especial atención, dado que en la región el tratamiento
regulatorio actual es bastante diferente cada país y en cada tipo de sistema energético. Las
posiciones más fuertemente asimétricas pueden ejemplificarse en el sistema de transporte de
gas argentino vs. El brasileño: (en Argentina el acceso es de carácter regulado y basado en
términos de costo por distancia, mientras que en Brasil el mismo es negociado con el
operador y basado en un costo flat o estampillado, tratamiento que supone un ejercicio del
poder de mercado bastante tangible).
C. Supuestos adoptados
 Qué es lo que entendemos por Integración Energética
A lo largo del trabajo definimos a la integración como la acción y efecto de integrar: vale decir
constituir las partes un todo, generar una unidad mayor que la suma de sus partes. En lo
estrictamente energético, denominaremos en este trabajo “Integración Energética” como al
proceso voluntario, programático y coherente cuya finalidad es la de facilitar la libre vinculación
entre los agentes de la oferta y demanda de energía a nivel regional, vale decir, permitir un
mejor uso y aprovechamiento tanto de las fuentes energéticas, como de la infraestructura
requerida para su generación y logística de abastecimiento (Redes, instalaciones auxiliares, etc.)
y de mejores condiciones en cantidades y precios, para los usuarios finales.

La integración regional es “Política de Estado” de cada país integrante de la región
Asumimos que la integración regional es un desafío y una obligación innegable en la agenda
política de los países del cono sur, principalmente Argentina y Brasil, por ser los de mayor
masa crítica en casi todos los órdenes. La razón principal por la que asumimos esta afirmación
es que a través de un movimiento de este tipo se podría lograr un mejoramiento de las
condiciones y precios al usuario final del suministro de energía, basándonos en las mutuas y
múltiples complementariedades posibles a todo nivel.
Profundizando lo antedicho, asumimos que los gobiernos de los países de la región tienen un
interés real y se encuentran embarcados en el proceso de integración general.

Convergencia política y formación de núcleos duros en la agenda de cada país
Independientemente de la declaración de política de estado de la Integración regional,
asumimos que en cada país integrante se estructurará una plataforma política de convergencia,
que permita coordinar las acciones individuales de cada país, bajo el paraguas de la región. En
tal sentido deben forjarse los núcleos duros que darán marco a las políticas de estado que deben
ser fijadas para transitar el nuevo camino conjunto.
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Sin este sendero político, entendemos poco viable el arribar a un objetivo como el propuesto.

La integración agrega valor económico y confiabilidad palpables al sistema en general
(Energía eléctrica y Gas)
Existen, en el tema energético, mutuas complementariedades que son palpables cuando
cotejamos fuentes y precios de la energía, infraestructura de transporte / transmisión y ciclos de
picos y valles en los diferentes países de la región. Sin desmedro de lo analizado en el capítulo
de “Desarrollo”, podemos citar a los trabajos realizados por la CIER 4, OLADE5, ARPEL6 y
MCE7 , como trazadores de un marco de objetivo deseable para el mediano plazo, en lo que
respecta a indicadores de confiabilidad y costos del sistema integrado.

