TÉRMINOS DE REFERENCIA TEXTO

Políticas Energéticas en América Latina:
Aspectos críticos y propuestas de la sociedad civil
INFORME REGIONAL
Institute for Policy Studies - Programa Cono Sur Sustentable
Noviembre 2007
Este documento ha sido realizado en base a Informes Nacionales de la situación energética actual,
elaborados por Pablo Bertinat (Argentina, Uruguay, Paraguay y Bolivia), María Paz Aedo (Chile),
Esperanza Martínez (Ecuador), Gustavo Castro (México), Silvia Quiroa (Centroamérica), Juan Pablo Soler
(Colombia), Julianna Malerba, Lucia Ortiz y Celio Bernmann (Brasil); María Eugenia Bustamante y Alicia
García (Venezuela).
1
INDICE
Presentación………………………….………………………………….
1. Situación actual, escenarios y propuestas del futuro
energético regional……………...………………………………………
1.1 Situación general de la matriz energética latinoamericana
1.2 Reservas existentes y escenarios de crecimiento de la demanda a 2020
1.3 Iniciativas para la eficiencia energética y la promoción de energías renovables en
América Latina
1.4 Políticas públicas, regulaciones y tendencias de desarrollo energético en los
países de América Latina
2. Crítica a las propuestas de desarrollo e integración
energética regional…………………………………..…………………
2.1 Propuestas de integración energética y sus impactos en América Latina.
2.2 El papel de las instituciones financieras internacionales (IFIs) en las matrices
energéticas de América Latina
2.3 Insustentabilidad socio-ambiental de las políticas energéticas
2.4 Impactos socioambientales de la industria de hidrocarburos
2.5 Impactos socioambientales de la industria hidroeléctrica
2.6 Impactos socioambientales de la producción de agrocombustibles
2.7 Impactos socioambientales de la industria nuclear
3. Resistencias y propuestas ciudadanas frente a los
proyectos energéticos en América Latina
2
Presentación
Desde inicios de los años ’90, el sostenido proceso de globalización, apertura
económica, privatización y transnacionalización de los recursos, bienes y servicios, por
una parte; y las políticas de desarrollo promovidas por los gobiernos latinoamericanos,
basadas en la exportación y uso intensivo de recursos naturales (con miras al
incremento sostenido del producto interno bruto) por otra parte, causaban estragos en
la región. Esta dinámica, lejos de resolver, acrecentaba -en América Latina y en todos
los países no industrializados- la desigualdad social, la violación de los derechos de
las personas y sus comunidades, y la destrucción masiva de territorios. Sin embargo,
hasta fines de los ’90 las señales de crisis, manifiestas en las alarmantes estadísticas
de desarrollo humano y los magros resultados en los indicadores macroeconómicos de
los países, fueron abordadas con un endurecimiento de las políticas de liberalización y
privatización de los recursos, estrategia que beneficiaba y protegía a las grandes
empresas transnacionales de las potenciales crisis locales. Para ese entonces, la
mayoría de los gobiernos latinoamericanos seguían –unos más complacientes que
otros- los dictámenes de las organizaciones financieras internacionales, según los
cuales la venta de recursos y el crecimiento económico sostenido serían, al fin, la
única opción viable y legítima para resolver los graves problemas de la región.
En este escenario, la energía, como “insumo” fundamental del desarrollo, resultaba un
sector especialmente atractivo para la inversión extranjera; y los augurios de
agotamiento o restricciones al suministro de las fuentes convencionales volvían más
interesante la incursión de las empresas en un bien que con el tiempo, resultaría cada
vez más escaso y costoso –por ende, más rentable-, permitiendo augurar un rápido
retorno de las inversiones realizadas. El petróleo, el gas natural y las grandes
centrales hidroeléctricas despertaban el interés de grandes empresas transnacionales,
como REPSOL, ENDESA, IBERDOLA, por citar algunas.
Esta frágil estabilidad se diluyó en medio de profundas crisis sociales y políticas que
desde comienzos del 2000, modificaron significativamente el mapa geopolítico de la
región. Los levantamientos sociales en países ricos en recursos energéticos (Bolivia,
Argentina, Brasil) condujeron al poder a representantes que ofrecían cambios en la
gestión de los recursos energéticos. Con dispares resultados, mientras algunos
gobernantes promovían la recuperación y control estatal de los combustibles fósiles
(Bolivia), otros reorientaban sus políticas priorizando el consumo interno sobre la
exportación (Argentina), y otros desarrollaban iniciativas para la promoción de
alternativas poco sustentables, como el biocombustible (Brasil). Sin embargo, la
tendencia general, con diversos énfasis, conduce a la apertura de mercado energético
latinoamericano a las grandes empresas transnacionales del sector. Países que
lograron contener (soslayando, reprimiendo, ocultando) sus crisis internas, como
México, Colombia, Perú y Chile, continuaron su estrategia de apertura y liberalización;
mientras que los países con menor participación en el mercado de fuentes
convencionales, siguieron su tendencia habitual sin mayores turbulencias (Paraguay,
Centroamérica, Ecuador, este último hasta la elección del presidente Rafael Correa en
2006).
Los problemas del sector energético, sin embargo, no han sido resueltos a cabalidad
por ninguna de las estrategias antes mencionadas, si bien es posible adherir a la
estrategia de re-nacionalización como mecanismo fundamental para la recuperación
de soberanía territorial sobre recursos estratégicos. La composición de la matriz
energética latinoamericana, basada principalmente en la producción de energía a
partir de fuentes contaminantes, para la alimentación de grandes empresas, industrias,
el sector transporte y la generación de electricidad, sigue siendo poco sustentable y
altamente costosa, en términos sociales, económicos y ambientales. En la lógica del
3
desarrollo, la mayoría de los gobiernos de la región coinciden en la necesidad de
ampliar y sostener grandes proyectos energéticos basados en fuentes convencionales.
Los gobiernos de la región, aún encaminados en la senda del crecimiento económico
sostenido, continúan promoviendo matrices energéticas funcionales a las estadísticas
macroeconómicas, más que a las necesidades, derechos y prioridades de la población
que representan. Menos relevancia aún se otorga a la protección y resguardo de los
ecosistemas y territorios de los que dependen tanto gobernantes como representados
para vivir.
De hecho, las fuentes fósiles como el petróleo y gas natural son reconocidas por ser
altamente contaminantes y progresivamente costosas en la medida que se agotan las
reservas y las inversiones en el sector. La producción de hidroelectricidad y biodiesel
destruye irreversiblemente ecosistemas y comunidades que los habitan,
principalmente campesinas e indígenas.
Por tanto, resulta fundamental la promoción de alternativas sustentables y la
participación de la ciudadanía organizada en el debate sobre el curso del desarrollo
regional y sobre la gestión, acceso y perspectivas de la matriz energética regional. Aun
considerando la particularidad y especificidad de cada comunidad y nación
latinoamericana, los evidentes desafíos globales y regionales que enfrentamos ya a
fines de la década del 2000 (cambio climático, restricciones en el acceso a fuentes de
energía, pobreza y desigualdad, deterioro de ecosistemas y territorios, etc.) hacen
necesaria la articulación de una estrategia construida y promovida desde la sociedad
civil, para la transformación radical de la matriz energética y del modelo de desarrollo
vigente. Sólo una transformación sustantiva de ambas esferas –estrechamente
relacionadas- permitirá a las comunidades que habitan la región latinoamericana
asegurar su supervivencia y coexistencia armónica con el territorio que habitan.
En este documento, se presenta una revisión crítica de la matriz energética
latinoamericana, considerando las principales fuentes de energía utilizada, las
condiciones de acceso de la población, el consumo energético según sectores, la
apertura económica, los actores principales de la industria energética, las iniciativas de
la sociedad civil en la resistencia frente a los impactos y la promoción de alternativas
sustentables en el sector energía. Esperamos contribuir a la discusión regional e
internacional sobre esta temática.