Los países integrantes podrán administrar el tránsito hacia la integración, aún a pesar
de la transferencia de rentas emergentes de la misma
Considerando que en algunos países de la región, las empresas estatales (especialmente en la R.
F. Del Brasil) se encontrarían en un futuro hipotético con precios de la energía inferiores a los
actuales y por ende con una generación de recursos sectoriales inferior a la actual, se estaría
atentando contra los esfuerzos integracionistas en el ámbito energético. A tal efecto, la posición
de la CIER8 señala que los beneficios de las interconexiones son cuantificables por las
reducciones de costos que estas posibilitan en los sistemas integrados. Asimismo se señala que
estas reducciones generan una redistribución de renta que afectan intereses de distintos agentes,
que pueden afectar los esfuerzos inducidos para la consecución de la integración regional, a
través del bloqueo o resistencia al cambio. Particularmente, en Brasil, esto es notoriamente
visible (según los estudios presentados en dicho trabajo) en la renta cedida por los generadores
eléctricos hacia los consumidores finales.
D. Estructura del trabajo
El trabajo fue estructurado mediante el análisis por separado de: (i) la situación actual del
MERCOSUR, (ii) las lecciones encontradas en un modelo maduro, tal como la experiencia
europea, y; (iii) las barreras y oportunidades encontradas en un modelo inmaduro, tal como el
del MERCOSUR, visto a través de la óptica de las propuestas regionales de la CIER, OLADE
e IIRSA, siempre focalizándonos en los aspectos de integración que favorezcan los tres puntos
señalados inicialmente.
En tal sentido, la estructura lógica del capítulo “DESARROLLO” del trabajo es la siguiente:
Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos – (Junio 2000) – Trabajo
encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos S.A., Power Systems Research Inc. et Al.
5
La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la Experiencia Europea – OLADE (Setiembre 2000)
6
Integración Gasífera en el MERCOSUR – ARPEL – Trabajo elaborado por Raúl García Consultores (Junio 2003)
7
Directiva de Gas y normas complementarias.
8
Ponencia “Una visión de las Interconexiones Eléctricas Regionales y la Integración” del CP Carlos Pombo,
Presidente de la CIER, CEARE (Setiembre 2003)
4
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7
Desregulación
Situación
analizada
GN
Infraestructura
EE
GN
EE
Monitoreo poder
de Mercado
GN
EE
Actual
Europea
Sectorial
MERCOSUR
En el análisis propuesto se detallará para cada una de las situaciones analizadas (actual,
mercado europeo y propuestas sectoriales MERCOSUR) el Status Quo para el Gas Natural y la
Energía eléctrica, para las dimensiones de análisis planteado en el trabajo:
 Facilitación del desarrollo de la Infraestructura
 Vigilancia de los actores regionales, en el sentido de no permitir actitudes colusivas ni
abusos del poder del mercado que detentan
 Mecanismos que favorezcan la desregulación de los mercados disputables
Finalmente se exponen en el capítulo de conclusiones, (i) las propuestas que pudieron ser
recopiladas del análisis paralelo de intentos integracionistas exitosos y desde el punto de vista
sectorial (eléctrico o gasífero); (ii) roles a desempeñar por los estados e interesados privados en
un entorno de integración regional, y; (iii) las conclusiones y cierre del trabajo aquí propuesto.
II. Desarrollo
A. Status Quo actual del MERCOSUR
En este apartado se detallan los aspectos que encontramos como salientes, respecto de la
situación actual del MERCOSUR, en referencia con los aspectos focales del trabajo. Como ya
fue mencionado y se estructuró para los diferentes sub capítulos que siguen, segmentamos el
análisis de cada punto, según la visión del negocio del gas natural, por un lado y de la
electricidad, por otro.
1. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación
a) Gas Natural
En función de los principales aspectos referidos a la situación actual del MERCOSUR respecto
del fomento de la desregulación de los mercados y su liberalización, pasaremos un rápido
punteo de sus principales temas o puntos característicos:
 El principio general de Acceso Abierto (ó Regulado) no tiene un tratamiento homogéneo
en la región: mientras en Argentina,
por ejemplo,
este es una atribución
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regulatoriamente contemplada como requisito del sistema, en Brasil no funciona de este
modo. El acceso negociado se utiliza en este país, como resultado de indefiniciones de
política regulatoria para el acceso a los gasoductos. Esta pauta característica tiene íntima
relación con la integración en la propiedad de toda o casi toda la cadena de valor de la
industria del gas (en manos de Petrobras), como ya veremos más adelante. Esta
característica del sistema brasilero otorga prioridades y privilegios en los contratos de
suministro del commodity y en los contratos de reserva de capacidad de transporte.
Entendemos que la modificación del sistema de acceso debería ser unificado en la
región, no solo por cuestiones de homogeneidad, sino porque sin esta conceptualización
no se viabiliza un proceso integracionista, al dificultarse la libre vinculación entre
agentes productores y usuarios internacionales.
 Marcos Regulatorios con Escasos instrumentos que tiendan a la liberalización de los
principales mercados desafiables: en la actualidad, los mercados desafiables (aquellos
para los cuales existen condiciones de libre competencia más notorias que para los
mercados cautivos) tienen, a nivel regional, una oferta bastante limitada para hacer uso
de la diversidad de productores y comercializadores, sobre todo en el mercado brasileño.
No parece factible en el corto plazo que los instrumentos regulatorios que se legislan esta
problemática puedan ser modificados sin una revisión de las condiciones contractuales
de las concesiones de prestación. Un adecuado grado de apertura del mercado desafiable
facilita el acceso y las opciones en el esquema segmentado de prestación. La existencia
de diversidad de comercializadores, usuarios-, y de volúmenes importantes de
transacciones de gas y transporte son ingredientes necesarios (pero no suficientes) para
definir un mercado competitivo. Sin instrumentar las compensaciones y los precios
adecuados, el grado de apertura permanecerá bajo y solamente será una actividad a ser
realizada por los distribuidores y comercializadores con intereses en la cadena de
prestación principalmente, y estos últimos negociando con los anteriores.
 Existencia de subsidios al Gas en Boca de Pozo: la divergencia entre los países de la
región (en Argentina casi no se registran subsidios, y los precios del gas exteriorizaban
de manera bastante eficiente (hasta 2001) el costo económico de la energía, mientras
que en Brasil existen subsidios sectoriales, especialmente para la generación térmica).
La existencia de este tipo de discriminación torna dificultosa la creación de un amplio y
transparente mercado liberalizado o desregulado.
 Transparencia de los precios: en sintonía con el punto anterior, no existe un consenso al
respecto. Los precios de la energía no son transparentes en todo el ámbito regional,
independientemente de las excepciones (si bien los mercados argentino y boliviano
registran reglas de formación de precios objetivas, en el ámbito brasileño, existen
todavía algunos ingredientes de políticas de precio dirigidas). Este es un ingrediente
clave para estructurar un mercado desafiable real y regido por las leyes del mercado.
 Definición del mercado desafiable (y por ende tope máximo y límites del mercado
cautivo): la estrategia energética brasileña al respecto se ubica en un estado embrionario
que atenta contra el establecimiento de mecanismos pautados de apertura. En dicho país,
se estableció que durante quince años el mercado, en su generalidad, permanezca
cautivo de las prestadoras actuales de los servicios. Ahondando en este sentido, el "By Pass" comercial está estrictamente condicionado mientras que el físico totalmente
prohibido. En este sentido las transacciones de los comercializadores, se encuentran
muy restringidas, imposibilitando la creación de un ámbito competitivo que garantice un
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ámbito de negocios tendiente a la eficientización (baja de precios y tarifas). En
contraposición, si bien en la Argentina no se llegó a un punto programático como el
europeo (en general) ya se logró, desde hace varios años, instaurar los límites del
mercado desafiable: consumos industriales y comerciales superiores a los 5.000 m³
diarios.
Como se desprende de lo antedicho, la situación presenta bastantes asimetrías en la región.
Estas no ayudan a la creación de un verdadero mercado energético con auténticas “libertades”
para producir y colocar energía ó para elegir proveedores de gas y transporte.
Para acentuar aún más las divergencias entre los mecanismos regulatorios referidos a la
liberalización del mercado del GN entre Argentina y Brasil, podemos resumir el siguiente
cuadro9, la visión global respecto de la regulación hoy existente en ambos países, respecto del
gas natural:
País
Argentina
Brasil
B
=
M
=
Inc.?? =
Promoción de la
competencia
Desregulación del
mercado
Actual Tendencia
M
Inc.??
B
Inc.??
Bajo
Medio
Se ignora, pero se presupone un incremento en la tendencia
b) Energía Eléctrica
Respecto de las señales que se reciben para el desarrollo de las interconexiones en el
MERCOSUR podemos ver los principales temas característicos:
ARGENTINA
Es un país cuyo mercado está desarrollado y en el cual los cambios reglamentarios que se
suceden son debidos a la evolución natural del sistema.
Se pueden realizar los siguientes comentarios a las señales que reciben los inversores:
 Los contratos firmes: La regulación existente, especialmente aquella asociada a contratos
firmes y a transporte firme, permite el desarrollo de estos contratos y la transmisión
asociada. Se ha permitido el acceso regulado a la capacidad remanente, que si bien reduce
los incentivos que puede tener el inversor, por otro lado permite un uso mas eficiente y el
desarrollo de un mercado competitivo.
Aspectos Regulatorios de la Integración Gasífera – Argentina / Brasil – Curso Avanzado de la Carrera de
Especialización en la Estructura Jurídico Económica de la Regulación Energética – Lic. Raúl García - CEARE –
Agosto 2003
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 El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al libre acceso a la transmisión.
La actividad de comercialización está habilitada regulatoriamente aunque limitada por la
metodología de asignación de precios a los usuarios cautivos, que no facilita la realización
de contratos.
 El reconocimiento de los distintos servicios de la potencia: La regulación vigente no
reconoce los distintos servicios que presta la potencia.
 Los intercambios de oportunidad: Las limitaciones que existen están asociadas a la falta de
un mercado común con reglas coordinadas. Por ejemplo, el costo de la potencia en
exportaciones spot, la expansión dela transmisión y el reconocimiento de los cargos de
transmisión.
 Los servicios complementarios: Están reconocidos exclusivamente dentro del ámbito
nacional y se trasladan las responsabilidades asimilando la de los comercializadores
internacionales a la de los agentes nacionales.
 El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión si bien es extremadamente
abierto al ingreso de nuevos comercializadores, tiene elementos en el diseño que deberían
ser analizados en el marco de una integración nacional.
La falta de reconocimiento de las inversiones como se realiza al sistema existente, la falta de
aplicación efectiva del transporte firme en el país, asi como la imposibilidad de expandir el
mismo asociado a intercambios de oportunidad son limitantes para la etapa de consolidación
de las interconexiones.
 La confiabilidad: Si bien Argentina ha avanzado mucho en los temas asociados a la
confiabilidad del servicio, ésta no ha alcanzado un nivel de homologación adecuado y el
sistema permite transferencias de calidad sin una compensación adecuada.
El nivel de desconexión de generación es un tema sobre el que Argentina debería realizar un
exhaustivo análisis.
BOLIVIA
Es un país cuyo mercado ya ha sido desarrollado. No obstante todavía tiene algunos aspectos
regulatorios en profundización.
 Los contratos firmes: El desarrollo de los contratos firmes está avalado por la regulación
existente que los define. En cambio el transporte firme en la interconexión debe ser definido.
 El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al acceso de la transmisión. Con
respecto a las funciones de comercialización están limitadas por la magnitud de merado y la
ausencia de esa figura en términos formales.
 El reconocimiento de los distintos servicios de la potencia: La regulación asociada al
reconocimiento de potencia está en análisis. No se reconoce los distintos servicios en los que
se puede dividir la potencia puesta a disposición.
 Los intercambios de oportunidad: No están desarrolladas las normas operativas asociadas.
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 Los servicios complementarios: No están desarrolladas las normas de detalle.
 El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión se abona aplicando una
metodología de uso por área de influencia asignando los cargos para los generadores y para
la demanda. Cada demanda abona su participación en el uso del área asignada a la demanda
en proporción a su requerimiento máximo.
El uso de las instalaciones de transporte fuera del Sistema Troncal de Interconexión,
destinadas a transportar electricidad para exportación debe ser convenido entre el exportador
y el Transmisor. Esto introduce un trato discriminatorio para la exportación con respecto al
sistema nacional.
 La confiabilidad: Están en desarrollo estudios para definir los niveles de desempeño mínimo
requeridos aunque existen niveles provisorios. De todos modos se requiere mucho más
desarrollo en el tema para disponer de una confiabilidad homologable.
Las restricciones mencionadas son sólo técnicas, dado que las interconexiones que se realizarán
entre Brasil y Bolivia se pueden asemejar a la conexión de un generador aislado por la
diferencia de tamaño relativo. Es más quizás exista algún sobreincentivo debido a que los cargos
de transporte que aplica Brasil no son proporcionales a la distancia de transmisión.
BRASIL
Es un país cuya regulación está desarrollada, pero que todavía está en estado de transición
debido especialmente a las privatizaciones pendientes y a la existencia de contratos iniciales que
desaparecen a partir del año 2003.
Se pueden realizar los siguientes comentarios a las señales que reciben los inversores:
 Los contratos firmes: El desarrollo de los contratos firmes está adecuadamente sostenido con
la regulación existente que define los contratos firmes y el transporte de uso exclusivo. No
obstante la asignación de los racionamientos del sistema de manera proporcional con
independencia del contrato firme asociado representa un desincentivo a la realización de
exportaciones.
 El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al libre acceso a la transmisión,
excepto aquellas producto del sistema de planificación impuesto que puede trabar la
realización de una interconexión o indicar el punto más conveniente reduciendo la libertad
del mercado. El uso exclusivo que se le asigna a la interconexión y la necesidad de negociar
el libre acceso son una limitación al intercambio de oportunidad.
 El reconocimiento de los distintos servicios de potencia: El reconocimiento del pago de
potencia está siendo desarrollado y en proceso de aprobación.
 Los intercambios de oportunidad: Los intercambios de oportunidad tienen las limitaciones
mencionadas respecto de las transmisión y las correspondientes a la falta de un mercado
regional.
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 Los servicios complementarios: Sólo son reconocidos dentro del ámbito nacional y no hay
normas respecto a los intercambios internacionales.
 El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión tiene elementos en el diseño
regulatorio que deberían ser analizados en el marco de una integración regional eficiente,
tales como el pago de una proporción del cargo de transmisión estampillado, y el pago del
cargo de transmisión por exportación en función de su máximo requerimiento.
 La confiabilidad: Si bien Brasil tiene un sistema muy desarrollado no ha alcanzado un nivel
de homologación adecuado especialmente porque no está sometido plenamente a las fuerzas
del mercado.
El nivel de desconexión de generación y el uso de la transmisión en condiciones de
emergencia son temas en los que resultaría conveniente que exista una mayor precisión.
La magnitud del mercado brasileño comparada con la de sus vecinos y sus requerimientos de
energía hace que sea el gran motorizador regional de las interconexiones regionales, por lo que
sus políticas son críticas en ese desarrollo.
2. Desarrollo de la infraestructura
a) Gas Natural
El número y magnitud de los proyectos de infraestructura nuevos emprendidos en el curso de la
década del ´90 con eje en el capital privado de riesgo, contrasta con las pocas conexiones
logradas en los años anteriores con visiones más intervencionistas por parte del Estado.. Las
líneas de transporte de gas, habilitadas hasta la fecha con fines de integración internacional,
totalizan un volumen diario del orden de los 60 millones de metros cúbicos. Este volumen
diario, implica un movimiento de gas, equivalente al 60% de la capacidad instalada para el
transporte en Argentina, lo que da una idea del potencial comercial ya hundido.
No solo la demanda regional de gas en la región fue el "Driver" del desarrollo de los ductos: los
importantes descubrimientos de gas en Bolivia a partir de 1997 y la fuerte interdependencia
generación eléctrica – suministro de gas natural (para ciclos combinados), basados en la
diversificación de la oferta eléctrica, tallaron de manera crucial en los desarrollos de la segunda
mitad de la década pasada.
La Tabla que se menciona a continuación ilustra respecto de la infraestructura gasífera de
conexión instalada en la región: en la actualidad existen en operación 14 vínculos entre países.
Dichos vínculos totalizaron hasta la fecha una extensión de unos 8.200 kilómetros de gasoductos
y U$S 4.338 millones de inversiones acumuladas. En este sentido es importante remarcar que
las exportaciones de gas, desde Bolivia y Argentina, alcanzaron durante 2002 alrededor de 29
MM m3-día (18% del total de demanda de la región).
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13
Capacidad %
MMm3 Utilización
Cabo Vírgenes – Dungeness
Methanex SIP
2
86 %
Methanex PAN
S.Sebastián-Cca.Austral
2
96 %
El Cóndor - Cca. Austral
Methanex YPF
2
94 %
Gas Andes
La Mora – Mendoza
10
69 %
Gas Pacífico
Loma La Lata Neuquen
9
31 %
Atacama
Cornejo - Cca. Noroeste
9
67 %
Norandino
Pichanal-Salta
9
46 %
Paraná-Paysandú
Paraná-E.Rios
1
7%
A. Brasileira-Uruguayana Aldea Brasilera E. Rios
10
73 %
Buenos Aires-Montevideo Punta Lara – Bs.As.
3
0,4 %
San
Miguel
–
Bolivia
Cuiaba.
3
51 %
Bolivia-Brasil
S.C.de la Sierra-Bolivia
30
39 %
San Pablo-Porto Alegre
San Pablo – Brasil
6
S/d%
Transierra
Yacuiba-Bolivia
20
S/d%
Nombre
Cabecera
Long. Diám.
Hab. Año
Km Pulgadas
1,2
8
1999
48
10
1997
8
12
1999
465
24
1997
540
20
1999
942
20
1999
1055
20
1999
155
10
1999
470
24
2000
210
18-24
2002
623
18
2000
1800
32
2000
1165
24-16
2000
441
32
2003
Como se puede apreciar no toda la expansión en líneas de exportación son sólida y cabalmente
explotadas en la actualidad (se estima en un 50%, el índice de utilización de la capacidad
instalada en transporte, lo que nos da una idea del alto potencial de flujos disponible para
negociar), dado que tanto los gasoductos hacia Chile (a excepción de la serie Methanex, cuya
finalidad es diferente a las de los gasoductos de suministro a distribución), como el ducto
Bolivia – Brasil, como el ducto Buenos Aires – Montevideo, por solo mencionar algunos,
presentan un bajo perfil de utilización real / capacidad instalada.
Existen otros proyectos en estudio y construcción, tal como los que siguen:
Capacidad Long. Diámetro
Hab. Año
MMm3
Km Pulgadas
Uruguayana-Porto Alegre
Uruguayana – Brasil
12
615
24
2005
Montevideo - Porto Alegre Montevideo – Uruguay
15
900
24
2006
Transiguazú
Cornejo – Cca. Noroeste
35
1900
24-30
2007
Nombre
Cabecera
Hasta la fecha, en la Argentina los proyectos respondieron, ante todo, a iniciativas comerciales
privadas más que a planes orgánicos de desarrollo. La velocidad de implementación fue
notable, ya que los proyectos fueron desencadenados y ejecutados en muy pocos años. Esta
expansión desarticulada y con fines puntuales tiene un gran ausente: la integración regional de
las cuencas de oferta y de los polos de demanda, vía gasoductos y troncales, cuestión que
implica la ausencia de un mercado más amplio y con mayores oportunidades para proveedores y
consumidores.
Esto es así, dado que una vez determinadas las necesidades físicas, surgen los requerimientos
de capital necesarios para poder materializar la construcción de los proyectos de vinculación por
redes. Evidentemente, los proyectos “cerrados” en términos de contratos o condiciones
comerciales, han sido los que primariamente fueron desarrollados. Los restantes o no
cristalizaron o cuentan, como ya mencionamos, con un bajo nivel de utilización,
principalmente, por falta de maduración de una política orgánica. Hoy día, el tema del fondeo
de estos mega emprendimientos es un problema crucial, dado que nadie discute los beneficios
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14
Los vínculos físicos que parcialmente permitieron integrar la oferta y la demanda de gas entre
los países del Cono Sur tuvieron un impacto regulatorio de importancia: en la orientación de las
regulaciones ya existentes en cada uno de los países; en convertir a los contratos de gas en una
referencia para la formación de los precios en el mercado doméstico de cada país; en términos
de crear el marco de garantías necesarias para la realización de los proyectos y asegurar el flujo
de inversiones al sector; en la acción regulatoria posterior resultante de la tensión creada por las
garantías de mercado implícitas en los contratos y los requerimientos de una utilización
intensiva y amplia de la infraestructura por los agentes de la industria; y en la revaloración de la
regulación amplia ex ante versus la regulación caso por caso, a efectos de promover un campo
de juego nivelado para las inversiones y disminuir los conflictos regulatorios en la industria.
El 87% del gas exportado desde Argentina tiene como destino Chile, mientras que el restante
13% va dirigido hacia Brasil (Uruguay tiene una participación inferior al 1%).
Respecto de cómo se halla regulada la expansión de los sistemas de transporte, este parecería
ser uno de los pocos ítems donde existe no-solo amplia coincidencia (al menos en términos de
marco regulatorio), sino una postura favorable a los intereses de todo el negocio: Concursos
abiertos de asignación de capacidad firme (“Open Season”). Esta metodología permite asignar
cada peso de inversión a un contrato firme que garantiza el “llenado” del gasoducto, otorgando
una señal económica favorable a las expansiones. Recordemos la evolución de la capacidad de
transporte de gas, bajo esta mecánica, versus la evolución de la capacidad instalada de
electricidad, en el mismo tiempo (ambas, obviamente, en Argentina).
En lo que respecta a modelos regulatorios adoptados en la región y su impacto en lo que se
refiere a la promoción y ejecución de infraestructura de transporte que vincule dos o más países,
convivieron dos tipos de modelos10: i) el “Compacto Normativo Integral” (Argentina), con un
modelo de (ii) Regulación de Baja Intensidad (Chile, Brasil).
Los principales hallazgos del primero de los citados fueron los siguientes:
 La regulación de las actividades es pública y conocida para todos, lo que dota de
transparencia las negociaciones evitando discriminaciones,
 Los servicios, las tarifas y los contratos son uniformes,
 Bajo nivel de conflictividad.
En lo que respecta al segundo de los modelos citados, podemos resumir los siguientes puntos de
referencia:
 Mientras que en Chile, en lo referido al Transporte, funcionó de manera exitosa,
 En Brasil su éxito fue parcial: permitió el desarrollo de gasoductos de integración, pero
no facilitó el libre y transparente acceso al mismo por parte de los clientes, como ya
vimos en el punto precedente.
Otro tema que es importante destacar, viene dado por las oportunidades y la metodología para
acceder al título de Transportista: estas también pueden clasificarse en dos grupos coincidentes
con los del ítem anterior. De esta manera, la Concesión por licitación pública se utiliza en
Argentina, Bolivia, Uruguay y en Brasil (Distribución); mientras que Chile y Brasil (Transporte)
se valen de las Autorizaciones Directas.
10
Esta apertura sistemática es mencionada en el trabajo de ARPEL ya citado.
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15
 La rigurosidad del sistema de Concesiones está morigerada en Argentina y en Bolivia
por su concurrencia con los derechos de los Productores a convertirse en Transportistas
sin concurso.
 Por el otro lado Argentina también permitió la realización de gasoductos laterales
(expansiones para exportación) realizadas por terceros interesados sin concurso,
mediante la exigencia de un acuerdo previo con Transportistas preexistentes,
 En el caso Chileno el sistema funcionó convenientemente por la presencia de diversos
jugadores en igualdad de condiciones para competir por las autorizaciones.
Como conclusión de este tópico podemos citar que, la flexibilidad que fue necesaria introducir
en Argentina para facilitar el desarrollo de los proyectos en el sector gasífero nos dice que el
esquema de Licitaciones no es el más adecuado para un activo desarrollo de infraestructura de
interconexión, máxime cuando coexisten sistemas regulatorios diferentes entre los países
conectados.
Un tema central en la expansión de redes de transporte de vinculación internacional, que
presenta fuertes asincronías en los diferentes países, es el de cómo reflejan las tarifas de
transporte sus costos económicos: si bien en Argentina y Bolivia las tarifas de transporte de gas
reflejan el factor distancia en su costo, las tarifas brasileñas no responden adecuadamente a
estos “Drivers”, quedando establecido una única tarifa sin efecto distancia, no permitiendo la
generación de señales adecuadas de costos en las actividades de extensión, ampliación y
operación de los ductos.
Es esencial procurar el establecimiento de una política similar en los países vinculados, para
evitar distorsiones y futuros conflictos en el aprovechamiento de las ventajas comparativas y
servir eficientemente a los usuarios. En ese aspecto vale señalar las siguientes cuestiones:
 El Protocolo de Integración entre Argentina y Brasil hace referencia a principios
tarifarios que no son aplicados correctamente (aplicación del principio de acceso abierto,
tarifas reguladas basadas en costos económicos),
 Los principios integradores incluidos en el memorando de entendimiento para la
integración gasífera firmado entre ambos países, tampoco son satisfechos (Condiciones
competitivas en la producción de gas; el ya citado de tarifas basadas en costos; Apertura
de los mercados desafiables, etc.)
 Las tarifas de transporte no reflejaron los "Drivers" de los costos económicos, para los
servicios básicos y ello ha generado conflictos de diverso tipo a la hora de su resolución.
 El factor “distancia” no ha sido adecuadamente tenido en cuenta, en la construcción de
tarifas de transporte internacional, en especial teniendo en cuenta el carácter poco
mallado de las redes de transporte. Esta es la metodología impulsada e implementada en
el Brasil (tarifa de transporte uniforme). La misma no promueve una integración sana y
de hecho perjudica la potencialidad de los beneficios implícitos en un movimiento
integracionista regional. Más bien responde a estrategias de conservadurismo por parte
de Petrobras. El transporte en Brasil tiene una tarifa de estampillado, que se suma al
acceso negociado a las redes, lo que reduce notablemente los beneficios de un esquema
de mercado, al introducir distorsiones que limitan el accionar de los agentes
comercializadores de gas que, sin dudas, generan mayores beneficios para los usuarios
finales industriales, comerciales o de gran porte.
929929606
16
b) Energía Eléctrica
Los beneficios de la interconexión eléctrica o, en su caso, de la integración eléctrica, se
encuentran en directa concordancia con las particularidades de la región. Estos beneficios
comunes a cualquier proceso de interconexión o integración se presentan en la región del
MERCOSUR y los países asociados con características que los tornan realmente importantes.
En este sentido podemos decir que, Argentina se inserta en una región en la cual los países que
la componen presentan situaciones heterogéneas respecto de sus matrices energéticas y que
tanto la interconexión como la integración producen los beneficios antes mencionados.
Argentina posee excedentes en energía primaria y secundaria; Bolivia tiene excedentes
importantes en energía primaria, aunque realiza pequeñas importaciones de energía secundaria
para auto-abastecerse; Paraguay posee la particularidad de ser superavitario con las represas de
Yaciretá e Itaipú funcionando a pleno; Brasil se encuentra en los límites de autoabastecimiento,
y requiere aportes de energía y Uruguay y Chile son dependientes en energía primaria.
El principal recurso energético con que cuenta el MERCOSUR es su potencial hidroeléctrico, el
cual representa (año 1992) el 52% del total de recursos energéticos disponibles en la región. La
importancia de este potencial en cada uno de los países puede verse a través de los siguientes
porcentajes: en Argentina 58% del total de recursos, en Brasil 50% del total (según estimación
conservadora), en Paraguay 45% del total y en Uruguay 74%.
Los hidrocarburos líquidos y gaseosos constituyen solamente el 11% de los recursos energéticos
del MERCOSUR, de los cuales el 6% corresponden a reservas probadas de petróleo y el 5% a
reservas de gas natural. El carbón mineral representa el 16% de las reservas totales de energía
del MERCOSUR, localizándose más del 90% de las mismas en Brasil.
La interconexión eléctrica se enmarca en una interconexión energética de la región ya que
existen tanto represas de generación hidroeléctricas compartidas, como gasoductos y oleoductos.
Entre estas obras de interconexión podemos mencionar:
 Represas de generación hidroeléctrica compartidas en la región:
a) Sobre el Río Paraná se encuentran las de Yaciretá (Argentina-Paraguay) y de Itaipú
(Brasil Paraguay),
b) En el Río Uruguay se ubica la de Salto Grande (Argentina-Uruguay).
c) Existen, asimismo, estudios avanzados para la construcción de otras represas en cursos
de agua fronterizos, sobre los ríos Uruguay y Paraná.
En la interconexión eléctrica los primeros pasos se dieron con las represas compartidas; por
ejemplo, en Salto Grande se interconectaron los sistemas eléctricos de Argentina y Uruguay, y
durante muchos años este último país exportó excedentes de energía al primero.
Complementariamente existen interconexiones eléctricas en Brasil y Uruguay, y recientemente
se finalizó la negociación para la vinculación entre Argentina y Brasil a través de la
interconexión Rincón- Garaby.
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17
La interconexión eléctrica que se comenzó a desarrollar bajo el sistema de prestación estatal del
servicio de energía eléctrica se ha desarrollado de forma creciente en la última década. Luego de
los procesos de transformación llevados a cabo en el sector eléctrico por los países de la región
la interconexión se ha expandido a partir de inversiones llevada a cabo por agentes privados.
En un marco de integración de la región, fue precisamente en el sector energía donde se dieron
los primeros y más tempranos avances en la vinculación entre los países. La Central
Hidroeléctrica de Acaray (Paraguay) fue interconectada a Misiones (Argentina) a fines de los
60; poco tiempo después, en la década de los años 70, se construyó la represa de Salto Grande,
en el Río Uruguay (compartida entre Argentina y Uruguay).
Entre los acuerdos de interconexión firmados en la última década cabe mencionar por su
importancia el contrato celebrado entre la Companhia de Interconexao Energetica (CIEN),
empresa adjudicataria de la licitación internacional, y Geralsul, Furnas y Electrosul, empresas
concesionarias de servicios públicos de energía eléctrica del Brasil, para la importación de
potencia firme con energía asociada.
Las inversiones realizadas en el sector eléctrico en nuestro país en los últimos años permitieron
la incorporación de nuevos equipos de alta eficiencia (ciclos combinados) que, junto con los
avances definitorios de Yacyretá, han producido excedentes exportables. Tomando en cuenta
diversos proyectos de exportación, la Secretaría de Energía estableció en la Resolución SE
Nº299/98, la necesidad de asegurar que los niveles exportables resulten compatibles con las
reservas del sistema.
Es importante señalar que las interconexiones eléctricas de nuestro país con el resto de países de
la región se han desarrollado aún a pesar de la existencia de barreras regulatorias e
institucionales. En efecto, como principal barrera regulatoria, se puede señalar que en la
actualidad la regulación de los mercados eléctricos de cada país considera la exportación como
demanda en la frontera y la importación como generación.
Analizando las restricciones que
existen al desarrollo eficiente de las interconexiones entre países de la región, especialmente las
asociadas a estándares y normas técnicas, operacionales, y comerciales podemos acotar lo
siguiente:
Las interconexiones internacionales en la región son un medio para lograr que los consumidores
accedan a un servicio eléctrico más eficiente, incremento en la garantía de suministro, y mejora
en la calidad y seguridad del servicio.
El desarrollo de las interconexiones que se justifican desde una optimización del conjunto puede
ser realizado por la actividad privada a su riesgo si lograra captar adecuadamente parte de la
renta que las mismas introducen en el sector por los diferentes servicios antes mencionados.
Actualmente el desarrollo de los intercambios regionales se encuentra limitado en su alcance y
eficiencia debido a que los servicios auxiliares no son compartidos, las señales económicas no
siempre incentivan el uso de la potencia disponible, las transferencias spot, de oportunidad u
ocasionales están restringidas, las normas de calidad no son generalmente homologables ni
permiten una evaluación económica adecuada de las transferencias de calidad, el gas y la
electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético y no existe una
adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e importación.
929929606
18
La eliminación de las restricciones generales que se han destacado y aquellas específicas de
cada interconexión, exige un trabajo de detalle en la regulación de cada mercado y en los
convenios de interconexión, que difícilmente se pueda realizar con la coordinación y la visión
regional necesaria para asegurar el éxito del proceso si no se dispone de un plan general donde
se establezca el objetivo de largo plazo.
Por lo antes mencionado podemos decir que solo se logrará la máxima eficiencia cuando se
forme un mercado regional que cumpla con los mismos lineamientos de organización que los
mercados nacionales.
Podemos ver que las señales que reciben los inversores para el desarrollo de las interconexiones
no son homogéneas entre los países de la región:
 Argentina: La falta de reconocimiento de las inversiones en el sistema de transmisión
existente, la falta de aplicación efectiva del transporte firme en el país, así como la
imposibilidad de expandir el mismo asociado a intercambios de oportunidad son
condicionantes para la etapa de consolidación de las interconexiones. Si bien la Argentina a
avanzado mucho en los temas asociados a la confiabilidad de servicio esta no ha alcanzado
un nivel de homologación adecuado.
 Bolivia: En algunos temas se están desarrollando los detalles reglamentarios, entre ellos los
asociados al reconocimiento de la potencia. El servicio de transmisión nacional tiene un
sistema que asigna los cargos en función del uso. El área asignada a la demanda se abona en
forma estampillada pudiendo introducir restricciones a las interconexiones eficientes.
Además el uso de las interconexiones de transmisión fuera del Sistema Troncal de
Interconexión, destinadas a transportar electricidad para exportación, debe ser convenido
entre exportador y el transmisor introduciendo un tratamiento diferenciado. Respecto a la
confiabilidad de servicios, se requiere un mayor desarrollo para alcanzar un nivel de
confiabilidad homologable.
 Brasil: Los compromisos firmes de exportación están sujetos a las mismas condiciones de
racionamiento que el resto del sistema nacional. El reconocimiento de la potencia está en
desarrollo y los servicios complementarios están restringidos al ámbito nacional. El servicio
de transmisión tiene elementos en el diseño que deberían ser analizados en el marco de una
integración eficiente regional, tales como el pago de una parte de los cargos de transmisión
estampillados, el pago del cargo de transporte por exportación en función de su máximo
requerimiento y el uso exclusivo y la necesidad de negociar el libre acceso que se le asigna a
las interconexiones internacionales. Con respecto a la confiabilidad, si bien Brasil tiene un
sistema muy desarrollado no ha alcanzado un adecuado nivel de homologación, es decir,
adaptado a los requerimientos del mercado.
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3. Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores
dominantes
a) Gas Natural
El capital privado no siempre encontró, en las re - estructuraciones llevadas a cabo en la
industria del gas del cono sur, las condiciones ideales para una participación directa en
cualquiera de los eslabones de la cadena de valor de la industria. En este sentido se favorecieron
las asociaciones estratégicas y la integración de los negocios debido al efecto de: i) Marcos
regulatorios no estructurados deliberadamente para favorecer la libre – competencia, que fueron
mejor aprovechadas por las empresas integradas con participación estatal (recordemos el sistema
regulatorio de “Baja Intensidad” estructurado en Brasil para el Transporte de gas, que
mencionáramos precedentemente), ii) en este sentido, especial atención merecen (en la
estructura de negocios brasileña) la ausencia de un marco 100% competitivo en el tema de
libertades de contratación y acceso a redes, conjugado con un monopolio de servicio (Petrobras
– Accesos negociados), que atentaron de manera explícita contra uno de los pilares básicos de
la prestación moderna de los SSPP y del establecimiento de la Actividad de la Regulación  el
Acceso Abierto a las redes; iii) las funciones regulatorias, en este caso tienen un
desenvolvimiento especial, puesto que tanto regulador, como regulado pertenecen al ámbito
estatal, pudiendo coordinar de manera más efectiva, de esta manera, las políticas energéticas
estatales.
Este planteo político genera los siguientes desajustes o asincronías:
 Un marco regulatorio débil o de “Baja Intensidad”, resta transparencia a las
transacciones.
 La negociación de contratos de transporte de manera particular e individualizada entre
Ingresante y operador, genera la posibilidad de tratamientos que pueden ser
proteccionistas o conservadores, que discriminan condiciones de acceso y contratación,
en contraposición con un tipo de acceso regulado “ex – ante”.  Exacerbación del
abuso de poder dominante.
 Este sistema debería favorecer la obtención de financiamiento por el carácter integrado
del negocio. No existen condiciones de libre competencia, en la práctica, para el
desarrollo del negocio regional de transporte.
A pesar de todo lo mencionado, los Protocolos de Integración Energética no incluyen
compromisos o reservas en lo que respecta a la integración vertical en la cadena de la Industria,
con lo que se han dificultado las posibilidades de acceso a la infraestructura de uso común,
afectado el volumen del intercambio y las chances de acelerar la integración. Esta falta de
previsión en los gestores de los protocolos madre, ha encorsetado el desarrollo energético
regional.
En este sentido una de las diferencias regulatorias más relevantes entre Argentina y Brasil,
reside en que mientras en Argentina se prohíbe la integración vertical directa o indirecta entre
los eslabones de la cadena; en Brasil no existe ningún impedimento para ello, salvo la exigencia
de formar empresas separadas. Surge aquí una asincronía no detectada en el protocolo de
integración.
Como se desprende de lo mencionado, especial sensibilidad tiene el posicionamiento de las
compañías petroleras en el MERCOSUR, dado que la actividad de producción, que
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esencialmente tiene costos de exploración y explotación en dólares, es una actividad de riesgo.
En Argentina hoy se encuentra remunerada con un control de precios que desalienta al
productor a invertir en nuevos pozos de gas o que margina a aquellos que tienen en su poder la
explotación de pozos de gas dedicados. Todo esto no hace más que atentar contra el equilibrio
de largo plazo del mercado (la oferta irá disminuyendo y no habrá capacidad para poder
incorporar nuevos consumos locales o de exportación). En nuestro país el principal actor
emergente es Repsol – YPF, con una alta y hegemónica participación en el mercado argentino.
Es de destacar el "role playing" jugado por Petrobras, quien en su posicionamiento ha planteado
un comportamiento, presuntamente defensivo: Hoy es el mayor operador de gas en Bolivia y se
posicionó fuertemente en Argentina, comprando la segunda empresa en cantidad de reservas
comprobadas, sino que además, se embarcó en el megaproyecto de construcción del gasoducto
Santa Cruz de la Sierras– San Pablo (oferta de energía – oferta de capacidad de transporte). En
este intento por la hegemonización del gas Boliviano, se puede ver un planteo estratégico muy
fuerte, que debe ser contenido institucionalmente y en el diseño de las infraestructuras que
posibiliten derribar las barreras anticompetitivas y colutorias de los “big players” petroleros
regionales.
Pero se debe tener en cuenta que los restantes jugadores no se han quedado de brazos cruzados,
y tanto British Gas, como Amoco, Repsol YPF y Total Fina Elf, han ubicado sus fichas, de
manera tal de responder a sus expectativas de segmentación del mercado.
Este planteo estratégico no hace otra cosa que ubicar a un jugador como oferente de un lado de
la frontera y demandante desde el otro, con lo que se hace muy difícil poder operar en un
esquema de negocio con garantías de no-ejercicio de poder de mercado.
Al respecto, no debe olvidarse, que en la costa paulista, la petrolera estatal brasileña está hace
años explorando pozos de altísima profundidad, en los cuales habría interesantes reservas
comprobadas de gas, en zonas muy cercanas a la costa de San Pablo (gran centro de consumos).
Esto no haría otra cosa que fortalecer su posición hegemónica regional.
Las señales de precios generadas, respecto de la transparencia de los precios del gas, son
erráticas: mientras que en Argentina y, como ya dijimos, hasta 2001 funcionaban bastante
bien, en Brasil no existe hasta el momento una clara identificación de los costos económicos
versus el precio del energético. Esto le quita, no solo competitividad al mercado, sino también
que genera un cono de sombras respecto del ya mencionado posicionamiento de Petrobras en
todo el cono sur.
Sumado a todo lo dicho precedentemente, se encuentra el tema de la fijación de las tarifas de
transporte: la región no cuenta con unicidad de criterios y los mercados brasileros tienen
montado un esquema del tipo estampillado, en el que la tarifa de transporte en territorio y para
clientes del Brasil son las mismas ya sea a dos kilómetros de la frontera con Bolivia o
directamente en la ciudad de Río de Janeiro. La ausencia de una tarifación basada en distancia
(como en la Argentina) y en el "Net Back Pricing", no permite estructurar un mercado
competitivo y eficiente en términos económicos.
Otra deuda pendiente de toda la región es la de vertebrar medidas Regulatorias que impulsen
claramente el establecimiento de Comercializadores. En Brasil Petrobras limita históricamente
el establecimiento de un grupo de "traders" de peso y con impacto en el negocio, mientras que
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en Argentina estos actores, si bien existen, no han logrado un volumen de negocios atractivo,
hasta la fecha (condicionado fuertemente por el dictado de la ley 25.561).
Para acentuar aún más las divergencias entre los mecanismos regulatorios referidos al control de
las actividades monopólicas de los agentes del GN entre Argentina y Brasil, podemos apelar al
análisis ya mencionado previamente, respecto de la visión global respecto de la regulación hoy
existente en ambos países, respecto del gas natural:
País
Argentina
Brasil
A
B
M
¿?
Red
Inc.
Inc.??
Grado de intervención del gobierno
Intervención del
Intensidad de la
Presencia del
gobierno en la
regulación
gobierno en el sector
formación de precios
Actual Tendencia Actual Tendencia Actual Tendencia
M
¿?
B
¿?
B
¿?
B
Inc.
A
=
A
Red
=
=
=
=
=
=
=
Alto
Bajo
Medio
Se Ignora
Se presume una reducción
Incremento en la tendencia
Se ignora, pero se presupone un incremento en la tendencia
Un comentario final merece la ausencia, en términos regionales, de un ámbito institucional y
de reglas para el monitoreo de la apertura y competencia de los diferentes mercados del
MERCOSUR. Para no ingresar en materia de otras tesinas de este Ciclo Avanzado, solo
mencionaremos que si bien a nivel de cada país existe algún grado de desarrollo de instituciones
que protegen al comportamiento competitivo de los mercados, parecería ser que todavía no se
logró un consenso lo suficientemente amplio como para establecer el funcionamiento de este
tipo de organismos supranacionales. Merecen especial tratamiento los siguientes, sin ánimos de
ser taxativos ni limitativos:
 Tribunal regional para dirimir conflictos
 Ente de protección de la competencia y monitoreo de los mercados más importantes
 Ente regulador supranacional
b) Energía Eléctrica
Solo se logrará la máxima eficiencia cuando se forme un mercado regional que cumpla con los
mismos lineamientos de organización que los mercados nacionales.
Podemos referir algunas condiciones necesarias para
complementariedad de los mercados productores de energía:
poder
obtener
una
mayor
1. Convergencia regulatoria, en especial en la defensa de la competencia y en el diseño
tarifario;
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2. Eliminar las restricciones de flujos en ambos sentidos, en las fronteras argentino – boliviana
– brasileña
3. Alineamiento de los precios eléctricos en toda la región, para hacerla sustentable
4. Reducción paulatina hasta su eliminación, de los subsidios explícitos a combustibles (GLP,
Fuel Oil, etc.)
El desarrollo de mercados eficientes, requiere que los mercados nacionales permitan
intercambios internacionales, promuevan la eficiencia, la no discriminación y reciprocidad,
respeten los contratos, realicen el despacho económico (incluyendo oferta y demanda agregadas
en las interconexiones internacionales), respeten los criterios generales de seguridad e
información y seguridad jurídica. Para ello es necesario que exista un acuerdo que habilite un
tipo de regulación como la indicada, tal como se ha realizado en la zona del MERCOSUR.
Analizando específicamente la interconexión, se requiere que la metodología de expansión de
las interconexiones sea consistente con las señales regulatorias asignadas, que se permita la
optimización del uso de los servicios auxiliares, y que se conozca los compromisos de
suministros firmes.
B. Unión Europea: Lecciones desde un modelo maduro
En este apartado pasaremos revista a los principales hitos que emergen del proceso de
integración encarado en la Unión Europea, tomado como punto de referencia de modelo
maduro, con sus errores y con sus aciertos, señalando los temas más interesantes desde la
perspectiva integracionista sudamericana.
La energía ha sido el pilar básico en la construcción de la Unión Europea. El sistema eléctrico
interconectado ha sido importante no - solo en el ámbito del desarrollo económico de las
naciones europeas sino que ha consolidado entre ellas un espíritu de cooperación y de
comportamiento del conocimiento de las responsabilidades de indudable repercusión en lo social
y político. Medio siglo de historia avala al sistema eléctrico interconectado europeo como el
más grande y seguro del mundo.
El tratado que establece la Comunidad Europea ha sido el texto legal fundamental que ha
orientado el proceso de la integración europea, especialmente en el sector energético, donde
suplió, efectivamente en la mayoría de los casos, la falta de una política energética común de la
unión europea (UE). Las reglas generales y las disposiciones sobre el libre movimiento de los
bienes, las personas, los servicios y el capital, sobre prácticas no discriminatorias por parte de
los monopolios estatales, etc., permitieron el cumplimiento gradual de una amplia gama de
condiciones económicas, necesarias para el desarrollo sin obstáculos del mercado interno de la
energía.
La comunidad apunta a fomentar la optimización de los recursos, estimular sinergias y evitar
duplicaciones. No se puede desarrollar una política energética independientemente de otras
políticas y actividades relevantes de la comunidad. De fundamental importancia para el sector
energético es el desarrollo paralelo y, a veces, interactivo de otros tipos de políticas e
instrumentos de la comunidad
La comisión tomó un largo período, de casi 10 años, para desarrollar esquemas alternativos de
liberalización de mercados que fueran ampliamente aceptados, incorporando un enfoque más
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conservador (gradual en etapas) y más puntual, que llevó a la promulgación de las Directivas de
Electricidad (1996) y de Gas (1998).
Los primeros elementos de la transformación del mercado europeo están contenidos en las
Directivas 90/377/CEE del 29 de junio de 1990, relativa a un procedimiento comunitario que
garantice la transparencia de los precios aplicables a los consumidores industriales finales de gas
y de electricidad y 90/547/CEE del 29 de octubre de 1990, relativa al tránsito de electricidad por
las grandes redes.
Sin embargo, ambas Decisiones fueron preliminares, siendo que el concepto del mercado
interior tuvo recién un principio cierto de ejecución mediante el dictado de la Directiva
96/92/CE por el Parlamento Europeo y el Consejo de la Comunidad, con fecha 19 de diciembre
de 1996.
La Directiva 92/96/CE establece normas comunes de generación, transmisión y distribución de
electricidad y define las modalidades de organización y funcionamiento del sector de la
electricidad, el acceso al mercado, los criterios y procedimientos aplicables respecto de las
licitaciones y autorizaciones, así como de explotación de las redes. Establece también los plazos
máximos dentro de los cuales los Estados Miembros deberán adecuar su organización sectorial a
lo previsto.
Pese a parecer un desarrollo importante en comparación con la situación preexistente de
empresas integradas e intercambios - esencialmente - de excedentes, los Reguladores y los
agentes europeos manifiestan su inquietud por la lentitud de los cambios.
A efectos de brindar dinamismo a la transformación hacia el mercado interior se ha creado el
llamado Foro de Florencia, donde participan todos los actores, tanto institucionales como
comerciales más una nueva institución, el Consejo de Reguladores Europeos (CEER),
constituida para el tratamiento de los problemas comunitarios.
Entre los aspectos que el Foro ha identificado como prioritario está la armonización regulatoria.
La tendencia que se observa al realizar el análisis de los documentos del CEER es que los
Reguladores consideran que el paradigma del transporte transeuropeo debe aproximar los
siguientes criterios:

Enviar señales económicas a los usuarios de la red basadas en los precios marginales de
corto plazo, comprendiendo pérdidas y congestión, es decir un sistema de precios nodales.

Imputar los ingresos tarifarios del transporte al pago parcial de los costos de la red.

Cargar a los usuarios con el monto faltante para completar el ingreso requerido.
En relación con la expansión de los enlaces internacionales, la CEER está estudiando los cuellos
de botella más significativos, identificando tres problemas:

La actual capacidad de interconexión es insuficiente para promover CBT eficientes.

La inexistencia de instituciones de carácter comunitario y ejecutivo que faciliten la
recepción de propuestas de expansión, la gestión del proceso administrativo de la expansión,
la asignación de sus costos, la resolución de los problemas medioambientales y la detección
y eliminación de barreras regulatorias.

No existen los procedimientos necesarios para establecer de manera transparente la
justificación de un refuerzo que deba ser realizado en beneficio del conjunto de los sistemas
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nacionales, la identificación de los beneficiarios y la asignación transparente y equitativa de
sus costos a esos beneficiarios.
Principales Problemas Identificados
El Mercado Interior europeo de la energía eléctrica no tiene aún existencia real. El análisis de
los documentos comunitarios permite establecer que el criterio seguido es promover la
constitución de mercados regionales para, a posteriori, integrarlos en un único Mercado
Europeo.
Conviene indicar que la tarea parece ciclópea, considerando que existen varios problemas
pendientes, entre ellos:

Los distintos Mercados Regionales han evolucionado cada uno con una regulación propia,
no existiendo al presente un modelo aceptado para su armonización y para el desarrollo de
mercados incipientes como en el caso de EE.UU., donde la FERC ha elaborado un modelo
que, pese a ser discutido, sirve como pauta para la evolución ordenada.

La capacidad de interconexión entre regiones es insuficiente y, en alguna medida, se
encuentra asignada a contratos bilaterales preexistentes, que dificultan los intercambios
eficientes.