4
1. Situación actual, escenarios y propuestas del futuro
energético regional
1.1 Situación general de la matriz energética latinoamericana
Las matrices energéticas de los países latinoamericanos oscilan entre la utilización de
energías renovables en forma poco sustentable (leña, bagazo de caña, grandes
hidroeléctricas) y de combustibles fósiles (petróleo y gas natural), todas ellas fuentes
convencionales de energía. Los países que carecen de combustibles fósiles propios
recurren a la importación desde países vecinos, principalmente para abastecer el
sistema de transporte y el sector industrial. Sólo excepcionalmente algunos países de
la región se han aventurado en la promoción de fuentes renovables no
convencionales, como la geotermia y la energía eólica (Nicaragua, Costa Rica, El
Salvador). Adicionalmente, el rol de las políticas públicas y la orientación política de los
gobiernos ha incidido de manera fundamental en la configuración del mapa energético
latinoamericano, como veremos más adelante.
a) Producción de energía primaria
En el ámbito de la producción de petróleo, Venezuela y México destacan como los
principales productores de la región1, seguidos de Brasil, Colombia, Argentina y
Ecuador. Al año 2004 y según cifras de la OPEP (2004) en miles de barriles diarios
(mb/d), México produjo 3.383 mb/d; Venezuela, 3143.mb/d, Brasil 1477 mb/d,
Argentina 695 mb/d, Colombia 521 mb/d y Ecuador 521 mb/d.
A nivel regional y sin considerar a México, la zona andina en conjunto produce el 65%
del petróleo de América Latina. En el escenario internacional vigente, donde sectores
como el transporte y la industria dependen significativamente de esta fuente para su
funcionamiento, el poder económico y político asociado a la propiedad del petróleo
posiciona a Venezuela como un actor geopolítico fundamental en la región
latinoamericana. Aun cuando México es un productor mayor, la influencia de la
empresa estatal de petróleo venezolana, PDVSA, por su orientación hacia la
ampliación de mercados en la región, resulta fundamental en los proyectos y planes de
integración latinoamericana promovidos recientemente. Sin embargo, la explotación
petrolera no es sólo una herramienta de poder para los países que realizan esta
actividad: es también fuente de severos impactos socioambientales y responsable de
graves e irreparables daños al territorio, las comunidades campesinas e indígenas y
los ecosistemas,2.
Gráfico
Producción de petróleo según países, en América Latina (% deTep producidas)
1
El 40% de los ingresos de Venezuela proviene de las ventas de petróleo (Fuente: Bustamante, María
Eugenia y García, Alicia. Informe Nacional Venezuela, Julio 2007).
2
En el capítulo 2 se presenta un análisis de mayor profundidad sobre estos impactos.
5
Colombia
5%
México
32%
Venezuela
33%
Argentina
7%
Brasil
17%
Perú
1%
Ecuador
5%
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales elaborados por Pablo Bertinat (Cono Sur),
María Paz Aedo (Chile), Esperanza Martínez (Ecuador), Gustavo Castro (México), Silvia Quiroa
(Centroamérica), Juan Pablo Soler (Colombia), Julianna Malerba, Lucia Ortiz y Celio Bernmann (Brasil);
María Eugenia Bustamante y Alicia García (Venezuela).
Respecto del gas natural, aunque en conjunto la zona andina posee el 33% de la
producción de este combustible en América Latina, es México el principal productor
individual de este combustible, con un 34% de la producción total en América Latina,
seguido de Argentina (23%), Venezuela (18%), Brasil (10%) y Bolivia (7%). En estos
países, la tendencia del mercado del gas es dispar, orientándose a la satisfacción del
mercado interno tanto como a las exportaciones.
El caso más emblemático del conflicto de interés entre la satisfacción del consumo
interno y los compromisos de exportación se expresa en la relación Argentina-Chile,
donde los acuerdos de ambos países para asegurar a Chile abastecimiento de este
combustible han sido superados por la demanda del mercado energético en Argentina.
Debido al incremento de la demanda interna y a la falta de inversiones en nuevas
exploraciones y producción, el gas natural disponible en Argentina resulta insuficiente
para satisfacer los mercados, razón por la cual el gobierno argentino ha priorizado la
cobertura de gas natural para su demanda interna por sobre las exportaciones a Chile.
Otros países, como Bolivia, han logrado posicionar en la región una política orientada
a la recuperación de los recursos energéticos como parte de los bienes que pueden
ser considerados patrimonio del pueblo, si bien con dificultades por la presión al
incremento de la inversión y la exportación de combustibles. Una mayor presencia del
Estado en el mercado de energía parece condición necesaria pero no suficiente para
reorientar la producción y reducir la intensidad en el uso de combustibles fósiles. De
hecho, el actual gobierno boliviano, que ha dado lugar a la nacionalización del gas
(tras una sostenida demanda popular para la recuperación de la soberanía nacional
sobre este combustible), se enfrenta a la disyuntiva de gestionar el mercado de este
combustible considerando que se trata de uno de sus principales productos de
exportación.
Gráfico
Producción de gas natural según países, en América Latina (% deTep
producidas)
6
Colombia
4%
México
34%
Venezuela
18%
Bolivia
7%
Perú
4%
Argentina
23%
Brasil
10%
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
La hidroelectricidad desempeña un rol fundamental en la matriz energética del Cono
Sur: Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay representan el 59% de la producción
hidroeléctrica regional. La abundante disponibilidad de recursos hídricos en la cuenca
amazónica explican esta tendencia. El principal productor de energía es Brasil, con un
44% de la producción regional, seguido de Venezuela (30%), Paraguay (9%),
Colombia (6%) y Argentina (5%). Sin embargo, más allá de su localización territorial,
quien se posiciona como principal controlador de esta fuente energética es la empresa
transnacional ENDESA España junto a su filial ENDESA Chile, con presencia en
Brasil, Argentina, Chile, Colombia, Perú y República Dominicana.
Tal como en el caso de las fuentes fósiles, la presión a la exportación también pone en
riesgo la sustentabilidad y autonomía de las matrices energéticas que utilizan
hidroelectricidad. Un caso emblemático de este tipo de conflictos es Paraguay,
principal exportador de esta energía a través de dos centrales binacionales (Itaipú y
Yaciertá), cuya generación abastece las necesidades de Argentina y Brasil, mientras
que su consumo interno sigue sustentándose predominantemente en la leña.
Cabe destacar que los grandes negocios de generación hidroeléctrica, como las
centrales de Paraguay y los proyectos energéticos de ENDESA en la región, generan
también severos impactos ambientales, sociales y políticos, al transformar de manera
irreparable los ecosistemas en torno de las cuencas hídricas alteradas; y transgredir
violentamente los derechos de las comunidades a estos territorios. Resulta
emblemático el desplazamiento masivo de familias campesinas e indígenas debido a
la inundación de la represa Yaciretá; y la flagrante violación de los derechos de las
comunidades indígenas a su patrimonio natural y cultural en la construcción de las
grandes represas de ENDESA (Ralco y Pangue) en la zona sur de Chile3. La región
centroamericana también presenta una utilización importante de energía
hidroeléctrica en base a centrales de gran tamaño, la cual ha sido y sigue siendo
causa de masivos desplazamientos de personas, muchas veces con resultados
dramáticos de violencia
3
El detalle de los impactos de los grandes megaproyectos se presenta en el apartado 2.
7
Gráfico
Producción de hidroelectricidad según países, en América Latina (% deTep
producidas)
Chile
0,5%
México
9%
Centroamérica
2%
Colombia
6%
Uruguay
1%
Argentina
5%
Venezuela
26%
Ecuador
1%
Brasil
40%
Paraguay
7%
Perú
3%
Bolivia
0,2%
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
La leña es un combustible relevante en aquellos países que no cuentan con reservas
de combustibles propias. Su uso se orienta al sector residencial, particularmente a la
población rural y a sectores de escasos recursos que no acceden a combustibles
convencionales convencionales, por su alto costo y/o por las dificultades de acceso a
redes. Aunque el predominio de Brasil en este sector es indiscutible (63% de la
producción regional), en todos los países que carecen de fuentes fósiles propias la
leña es fundamental: tal es el caso de todos los países centroamericanos, donde la
leña representa entre 40% y 70% de su producción energética; y de Chile y Uruguay,
países que no cuentan con combustibles fósiles propios, donde la leña representa el
48% y 30% de la producción nacional, respectivamente. Estos altos consumos de leña
se contradicen con el altoevidencian que si bien existe una fuerte producción
energética en combustibles fósiles e hidroelectricidad, la población latinoamericana
sigue recurriendo a la leña para su consumo doméstico, puesto que a diferencia de los
demás energéticos, este combustible se utiliza predominantemente para consumo
residencial en todos los países.
Gráfico
Producción de leña según países, en América Latina (% deTep producidas)
8
Chile
1%
Uruguay
1%
Argentina
2%
El Salvador
3%
Honduras
3%
Nicaragua
3%
Guatemala
8%
Panamá Costa Rica
1%
1%
Colombia
5%
Venezuela
0,5%
Ecuador
1%
Bolivia
0,5%
Perú
4%
Brasil
63%
Paraguay
4%
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Otra tendencia interesante es el desarrollo de las energías renovables no
convencionales. Centroamérica es una región pionera en este sentido, contando con
la mayor proporción de energía geotérmica respecto del total nacional en cada país.