No existe aún un regulador comunitario que pueda dar pautas de validez general
Nueva Directiva del Parlamento Europeo
El 15 de Julio de 2003 se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea la Directiva
2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo del 26 de junio de 2003 sobre normas
comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92
/CE.
La Directiva 92/96 ha puesto de manifiesto las ventajas que pueden derivarse del mercado
interior de electricidad en lo que se refiere a mayor eficacia, reducciones en los precios, mejora
de la calidad de servicio y mayor competitividad. La Directiva 54 considera que subsisten
deficiencias importantes y es posible mejorar el funcionamiento del mercado, en particular son
necesarias medidas concretas para garantizar condiciones equitativas en el ámbito de la
generación y para reducir el riesgo de que aparezcan posiciones dominantes y comportamiento
abusivo, garantizando así tarifas de transporte y distribución no discriminatorias mediante un
acceso a la red basado en tarifas publicadas antes de su entrada en vigor, y velando por la
protección de los derechos de los pequeños clientes y de los clientes vulnerables y la publicación
de información sobres las fuentes de energía para producción de electricidad, así como
referencia a las fuentes, cuando estén disponibles, que faciliten información sobre su impacto
medioambiental.
Además de la Directiva mencionada, se sancionaron otras normas relevantes a tener en cuenta
para el análisis. En adelante, se tratarán los puntos o variables relevantes que se consideraron
para el desarrollo del presente trabajo, tomando cada uno de los puntos o variables
separadamente para Gas y Energía Eléctrica.
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1. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación
a) Gas Natural
En el caso de la integración energética de la Unión Europea hubo un minucioso análisis de la
problemática sectorial de cada país que concluyó en un diagnóstico abarcativo de todos los
aspectos de modificación requerida y a una agenda que llevaba implícita un sendero de
convergencia. A continuación resumimos los principales puntos que pudimos reseñar:
Para empezar, el proceso de integración energética se enfrentó con las diferentes estructuras de
organización en las industrias gasíferas de los países miembro, que, entre otros, implicaban los
siguientes inconvenientes de arranque:
 En general, las Empresas eran Públicas e integradas;
 Se encontraban establecidos Derechos de Exclusividad para el comercio internacional de
gas;
 Los mercados eran cautivos de las empresas integradas. No existía competencia.
Toda la configuración implicaba que los negocios estaban estructurados fronteras adentro y para
las fronteras adentro. No había, naturalmente, una preparación para el comercio internacional
basado en la integración y la cooperación, sino una estructura de SSPP públicos.
La Directiva de Gas de 1998 se estructuró, entonces, con un proceso de apertura de los
mercados y de introducción de competencia pautado en forma gradual a través del
cumplimiento de una agenda por parte de los países, que implicaban modificaciones de los
Marcos Regulatorios.
Atentos a la situación de arranque y teniendo en mente un mercado unificado basado en la
complementariedad, cooperación y coordinación de recursos, se identificaron los factores clave
en el proceso de integración encarado en la Unión Europea. Espacialmente en el proceso de
apertura y unificación del mercado se identificaron temas centrales sobre los cuales se
dispusieron medidas concretas respecto de la desregulación de mercados y clientes:
 Diversificación de la Oferta en el mercado “Upstream”. En Europa también encontramos
el problema de la concentración económica del gas en manos de pocos proveedores,
algunos países optaron por establecer programas de reventa de gas a las empresas que
detentaban un poder significativo del mercado bajo los cuales se les obligaba a
desprenderse de un porcentaje de su gas.
 Fijación del objetivo de apertura total del mercado de distribución. Prácticamente todos
los países miembros tienen prevista la apertura total del mercado, obviamente en forma
escalonada. En promedio, actualmente el 80% de la demanda de gas de UE está abierta a
la competencia; y llegará al 90% en el 2005. Los Estados miembros garantizarán que
los clientes cualificados para elegir proveedor sean: desde el 1º de enero de 2004 todos
los usuarios no residenciales y desde el 1º de enero de 2005 todos los clientes.
 “Open Access”: el sistema de acceso regulado (similar al Argentino) a las redes y a
tarifas reguladas y de publicación, fue una medida central en todo el proceso. Casi
todas las actividades de transporte y distribución estructuradas en los últimos quince
años han hecho del Acceso no discriminatorio a las redes una herramienta obligada para
el objetivo de un mercado claro y transparente. Si bien en un principio la Directiva de
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Gas daba la libertad de optar por un ATR (acceso de terceros a las redes) regulado ó
negociado, en un estadío superior se corrigió el rumbo y se instauró el sistema hoy
vigente (acceso abierto, tarifas reguladas y publicadas). Estas tarifas deben ser aplicadas
a todos los clientes elegibles o cualificados, en forma objetiva y sin discriminación.
 Separación de actividades: el proceso de integración fue pensado de manera tal de poder
desarticular las industrias integradas con que se contaba previo el lanzamiento de la
Unión. Se consideró vital la desintegración de la industria en varias cadenas de valor
(Producción – Transporte – Distribución – Comercialización). Como requisito de
mínima se exigió que la apertura fuese al menos legal, si no accionaria. Al respecto
quedó bien claro que el proceso de competencia fue más importante y efectivo en los
países con procedimientos regulatorios más fuertes y con una separación de la propiedad
real y efectiva (tal como el caso de Argentina).
 Un mercado integrado requiere condiciones comerciales que impliquen señales de
precios representativas de lo que sucede en la red: Las tarifas de acceso y los regímenes
tarifarios deben reflejar criterios económicos. Los procedimientos de acceso deben ser
flexibles y transparentes. Con ello se eliminan los precios, tarifas y condiciones
artificiales que alejan de la realidad los avisos de congestión y necesidad de mayor
infraestructura.
Hacia finales del año 2002 se analizó la situación del mercado de Gas en la Unión Europea,
luego de varios años e intentos de dispar éxito en la práctica y se actualizó el esquema – objetivo
de liberalización de la industria. Entre los puntos que se destacan como relevantes figuran:
 Todos los países miembros -excepto Francia y Luxemburgo- tienen prevista la apertura
total del mercado
 En promedio, el 80% de la demanda de gas de UE estaba, a ese momento, abierta a la
competencia; y llegará al 90% en 2005
 Todos los Estados miembros, menos Alemania y Francia, han elegido un acceso
regulado a las redes, en contraposición al acceso negociado.
b) Energía Eléctrica
Como se mencionara en la introducción del presente punto A de análisis, referente al estudio del
caso de la Unión Europea, en este ítem en particular, se tratarán los Aspectos referidos al
fomento de la Desregulación para el caso de la Energía Eléctrica.
También se citaron las normas respecto al Mercado Interior de la Electricidad en el Mercado
Europeo, respecto a la energía eléctrica. Resta mencionar que se analizaron la Directiva 54, el
Reglamento 1228 y la Decisión 1229 del Parlamento Europeo, todas sancionadas durante el año
2003. El Reglamento 2236 del año 1995 merece un análisis detallado, las normas previas y/o
complementarias de las mencionadas también han sido analizadas, pero centraremos la atención
en los puntos que mencionamos oportunamente.
Es importante señalar, que en el desarrollo de cada una de las variables, algunos ítems u
objetivos pueden ser los mismos; aunque pueda parecer reiterativo se desea señalar todos los
aspectos considerados relevantes en cada variable, por lo general, algunos objetivos van de la
mano para más de una de las variables que analizamos.
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Respecto al punto que nos convoca, Aspectos referidos al fomento de la Desregulación, la
Directiva 54/2003 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad ha
considerado los siguientes objetivos:
 Deberá conformarse un mercado interior plenamente abierto que permita a todos los
consumidores elegir libremente a sus suministradores y a todos los suministradores abastecer
libremente a sus clientes para que sea compatible con la libre circulación de mercancías, la
libre prestación de servicios y la libertad de establecimiento que el Tratado garantiza a los
ciudadanos europeos.
 Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior competitivo están
relacionados con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los distintos grados de
apertura de los mercados entre los Estados miembros.
 Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso a la red no
discriminatorio, transparente y a precios razonables.
 Para completar el mercado interior de la electricidad, los gestores de redes de transporte o
distribución puedan acceder a la red en condiciones no discriminatorias, estos pueden
constar de una o más empresas.
 En caso de que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y
transporte se deberán gestionar a través de entidades jurídicamente independientes. También
es conveniente que los gestores de las redes de transporte y de distribución tengan derechos
de decisión efectivos respecto de los activos necesarios para mantener, gestionar y
desarrollar las redes cuando la propiedad y la gestión de dichos activos correspondan a una
empresa integrada verticalmente. Es necesario que pueda garantizarse la independencia de
los gestores de redes de distribución y de los gestores de redes de transporte, especialmente
con respecto a intereses de generación y de suministro. Por consiguiente, deben establecerse
estructuras de gestión independientes entre gestores de redes de distribución y gestores de
redes de transporte y cualquier empresa de generación/suministro. No obstante, es
importante distinguir entre dicha separación jurídica y la separación de la propiedad. La
separación jurídica no implica un cambio en la propiedad de los activos y nada impide el
empleo de condiciones similares o idénticas que apliquen en toda la empresa integrada
verticalmente. Sin embargo, un proceso decisorio no discriminatorio debe estar garantizado
mediante medidas organizativas respecto de la independencia de los responsables de las
decisiones.
 Los consumidores de electricidad deben poder elegir libremente a su suministrador. Sin
embargo, conviene adoptar un enfoque progresivo para la realización del mercado interior de
la electricidad, a fin de que las empresas puedan adaptarse y garantizar que se establezcan
las medidas y regímenes adecuados para proteger los intereses de los consumidores y
asegurar que éstos tengan un derecho real y efectivo de elección de su suministrador.
 La apertura progresiva del mercado a la plena competencia debe permitir tan pronto como
sea posible eliminar los desequilibrios entre Estados miembros. Debiendo garantizarse la
transparencia y la seguridad jurídica en la aplicación de la Directiva que se describe.
Tomando como referencia lo mencionado en los bullets precedentes, a continuación se detallan
algunos de los puntos que sancionó el Parlamento Europeo:
La organización del acceso a la red, acceso de terceros:
1. Los Estados miembros garantizarán la aplicación de un sistema de acceso de terceros a las
redes de transporte y distribución basado en tarifas publicadas, aplicables a todos los clientes
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cualificados de forma objetiva y sin discriminación entre usuarios de la red. Los Estados
miembros velarán por que dichas tarifas, o las metodologías para su cálculo, sean aprobadas
antes de su entrada en vigor y por que tales tarifas, así como las metodologías, en caso de
que sólo se aprueben las metodologías, se publiquen antes de su entrada en vigor.
2. El gestor de red de transporte o de distribución podrá denegar el acceso en caso de que no se
disponga de la capacidad necesaria. La denegación deberá motivarse debidamente. Cuando
se deniegue el acceso, los Estados miembros garantizarán, si procede, que el gestor de red de
transporte o distribución proporcione la información oportuna sobre las medidas necesarias
para reforzar la red. Podrá solicitarse a quien pida dicha información el pago de una cantidad
razonable que refleje el coste del suministro de tal información.
En cuanto a la Apertura del mercado y reciprocidad se sancionó:
1. Los Estados miembros garantizarán que los clientes cualificados sean: hasta el 1 de julio de
2004, los clientes cualificados mencionados en los apartados 1 a 3 del artículo 19 de la
Directiva 96/92/CE. Los Estados miembros publicarán anualmente, a más tardar el 31 de
enero, los criterios de definición de estos clientes cualificados; a partir del 1 de julio de
2004, a más tardar, todos los clientes no domésticos; a partir del 1 de julio de 2007, todos los
clientes.
2. Para evitar desequilibrios en la apertura de los mercados de la electricidad:
a) no podrán prohibirse los contratos de suministro de electricidad con un cliente
cualificado de la red de otro Estado miembro si el cliente está considerado cualificado en
las dos redes;
b) en los casos en que las transacciones descritas en la letra a) sean denegadas debido a que
el cliente esté cualificado sólo en una de las dos redes, la Comisión, teniendo en cuenta
la situación del mercado y el interés común, podrá obligar a la parte denegante a efectuar
el suministro solicitado a petición del Estado miembro en el que esté situado el cliente
cualificado.
El Reglamento (CE) nº 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a las
condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad, ha considerado
los siguientes lineamientos en cuanto a la variable en análisis:
- Durante el año 2000, el Consejo Europeo pidió que se realizaran rápidamente los trabajos
necesarios para completar el mercado interior en los sectores de la electricidad y el gas, y para
acelerar la liberalización a fin de lograr un mercado interior completamente operativo.
- Debe fomentarse la creación del mercado interior mediante la intensificación del comercio de
electricidad, actualmente poco desarrollado en comparación con otros sectores de la economía.
- Deben aplicarse normas equitativas, ajustadas a los costes, transparentes y directamente
aplicables, que tengan en cuenta la comparación de gestores de redes eficientes en zonas
estructuralmente comparables, en materia de tarificación transfronteriza y asignación de la
capacidad de interconexión disponible, que completen las disposiciones de la Directiva
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96/92/CE, a fin de garantizar el acceso efectivo a las redes de transporte con objeto de realizar
transacciones transfronterizas.
- El Consejo de Energía durante el año 2000 invitó en sus conclusiones a la Comisión, a los
Estados miembros y a las autoridades reguladoras nacionales/administraciones nacionales a que
garantizasen una aplicación oportuna de las medidas de gestión de la congestión y, en
coordinación con los Operadores Europeos del Sistema de Transporte (ETSO), a una rápida
introducción de un sistema de tarificación sólido para el largo plazo que proporcione las señales
adecuadas de reparto de los costes a los operadores del mercado.
- Los problemas de congestión deben tratarse con métodos aplicados que proporcionen
indicadores económicos correctos a los gestores de redes de transporte y a los participantes del
mercado, y se basen en mecanismos de mercado.
- Deben establecerse procedimientos que permitan a la Comisión adoptar decisiones y
directrices en materia de tarifación y asignación de capacidad, asegurando la participación de las
autoridades reguladoras de los Estados miembros en este proceso a través de su asociación
europea. Las autoridades reguladoras, junto con otras autoridades competentes de los Estados
miembros, deben contribuir al buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.
2. Desarrollo de la infraestructura
a) Gas Natural
En relación con la problemática del refuerzo y la expansión de la infraestructura de transporte de
gas, la Unión Europea necesitó replantear su esquema de negocios, en función del carácter
nacional e integrado de cada compañía de SSPP de gas natural, pre – integración, hacia un
modelo que, desintegrado verticalmente y con nuevos jugadores en escena, satisfaga los
requisitos de seguridad de suministro, complementariedad energética y una adecuada
prospectiva que minimice la congestión de los puntos de interconexión.
A tal fin, entre los temas inherentes a la integración energética, se situaron los siguientes:
 Creación de un Marco de Seguridad de Abastecimiento: Debido a la creciente
interdependencia energética entre los países de la Unión y a la creciente importación de
energía desde países extra comunitarios, se determinó que se requieren arreglos que
garanticen los suministros dentro de la región.
 Definición de un Plan de Crisis: con el mismo objetivo que el citado en el punto previo,
y en sintonía con el marco de suministro, se definió como de vital importancia la
creación de un plan de crisis que permita discernir cuáles son los actores y cuáles son las
medidas a aplicar en momentos de “cuellos de botella” en el suministro. Obviamente,
fundan estos objetivos los conceptos de coordinación y cooperación, que se encuentran
subyacentes en todo proceso de integración.
 Nueva infraestructura para los vínculos congestionados. Siendo los vínculos físicos la
condición inicial para cualquier integración de los mercados que apuesten a la
integración a nivel transaccional del gas, los países de la región deben constatar
fehacientemente cuellos de botella críticos en los vínculos de interconexión que no
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surjan de congestión creada discrecionalmente por parte de empresas existentes,
identificando iniciativas hechas por inversores y creando condiciones favorables desde el
punto de vista regulatorio para el desarrollo de esos proyectos de interconexión.
Al respecto, en un informe emitido por la Comisión (2001) y presentado al Parlamento y al
Consejo, se efectúa un diagnóstico de los ductos de interconexión existentes a dicha fecha y su
utilización eficiente. En dicho informe se resalta la importancia de mantener un nivel de
infraestructura adecuado a las necesidades de tráfico de gas. Señala, asimismo, que la
existencia de continuos y persistentes niveles de congestión no constituyen un campo fértil para
el desarrollo de un mercado de gas maduro.
Según concluye el trabajo, la congestión persistente en las interconexiones puede originarse en
la utilización sub – óptimas de las instalaciones, ó en la inexistencia de capacidad de transporte
internacional suficiente. Sin embargo, observa que la barrera más significativa al respecto
viene dada por la estructura verticalmente integrada de las empresas pre - existentes que, en
muchos de los casos, pueden tener pocos incentivos en resolver los problemas de congestión en
las interconexiones en vistas de la adopción de políticas conservadoras o defensivas.
Otros ingredientes que intervienen en una baja dinámica expansionista de la infraestructura de
transporte de gas vienen dados por: (i) Estructuras tarifarias de transporte diferente de la del
resto de países; (ii) Procedimientos de reserva de capacidad poco flexibles (no dan flexibilidad
para cambiar fuentes de provisión del gas sin que aumenten sus costos; condiciones inflexibles
para contratos de capacidad por menores tiempos que conducen a cargos más elevados, no
permiten calcular la capacidad disponible de transporte; no permiten el ejercicio de un mercado
secundario de reventa de capacidad no utilizada). Estos temas restringen el grado de
intercambios entre los países. Estas distorsiones indicarían porqué se están constatando bajos
niveles de utilización de los ductos de interconexión.
En esta línea, hacia finales de la Comisión realizó una serie de propuestas tendientes a fomentar
la ejecución de más y mejores vínculos de transporte de gas y a una mejor utilización de la
inversión hundida:
 Uso Eficiente de Infraestructura: Propone modificaciones al régimen regulatorio, con el
fin de incrementar la eficiencia en la utilización de la capacidad instalada. Básicamente
estas modificaciones, atañen a mecanismos que permitan incrementar la transparencia
de las decisiones tomadas y los flujos transados en las redes de Alta Presión.
 Adopción de un rol de “sponsor” más que de planificador: la propuesta es la de
identificar los obstáculos existentes (físicos, legales, regulatorios, etc.) para la
maduración de los proyectos y la promoción de medidas que coadyuven a su
materialización.
 Adopción de un rol de “facilitador” económico de los proyectos, mediante créditos
blandos tendientes a viabilizar la ejecución de las redes
 Búsqueda de los compromisos políticos de cada país miembro, en función de la creación
de condiciones que permitan madurar la ejecución de los gasoductos.
 Un punto fundamental resulta el de la armonización y sincronización de las pautas
regulatorias inherentes a los proyectos, de la normativa técnica, de la emisión de
Autorizaciones y permisos, etc.
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b) Energía Eléctrica
La cuestión más relevante en el desarrollo del presente análisis obviamente es el Desarrollo de la
Infraestructura. La oferta y la demanda de energéticos como cualquier otro bien o servicio deben
poder contactarse e intercambiar y poder circular libremente entre la región, para lo cual es
necesario disponer de las redes de transmisión. Ello conlleva a la necesidad de contar con la
infraestructura de redes para realizar las operaciones, en este sentido, lo que nos interesa, son las
redes transfronterizas que comunican entre sí a distintos países de la Unión Europea.
Como se mencionó en el análisis de la variable referida al fomento de la desregulación, se
estudiaron las últimas Normas del Parlamento Europeo. En este caso en particular se tratará con
detalle el Reglamento N° 2236/95 del Consejo del año 1995 por el que se determinan las normas
generales para la concesión de ayudas financieras comunitarias en el ámbito de las redes
transeuropeas. El Reglamento mencionado ha sido modificado por varias normas posteriores, es
útil en principio tomar de éste los lineamientos de cómo se proveen los fondos para los
financiamientos, también deberá tenerse en cuenta que se modificaron proyectos y normas
generales de acceso a las redes que se estudiarán más adelante.
El artículo 129 C del Tratado dispone que la Comunidad elabore un conjunto de orientaciones
relativas a los objetivos, prioridades y grandes líneas de las acciones previstas en el ámbito de
las redes transeuropeas y que podrá apoyar los esfuerzos financieros de los Estados miembros en
la realización de las redes transeuropeas.
El Reglamento aludido considera, en cuanto a la financiación de las redes, que deberá
propiciarse una mayor participación del capital privado y potenciarse la cooperación entre el
sector público y el sector privado.
Otras consideraciones que tiene en cuenta el reglamento son las siguientes:
- La ayuda comunitaria puede dirigirse, a estudios de viabilidad, garantías de créditos o
bonificaciones de intereses; dichas bonificaciones y garantías se refieren, en particular, al apoyo
financiero del Banco Europeo de Inversiones u otras entidades financieras públicas o privadas;
que, en determinados casos debidamente justificados, podrán preverse subvenciones directas de
la inversión.
- Las garantías de crédito serán concedidas sobre una base comercial por el Fondo Europeo de
Inversiones o por otras entidades financieras, y una ayuda financiera comunitaria podría cubrir
totalmente o en parte las primas abonadas por los beneficiarios de dichas garantías.
- La ayuda comunitaria está destinada esencialmente a la superación de los obstáculos
financieros que pudieran surgir en la fase inicial de un proyecto.
- Conviene asimismo tomar en consideración otros aspectos tales como el efecto de estimulación
de la financiación pública y privada, los efectos socioeconómicos directos o indirectos de los
proyectos, en particular los efectos en el empleo, así como las consecuencias medioambientales.
- La Comisión debe velar por que exista una coordinación eficaz de las acciones comunitarias
que afecten a las redes transeuropeas, en especial entre los recursos concedidos para la
financiación de dichas redes y los concedidos por los Fondos estructurales, el Fondo de
Cohesión, el Fondo Europeo de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones
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Finalmente podemos citar algunas de las definiciones en cuanto al ámbito de aplicación,
requisitos para la concesión de la ayuda, criterios de selección de las obras, compatibilidades y
recursos presupuestarios:
El Reglamento define las condiciones, modalidades y procedimientos de concesión de ayudas
comunitarias en favor de proyectos de interés común en el campo de las redes transeuropeas de
infraestructuras de transporte, telecomunicaciones y energía.
Los requisitos para la concesión de la ayuda son:
1. Solamente podrá concederse ayuda comunitaria a los proyectos de interés común. Podrá
concederse ayuda también para partes de proyectos, en la medida en que dichas partes
constituyan unidades independientes desde los puntos de vista técnico y financiero.
2. Podrán optar a la ayuda los proyectos que estén financiados por los Estados miembros o por
autoridades regionales o locales o por organismos que trabajen en un marco administrativo o
legal que los equipare a entidades públicas, en especial las empresas públicas o privadas que
gestionen servicios públicos o de interés público. Se considerará que un proyecto está financiado
por un Estado miembro cada vez que sea realizado o esté directamente financiado por una
autoridad pública o reciba ayudas públicas o procedentes de recursos públicos, en la forma que
sea, concedidas por organismos nacionales, regionales o locales.
Criterios de selección de los proyectos
Se concederá ayuda a los proyectos en función de la medida en que contribuyan a la
consecución de los objetivos enunciados en el artículo 129 B del Tratado y de los demás
objetivos y prioridades definidos en las orientaciones a que se refiere el apartado 1 del artículo
129 C.
La ayuda comunitaria se destinará a los proyectos que tengan viabilidad económica potencial y
cuya rentabilidad financiera, en el momento de la solicitud, se considere insuficiente.
La decisión de conceder ayuda comunitaria debería también tener en cuenta:- la madurez del
proyecto,- el efecto de estímulo que la intervención comunitaria ejercerá en la financiación
pública y privada,- la solidez del dispositivo financiero del proyecto,- los efectos
socioeconómicos directos e indirectos, sobre todo en el empleo,- las consecuencias
medioambientales.
Se tendrá en cuenta asimismo, sobre todo para los proyectos transfronterizos, la coordinación en
el tiempo de las distintas partes de dichos proyectos.
En cuanto a la Compatibilidad, los proyectos financiados por lo dispuesto en el Reglamento
deberán cumplir las disposiciones del Derecho comunitario y de las políticas comunitarias, en
particular en materia de protección del medio ambiente, de competencia y de adjudicación de
contratos públicos.
En el Reglamento se había definido en su oportunidad los recursos presupuestarios, cuyo
importe de referencia financiera para la ejecución, para el período 1995-1999, ascendía a 2 345
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33
millones de euros. La autoridad presupuestaria otorgará los créditos anuales dentro de los límites
de las perspectivas financieras.
Hasta aquí se desarrollo el tema concerniente a los proyectos de inversión en infraestructura
respecto a las definiciones de interés común de la comunidad y su financiamiento; este punto lo
asumimos como sumamente relevante para arribar a nuestras conclusiones finales respecto a la
iniciativa y estímulo para la realización de inversiones en infraestructura.
Seguidamente, aunque podría haber sido el principio del análisis de esta variable, se describirán
las consideraciones del Parlamento Europeo sobre el mercado interior de electricidad referido al
desarrollo de Infraestructura.
La Directiva 54 del 2003 ha considerado los siguientes principios:
- Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior plenamente operativo y
competitivo están relacionados con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los
distintos grados de apertura de los mercados entre los Estados miembros.
- Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso a la red no
discriminatorio, transparente y a precios razonables.
- Los gestores de redes de transporte o distribución puedan acceder a la red en condiciones no
discriminatorias. Un gestor de red de transporte o distribución puede constar de una o más
empresas.
- A fin de garantizar un acceso eficaz y no discriminatorio a la red, es conveniente que, en caso
de que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y transporte se
gestionen a través de entidades jurídicamente independientes.
- Las medidas aplicadas por los Estados miembros para alcanzar los objetivos de cohesión
económica y social podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados,
recurriendo, en su caso, a todos los instrumentos nacionales o comunitarios existentes. Esos
instrumentos podrán incluir mecanismos de responsabilidad para garantizar la inversión
necesaria.
La Decisión Nº 1229/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo del 26 de junio de 2003
establece un conjunto de orientaciones sobre las redes transeuropeas en el sector de la energía,
además, ha perfeccionado los lineamientos citados en el Reglamento Nº 2236/95, así como
también actualiza el listado de los proyectos de interés común y prioritarios, la decisión
considera:
- Con posterioridad a la adopción de la decisión 1254/96, ha surgido la necesidad de añadir
nuevas prioridades, a fin de poner de relieve los proyectos que revisten una importancia
particular, de actualizar la lista de los proyectos y de adaptar el procedimiento utilizado para la
identificación de proyectos.
- Las nuevas prioridades resultan, por una parte, de la realización de un mercado interior de la
energía más abierto y competitivo, sobre normas comunes para el mercado interior de la
electricidad y del gas natural. Las nuevas prioridades se ajustan a las conclusiones del Consejo
Europeo sobre el desarrollo de las infraestructuras necesarias para el funcionamiento del
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mercado de la energía. Debe hacerse un esfuerzo especial para lograr el objetivo de hacer un
mayor uso de las fuentes de energía renovables, contribuyendo así a impulsar una política de
desarrollo sostenible.
- Por norma, la construcción y el mantenimiento de la infraestructura energética deben estar
sujetos a los principios del mercado. Esto se ajusta también a las propuestas de la Comisión de
consecución del mercado interior de la energía y a las normas comunes en materia de
competencia, que tienen como objetivo la creación de un mercado interior de la energía más
abierto y competitivo. Por lo tanto, la ayuda financiera comunitaria concedida para fines de
construcción y mantenimiento ha de tener un carácter muy excepcional. Estas excepciones
deben estar debidamente justificadas.
- La infraestructura energética debe construirse y mantenerse de manera que permita que el
mercado interior de la energía funcione de manera eficiente, sin apartarse de los criterios de un
servicio estratégico y, cuando proceda, universal. Las prioridades resultan asimismo de la
creciente importancia de las redes transeuropeas de energía para diversificar el abastecimiento
de gas de la Comunidad, para integrar las redes energéticas de los países candidatos y para
garantizar el funcionamiento coordinado de las redes eléctricas de Europa y de las cuencas del
Mar Mediterráneo y del Mar Negro.
- Es necesario poner de relieve, entre los proyectos pertenecientes a las redes transeuropeas de
energía, proyectos prioritarios que tienen un valor muy importante para el funcionamiento del
mercado interior de la energía o para la seguridad del abastecimiento energético.
- La adaptación del procedimiento de identificación de los proyectos pertenecientes a las redes
transeuropeas de energía resulta necesaria a fin de aplicar de forma armoniosa el Reglamento
(CE) no 2236/95 del Consejo, de 18 de septiembre de 1995, por el que se determinan las normas
generales para la concesión de ayudas financieras comunitarias en el ámbito de las redes
transeuropeas
- El procedimiento de identificación de los proyectos pertenecientes a las redes transeuropeas de
energía debe adaptarse mediante un proceso a dos niveles, a saber, un primer nivel que
identificaría un número limitado de proyectos de interés común definidos temáticamente y un
segundo nivel que describiría de forma detallada los proyectos, denominados especificaciones.
- Dado que las especificaciones de los proyectos pueden cambiar, se recogen con carácter
indicativo. La Comisión debe, pues, continuar estando facultada para actualizarlos. Dado que el
proyecto puede tener considerables implicaciones políticas y económicas, debe encontrarse un
equilibrio adecuado entre supervisión legislativa y flexibilidad a la hora de determinar qué
proyectos merecen recibir ayudas comunitarias.
- Uno de los criterios que debe tenerse en cuenta para los proyectos es que presenten viabilidad
económica. La evaluación de la viabilidad económica se basará en el análisis costo/beneficio
teniendo en cuenta todos los costos y beneficios incluidos aquellos a medio y largo plazo
vinculados a los aspectos medioambientales, la seguridad de abastecimiento y la contribución a
la cohesión económica y social.
Seguidamente, se detallarán los lineamientos relativos a las condiciones de acceso a la red para
el comercio transfronterizo de electricidad, estos fueron considerados y sancionados por el
Reglamento Nº 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo del año 2003.
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Las condiciones de acceso a la red son fundamentales de analizar para el desarrollo de la
infraestructura, básicamente el problema tarifario. El Reglamento citado a considerado los
siguientes principios:
- El Consejo de Energía invitó en sus conclusiones a la Comisión, a los Estados miembros y a
las autoridades reguladoras nacionales/administraciones nacionales a que garantizasen una
aplicación oportuna de las medidas de gestión de la congestión y, en coordinación con los
Operadores Europeos del Sistema de Transporte (ETSO), a una rápida introducción de un
sistema de tarificación sólido para el largo plazo que proporcione las señales adecuadas de
reparto de los costes a los operadores del mercado.
- Sería necesario un sistema adecuado de incentivos de ubicación a largo plazo, basado en el
principio de que el nivel de tarifas de acceso a la red debe reflejar, el equilibrio entre la
producción y el consumo de la región de que se trate, partiendo de la base de una diferenciación
de las tarifas de acceso a la red para los productores y/o consumidores.
- No sería apropiado imponer tarifas en función de la distancia o, en caso de que se
proporcionen incentivos de ubicación adecuados, una tarifa específica aplicable únicamente a
los exportadores o los importadores, además de la tarifa general por el acceso a la red nacional.
- Para lograr una competencia efectiva en el mercado interior debe establecerse una tarificación
no discriminatoria y transparente por la utilización de la red.
- Debe evitarse que las normas divergentes en materia de seguridad, de explotación y de
planificación utilizadas por los gestores de redes conduzcan a una distorsión de la competencia.
- Los problemas de congestión pueden tratarse por distintos métodos, pero estos deben basarse
en mecanismos de mercado.
- Las normas deben ser equitativas para impulsar la competencia, debe establecerse un
mecanismo de compensación por los flujos eléctricos y fijar principios armonizados sobre
tarifas de transporte y asignación de la capacidad de interconexión disponible.
- En cuanto a las compensaciones, los gestores de redes serán compensados por los costos que
les suponga acoger flujos eléctricos transfronterizos, se podrán incorporar ajustes posteriores
para reconocer los costos realmente soportados, los costos se establecerán sobre la base de los
costos marginales medios prospectivos a largo plazo teniendo en cuenta las pérdidas, las
inversiones en infraestructuras nuevas y un porcentaje adecuado del costo de las infraestructuras
existentes.
- Los productores y consumidores podrán tener una tarifa de acceso a la red. La proporción de la
cuantía total de estas tarifas a cargo de los productores deberá ser inferior a la proporción a
cargo de los consumidores.
- En cuanto a los principios de congestión, los problemas de congestión de la red se resolverán
mediante métodos no basados en transacciones, sino, en métodos que no impliquen una
selección entre los contratos de los distintos operadores del mercado.
- Se han fijado principios básicos con directrices para la aparición de nuevos interconectores con
salvedades de cargos o costes en determinados casos.
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- Existen numerosas directrices y reglamentaciones para esta variable basadas en el monitoreo
del mercado, por lo que se consideró pertinente extender su tratamiento en el siguiente punto de
análisis sobre “Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes”.
3. Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores
dominantes
a) Gas Natural
Como mencionáramos previamente, existieron condicionamientos de arranque en el proceso de
integración europeo: particularmente, respecto del ejercicio de poder de mercado, debemos
recordar que el punto de partida del proceso, contaba con un colectivo de empresas públicas
verticalmente integradas de manera monopólica y haciendo uso no solo de estas ventajas, sino
de los abusos de los gobiernos de turno. En este orden, estas empresas detentaban la
exclusividad para el comercio internacional de gas, de manera absoluta. También debemos
recordar que los mercados eran, entonces, absolutamente cautivos de las mencionadas
precedentemente.
Hecha esta breve introducción, se detallan a continuación los principales hallazgos del proceso
de integración energética europeo, focalizado en la limitación del abuso del poder de mercado
de las compañías intervinientes11.
 Grado de apertura del mercado de transporte / distribución. La apertura desigual del
mercado crea un ambiente poco propicio para la competencia. Evidentemente, una
empresa que opera en situación monopólica tiene mayores oportunidades de uso y abuso
de su poder de mercado, que otra empresa instalada en un ámbito de competencia. A
mayor apertura y desregulación de mercados disputables y concurrencia de empresas
oferentes, tanto menor será la oportunidad de ejercer acciones colutorias.
 Incremento de los oferentes de energía. un problema que es necesario resolver antes de
abrir la competencia en el “downstream”, es el de crear condiciones competitivas en la
oferta y/o comercialización de gas. Este punto es de vital importancia en el estudio de
este apartado del trabajo, ya que a mayor competencia, menor posibilidad de ejercer un
abuso de poder hegemónico.
 Implementación de ATR (Acceso de Terceros a las Redes) regulados: basadas en tarifas
publicadas, de aplicación general a todos los clientes, en forma objetiva y sin
discriminación. Esta característica se complementa con un método de cálculo tarifario
aprobado ex - ante por la Autoridad Reguladora a nivel nacional de cada país miembro.
 Separación de registros contables y administrativos. La Directiva de Gas definía
originalmente una separación de cuentas entre actividades de Transporte y Distribución y
de comercialización del gas de las empresas verticalmente integradas. En el 2001 el
Consejo emitió una morigeración a dicha exigencia y hoy promueve una separación, al
menos legal (no ya perentoriamente a nivel accionario) del operador de la red entre esas
11
Algunos de los hallazgos se superponen con las lecciones encontradas para una efectiva desregulación o
liberalización del mercado, reseñados precedentemente.
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actividades. De la experiencia europea, como ya señaláramos previamente, se ha
demostrado que la competencia ha sido mayor en países que implementaron
procedimientos regulatorios más vigorosos y una separación total de la propiedad de las
actividades en la cadena. El Parlamento Europeo también considera que un tipo de
regulación más estricta del nivel de integración por propiedad favorecería la competencia
en el sector evitando actitudes de discriminación en contra de terceros. El nivel
insuficiente de separación contable (“unbundling”) era contraproducente bajo un
régimen de acceso negociado y había sido dificultoso verificar la no existencia de
discriminación del operador de la red a favor de su comercializador afiliado en contra de
terceros (posición defensiva).
 Congestión en vínculos transfronterizos. La protección de las posiciones estratégicas
asumidas por las empresas existentes, hacen que existan pocos incentivos para la
resolución de problemas de “cuellos de botella” en ductos de integración. En este
sentido, la regulación vigente debería estar atenta a la verificación de congestiones
“ficticias” surgidas de la tarificación no homogénea y procedimientos de asignación de
capacidad poco transparentes, restringiendo, de esta manera, la competencia. Es por
ello que resulta ampliamente recomendable, encarar el problema de las tarifas y de la
asignación de capacidad firme, en función de los costos económicos de cada servicio.
 Participación e Independencia de la Autoridad Regulatoria (AR). La intervención de la
AR ex post ha dificultado una regulación efectiva, según se pudo comprobar
empíricamente,
es posible garantizar mayor competencia implementando
procedimientos ex ante, principalmente en materia de tarifas y acceso, aprobados por
una Autoridad Reguladora independiente a nivel nacional con funciones no sólo para
determinar métodos para establecer condiciones de acceso y las tarifas; sino también con
poder para ordenar que los agentes modifiquen las mismas en caso de que sean no
razonables y discriminatorias.
Posteriormente (2002), la Comisión propuso una serie de nuevas medidas tendientes a favorecer
la ya mencionada expansión de gasoductos y su utilización eficiente. Dentro de los puntos
tratados referimos aquellos que tratan temas tangenciales a la vigilancia de actitudes pro
competitivas, por parte de las empresas del rubro:
 Compañías de Gas integradas: deberán cuentas separadas para sus actividades de
transporte, distribución, comercialización, GNL y almacenamiento, llevando
adicionalmente cuentas por separado de las actividades de suministro a clientes
disputables (libres para elegir proveedor) y cautivos. Recordemos que un esquema
similar se intentó imponer en Argentina en ocasión de la malograda II Revisión
Quinquenal de Tarifas (2001).
 ATR: Solicitó compromiso de cada Estado para velar porque las tarifas y condiciones de
acceso a redes de cada nación sea establecida por la AR de cada País, de forma previa y
con mecanismos claros y transparentes, obviamente dentro del paraguas de política
energética europea.
 Marco de vigilancia del desarrollo de la competencia: La Comisión controlará y
examinará la aplicación de la Directiva del Gas y presentará un Informe General al
Parlamento Europeo y al Consejo sobre “benchmarking” en la aplicación de la misma
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antes de que acabe el primer año siguiente a la entrada en vigor de la Directiva y luego
con periodicidad mensual, que incluirá, al menos, los siguientes puntos:
o Avances, obstáculos, posiciones dominantes en el mercado,
o Evaluación sobre si los requisitos en materia de separación y tarificación han
permitido un acceso no discriminatorio a la red comunitaria,
o Análisis respecto a los niveles de capacidad de la red comunitaria y la seguridad
de suministro, y el equilibrio existente y previsto en la oferta y demanda habida
cuenta de la capacidad física de intercambio entre las diversas zonas.
o Requisitos de armonización necesarios que promuevan mayor competencia en el
mercado,
o Recomendaciones
b) Energía Eléctrica
En el desarrollo de este punto se han tenido en cuenta numerosos aspectos y la descripción de
los mismos es por demás extensa, por lo tanto se puntualizará en los temas más relevantes.
Uno de ellos es la creación por parte de los Estados Miembros de uno o varios organismos
competentes con la función de autoridades reguladoras, estas autoridades serán totalmente
independientes de los intereses del sector de la electricidad.
Otro aspecto es el objetivo por el cual se le concedió importancia en el desarrollo del presente a
este aspecto de la Regulación es el de lograr los mayores beneficios para todos los actores
intervinientes, más precisamente, minimizar los costos del abastecimiento y, consecuentemente
y principalmente minimizar los costos de los usuarios maximizando el beneficio o la utilidad de
la prestación del servicio.
Al efecto mencionado precedentemente la Directiva Nº 54 del Parlamento Europeo del año 2003
considera que “Los Estados miembros deben garantizar que los clientes domésticos y, cuando
los Estados miembros lo consideren adecuado, las pequeñas empresas tengan derecho a un
suministro de electricidad de una calidad determinada a unos precios claramente comparables,
transparentes y razonables. Para mantener el elevado nivel de servicio público en la
Comunidad, todas las medidas adoptadas por los Estados miembros para alcanzar estos
objetivos han de notificarse periódicamente a la Comisión.” También, que “Es importante que
los Estados miembros adopten las medidas necesarias para proteger a los consumidores
vulnerables en el contexto del mercado interior de la electricidad. Dichas medidas podrán diferir
en función de las circunstancias concretas de cada Estado miembro, y podrán incluir medidas
específicas relacionadas con el pago de las facturas de electricidad o medidas más generales
adoptadas dentro del sistema de seguridad social. Cuando el servicio universal se preste también
a pequeñas empresas, las medidas encaminadas a garantizar que se preste este servicio universal
podrán variar según se trate de hogares o de pequeñas empresas.”
Además la Directiva considera los siguientes objetivos:
- Para garantizar un acceso eficaz y no discriminatorio a la red, es conveniente que, en caso de
que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y transporte se
gestionen a través de entidades jurídicamente independientes. La Comisión debe evaluar
medidas de efecto equivalente, desarrolladas por los Estados miembros para alcanzar la
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finalidad de dicho requisito, y, cuando proceda, presentar propuestas para modificar la presente
Directiva. También es conveniente que los gestores de las redes de transporte y de distribución
tengan derechos de decisión efectivos respecto de los activos necesarios para mantener,
gestionar y desarrollar las redes cuando la propiedad y la gestión de dichos activos correspondan
a una empresa integrada verticalmente. Es necesario que pueda garantizarse la independencia de
los gestores de redes de distribución y de los gestores de redes de transporte, especialmente con
respecto a intereses de generación y de suministro. Por consiguiente, deben establecerse
estructuras de gestión independientes entre gestores de redes de distribución y gestores de redes
de transporte y cualquier empresa de generación/suministro. No obstante, es importante
distinguir entre dicha separación jurídica y la separación de la propiedad. La separación jurídica
no implica un cambio en la propiedad de los activos y nada impide el empleo de condiciones
similares o idénticas que apliquen en toda la empresa integrada verticalmente. Sin embargo, un
proceso decisorio no discriminatorio debe estar garantizado mediante medidas organizativas
respecto de la independencia de los responsables de las decisiones.
- Las autoridades reguladoras nacionales deben poder fijar o aprobar las tarifas, o las
metodologías de cálculo de las mismas, en función de una propuesta del gestor o los gestores de
la red de transporte o distribución, o en función de una propuesta acordada entre estos últimos y
los usuarios de la red. A la hora de llevar a cabo estas tareas, las autoridades reguladoras
nacionales deben velar por que las tarifas de transporte y distribución no sean discriminatorias y
reflejen los costes, y tomar en consideración los costes marginales de la red evitados a largo
plazo merced a la generación distribuida y a las medidas de gestión de la demanda.
- Casi todos los Estados miembros han optado por abrir a la competencia el mercado de la
producción de energía eléctrica mediante un procedimiento transparente de autorización. No
obstante, los Estados miembros deben garantizar la posibilidad de contribuir a la seguridad del
suministro a través del establecimiento de un procedimiento de licitación o un procedimiento
equivalente en caso de que no sea suficiente la capacidad de producción obtenida con el
procedimiento de autorización. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de recurrir, por
razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías incipientes, al
procedimiento de licitación para la adjudicación de nuevas capacidades con arreglo a criterios
publicados. Estas nuevas capacidades incluyen, entre otras cosas, las energías renovables y la
producción combinada de calor y electricidad.
- Para garantizar la seguridad del suministro, es necesario supervisar el equilibrio entre la oferta
y la demanda en los distintos Estados miembros y, posteriormente, elaborar un informe sobre la
situación a escala comunitaria, tomando en consideración la capacidad de interconexión entre
las diversas zonas. Esta supervisión debe llevarse a cabo con antelación suficiente para poder
adoptar las medidas oportunas si peligra dicha seguridad. La creación y el mantenimiento de la
infraestructura de red necesaria, incluida la capacidad de interconexión, han de contribuir a
asegurar un suministro estable de electricidad. El mantenimiento y la construcción de la
infraestructura de red necesaria, incluida la capacidad de interconexión, y la generación
descentralizada de energía eléctrica constituyen elementos importantes para garantizar un
suministro estable de electricidad.
- La Comisión debe publicar un informe periódico con un análisis de las medidas adoptadas a
escala nacional para alcanzar los objetivos de servicio público y una comparación de su eficacia,
con el fin de formular recomendaciones sobre las medidas que convendría adoptar a escala
nacional para alcanzar un alto nivel de servicio público.
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- El cumplimiento de los requisitos de servicio público es una exigencia fundamental de la
presente Directiva, y es importante que en ella se especifiquen normas mínimas comunes,
respetadas por todos los Estados miembros, que tengan en cuenta los objetivos comunes de
protección, seguridad del suministro, protección del medio ambiente y niveles equivalentes de
competencia en todos los Estados miembros. Es importante que los requisitos de servicio
público puedan interpretarse en el ámbito nacional, teniendo en cuenta las circunstancias
nacionales y dentro del respeto del Derecho comunitario.
- Las medidas aplicadas por los Estados miembros para alcanzar los objetivos de cohesión
económica y social podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados,
recurriendo, en su caso, a todos los instrumentos nacionales o comunitarios existentes. Esos
instrumentos podrán incluir mecanismos de responsabilidad para garantizar la inversión
necesaria.
- Los Estados miembros podrán designar un suministrador de último recurso. Este suministrador
podrá ser el departamento de ventas de una empresa integrada verticalmente, que también ejerza
las funciones de distribución siempre que cumpla los requisitos de separación de la presente
Directiva.
En relación a la creación de los organismos o autoridades reguladoras se ha definido lo
siguiente:
- Los Estados miembros designarán uno o varios organismos competentes con la función de
autoridades reguladoras. Estas autoridades serán totalmente independientes de los intereses del
sector de la electricidad. Se encargarán, como mínimo, de garantizar la ausencia de
discriminación, una auténtica competencia y un funcionamiento eficaz del mercado,
supervisando como mínimo en particular:
a) las normas de gestión y asignación de capacidad de interconexión, consultando con las
autoridades reguladoras de los Estados miembros con los que existan interconexiones;
b) todo mecanismo destinado a solventar la congestión de la capacidad en las redes eléctricas
nacionales;
c) el tiempo utilizado por las empresas de transporte y distribución en efectuar conexiones y
reparaciones;
d) la publicación de información adecuada por parte de los gestores de red de transporte y
distribución sobre las interconexiones, la utilización de la red y la asignación de capacidades a
las partes interesadas, habida cuenta de la necesidad de que la información no agregada sea
considerada confidencial a efectos comerciales;
e) la separación efectiva de las cuentas de empresas integradas, con objeto de evitar
subvenciones cruzadas entre actividades de generación, transporte, distribución y suministro;
f) las condiciones y tarifas de conexión aplicables a los nuevos productores de electricidad a fin
de garantizar que son objetivas, transparentes y no discriminatorias, en particular tomando
plenamente en consideración los costes y los beneficios de las diversas tecnologías de fuentes de
energía renovables, generación distribuida y producción combinada de calor y electricidad.
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g) la medida en que los gestores de redes de transporte y distribución están cumpliendo sus
funciones;
h) el nivel de transparencia y de competencia.
Las autoridades establecidas publicarán un informe anual sobre los resultados de sus actividades
de supervisión, estipuladas en las letras a) a h).
- Las autoridades reguladoras se encargarán de determinar o aprobar, antes de su entrada en
vigor, al menos las metodologías empleadas para calcular o establecer las condiciones de:
a) la conexión y el acceso a las redes nacionales, incluyendo las tarifas de transporte y
distribución. Estas tarifas, o metodologías, harán posible que se proceda a las inversiones
necesarias en las redes, que deberán realizarse de modo que permitan garantizar la viabilidad de
dichas redes;
b) la prestación de servicios de equilibrado.
- Los Estados miembros podrán disponer que las autoridades reguladoras remitan al órgano
pertinente del Estado miembro, para que éste adopte una decisión formal, las tarifas o, al menos,
las metodologías mencionadas y las modificaciones. En ese caso, el órgano pertinente estará
facultado para aprobar o rechazar un proyecto de decisión presentado por la autoridad
reguladora.
Dichas tarifas, métodos o modificaciones de los mismos se publicarán junto con la decisión
sobre la adopción formal.
Todo rechazo formal de un proyecto de decisión será también publicado, junto con su
motivación.
- Las autoridades reguladoras estarán facultadas para exigir a los gestores de redes de transporte
y distribución que modifiquen, en caso necesario, las condiciones, tarifas, normas, mecanismos
y metodologías para garantizar que sean proporcionados y se apliquen de manera no
discriminatoria.
- Toda parte que tenga una reclamación contra un gestor de red de transporte o distribución
podrá presentar la reclamación ante la autoridad reguladora, quien, en su calidad de autoridad
responsable de la resolución de conflictos, emitirá una decisión en el plazo de los dos meses
siguientes a la recepción de la reclamación.
- Los Estados miembros adoptarán medidas para garantizar que las autoridades reguladoras
estén en condiciones de desempeñar con eficacia y celeridad sus funciones mencionadas en los
apartados 1 a 5.
- Los Estados miembros crearán los mecanismos oportunos y eficaces de regulación, control y
transparencia, para evitar los abusos de posición dominante, especialmente en detrimento de los
consumidores, así como toda práctica abusiva.
Hasta 2010, ateniéndose a la legislación en materia de competencia, las autoridades competentes
de los Estados miembros presentarán a la Comisión, a más tardar el 31 de julio de cada año, un
informe sobre abusos de posición dominante, prácticas abusivas y conductas anticompetitivas.
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En dicho informe se examinarán asimismo los cambios en los modelos de propiedad y se
enumerarán las medidas prácticas adoptadas a escala nacional para garantizar una variedad
suficiente de participantes en el mercado o las medidas prácticas adoptadas para fomentar la
interconexión y la competencia. A partir de 2010, las autoridades competentes presentarán tal
informe cada dos años.
- Las autoridades reguladoras nacionales contribuirán al desarrollo del mercado interior y al
establecimiento de unas condiciones equitativas mediante la cooperación mutua y con la
Comisión de modo transparente.
C. MERCOSUR: Oportunidades y Barreras detectadas en un
modelo inmaduro
Esta parte del trabajo toma los trabajos de investigación y análisis de diferentes agrupaciones
sectoriales energéticas12, que han elevado sus propuestas y estudios en diversos ámbitos, con el
fin de dejar en claro cuales son los requerimientos desde la visión de cada una de las mismas,
en función del objetivo de integrar mercados de energía y permitir un desarrollo seguro y
económicamente viable de la generación/producción, el transporte/transmisión y el consumo
final de energía eléctrica y gas.
En el siguiente esquema podemos apreciar como fluiría la energía entre los diferentes países del
MERCOSUR ampliado:
Gas Natural
E. Elect.
Energ.
Elect.
Gas
Natural
Energ.
Elect.
E. Elect.
Gas
Natural
Energ.
Elect.
E. Elect.
Gas
Natural
Gas
Natural
12
Las denominamos así puesto que las alternativas que reseñamos, son aquellas mencionadas por CIER, ARPEL,
OLADE e IIIR , para reconducir el modelo de integración energética del MERCOSUR. Las denominamos
sectoriales, dado que, en general provienen de agrupaciones que representan a alguno de los sectores energéticos
de la región, excepto la IIIR, que es un organismo de fomento.
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Como podremos apreciar, muchos de los aspectos que mencionaremos ya fueron observados,
desde otro punto de vista, en los comentarios referidos en los apartados referidos a la situación
actual o a los apuntes desde la experiencia comunitaria europea.
1. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación
a) Gas Natural
Los aspectos más sensibles, detectados como puntos de mejora respecto de un marco de mayor
liberalización del negocio del gas natural en la región, son los siguientes:
 Incremento de los niveles de desregulación y apertura: si bien el grado de apertura no es
homogéneo, se requiere que, en general, todos los países se avoquen o a una
profundización de la liberalización o directamente a encarar desde cero el proceso. Es
aconsejable incrementar el número de clientes y de tipo de clientes a ser incorporados
dentro del segmento de desafiables.
Esto impactaría en mejores condiciones
competitivas y en la aparición de mayores y mejores servicios conexos, y,
adicionalmente, generaría un ámbito con menores ejercicios de poder dominante.
 Tarifas de transporte basadas en los costos económicos del servicio: una profunda
modificación debería sufrir el esquema vigente en algunos de los países regionales (vg.
Brasil), en cuanto a como se compone y se forma el precio de acceso a las redes: las
tarifas deben reflejar adecuadamente los costos de prestación del servicio, especialmente
lo referido al componente distancia. En la actualidad, en Brasil se cobra una tarifa del
tipo estampillado, en la que cualquier cliente paga lo mismo por su transporte, no
importando donde se ubique físicamente. En este caso, sería mucho más razonable y
permitiría un mayor tráfico de energía internacional, el contar con tarifas al estilo de las
Argentinas, en donde –Ley 25.561 mediante- los costos del transporte varían según
desde donde se compre el gas, hasta donde se desee transportarlo. El impacto de este
criterio de costeo trae aparejado el uso eficiente de la infraestructura existente; arroja las
señales económicas adecuadas para encarar la expansión de la misma; le da suma
transparencia no solo a las tarifas, sino que hace más previsible las estrategias de
posicionamiento de los operadores (empresas) regionales, reduciendo su poder de
mercado; requiere mucha más publicidad de las transacciones, toda vez que de ellas se
desprenden señales de congestión y necesidad de nuevas ampliaciones,
y
fundamentalmente; evitan la superposición de costos y la duplicación de tarifas para los
usuarios que negocian gas a nivel internacional. Esto último, evidentemente tiene un
impacto sobre los clientes finales, que puede ser de gran importancia a nivel agregado.
 ATR regulado ex – ante: este concepto, en oposición al de acceso negociado, es vital
en la generación de un marco desregulado y de liberalización pautada, aunque creciente.
Este tipo de acceso a las redes de vinculación y transporte es condición obligatoria para
poder concretar los beneficios de la liberalización. Este proceso transparente las
decisiones empresarias, los costos inherentes al comercio internacional (aunque nacional
también) y, fundamentalmente, será la que constituya la señal económica para
dimensionar la necesidad de nueva infraestructura y permitir apreciar una utilización
racional de la capacidad existente-.
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 Eliminación de subsidios: se requiere, en línea con lo apuntado precedentemente, que
los precios del gas sean transparentados de manera total, dado que, en Brasil, por
ejemplo, algunos clientes específicos gozan de gas en boca de pozo subsidiado para
abaratar el costo de generación térmica. Esto no hace otra cosa que discriminar en pos
de ciertos clientes y transfiere renta hacia un país y actividad dada. Este principio
debería ser básico en el rediseño de un marco regulatorio regional o del modelo que
debería inspirar a los marcos nacionales.
 Desarrollo de “Hubs” (puntos de intersección de diferentes gasoductos): en un plano
regional, el desarrollo de la red de interconexión gasífera debiera facilitar enormemente
la formación de mercados más competitivos en los segmentos de transporte y
distribución, y, por tanto, deben responder a un criterio de cooperación multilateral que
permita a mediano plazo el desarrollo de interconexiones múltiples y “centros de
distribución” donde confluyan diversas redes. La existencia de centros de transporte
donde confluyan redes diversas de gasoductos (“Hubs”) permitiría estabilizar el flujo de
gas a los mercados, reduciendo la necesidad de contratos bilaterales y fortaleciendo los
mercados spot al menos en gas y transporte. Esta no es una previsión para el corto ni el
mediano plazo, pero debe constituir parte de la visión estratégica de largo plazo para los
gobiernos y los inversionistas.
b) Energía Eléctrica
Solo se logrará la máxima eficiencia cuando se forme un mercado regional que cumpla con los
mismos lineamientos de organización que los mercados nacionales.
Podemos referir algunas condiciones necesarias para poder obtener una mayor
complementariedad de los mercados productores de energía: (i) Convergencia regulatoria, en
especial en la defensa de la competencia y en el diseño tarifario; (ii) Eliminar las restricciones
de flujos en ambos sentidos, en las fronteras argentino – boliviana – brasileña; (iii)
Alineamiento de los precios eléctricos en toda la región, para hacerla sustentable; (iv)
reducción paulatina hasta su eliminación, de los subsidios explícitos a combustibles (GLP, Fuel
Oil, etc.)
2. Desarrollo de la infraestructura
a) Gas Natural
El gas natural será la fuente energética con mayor dinamismo entre las usadas en centrales
eléctricas concentrándose el uso de gas en las centrales turbogas, fundamentalmente en los
ciclos combinados, de esta forma la potencia instalada en centrales turbogas pasaría del 7,4%
del total en 1996 (9025Mw) al 21,2% en el 2010 (45993 Mw), esto último representa un
aumento en el período del 410% o sea un 12,3% acumulativo en el lapso 1996/2010.
Como síntesis de alternativas para adecuar el proceso de integración en el Mercosur, podemos
citar la siguientes medidas que fomenten y favorezcan el no solo el desarrollo de la
infraestructura, sino también la utilización eficiente de la capacidad instalada.
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45