Costa Rica, además, posee la mayor cantidad de parques eólicos de esta zona. Ello
denota el interés de estos países por diversificar su matriz energética hacia un sistema
más sustentable y menos dependiente de fuentes contaminantes e importadas. Sin
embargo, es importante mencionar que si bien la matriz de energías primarias en
Centroamérica refleja una participación importante de fuentes renovables como la
geotérmica en toda la región y la eólica en el caso de Costa Rica, el uso y producción
de leña es muy significativo, además de la participación de las hidroenergía con sus
consecuentes impactos negativos en lo social y ambiental.
Los residuos de caña también son ampliamente utilizados en Centroamérica, si bien
el liderazgo indiscutido de este tipo de combustible se encuentra en Brasil, con una
producción que equivale al 57% del total regional. Un rasgo interesante de esta región
(Honduras, Nicaragua, El Salvador, Guatemala, Costa Rica y Panamá) es que no tiene
producción de combustibles nucleares, gas natural, carbón mineral ni petróleo, a
excepción de Guatemala que cuenta con una producción de petróleo equivalente al
17% de su energía primaria producida (Fuente: Quiroa, Silvia. Informe Centroamérica).
En base a la experiencia de Brasil y la vulnerablidad del mercado internacional de
combustibles fósiles, existe una fuerte presión en la región para fomentar el uso de
etanol y biodiesel. El etanol es una variedad de alcohol combustible derivado de
fuentes vegetales como la caña de azúcar; el biodiesel, en tanto, es un aceite
combustible procesado a partir de vegetales como la soja. Según cifras de CEPAL, la
producción de combustibles derivados de la caña de azúcar aumentó de 4,1% a 5,7%
respecto de toda la energía producida en América Latina, entre 2002 y 2004,
convirtiéndose en el sector energético más expansivo de la región. El objetivo último
de estas producciones es el abastecimiento de los mercados europeos y
9
norteamericano, quienes demandan energéticos alternativos para reducir sus
emisiones de carbono.
Sin embargo, la producción de estos combustibles se basa en la expansión de
monocultivos en el territorio latinoamericano, situación que apareja un sinnúmero de
problemas sociales y ambientales vinculados a la reducción y deterioro de tierras
aptas para el cultivo de alimentos, donde además habitan cientos de comunidades
campesinas e indígenas de la región. Además, en términos de reducción de emisiones
a nivel planetario, la contribución de la biomasa boscosa en América Latina es mucho
mayor que el aporte de combustibles vegetales (cultivados en lugar de los bosques) a
los sistemas de transporte europeo y norteamericano. Dicho de otro modo, es más
saludable para el planeta dejar los bosques donde están, que destruirlos para sembrar
vegetales que se convertirán en etanol o biodiesel para los vehículos de los países con
altos niveles de emisiones contamientes (Fuente: Bertinat, Pablo, 2007).
Sólo 3 países latinoamericanos (Argentina, Brasil y México) han incursionado en la
energía nuclear. Si bien su participación en la matriz energética es marginal (1,6% de
la producción total), sus riesgos e impactos han sido denunciados por organizaciones
de la sociedad civil, evidenciando la clara insustentabilidad de esta opción como
alternativa para resolver las necesidades energéticas de la población. Se esgrime
como argumento el alto costo de la construcción de centrales, la obsolescencia de las
tecnologías utilizadas en ellas, la falta de soluciones definitivas para el tratamiento de
de los desechos radiactivos y el alto riesgo que suponen las emanaciones radiactivas
en caso de accidente. La resistencia de la ciudadanía organizada al uso de esta fuente
energética ha sido fundamental para detener su avance en los países de la región,
especialmente en aquellos cuya matriz es vulnerable y dependiente, como es el caso
de Chile. Sin embargo, en Brasil persiste un plan de desarrollo nuclear que data de los
años ‘80, autorizándose recientemente la entrada en funcionamiento de la central
nuclear Angra III, que se agrega a las dos usinas nucleares ya existentes. Según
información de la Sociedad Angraense de Protección Ecológica y el Grupo de Trabajo
de Energía del Foro Brasileño de ONGs y Movimientos Sociales (FBOMS), el
programa nuclear brasileño -iniciado en plena dictadura militar- construyó dos de ocho
usinas nucleares previstas. Estas son las usinas nucleares de Angra I y Angra II,
localizadas en Angra dos Reis, al sur del estado de Rio de Janeiro. La región se sitúa
entre las tres mayores metrópolis brasileñas, São Paulo, Minas Gerais y Rio de
Janeiro, ambas con millones de habitantes. Generando casi el 3% de la energía
producida en Brasil, el programa estudia actualmente la construcción de una tercera
unidad en el mismo lugar. La implantación del proyecto en un área denominada
Itaorna (que en lengua de los nativos indígenas significa “piedra-podrida”) en un sitio
inestable geológicamente, en una región con gran incidencia de deslizamientos de
laderas. Ello exigió diversas adaptaciones para colocar la primera usina en
funcionamiento, elevando los riesgos del emprendimiento.
Argentina también ha enfrentado resistencia para la entrada en funcionamiento de sus
centrales nucleares. Después de 25 años, el gobierno insiste en el proyecto de
implementación de un segundo reactor nuclear, Atucha II, pese a la amplia oposición
ciudadana, el alto costo, los riesgos asociados y las opciones en energías alternativas
conocidas. El país ya tiene la experiencia del cierre de una central nuclear (Central
Nuclear Zorita) por motivos de seguridad, incumplimiento de normativa y una débil
seguridad. Sin embargo, ante la crisis del petróleo y el gas, el gobierno insiste en la
promoción de la opción nuclear, que responde más a la necesidad de abrir un nuevo
campo de negocios energéticos, que a satisfacer las necesidades energéticas de la
población asegurando su bienestar y el resguardo de los territorios. Según el gobierno,
las obras de Atucha II culminarían en el segundo semestre de 2010, aportando 745
megawatts la oferta de energía eléctrica del sistema interconectado nacional.
10
Posteriormente, según el Ministerio de Planificación, se espera concretar estudios de
factibilidad para la construcción de una cuarta central4.
El siguiente gráfico ilustra la tendencia general de la matriz energética latinoamericana
entre los años 2002 y 2004. Se advierte el incremento significativo en renovables,
específicamente en productos derivados de la caña de azúcar, que se mencionaba
anteriormente. Salvo en el caso del petróleo y el carbón, todas las fuentes presentan
reducciones. Llama la atención el ingreso al mercado de variedades de leña y la
entrada de la energía nuclear en las estadísticas regionales, debido a la puesta en
marcha de las centrales nucleares antes mencionadas.
Gráfico
Evolución de la producción energética en América Latina según fuentes, años
2002 y 2004 (% del total)
4
Fuente: Diario El Clarín de Argentina, http://www.clarin.com/diario/2006/08/23/um/m-01257896.htm.
11
Fuente: CEPAL-GTZ, “Fuentes renovables de energía en América Latina y El Caribe: Dos años después
de la conferencia de Bonn”. 2006.
Al observar la tendencia según sub-regiones, vemos que la Zona Andina (Colombia,
Venezuela, Ecuador, Bolivia y Perú) cuenta con una fuerte dominancia de petróleo y
gas natural, donde el principal actor es Venezuela. Esta región es también la principal
productora de carbón mineral en América Latina. Por su parte, el Cono Sur
(Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay y Chile) también presenta una importante
producción de combustibles fósiles convencionales (gas natural y petróleo), si bien
cuenta con una mayor diversificación hacia otras fuentes, como la hidroelectricidad,
agrocombustibles y nuclear. Brasil es el principal productor en todas las fuentes
energéticas, lo que no se traduce en una mayor autonomía o independencia respecto
del mercado internacional de energía; más bien, este país constituye un polo de
12
atracción para los negocios de inversión, importación y exportación de energéticos,
debido la estructura abierta de su mercado y a su creciente demanda de energía.
México destaca como fuerte productor de hidrocarburos, que representan el 89.4% de
su producción total5. Otras fuentes (nucleoenergía, hidroenergía, geoenergía y energía
eólica) representan el 4.8% del total, incrementando ligeramente su contribución
respecto al 4.1% observado en 2004. Asimismo, la biomasa y el carbón aumentaron
sus contribuciones en 2005, al ubicarse en 3.6 y 2.2%, respectivamente6.
b) Relación producción y consumo de energías primarias
Para acercar los términos del análisis técnico al debate político sobre energía, es
preciso definir cuidadosamente los conceptos que se utilizan para la presentación de
estadísticas sobre las matrices energéticas de la región. La producción de energía,
como se expuso en el capítulo precedente, se refiere a la cantidad de energía
producida a partir de fuentes primarias en un determinado país. Para hacer
comparables las cifras, este estudio ha considerado la producción en una unidad
estándar (Tep). Por su parte, la disponibilidad de energía se refiere a la cantidad de
energía que necesita el país para cubrir sus necesidades internas. Esto es, la
producción nacional más las importaciones menos las exportaciones (P+I-E). Este
cálculo permite caracterizar lo que podemos denominar como “soberanía energética”
de cada país; en definitiva, la capacidad del país de cubrir sus necesidades
energéticas en base a la producción local.
Al contrastar la información de la producción de energías primarias respecto de la
oferta interna de estas energías, es posible advertir diferencias entre países respecto
al posicionamiento de sus matrices energéticas en el mercado regional, existiendo:
países exportadores, con economías altamente dependientes de las ventas de
energía; países importadores, con una fuerte dependencia de los combustibles fósiles
importados y matrices energéticas vulnerables a las fluctuaciones del mercado; y
países que por tradición o por iniciativa gubernamental promueven una matriz más
autónoma. Cabe destacar que el fomento a la venta de energía en los países de
mayor producción conlleva fuertes impactos para la sustentabilidad ambiental y social,
tales como la contaminación y destrucción de territorios, desplazamiento de
comunidades y pérdida de patrimonio natural; mientras que en los países que carecen
de combustibles fósiles, la dependencia de otros países para abastecer su demanda
interna los deja en una situación de fuerte vulnerabilidad7. Ambos fenómenos se
explican por la expansión del mercado energético, que promueve los negocios de
energía como si se tratara de un sector productivo más en el mercado internacional,
en lugar de fortalecer una política energética orientada a la cobertura de los derechos
de las personas y comunidades, en el marco de un proyecto país sustentable en lo
económico, ambiental, político y social.
En la región centroamericana, la producción de combustibles fósiles es
prácticamente nula, por lo que es posible afirmar que esta zona abastece sus
necesidades a través de la importación. El único país que escapa a esta tendencia es
Guatemala, que produce 9 veces el petróleo que consume, destinando este amplio
superávit de su producción al mercado subregional. También en el mercado de fósiles,
Guatemala y Honduras compran carbón mineral y lo incorporan a su oferta energética.
Esta región es completamente autónoma en fuentes renovables y no convencionales,
y no participa del mercado importador de gas natural.
5
En términos generales, principalmente gracias al petróleo, el sector energético en México suele
representar aproximadamente el 5% del PIB, que genera, según datos de la Secretaría de Economía, cerca
del 40% de los ingresos del sector público y produciendo cerca del 8% de las exportaciones.
6
Fuente: Castro, Gustavo. Informe México.
7
En capítulos siguientes se expone el detalle del mercado importador-exportador de energía.
13
Cuadro
Producción y disponibilidad de energía primaria en Centroamérica, según países
y fuentes (en Tep)
Producción
País
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Guatemala
Panamá
Costa Rica
Subtotal
Fósiles
Disponibilidad.
Petróleo
1.022
128
927
927
776
103
-111
286
539
44
2.329
0
193
189
55
315
329
763
193
189
55
315
329
1.202
1.383
1.542
3.423
543
293
1.202
1.383
1.542
3.423
543
1.844
1.844
8.386
8.386
291
244
238
887
115
458
Leña
763
Bagazo de caña
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Guatemala
Panamá
Costa Rica
Subtotal
ERNC
Disponibilidad.
Carbón mineral
Hidroelectricidad
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Guatemala
Panamá
Costa Rica
Subtotal
Renovables
Producción
293
Otros (ERNC)
291
244
238
887
115
1.206
15
42
53
600
1.775
1.775
1.916
Notas:
Nicaragua, Guatemala, Costa Rica y El Salvador: Otros incluye Geotermia.
Costa Rica incluye Geotermia (371 tep) y Eólica (229 tep)
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
La Zona Andina produce más petróleo de lo que consume como región, si bien entre
países existen diferencias significativas: Colombia y Bolivia producen un 74% y 45%
más de lo que destinan al mercado interno, mientras que Venezuela produce más del
130% de sus requerimientos. Ecuador triplica su producción respecto de su oferta
interna. Perú, en cambio, produce sólo el 47% de su oferta, siendo el único país
predominantemente importador de esta subregión. Este país presenta además una
pequeña producción nuclear (303 Tep) para su consumo interno. Tales tendencias
reflejan la importancia de la producción petrolera para las economías de los países
andinos, puesto que la mayor parte de su producción no está destinada al consumo
interno, sino a la exportación. En este escenario, es posible afirmar que la producción
de petróleo no se orienta a satisfacer las necesidades de las comunidades que habitan
en los territorios donde se localizan las reservas, sino a alimentar los negocios
energéticos de las empresas, sean estatales, mixtas o privadas.
Al observar las cifras por fuentes, vemos que la región andina requiere sólo el 46,6%
del petróleo que produce; el 7% del carbón, generado principalmente en Colombia y
consumido solamente por este país y Perú, en pequeña cantidad; el 75% del gas, si
14
bien la realidad de cada país es muy variable (Venezuela y Ecuador orientan el 100%
de la producción al mercado interno, mientras que en Bolivia destina sólo el 11% de la
producción para su propio consumo). En materia de renovables convencionales la
región es autónoma, si bien se presentan algunas pequeñas diferencias entre
producción y disponibilidad de hidroelectricidad, atribuibles a pérdidas en los centros
de transformación o bien, en el caso de la leña, a cuestiones de eficiencia en el uso de
los recursos. Colombia ha incursionado en el mercado de la caña, produciendo más de
lo que necesita con fines de exportación.
Cuadro
Producción y disponibilidad de energía primaria en la Zona Andina, según
países y fuentes (en Tep)
Producción Disponib.
País
Colombia
Venezuela
Ecuador
Bolivia
Perú
Subtotal Fósiles
Producción Disponib.
Petróleo
Carbón mineral
26.500
15.256
38.391
2.668
168.545
73.415
5.944
26.443
7.947
2.140
1.474 s/i
3.812
8.087
30
527
227.440
106.179
44.365
3.195
Hidroelectricidad
Colombia
Venezuela
Ecuador
Bolivia
Perú
Subtotal Renovables
4.209
19.429
860
187
1.932
26.617
4.075
19.298
860
187 s/i
1.932
26.353
Bagazo de caña
Colombia
Venezuela
Ecuador
Bolivia
Perú
Subtotal ERNC
Producción Disponib.
Gas natural
7.316
32.740
535
12.190
6.440
59.221
6.950
32.740
535
1.398
3.123
44.746
Leña
2.228
2.228
607
607
1.846
4.681
1.710
4.545
Otros
1.747
892
285
2.032
166
1.058
s/i
309
731
303
1.034
676
985
Notas:
S/I: Sin información disponible
Colombia: Otros sin especificar
Perú: En Otros se incluye biomasa y residuos vegetales (247,7 tep) y solar + eólica (55,5 tep)
Ecuador: Equivalencia Bep/Tep (1*0,138) según tabla de conversiones OLADE. Leña incluye biomasa.
En el Cono Sur existe un fuerte intercambio de combustibles fósiles dentro de la
subregión, y una marcada diferencia entre países exportadores e importadores de
energía. Paraguay, Uruguay y Chile importan prácticamente todo el petróleo que
consumen, si bien Chile produce un escaso 2% de su oferta interna. Brasil logra cubrir
su oferta con el total de su producción y Argentina presenta un leve superávit de 29%.
Llama la atención el fuerte consumo de carbón en Brasil, proveniente en su totalidad
de las importaciones, puesto que su producción representa sólo el 18% de su
disponibilidad interna. También en gas natural Brasil se ve obligado a importar, puesto
que sus necesidades internas son un 15% superiores a su producción de este
combustible. cuanto a la hidroelectricidad y las energías renovables convencionales y
no convencionales (leña, hidroelectricidad y otras), cada país y región es relativamente
autosuficiente, con exepción de Brasil, cuya producción es insuficiente para cubrir la
demanda interna e importa hidroelectricidad generada en Paraguay, a través de la
15
central binacional Itaipú. En definitiva, si bien Brasil y Argentina son grandes
productores de energía en la región, Brasil es además un fuerte consumidor de todas
las fuentes energéticas, renovables y fósiles, importando gran cantidad de energías
para abastecer sus necesidades internas. Ello explica el interés de este país por el
desarrollo de proyectos alternativos, que en la perspectiva de los negocios
energéticos, se traducen en un impulso a emprendimientos insustentables, como la
energía nuclear, las grandes represas y los agrocombustibles.