ATR regulado: como mencionáramos reiteradas veces, esta metodología presenta
ventajas en relación al acceso negociado en cuanto a menor grado de conflictividad. La
adecuación de este último con procedimientos más transparentes se hace imprescindible para
una eficiente utilización de la capacidad instalada y para una eficiente gestión de las
ampliaciones. Al respecto recordemos la evolución de la capacidad de transporte instalada en
Argentina y su evolución en el tiempo.

Tarifas reflexivas del costo económico de los servicios: Las tarifas de transporte deben
reflejar los costos de prestación local de cada país promoviendo el desarrollo y el uso eficiente
de la infraestructura y la transparencia de precios y tarifas, con el fin de que las señales emitidas
por el mercado, sean las que se requieran para eficientizar la utilización o para generar el
estímulo que dispare las nuevas instalaciones.
Resulta esencial, entonces, contemplar en este sentido el efecto “distancia” que interviene en la
conformación de la tarifa de transporte, dado que no debería tener el mismo costo un transporte
de 10 Km. que uno de 1.500 Km.
 Marco regulatorio Compacto: los puntos anteriores deberían ser complementados con
marcos regulatorios compactos e integrales, dentro de cada país y siguiendo el paraguas de
los protocolos y cartas de entendimiento. Una regulación en tal sentido implica un alcance
amplio, previsible y transparente del contenido del marco, hecho que dota de transparencia
las negociaciones evitando discriminaciones; los servicios, las tarifas y los contratos son
uniformes, generándose baja conflictividad entre los jugadores del negocio (productores,
transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes.
 Metodología para acceder al título de Transportista: como mencionáramos precedentemente
los regímenes de acceso a la figura de transportista, puede clasificarse en dos grupos, la
Concesión por licitación pública (Argentina, Bolivia, Uruguay y en Brasil (Distribución)); y
Autorizaciones Directas (Chile y Brasil (Transporte)).
Al respecto podemos citar que, la flexibilidad que fue necesaria introducir en Argentina para
facilitar el desarrollo de los proyectos en el sector gasífero nos dice que el esquema de
Licitaciones no es el más adecuado para un activo desarrollo de infraestructura de
interconexión, máxime cuando coexisten sistemas regulatorios diferentes entre los países
conectados.
b) Energía Eléctrica
La Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER) desarrolló un programa cuyos objetivos
fueron establecer las proyecciones de demanda y oferta eléctrica para cada país y para el
conjunto hasta el año horizonte 2010, realizando la simulación de la operación futura del
equipamiento previsto sobre corredores eléctricos seleccionados.
El estudio concluyó en que las interconexiones permiten un importante incremento de la
eficiencia de la producción debido a la complementariedad hidroeléctrica, la complementariedad
hidrotérmica, las diferencias por diversidad horaria de las cargas y la complementariedad
estacional.
El incremento de la eficiencia observado se obtiene por los ahorros obtenidos en el costo de la
energía, la energía no despachable en años ricos, la eficiencia de centrales hidroeléctricas, la
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potencia requerida para asegurar el suministro ante situaciones de gran sequía, para asegurar el
suministro de la demanda y ante situaciones de emergencia.
El desarrollo de las interconexiones puede ser realizado por la actividad privada a su riesgo si
lograra captar adecuadamente parte de la renta que las mismas introducen en el sector en la
producción de energía. Este supuesto, si bien fuerte, parece ser central en el establecimiento de
los principios fundacionales del mercado regional: qué roles jugarán cada actor del mercado y
qué funcionalidades se espera surjan “espontáneamente” del mercado y cuales emerjan desde
una visión de planificación “óptima” de los recursos. A nuestro criterio, el andamiaje básico
de los negocios deberían ser estructurados, permitiéndole a los emprendedores privados, el
desarrollo de negocios que atiendan al fin comunitario básico de asegurar el intercambio de
flujos energéticos libre y expandido en toda la región. Sin este input, la inversión deberá ser
absorbida por los recursos fiscales.
Cuando los estados de calidad y confiabilidad son diversos se requiere que se llegue a
soluciones económicas que compensen la diferencia de calidad o confiabilidad, reconociendo
los costos de las fallas transferidas, los requerimientos de potencia, etc.
Si los precios en ambos lados reflejan correctamente los costos de la producción y de los
servicios que se pueden transferir, las decisiones que resulten de los inversores que participan
del proceso competitivo deberían acercarse a las “óptimas” en términos económicos y
operativos. En caso contrario, la realización de las interconexiones se desviará de las óptimas, y
habrá una pérdida de la eficiencia económica.
En la etapa inicial de integración, cuando existe diferencia entre los costos marginales de largo
plazo, se pueden desarrollar interconexiones a partir de una gran diferencia entre ambos
mercados o ante compromisos firmes y pocos flexibles. El inversor tratará de reducir los riesgos
del mercado integrado por medio de contratos bilaterales que garanticen la recuperación de las
inversiones realizadas (recordemos como operó el mercado chileno en el tema gasífero: los
primeros contratos celebrados en la República hermana fueron aquellos que le permitieron
generar masa crítica y estabilidad del factor de carga del gasoducto a habilitar. Una vez
cuantificado el volumen base a negociar, se prosiguió con el desarrollo del negocio).
Actualmente el desarrollo de los intercambios regionales se encuentra limitado en su alcance y
eficiencia debido a que los servicios auxiliares no son compartidos, las señales económicas no
siempre incentivan el uso eficiente de la potencia disponible, las transferencias spot, de
oportunidad u ocasionales están restringidas, las normas de calidad no son generalmente
homologables ni permiten una evaluación económica adecuada de las transferencias de calidad,
el gas y la electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético y no
existe una adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e
importación.
Según los estudios ya citados de la CIER13, se estima que la demanda eléctrica en Sudamérica
crecería a una tasa promedio del 4,7% anual acumulativo hasta el 2010, lo cual incrementaría el
consumo de los 545 TWh registrados en 1996 a 1030 TWh en el año 2010, previéndose
alrededor de 95 GW en nuevas centrales con una participación hidroeléctrica que oscilaría
alrededor del 68 % de la oferta total.
Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos – (Junio 2000) y CIER 02–
Trabajo encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos S.A., Power Systems Research Inc. et Al.
13
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Como resultado de los mismos, las interconexiones seleccionadas fueron:
 Pacto Andino: Perú – Ecuador – Colombia – Venezuela. Principalmente exportaciones
desde Perú y Venezuela.
 MERCOSUR: Argentina – Brasil – Uruguay. Complementariedad hidrotérmica según
ciclos hidrológicos.
 Chile – Perú
 Chile – Argentina: Exportaciones hacia Chile.
 Bolivia – Brasil: Exportaciones de energía desde Bolivia.
Estos estudios calculan que las reducciones de costos operativos resultantes del funcionamiento
integrado, respecto al funcionamiento aislado, traerían ahorros sensiblemente favorables, los
más significativos son:
-
Argentina - Brasil: 653 millones U$S/año
Perú – Ecuador – Colombia - Venezuela: 310 millones U$S/año
Brasil - Uruguay: 63 millones U$S/año
Chile - Perú: 60 millones U$S/año
En lo atinente al MERCOSUR, las reducciones de costos surgen de la integración del mercado
brasileño con el sistema argentino y uruguayo. Si bien ya existen emprendimientos binacionales
de aprovechamiento hídrico y asimismo capacidad de interconexión de los sistemas (1.000
MW), una ampliación hasta 3.000 MW permitiría reducir los costos operativos en el orden de
un 40% con un ahorro cercano a los 500 millones de dólares, una vez en régimen operativo,
permitiéndose un ahorro de unos 160 millones de dólares adicionales, si la capacidad de
transporte se incrementara unos 1.000 MW adicionales.
A partir del estudio mencionado, la CIER concluye que las interconexiones eléctricas de la
región, permitirían alcanzar un notable incremento en la eficiencia productiva, en función de la
complementariedad hidroeléctrica, la hidrotérmica y las diferencias por diversidad horaria y
estacional de las cargas. En términos concretos (y para tener una idea de la capacidad de
generación de recursos vía ahorro energético), el estudio menciona que los efectos de la
materialización de estas interconexiones generarían un flujo de ahorros que permitiría la
materialización de unos 23.000 kilómetros de líneas de EAT (500Kv) entre Argentina y Brasil.
Este estudio fue realizado en la inteligencia de que con los ahorros generados se pueden abonar
los cánones requeridos para las líneas mencionadas. Particularmente, se consideró que con el
costo del cánon anual para el tendido de una red EAT es de U$S28.500 por kilómetro14.
3. Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores
dominantes
a) Gas Natural
Respecto de este tópico, debemos tener en cuenta que Bolivia es el otro gran proveedor de gas
del cono sur, por lo tanto el fortalecer una estructura física que permita el intercambio libre de
“Una visión de las interconexiones eléctricas regionales y la integración” – Carlos Pombo Presidente de la CIER
– Setiembre de 2003 – Presentación académica en el CEARE.
14
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gas entre los tres grandes pilares de la región (Argentina, con su gran oferta y gran demanda;
Bolivia, con su enorme oferta, y; Brasil con su potencial de demanda en usos domésticos,
productivos y centrales de producción eléctrica), debería posibilitar una mayor predictibilidad
en el comportamiento del mercado, de los flujos y de la formación de un precio sustentable al
largo plazo, que involucre todos los costos requeridos para el aseguramiento del servicio y de
toda la actividad.
Si consideramos que la unión física entre Bolivia y Brasil está hecha, faltarían vertebrar redes
de transporte que vinculan los yacimientos del NOA argentino con redes de exportación en el
NEA hacia Brasil, y la unión del “Hub Buenos Aires”, con su salida hacia el sur brasileño, vía
Mesopotamia o con la mayor explotación del Gasoducto Buenos Aires, Montevideo y su
prolongación hacia el sur brasileño por territorio uruguayo.
Esto posibilitaría llegar a un razonable equilibrio en el precio del GN en boca de pozo, tanto en
Bolivia como en Argentina y de esta manera poder plantear un marco económico estable y
sustentable, que permita dar satisfacción a los proyectos energéticos regionales. Una solución
como la mencionada, permitiría generar una estabilidad de precios basados en costos
económicos, que alentaría los procesos inversores. A estos efectos deberá completarse el
andamiaje institucional que permita establecer un marco de protección, no solo de las
inversiones, sino de los consumidores finales, especialmente los cautivos.
Todo ello redundará inicialmente, en nuestro país, un incremento notable del precio del
energético15, pero es un paso político que debe ser dado en aras de hacer económicamente
viables las inversiones en exploración y producción de nuevos pozos de gas.
Surge, entonces, como de prioridad absoluta el establecimiento de instituciones, marcos
legales y unidades de resolución de controversias, que privilegien lo regional y supranacional a
los intereses individuales de un Estado o del empresariado local. Tal vez este sea el punto que
presenta mayores incertidumbres en la estrategia integradora: el Brasil, sus políticas de estado
y sus tácticas de satisfacción de las primeras.
Complementando lo antedicho, el contrapeso para la hegemonía brasileña en este tema, podría
venir de la mano de un aceitamiento de los negocios gasíferos o de una mayor
complementariedad e inversión en infraestructura entre Argentina y Bolivia, permitiendo
interconectar ambos mercados y de esta manera reducir los índices de hegemonía económica de
ambos mercados. En tal sentido se permitiría atenuar el impacto hegemónico de Petrobras y de
Repsol YPF, como empresas independientes. Queda la incertidumbre de su comportamiento
como bloque de interés e ignoramos si existe algún acuerdo marco de complementariedad
estratégica. Los Indices de Herfindahl-Hirschman (HHI) podrían atenuarse y por lo tanto
reducirse la capacidad de utilización de su poder, de las compañías hegemónicas de la región.
A continuación pasaremos revista a las alternativas de cambio propuestas desde lo sectorial, por
parte de las agrupaciones empresarias o de afinidad de intereses:
Promoción de la diversificación de la oferta de gas: buena parte de lo apuntado en estos
párrafos gira, entonces, en torno a la promoción e incremento de la oferta de gas, como
15
Consideremos el efecto de la ley 25.561 que pesificó los contratos de abastecimiento de gas, originalmente
planteados en dólares americanos. A nivel internacional, el gas se comercializa en dicha moneda, con lo que , en
un entorno no intervenido económicamente, el costo del gas debería retomar un sendero de recuperación hacia un
precio de equilibrio regional, obviamente en dicha moneda.
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instrumento de morigeración de los efectos no deseados de la extrema concentración de capital,
mercado y poder, en manos de muy pocas empresas.