Cuadro
Producción y disponibilidad de energía primaria en el Cono Sur, según países y
fuentes (en Tep)
Producción Disponib.
País
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
Chile
Subtotal Fósiles
Petróleo
18
118.252
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
Chile
Subtotal Renovables
5.458 (*)
29.021
3.683
832
229
39.223
84.300
33.934
33,23
84.553
26.317
2.167
1.127
114.198
Producción Disponib.
Carbón mineral
0,21
2.483
13.721
15
948
1
28
281
2.526
14.951
Hidroelectricidad
5.148
32.379
3.683
647
229
42.087
Bagazo de caña
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
Chile
Subtotal ERNC
y otros
30.147
710
31.804
30.857
Gas natural
17.575
41.064
214
58.853
20.526
36.359
78,4
801
57.764
Leña
1.590
28.420
843
402
460
31.715
1.358,80
28.468
843
402
460
31.531
Nuclear
Otros
31.094
710
Producción Disponib.
731
6.320
696
102
3
575,21
6.320
696
44
3
7.851
7.638
1.309
2.089
2.549
2.089
3.398
4.638
Brasil: Carbón incluye vapor y metalúrgico
Argentina: En Otros se refiere a energía Eólica
Chile: En Otros predomina pequeñas hidroeléctricas (1,1 tep), biomasa derivada de leña (1,7 tep) y eólica
(0,02 tep)
Paraguay: En Otros se incluye biomasa y residuos vegetales (*) Hidroelectricidad no incluye MW
destinados a exportación, puesto que se contabilizan como fuente secundaria (electricidad).
Uruguay: Otros incluye biomasa.
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Por su parte, la producción de petróleo en México duplica su oferta interna, destinado
el excedente al mercado internacional. En el resto de las fuentes energéticas este país
es relativamente autosuficiente, salvo en el caso del carbón, donde produce un poco
más de la mitad de lo que ofrece su mercado interno, viéndose obligado a importar
este combustible. Al igual que Argentina, Brasil y Perú, este país también ha optado
por el desarrollo de energía nuclear. Más recientemente, ha desarrollado fuentes no
convencionales (geotermia, eólica, pequeñas hidro), las cuales continúan en una
posición muy marginal respecto de su matriz energéticas.
Cuadro
16
Producción y disponibilidad de energía primaria en México, según fuentes (en
Tep)
Fuente
Energía Primaria
Petróleo (crudo)
Gas (natural)
Gas (condensado)
Carbón mineral
Hidroelectricidad (mega)
Biomasa (Leña)
Nuclear
Hidroelectricidad (pequeñas/medianas)
Geotermia (geoenergia)
Biomasa (Bagazo de caña)
Eólica
Subtotal
Producción
160.089
59.195
4.386
5.159
6.650
5.904
2.815
0.008
1.758
2.478
0.001
248.434
Disponibilidad (1)
68.351
57.517
4.313
9.052
6.650
5.904
2.815
0.008
1.758
2.451
0.001
158.811
Notas:
(1) Disponibilidad se refiere a Oferta Interna Bruta, calculada del siguiente modo: (Oferta Total) –
(Exportación, pérdidas, insumos y traspasos).
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
b) Consumo de energías según sectores (residencial, comercial, industrial y
transporte)
Mientras que la relación entre producción y oferta de energías permite intuir la
vulnerabilidad y dependencia en las diferentes matrices energéticas de cada país
latinoamericano, la estructura de consumo es un dato fundamental para observar cuál
es el destino final de los negocios energéticos: en definitiva, a quiénes beneficia la
vasta producción energética de la región.
Por tratarse de consumidores o usuarios finales de la energía, la información
disponible respecto al consumo por sector se refiere principalmente al ámbito de las
energías secundarias, puesto que las energías primarias abastecen, por lo general, los
centros de transformación de energías en electricidad y los procesos de refinamiento
de combustibles. La información aquí presentada ofrece un panorama general de los
consumos de energías secundarias para cada sector en toda la región
latinoamericana; y un análisis más exhaustivo del peso relativo de cada fuente
energética al interior de las matrices nacionales y subregionales de energía,
incorporando las fuentes primarias que también son utilizadas directamente por
algunos sectores de consumo.
El siguiente cuadro presenta el consumo total de energía por sector usuario, para cada
país y sub-región latinoamericana.
Cuadro
Consumo total de energía por sector, según país (en Tep)
País
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Guatemala
Comercia
Agropecuari
ly
o
público
564,0
54,0
7,0
288,0
211,0
Residencia Transport Industria
l
e
l
342,0
184,0
1.038,0
695,0
Otros
12,0
371,0
17
Panamá
Costa Rica
Subtotal
Centroaméric
a
Colombia
Venezuela
Ecuador
Bolivia
Perú
Subtotal Zona
Andina
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
228,0
293,0
1.085,0
1.468,0
289,0
432,0
285,0
258,0
28,0
51,0
1,0
2,0
1.047,0
2.383,7
6.720,5
1.518,0
483,4
1.266,7
4.286,0
7.423,6
6.512,0
3.922,0
1.349,4
3.490,5
1.573,0
1.712,2
13.203,8
1.386,0
594,6
1.869,0
808,0
922,6
4.301,1
383,0
89,2
231,5
86,0
499,9
s/i
82,0
11,7
84,4
386,0
389,2
5.316,3
2.913,0
6,0
2.557,8
12.372,3
399,7
21.827,0
10.126,0
353,8
22.697,4
1.028,7
52.459,0
13.102,6
748,2
18.765,6
242,4
73.496,0
10.786,0
296,8
5.927,3
53,3
8.903,0
3.327,7
194,2
678,0
0,0
8.354,0
4.606,3
197,9
80.160,0
78.634,0
163.455,
2
13.593,0
197.386,
7
58.971,0
Chile
Subtotal
Cono Sur
México
TOTAL
32.706,5
10.175,0
147.498,5
44.313,0
56.300,8
218.794,9
71.449,2
2.488,6
13.158,2
11.182,2
24,9
17.643,0
3.906,2
1,8
111.594,0
(*)
133.169,8
(*)
80.673,1
13.922,2
144.738,1
Notas:
Colombia incluye sector construcción en Otros y sector minero en sector Agropecuario.
Chile incluye sector residencial junto a sector público y sector comercio; y agrupa sector minería con
sector Industrial. (*) Este valor representa el consumo energético de Otros y los Centros de
Transformación.
Ecuador incluye en Otros procesos de refinación, plantas de gas, generación, transmisión y centros de
transformación de energía eléctrica
Nicaragua y Guatemala sin información desagregada por sector.
Venezuela: Consumo residencial se refiere solo a la electricidad ; en transporte solo a gasolina; en
industrial a electricidad y gasolina; comercial solo a la electricidad ; otros ,a electricidad y gasolina
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Aun cuando las diferencias de magnitud de consumo son significativas, la proporción
de energía consumida por los diferentes sectores demandantes es similar en los
diversos países y subregiones de América Latina. En todos los casos, resulta evidente
que el mayor y más significativo consumidor de energía es el sector transporte,
seguido de la industria. El único país que escapa a esta tendencia es Venezuela,
donde el consumo residencial es también proporcionalmente mayor. Allí, el transporte
se abastece principalmente con gas natural como energía primaria. El alto consumo
reflejado en el Cono Sur atribuible al caso de Chile en “Otros”, se origina en los
centros de transformación de energía de este país información que sería interesante
contrastar con otros países, si bien excede los alcances de este estudio. Descontando
las 111.594 Tep de este consumo en Chile, la subregión supera, de todas maneras, el
consumo total de energía secundaria en todos los sectores a nivel latinoamericano,
con una demanda empujada principalmente por Brasil, Chile y Argentina. El
sorprendente consumo energético en Chile, considerando su fuerte dependencia de
energías importadas, evidencia la fragilidad de su estructura económica y productiva,
asentada fuertemente en la exportación de productos minerales y con procesos
altamente demandantes de energía, tendencia insostenible en un país que se presenta
al resto de la región y del mundo como un ejemplo a seguir en la aplicación del modelo
neoliberal y crecimiento económico sostenido.
18
El siguiente gráfico ilustra los consumos totales de energía secundaria según sector de
demanda.
Gráfico
Consumo total de energía secundaria en América Latina, según sector (en %)
Otros
20,3%
Residencial
7,9%
Agropecuario
2,0%
Transporte
30,7%
Comercial y
público
11,3%
Industrial
27,7%
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Como vemos, si bien el sector transporte es claramente el principal demandante de
energía secundaria, específicamente derivados del petróleo (30,7% del total), la
proporción del consumo de este sector respecto del total de energía demandada varía
en las diferentes subregiones: en Centroamérica, el sector transporte representa más
de la mitad (52%) de la energía consumida; en el Cono Sur, el 27% y en la Zona
Andina, 34%. En México, el sector transporte consume el 63% de la energía
secundaria.
Las cifras dan cuenta de las serias dificultades que enfrenta la transición hacia una
matriz energética más sustentable en la región, puesto que el sector transporte es,
adicionalmente, el principal consumidor de fuentes convencionales: petróleo y
derivados. Esta tendencia resulta contraproducente a los avances de zonas como
Centroamérica, con un cierto impulso a las energías no convencionales (geotermia y
eólica, principalmente), pero que lamentablemente no logran desvincular el transporte
de los combustibles fósiles importados. El caso de Chile es probablemente el más
alarmante, puesto que su consumo energético de fósiles es muy superior al de países
productores y exportadores de estos combustibles (como Bolivia y Ecuador), lo que
constituye una incoherencia dramática en términos de planificación estratégica. Incluso
en los términos del modelo de desarrollo vigente, un país que aspire a incrementar su
crecimiento no alcanzará esta meta si presenta una balanza energética profundamente
negativa, con escasa eficiencia en el uso de la energía y una matriz basada
principalmente en las importaciones.
Otro sector de fuerte demanda energética es el sector industrial, que utiliza el 27,7%
de la energía secundaria disponible en América Latina. Llama la atención que es en el
Cono Sur donde el consumo energético de la industria es más significativo respecto
del total, llegando al 31%; mientras que en la Zona Andina este sector consume sólo el
11% del total. La industria brasileña es la más demandante de energía de toda la
región latinoamericana, seguida de la industria chilena (vinculada a la producción
minera, principalmente) y argentina. Ello da cuenta de la escasa eficiencia de los
procesos industriales del Cono Sur, y la importancia de revertir esta tendencia con
políticas asertivas de corto, mediano y largo plazo.
19
En el caso del sector residencial, vemos que la región con mayor consumo
energético es la zona andina. Esta situación da cuenta de una mayor intensidad en el
uso de la energía por parte de la población, pero no necesariamente implica un mayor
acceso de todas las personas a la energía ni un uso eficiente de estos recursos,
puesto que la cifra de consumo total no refleja la cobertura ni distribución interna. Este
sector representa apenas el 7,9% del consumo energético latinoamericano, por lo
que resulta apropiado afirmar que la mayor parte de la producción de energía no está
orientada a satisfacer las necesidades de la población, sino a alimentar los sectores
productivos y comerciales con un uso intensivo de energía. El sector residencial
concentra más del 90% del consumo total de leña en la región. Resulta alarmante
esta relación si se considera la estrecha relación entre el uso de leña y las dificultades
de acceso a otras fuentes energéticas, como es el caso de la población que no cuenta
con recursos necesarios para solventar el costo de utilizar combustibles como el
petróleo y el gas natural. A ello se agrega la escasa eficiencia con que este recurso es
utilizado, por el bajo nivel de tecnologización de la combustión de leña en los sistemas
de cocción de alimentos y calefacción. Observando esta tendencia como oportunidad
más que como problema, es posible afirmar que el fomento al uso eficiente de la leña
podría contribuir a resolver adecuadamente las necesidades energéticas de gran parte
de la población latinoamericana, sin incrementar la dependencia de fuentes
combustibles fósiles. Adicionalmente, resulta indispensable promover la extensión de
cobertura eléctrica en términos de acceso real y no sólo de disponibilidad de redes8.
Por su parte, el uso de energía en el sector comercial (11,3% del total) es más bien
bajo respecto de otros sectores productivos y relativamente equivalente para todas las
subregiones, salvo México que presenta un consumo superior en este sector. Otros
usos, que representan un porcentaje relevante de los consumos (20,3%)
especialmente en el Cono Sur y la Zona Andina, se refieren principalmente al
refinamiento de combustibles (petróleo, gas) y a la generación, distribución,
transmisión y centros de transformación de electricidad. La importancia de estos usos
(4,7% en Centroamérica, 15,6% en la Zona Andina, 23% en Cono Sur) evidencian el
fuerte consumo que realiza en la propia industria de energía, lo que da cuenta de la
irracionalidad y escasa sustentabilidad de la producción y el mercado energético
latinoamericano: gran parte de la energía consumida en la región es utilizada,
paradójicamente, para generar energía. Esto sucede no sólo en el sector eléctrico,
sino también en la producción de combustibles fósiles: en Venezuela, el 43 % de la
producción de gas natural es utilizado en la industria petrolera.
Otro caso similar de “alto consumo de energía para generar energía” es el de El
Salvador, donde el 40% de la producción total de energía eléctrica se basa en
combustibles fósiles, seguida de la hidroeléctrica con un 38%, la geotérmica con un
20% y la biomasa solo con un 2%. (Política Energética de El Salvador, 2007).
Nicaragua, el 74% de la generación de energía eléctrica proviene de plantas térmicas
a base de crudo y diesel; el 12% de hidroeléctricas, geotérmica 9% y biomasa 5%9.
Llama la atención lo similares que resultan las tendencias del consumo energético en
todos los países y subregiones, al observar la proporción de energía consumida por
cada sector respecto del total de energía consumida en el país/suregión/región. Tal
homogeneidad constituye una señal alarmante si se tiene en cuenta la gran
heterogeneidad en la producción y oferta energética de cada país. Es inaudito, por
ejemplo, el alto nivel de consumo energético del sector transporte e industrial en
8
9
El análisis de cobertura eléctrica se presenta al término de este capítulo.
Fuente: Quiroa, Silvia, en base a datos del Programa MASRENACE de la GTZ.
20
países como Paraguay, Chile, Uruguay, Honduras y El Salvador, que importan la
mayor parte o la totalidad de los combustibles fósiles utilizados en este sector.
Gráfico
Consumo total de energía por sector, según subregión (% respecto del consumo
total en Tep)
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Centroamérica
Residencial
Zona Andina
Transporte
Industrial
Cono Sur
Comercial y público
México
Agropecuario
Otros
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Considerando estos elementos de contexto, es posible afirmar que en definitiva,
mejorar las condiciones de vida de la población latinoamericana supone también
garantizar el acceso a fuentes energéticas limpias y económicas; además de promover
mejoras significativas en la eficiencia del uso de la leña. Si bien la combustión de este
producto vegetal forma parte de los usos tradicionales que las comunidades dan a los
recursos naturales disponibles en sus territorios, su uso está asociado a problemas de
deforestación paulatina y contaminación por emisiones de carbono –aun cuando los
impactos de este sector de consumo son claramente inferiores respecto de los
impactos del sector transporte e industrial-. En este escenario, los avances en
tecnologías limpias y mecanismos para el aprovechamiento de fuentes renovables no
convencionales (eólica, geotérmica, solar, etc.) dan cuenta de la urgente necesidad de
instalar en la discusión pública el desafío de garantizar a toda la población,
especialmente a los sectores de menores recursos, el acceso a fuentes alternativas
disponibles en sus territorios, con miras a la masificación del aprovechamiento de tales
fuentes en América Latina; y la transformación de la poco sustentable y homogénea
matriz vigente, en una matriz diversificada, autónoma y segura para toda la región.
c) Importaciones y exportaciones de energía
Las transacciones de energía se vinculan casi exclusivamente a la compra-venta de
energías fósiles (petróleo, gas natural, carbón mineral y derivados de petróleo). En
21
materia de fuentes renovables, destaca el incipiente y cada vez mayor mercado de
intercambio en materia de agrocombustibles, impulsado por Brasil, que vende 1.286
Tep generadas con el bagazo de caña. También existe intercambio de energía
hidroeléctrica (Brasil, Venezuela y Paraguay), con fuerte impacto ambiental y social.
Mientras que Brasil y Venezuela10 exportan muy poca hidroelectricidad (14 y 132 Tep
respectivamente), Paraguay exporta 3.765 Tep de hidroelectricidad, con destino a
Brasil. Resulta lamentable que un país potencialmente autónomo en su matriz, basada
principalmente en fuentes renovables, se posicione como exportador de esta energía,
en desmedro del resguardo de los ecosistemas y el bienestar de su población.