Generar un marco de garantías de las transacciones energéticas entre los países: la
existencia de órganos con competencia regional ante problemas jurídicos o judiciales surgidos
entre las partes, genera un ámbito de confianza que permitiría dirimir cuestiones del tipo de las
planteadas en los tribunales de defensa de la competencia.
 Separación de actividades: además de facilitar opciones para la prestación de servicios a
través del cumplimiento efectivo del acceso abierto se potencia con la no integración
mayoritaria de la propiedad en los eslabones del servicio.
b) Energía Eléctrica
Si bien existen características específicas en cada país, y aún en cada interconexión, hay
características generales de todos los mercados que introducen restricciones al desarrollo de los
intercambios regionales de energía eléctrica. En términos generales éste desarrollo se encuentra
limitado en su alcance y eficiencia porque:

Los servicios auxiliares no son compartidos

Las señales económicas no siempre incentivan el uso eficiente de la potencia disponible.

Las transferencias spot están restringidas.

Las normas de calidad no son generalmente homologables, y no permiten una evaluación
económica adecuada de las transferencias de calidad.

El gas y la electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético.

No existe adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e
importación.
En los acuerdos de interconexión existentes, en general, hay restricciones adicionales debidas a
que en la mayoría de los casos fueron realizados bajo regímenes del sector distintos a los
vigentes.
Para mejorar la eficiencia y seguridad regional es necesario establecer los siguientes objetivos:

El logro de la máxima economía en los despachos con independencia del país en donde esté
instalada la producción.

El fortalecer la comercialización intrafronteras.

Reducir al mínimo las interferencias al desarrollo comercial.