También resulta paradójico que Brasil exporte hidroelectricidad (aun cuando es poco
significativa), siendo un país importador de esta energía. Brasil también exporta e
importa leña (58 y 10 tep respectivamente), un energético que en todos los países de
América Latina se utiliza sólo para satisfacer la demanda interna, especialmente el
sector residencial. Estos fenómenos dan cuenta de la instalación de la lógica de
mercado en el ámbito de los servicios energéticos, sobre la lógica de la seguridad y
autonomía energética de cada territorio latinoamericano y sus comunidades.
Adicionalmente, siendo América Latina una región con menor grado de
industrialización que los países del norte, las ventas de combustibles fósiles presentan
el mismo patrón de dependencia que las exportaciones de otros productos:
exportación de materias primas que luego son procesadas en los países de destino, tal
como sucede con el petróleo exportado por Ecuador o Venezuela, que termina siendo
refinado y procesado en Estados Unidos para producir combustibles derivados de
mayor valor
Cabe destacar que en el mercado importador y exportador, la movilidad de los
productos intercambiados está determinada no sólo por la capacidad de compra, sino
por la infraestructura disponible: carreteras e hidrovías para el transporte de carbón,
agrocombustibles, petróleo y derivados; gaseoductos para el transporte de gas natural;
y sistemas de interconexión para la electricidad. Por esta razón, la mayoría de los
intercambios se produce entre países fronterizos o cercanos, configurando mercados
energéticos subregionales relativamente acotados a los territorios. Sin embargo, en un
modelo de desarrollo orientado al crecimiento económico, las particularidades
ecosistémicas (cuencas hidrográficas, cadenas montañosas, regiones selváticas, etc.)
son consideradas como restricciones al libre mercado de energía y por ende, existe
una fuerte presión desde y hacia los gobiernos latinoamericanos para generar
condiciones favorables a una integración para los negocios, tanto en términos de
fomento a la apertura de mercados como de fomento al desarrollo de infraestructura
de gran escala para el transporte de los productos energéticos que así lo requieran11.
Para analizar la estructura actual y la tendencia del mercado energético regional, se
consideran por separado las diferentes subregiones (Centroamérica, Zona Andina,
Cono Sur y México), observando los intercambios al interior y en la frontera de estas
áreas.
La Zona Andina es la región con mayor volumen y proporción de exportaciones de
combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón). Las importaciones son escasas y
suelen compensarse con la venta de otros energéticos, como en el caso del Perú. Sin
embargo, tal como se ha esbozado en capítulos anteriores, en todos los países
productores las exportaciones superan las necesidades internas. Esta situación
confirma que la producción y exportación de fósiles juega un papel fundamental en la
10
Venezuela exporta a Brasil 471 Gwh de energía hidroeléctrica (Fuente: Bustamante, Maria Eugenia y
García, Alicia. Informe Nacional Venezuela, 2007).
11
Los proyectos de integración para los negocios energéticos serán analizados en el capítulo 2.
22
macroeconomía de los países andinos. El siguiente gráfico ilustra la relación entre
demanda interna y exportación de energéticos en los países de esta subregión. Las
exportaciones se presentan en valores negativos, por tratarse de egresos para el país,
desde el punto de vista del patrimonio natural.
Gráfico
Relación exportación-oferta interna de energías en la Zona Andina, según
fuentes (en miles TEP) .
100.000
73.415
57.587
50.000
32.740
15.256
6.950 2.668
535
0
Colombia
-11.520
-50.000
-100.000
Venezuela
1.474 1.398
Ecuador
-66
Bolivia
-8.053
8.087 3.123
-652
527
Perú
-34.845
-95.130
-134.027
-150.000
Petróleo Oferta interna
Petróleo Exportación
Gas natural Oferta interna
Gas natural Exportación
Carbón mineral Oferta interna
Carbón mineral Exportación
Nota: Cifras Ecuador en miles de Bep.
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Con excepción del Perú, prácticamente todos los países de la región andina producen
energía con fines de exportación, más que a su consumo interno. Esta afirmación es
válida para el caso del petróleo en Venezuela y Ecuador, el carbón en Colombia y el
gas natural en Bolivia.
Ahora bien, al observar la relación entre importaciones y exportaciones de energéticos
dentro de esta región, es posible afirmar que sólo Perú es un país importador de
combustibles. La independencia de los países andinos respecto de las importaciones
permite suponer que de momento, las políticas de apertura económica no han
movilizado los recursos energéticos hacia el exterior por encima de las necesidades
internas, conservándose parte de las reservas para satisfacer las necesidades de
transporte e industria, principalmente. Sin embargo, como se señalaba en apartados
previos, los recursos energéticos disponibles al interior de los países no se destinan
directamente a las necesidades energéticas de las personas, como lo evidencia el bajo
consumo energético del sector residencial.
Cuadro
Importación y exportación de energías en la Zona Andina, según fuentes (en
miles TEP)
Colombia
Venezuela
Ecuador
Petróleo
Gas natural
Carbón mineral
Fósiles (secundarias)
Importa Exporta Importa Exporta Importa Exporta Importa
Exporta
367
-11.520
2 -34.845
573
-95.130
2.731
-1.864
23
Bolivia
Perú
Total
-66
4.842
652
5.209 -106.065
-8.053
0
-8.053
658
659 -34.845
1.156
4.460
3.034
1.170
Nota: Fósiles secundarias incluye naftas, fuel oil, gas oil, gasolinas, kerosene, aerokerosene, gas
envasado y gas distribuido por redes. Exportaciones se expresan en valores negativos (-), como egresos
de energía e importaciones en valores positivos (+), como ingresos de energía.
Fuente: Elaboración propia en base a Informes Nacionales, op. cit.
Al observar la tendencia del mercado según países, se confirma que Venezuela es el
principal exportador de petróleo de toda la región andina. Este país exporta el 56% del
petróleo que produce, y su producción abastece la totalidad de su demanda interna. El
54% de sus exportaciones de crudo se destina a Estados Unidos, seguido de Curazao
(13%) y Cuba (4%). Las exportaciones a otros países latinoamericanos representa
poco más del 23% de sus exportaciones (con menos del 1% cada uno) y el restante
6% se destina a países del Caribe (Jamaica, Trinidad y Tobago) y Europa
(principalmente Alemania, Bélgica, Luxemburgo, Francia, Italia, España y Reino
Unido). Llama la atención el fuerte vínculo comercial entre Venezuela y Estados
Unidos en el mercado energético, pese a la confrontación política entre los gobiernos
de ambos países.
En Venezuela, el petróleo representa el 40% de los ingresos del país y una fuente de
divisas que se incrementa a casi el doble cada 4 años. Los precios del crudo han
pasado de aproximadamente US$ 10,57 el barril de petróleo en 1998, a US$ 43,27 en
el 2004, y a US$ 77, promedio a Octubre del 2007. En divisas, el crecimiento supera el
700% en menos de 10 años.
Sin embargo, ha reducido su participación como productor de petróleo a nivel mundial.
De quinto productor de petróleo durante la última década, ha descendido al séptimo
lugar en el año 2004, con una producción de 3.143 MB/d12, por debajo de Arabia
Saudita, Rusia, Estados Unidos, Irán, China y México13. En el 2005 continuó
reduciendo su producción, llegando a 3.068 millones de barriles/día (según OPEP), lo
que representa una restricción de 2% anual. Las exportaciones de petróleo se han
incrementado a un ritmo de 0,8% anual en este período, pasado de 1.774MB/d en
2004 a 1.787,8 MB/d en 2005: un aumento de 0,8% anual. Cabe suponer que este
moderado aumento tiene estrecha relación con el descenso de la producción, debido a
problemas en las operaciones de la industria, al punto que la OPEP sinceró la cuota
de producción de Venezuela en agosto de 2007 a 2.470 MB/d (Fuente: García y
Bustamante, 2007).
En los años recientes, Venezuela ha llevado a cabo una fuerte reorientación de sus
mercados. Si bien Estados Unidos sigue siendo su principal comprador, las ventas
hacia América del Norte han descendido, pasando de 1,24 MMB/d en 2002 a 993.200
b/d 14 en 2006. En cambio, entre 2004 y 2006 las exportaciones de petróleo hacia
América Latina aumentaron en 112% (alcanzando en el 2006 un promedio de 832.400
b/d15).