Mantener la confiabilidad de la red en niveles técnicamente factibles y económicamente
sustentables.
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El logro de esos objetivos requiere que se eliminen las restricciones generales que se han
destacado y aquellas específicas de cada interconexión.
Esa eliminación exige un trabajo de detalle en la regulación de cada mercado y en los convenios
de interconexión existente.
III.Conclusiones
Hasta aquí hemos descrito las realidades, experiencias de bloques económicos más
consolidados y recomendaciones de agrupaciones sectoriales que se desenvuelven en los
mercados energéticos latinoamericanos, referidas a temas de integración y de sus ventajas.
Cerrado el capítulo de análisis, vale la pena detenerse un poco en el principal incentivo que
deberían encontrar los países del MERCOSUR para integrarse, en general, y particularmente a
nivel energético: el desarrollo económico.
Si bien a escala mundial estamos en presencia de un período crítico, en el cono sur asistimos
desde hace tres años, a un fenómeno de estancamiento y declinación de los países más
importantes (Brasil y Argentina). De este estadío de estancamiento económico y social, se sale
de una única manera  Produciendo.
El desarrollo económico implica producción, fuentes de trabajo, consolidación de la economía
y de la política y una mejora del nivel de vida de la sociedad.
Este desarrollo económico requiere recursos de todo tipo. En la base u orígenes de los recursos
necesarios se encuentra la energía. Si hoy (recordemos que estamos en octubre de 2003, en
Argentina) con un nivel de producción amesetado, tenemos algunos cuellos de botella para
abastecer la demanda energética, es dable esperar que en un futuro y con cierto despegue de la
actividad económica, tengamos serias dificultades en poder dar suministro suficiente y seguro
tanto al sector productivo, cuanto al residencial.
Este tema presenta una dificultad adicional y es la de la ineficiencia de los procesos de
producción de la región16. En virtud de estos, para el incremento de un 1% en el PBI, vamos a
necesitar un incremento de un 1,5% en la capacidad instalada energética. Esto implica que si
queremos crecer en los próximos diez años a una tasa de PBI importante, deberíamos acelerar el
paso para anticipar los requerimientos energéticos que se requieren para lograr el primero.
Este razonamiento se complementa con los ejes temáticos de esta tesina:
1.
2.
3.
4.
Generar la expansión económica requiere;
Generar la expansión energética, que requiere;
Asegurar los flujos de energía y suministro seguro, que requiere;
Articular un mercado en donde los agentes puedan vincularse libremente,
requiere;
que
16
Citamos, en esta parte, a la presentación del Ing. Montamat, en la que correlaciona evolución del PBI y del
consumo de energía, durante la década de los noventa, llegando a la conclusión de que se requiere un 50% más de
desarrollo energético que del económico, para abastecer a este último, a diferencia de los países desarrollados, en
donde el incremento requerido es uno a uno. Clase magistral CEARE (Setiembre 2003) y diversas notas
periodísticas publicadas en la prensa escrita nacional-.
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5. La existencia de redes e infraestructura de interconexión internacional y nacional
suficientemente extendidas y de uso no discriminatorio, que requiere;
6. El control y vigilancia de los agentes descriptos precedentemente, con el fin de
verificar el comportamiento competitivo de los mismos.
El desarrollo de las redes de interconexión, debe ser fomentado activamente en este proceso,
dado que las redes nacionales existentes y por ejecutar, sumadas a las redes de interconexión o
de integración, SON el mercado. Estas son las vinculaciones físicas por donde se materializan
las transacciones, no son el sueño ideológico de un pensamiento desarrollista.
¿Por qué surge, entonces, cómo vital el tema de la integración?, precisamente porque si
necesitamos de un gran despegue económico regional en un entorno de alta recesión y falta de
recursos financieros para encarar proyectos energéticos, debemos apelar a la máxima eficiencia
posible de los recursos existentes y a la maximización de la utilización de los perentoriamente
necesarios. Estas maximizaciones se alcanzan analizando la complementariedad de fuentes de
combustibles, de modulación estacional y horaria (particularmente en lo eléctrico), para lo cual
se requieren una infinidad de ítems de convergencia, coordinación y cooperación regionales
(conceptos muy claramente definidos, y ya referidos previamente, por el profesor Ken Costello).
Si bien escapa al alcance focal de esta tesina, existen algunos prerrequisitos obligatorios para la
integración, que queremos dejar bien en claro:
1. Convergencia MACROECONÓMICA de los países del bloque.
2. Convergencia en lo institucional y en los hitos de SEGURIDAD JURÍDICA
3. Consensos sobre el OBJETIVO a mediano plazo de una integración perdurable.
En lo energético, el planteo central radica en explicitar si queremos:
a) Países con flujos comerciales de energía (esta es nuestra situación actual), ó;
b) Países energéticamente integrados.
Antes de mencionar las propuestas que pudimos reseñar del análisis de las tres experiencias
estudiadas, es menester resaltar la fragilidad de un sistema energético que navega en un mar de
definiciones políticas pendulares y en ausencia de definiciones de políticas de estado (en
Argentina esto es muy palpable, pero no debemos olvidar a la ausencia de decisiones y
ejecutividad por parte del MERCOSUR como bloque). Recordemos, por ejemplo, que el
negocio del GN y de la EE en Argentina fue y es aún modelo en el mundo por su avance,
precocidad y ventajas demostradas. En este sentido, la integración física y económica de los
países regionales, debería tener un rol estabilizador al mediano plazo del negocio de la energía,
porque más allá de todo, no debemos olvidar que es un negocio.
Nota: si bien lo hemos mencionado tangencialmente en algún pasaje del trabajo, los alcances
de la ley de emergencia 25.561 de nuestro país, entendemos que son coyunturales y de vigencia
limitada y que en un plazo no muy extendido, los negocios energéticos retomarán una senda de
normalización, sin duda que en otro escenario y condiciones económicas, pero con un sendero
que nos lleve a la viabilidad de las condiciones económicas y financieras para materializar el
incremento en los flujos y seguridad de suministro interna de cada país y regional, en un
segundo acto.
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A. Propuestas para el cambio
En función de lo visto precedentemente, podemos sintetizar que para lograr el desarrollo de un
verdadero mercado integrado que facilite las transacciones entre los distintos agentes situados en
los distintos países de la región, se requieren una serie de medidas tendientes a atender cada uno
de los tres puntos focales del trabajo: (i) liberalización o desregulación de mercados
desafiables; (ii) medidas tendientes a fomentar la construcción de nueva infraestructura, y; (iii)
mecanismos legales e institucionales que prevengan las prácticas monopólicas. Como cambios
marco para lograr estos cometidos, se requiere una convergencia entre las políticas energéticas /
regulatorias de los diferentes países, en las que se aproximen las posiciones actuales de los
países hasta un sendero de equivalencia que haga deseable y voluntaria la adhesión a una
estructura integrada entre los mismos.
En tal sentido podemos remarcar los siguientes hitos, como pasos de acercamiento:
 Incentivar la transparencia en las transacciones: Separar claramente los costos de los
componentes de gas commodity y transporte, basando en costos económicos los precios de
las transacciones y no en precios políticos o de transferencia.
 Favorecer la entrada de nuevos oferentes: Reduciendo, en Argentina, el umbral de consumo
elegible para convertirse en cliente desafiable. En Brasil, objetivar un cronograma
desregulatorio plausible y alcanzable en el tiempo.
 Pautar un tratamiento para los actores públicos (Petrobras) en el sentido de una mayor
regulación que permita un mejor juego del mercado, sin posiciones abusivas.
 En Brasil, desregular el mercado local de producción de gas.
 Desregular en Brasil el precio de los sustitutos del GN.
 Eliminación del estampillado del costo de transporte y tarifar en función de la distancia,
como ocurre en Argentina.
 Eliminación de subsidios cruzados en estructuras tarifarias, en Brasil.
 En Brasil, establecer un "Open Access" efectivo. Eliminación de los accesos negociados.
Creación de un marco regulatorio que aplique el acceso regulado como alternativa de
generación de mayor transparencia.
 En Brasil, definir los componentes de distribución, de manera clara y objetiva, para cuando
se verifique una mayor desregulación a niveles comerciales / industriales.
 Separación del negocio en producción, transporte, distribución y comercialización, con
especial cuidado de la separación contable (“Unbundled Ownership”, es deseable a la mera
separación contable de un mismo accionista).
Conceptualmente, las reglas más importantes que deberían formar parte de la agenda de
concertación, deberían propender a:
i.
ii.
iii.
iv.
v.
vi.
Prohibición para el establecimiento de restricciones cuantitativas a los intercambios
Prohibición de la discriminación por parte de los monopolios estatales
Aseguramiento del derecho de establecimiento y la libertad de ofrecer servicios
Prohibición de comportamientos anticompetitivos
Establecimiento de condiciones para el otorgamiento de asistencia estatal.
Aseguramiento de la libre circulación de energía hacia terceros países.
Como podemos apreciar los movimientos de los agentes económicos que deberían verificarse
entre Argentina y Brasil, principalmente, deberían ser los opuestos: en Brasil desde un
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53
extremo de rol hegemónico del Estado y una regulación poco desarrollada, hacia una presencia
más fuerte de las fuerzas del mercado y una mejor y mayor regulación, con límites claros al
poder estatal. Mientras que en Argentina, el proceso debería implicar una modificación o
acomodamiento de la regulación, al mediano plazo y para poder llevar un ritmo convergente
más acompasado al ritmo impuesto desde Brasil.
En la problemática de la integración regional del gas, la experiencia internacional (EEUU,
Europa, Canadá) también ha mostrado que las intersecciones de los grandes gasoductos
troncales (hubs) se pueden convertir en formadores regionales de precios hacia el resto de la
región, de modo que gobierne la “ley de un solo precio”. De esta manera las condiciones
macroeconómicas del negocio, serían mucho más estables y previsibles al mediano plazo.
La experiencia de la Unión Europea hasta la fecha, muestra que la inclusión de un Capítulo
específico para la energía en el Tratado Constitutivo, con un régimen explícito para el sector
energético, puede traer grandes beneficios potenciales, en la medida en que facilitará la
coherencia de acciones de la Comunidad en el campo energético y hará que esas acciones sean
eficientes y visibles.
En cuanto a los sectores de Gas y Electricidad, la liberalización del mercado debería ejecutarse
por etapas, con dos importantes hitos legislativos en el proceso:
i.
ii.
Promulgación de la legislación facilitando el transporte transfronterizo de gas y
electricidad con destino a, o con origen de, un Estado Miembro (la denominada
Legislación de Tránsito).
Promulgación de la legislación que establece reglas comunes para los mercados
internos en gas y electricidad. Esta legislación, que efectivamente abra porciones
previamente especificadas de mercados correspondientes, progresivamente y dentro
de un cronograma fijo, debe disponer lo siguiente:



Eliminación de los derechos exclusivos para la producción de electricidad, así
como para importaciones y exportaciones de gas y electricidad.
Establecimiento de la obligación de los operadores de redes de gas y
electricidad para abrir el acceso de su sistema a los clientes elegibles (integrados
por grandes consumidores industriales), quienes estarán libres de negociar sus
suministros de gas y electricidad, con base comercial, con productores
independientes y/o suministradores.
Acceso a las redes para la ejecución de los contratos de suministro entre los
clientes elegibles y los productores/suministradores independientes es la piedra
angular legislativa para una liberalización progresiva de los mercados de gas y
electricidad.
B. Roles a desempeñar por el Estado y por las fuerzas del
Mercado
Este es un tema central en el planteo de las políticas de estado y de la región. Durante el paso de
los años, hemos asistido a un movimiento pendular (particularmente en Argentina) en lo que se
refiere al grado de compromiso del Estado Nacional para con los negocios energéticos.
Históricamente involucrado en toda la cadena de valor del gas y de la electricidad, durante los
últimos doce años, asistimos a una transformación rápida y radical de la intervención del
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54
estado, pasando a desempeñar un rol de Regulador y traspasando al sector privado el rol de
gestor de los negocios, desintegrando la cadena horizontal y verticalmente.
Es nuestra opinión que los Estados (incluyendo en esta denominación al bloque regional
MERCOSUR, como un todo), debería continuar en la línea de ser el que garantice las
condiciones del juego competitivo de la energía (tanto en el “upstream”, como en el
“downstream”) y las pautas de desarrollo y articulación de los mercados a través de una
regulación firme. No creemos que el estado deba gerenciar las industrias.
Creemos, en cambio, que la actividad estatal debe orientarse, en primer término, a preparar los
límites del terreno de juego (Mercado), el establecimiento de la regulación de base y los marcos
de convergencia entre los países, la generación de un ámbito de mitigación de controversias o
de su resolución. Pero, atentos a los comentarios previos de estas conclusiones y si es verdad
que la prioridad es el desarrollo económico, necesitamos una presencia estatal en la
determinación y priorización de las necesidades de inversiones en infraestructura de gasoductos
y líneas de transmisión y en los mecanismos que aseguren su construcción, operación y
mantenimiento por parte de la iniciativa privada, generando un esquema donde las señales
económicas de precios y tarifas, sean claras y perdurables y donde una ley de hoy no sea
derogada por una ley de mañana.
En tal sentido Nicholas Winser, CEO de la National Grid Company (USA), compañía donde se
originó el desperfecto operativo que desencadenó la crisis energética del “blackout” del 14 de
agosto ppdo., en su declaración testimonial ante el Comité de Energía y Comercio de la Cámara
de Representantes, por este acontecimiento (4 de setiembre de 2003) señaló, entre otras cosas
los siguientes puntos (se cita textualmente en inglés, para no perder el sentido del texto y para
entender en un sentido amplio el tono de las recomendaciones formales del operador) que los
encargados de generar las políticas energéticas, deberían considerar para evitar que se sucedan
problemas como el mencionado previamente:
 Promoting Independent Transmission Companies: For too long, the electricity delivery
system has been the forgotten element of the Nation’s electricity infrastructure, largely left
to fend for itself while market participants focus on new generating plants. The events of
August 14th reveal the dangers of treating the delivery system as an afterthought.
Independent transmission companies that will focus their business plans on the ownership
and efficient operation of the grid and in making the investments needed to bring it in line
with the demands of the 21st century are critically needed. As proactive managers and
operators of transmission assets they will be well-positioned to minimize instances when it is
necessary to resort to automatic protective systems. They also will be positioned and
motivated to maximize the use of existing transmission facilities and rights of way. They
will be able to make the needed investments in the energy delivery infrastructure free of
competing demands for generation investments. Moreover, they will promote open and nondiscriminatory transmission service because they have no generation interests to favor. For
this sector to develop, Congress must reform the tax laws to remove impediments to
transfers of transmission assets to new independent owners and must repeal the Public
Utility Holding Company Act, which limits the expansion potential of independent
transmission companies. FERC also must allow these companies sufficient authority over
their assets to enable them to do the job and enable them to employ performance-based rates
that reward increased efficiency.
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 Effective Transmission Planning and Expansion Policies: To ensure that the transmission
grid upon which we all rely is adequate to serve current and projected needs, regional
transmission planning processes must be established to regularly assess the need for
upgrades both to improve and enhance reliability and to remove bottlenecks that limit
customers’ access to cheaper electricity. To be effective, those processes must be
streamlined. They must not afford opportunities for market participants that profit from
existing bottlenecks (because they keep competing suppliers from reaching their markets) to
delay or frustrate needed expansion projects. In particular, needed upgrades must not be put
on hold by requirements that utilities search for voluntary participant funding or regulators
resolve debates over cost allocation. Instead, regional planning processes should look to the
region’s utilities to make the grid upgrades required both to preserve reliability and expand
customers’ access to lower cost power.
 Rational and Stable Transmission Pricing. The transmission grid needs significant
upgrades to enable it to handle the increased demands now placed upon it both for reliability
and for efficiency. FERC must establish transmission pricing policies that give utilities
adequate assurance that they will recover investments in system upgrades. Those policies
must recognize, as the events of August 14th make clear, that customers and generators
throughout the region rely on and benefit from a reliable and robust transmission system and
should bear a fair share of its costs. Policies must also be stable enough that a utility can rely
on them to return its investment over many years and be simple enough to apply so that
critically needed delivery system upgrades are not delayed by battles to allocate costs to
different customer groups.
 Removing Barriers to Siting Transmission Facilities. FERC lacks the authority to grant
certificates for interstate electric transmission projects, even though it has had that authority
for natural gas pipelines for decades. This regulatory gap makes it profoundly difficult to
site, construct, or modernize transmission facilities, particularly between states and market
regions, even when the need for greater grid capacity is clear. Congress should, at a
minimum, grant FERC backstop siting authority for electric transmission projects.
Como se puede apreciar, las necesidades de un mercado maduro, integrado (aunque sea en
partes de regiones de Estados Unidos y Canadá) de manera diferente a la propuesta para el
Mercosur, plantea necesidades similares, especialmente en los aspectos de planeamiento de
sistemas de transporte eléctricos confiables en cuanto a seguridad y backup de suministro.
Debemos recordar que para una gran cantidad de bienes el transporte es también una actividad
competitiva y por lo tanto puede prescindirse de la regulación de precios por parte del Estado.
Más bien, el rol de este último es garantizar a través de leyes e instituciones la defensa de la
competencia. Sin embargo, en el transporte y distribución de electricidad y gas el Estado se
preserva un papel importante en la regulación directa de la actividad por sus características de
monopolio natural y externalidades relacionadas a las cuestiones ambientales y de seguridad (se
regulan las condiciones de entrada/ salida a los agentes, precios, calidad, etc.).
Creemos que, con ajustes, la experiencia Argentina es muy positiva e iluminadora de lo que
debería ser el sendero a caminar por la industria energética de la región, asumiendo el Estado
un rol planificador de referencia mucho más fuerte que hasta el momento.
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56
IV. Fuentes de Información y Bibliografía
 Diccionario de la Real Academia Española.
 “Integración Gasífera en el MERCOSUR” – Arpel (Junio 2003)
 Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos –
(Junio 2000) – Trabajo encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos
S.A., Power Systems Research Inc. et Al.
 La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la Experiencia Europea –
OLADE (Setiembre 2000)
 Integración Gasífera en el MERCOSUR – ARPEL – Trabajo elaborado por Raúl García
Consultores (Junio 2003)
 Directiva de Gas y normas complementarias.
 Ponencia “Una visión de las Interconexiones Eléctricas Regionales y la Integración” del
CP Carlos Pombo, Presidente de la CIER, CEARE (Setiembre 2003)
 Aspectos Regulatorios de la Integración Gasífera – Argentina / Brasil – Curso Avanzado
de la Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico Económica de la Regulación
Energética – Lic. Raúl García - CEARE – Agosto 2003
 Clase magistral CEARE (Setiembre 2003) y diversas notas periodísticas publicadas en
la prensa escrita nacional- Daniel Montamat.
 “Los precios del gas y la electricidad en la región” – Daniel Ridelener – Revista
Petrotécnica (agosto 2002).
 “Hacia la integración jurídico – regulatoria transnacional”. Daniel Alvarez – Revista
Petrotécnica (Agosto 2002).
 “Opening Up to Choice – Launching the single european gas market”. European
Commision (2002)
 Summary of Statement of Nicholas P. Winser on behalf of National Grid USA Before
the United States House of Representatives Committee on Energy and Commerce
(September 4, 2003)
 Diario Oficial de la Unión Europea
 “La regulación económica” Lasheras Miguel Angel
 Comisión Nacional de Energía – España
 “Reflexiones sobre la integración energética en el Cono Sur” – Alberto Guimaraes –
Revista Petrotécnia Agosto, 2003
 “Integración regional y aprovechamiento de las cuencas hídricas” – Silvio Resnich –
Revista Petrotécnia (Agosto 2003)
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