Por su parte, Colombia realiza transacciones comerciales de petróleo y carbón, siendo
este último más relevante que el petróleo en su balanza comercial: las exportaciones
de petróleo ascienden al 43% de su producción y en el caso del carbón, a un 90%. Al
igual que en el caso de Venezuela, el destino principal de estas exportaciones es
Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE), 2004. Esta cifra incluye Condensados de formación y extra pesados
para la formación de Orimulsion.
13 ídem
14 Ídem
15 Boletín Estadístico Anual de la OPEP
12
24
Estados Unidos, pero en una proporción mucho mayor: adquiere el 99% del petróleo y
el 32% del carbón exportado. Sólo un 1,3% del petróleo y un 0,004% del carbón es
importado, principalmente desde Venezuela.
También Ecuador es un proveedor de Estados Unidos. Exporta el 70% de su
producción de petróleo crudo e importa derivados de petróleo (si bien también exporta
una pequeña cantidad). El 65% de sus exportaciones se destina a EEUU, seguido de
América Central (14%) y Perú (13%). Ello que evidencia la falta de sistemas de
producción propia de fuentes secundarias y la prioridad de las políticas públicas al
mercado de energías por sobre el interés de las comunidades y ecosistemas.
Perú revierte la tendencia regional: su abastecimiento de combustibles fósiles depende
principalmente de las importaciones de petróleo y carbón. El 55% del petróleo y el
95% del carbón circulante en el mercado de energía peruano, son productos
importados16. Sus principales proveedores son Ecuador y Colombia,
respectivamente17. Aunque produce gas natural, su destino es principalmente el
consumo interno y aún no participa activamente del mercado internacional con este
combustible.
Finalmente, pese a la escasa información disponible sobre la balanza energética de
Bolivia18, es posible advertir su fuerte inserción en el mercado de gas natural,
exportando el 66% de su producción, con destino a Argentina y Brasil. No se cuenta
con registros recientes respecto a otros combustibles y energéticos, pero es posible
suponer que por tratarse de un país con escasa industrialización, parte importante de
sus energías fósiles son importadas.
Resulta alarmante observar que el principal comprador de combustibles fósiles en
América Latina, provenientes mayoritariamente de Venezuela y Colombia, sea
Estados Unidos, como vemos en el siguiente cuadro síntesis.
Cuadro
Destino de las exportaciones de petróleo en la zona andina (en %)
Estados Unidos
A. Latina
Venezuela
54%
46%
Colombia
99%
1%
Ecuador
65%
27%
Nota:
Venezuela: Porcentaje calculado sobre el total de exportaciones destinadas a América
16
Diferenciamos el valor total de energías circulantes de la oferta disponible. La oferta disponible difiere
del total producción+importaciones, atribuible a pérdidas u otros factores de distorsión. En el caso de
Perú, el valor total de las importaciones de carbón supera al total de oferta disponible, diferencia que no
se explica por la exportación. En consecuencia, para tener una aproximación proporcional, el porcentaje
observado de importaciones se ha calculado sobre el total de producción+importaciones, no sobre el total
de oferta disponible.
17
En el caso del petróleo, las importaciones de Perú se distribuyen del siguiente modo: 50,7% Ecuador,
17,5% Venezuela, 11,9% Angola, 8,3% Brasil, resto Argentina, T. y Tobago, Nigeria, Colombia. En
carbón mineral, sus proveedores son: 82,6% Colombia, 10,4% Canadá, 7% Venezuela. Finalmente, el
coque es importado en un 76,2% desde Colombia y 23,8% EEUU (Fuente: Bertinat, Pablo, Informe
Nacional Perú, 2007).
18
Los últimos datos del Balance Energético en el país fueron publicados en 1992, sin revisión hasta 1995,
lo cual dificulta la obtención de la información a la vez que le resta homogeneidad. Por estos motivos, el
presidente Evo Morales dispuso la creación del nuevo Viceministerio de Desarrollo de Planificación
Energética, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos, que tendrá la misión de concentrar información
destinada a desarrollar políticas de industrialización del gas (Nota del autor: Bertinat, Pablo, Informe
Nacional Bolivia).
25
También en el sector energía, América Latina presenta el histórico patrón de
dependencia respecto de Estados Unidos. El país del norte continúa siendo el principal
captador de recursos naturales latinoamericanos, no sólo en cuanto a “materias
primas” o commodities (productos mineros, silvoagropecuarios, pesqueros y acuícolas)
sino también en recursos energéticos de alta valoración internacional como el petróleo.
Si bien el uso que Estados Unidos da a la energía que compra en América Latina
excede los alcances del presente informe, es evidente que la apertura comercial en la
región favorece principalmente las exportaciones de recursos naturales y commodities,
por una parte; y las importaciones de productos industrializados, por otra. Esta lógica
se extiende al área de recursos energéticos y paulatinamente permea el mercado de
servicios, al amparo de los acuerdos de libre comercio y las directrices promovidas por
organismos e instituciones financieras internacionales (OMC, FMI, BM, BID. etc.).
Llama la atención que esta tendencia trascienda las opciones políticas y el grado de
apertura de los países exportadores: Colombia (que ha firmado recientemente un
Tratado de Libre Comercio –TLC- con Estados Unidos) y Venezuela (que promueve la
nacionalización de los recursos y el control estatal de las empresas de servicios), pese
a su profunda divergencia, conducen a similares tendencias. La diferencia está,
probablemente, en la velocidad del saqueo que las normativas y disposiciones legales
de cada país puedan permitir a Estados Unidos. La presión e impacto de estos
mercados sobre los ecosistemas y las comunidades es, como cabe suponer, más
rápida y creciente que los incrementos macroeconómicos, además de violenta y con
impactos socioambientales muchas veces irreversibles19.
Mientras Colombia, Ecuador y Venezuela sustenten su economía en la exportación de
combustibles fósiles y por ende, dependan de su inserción en el mercado
internacional, la reducción de procesos de explotación petrolera y carbonífera -con sus
impactos adversos-, resulta un desafío difícil de abordar. Es preciso que los gobiernos
de estos países desvinculen su política energética del modelo de crecimiento
económico sostenido (medido en términos de producto interno bruto- PIB) y del
fomento a las empresas del sector (sean estatales, privadas o mixtas).
Siguiendo el análisis subregional, vemos que en Centroamérica ofrece un panorama
radicalmente opuesto. Mientras la mayor parte de la energía primaria que abastece al
sector residencial es producida dentro de la región, todos estos países importan la
totalidad de los combustibles fósiles que necesitan para abastecer la industria y el
transporte, a excepción de Guatemala. La situación de dependencia respecto de las
importaciones deja a los países en situación de extrema vulnerabilidad a los vaivenes
del mercado internacional de energías. Sin embargo, algunos países cuentan con una
matriz más autónoma: en Nicaragua, las importaciones de derivados del petróleo
representan el 35% de la oferta interna de energías secundarias y en El Salvador, el
51%. Costa Rica importa el 59% de sus energéticos (respecto de la oferta interna),
aun cuando posee una matriz más diversificada e innovadora en el sector energía,
como se señalaba anteriormente.
El siguiente gráfico ilustra la relación de dependencia energética, considerando el
volumen de importaciones de combustibles, respecto del consumo interno. Las
importaciones se presentan en valores negativos, por tratarse de inversiones que
representan egresos para el país, desde el punto de vista económico. Se incluyen los
combustibles derivados del petróleo, para dar un orden de magnitud.
Gráfico
19
Los impactos de la producción de energías en el modelo vigente se presentan en el capítulo 2.
26
Importación y oferta interna de energías en Centroamérica, según fuentes (en
miles TEP), año 2005
4.000
3.423
3.000
2.000
1.542
1.383
1.202
887
1.000
193 291
189 244
55
238
-103
Nicaragua
Guatemala
-286
-503
-776
-128
Honduras
-1.000
-1.022
293
-44
0
El Salvador
763
543
329
115
315
Panamá
Costa Rica
-539
-1.286
-1.578
-2.000
-2.060
-2.356
-3.000
-3.370
-4.000
Petróleo
Carbón
Hidroelectricidad
Leña
Bagazo de caña
Derivados petróleo
Fuente: Elaboración propia en base a Informe elaborado por la especialista Silvia Quiroa, CESTA (Julio
2007)
Panamá es el único país de América Latina que se constituye predominantemente
como zona de intercambio petrolero, con movimientos de mercado que no se vinculan
a la demanda interna. El tránsito de mercancías por el Canal de Panamá incluye
también el mercado de energías: ingresan 4.781 Tep y egresan 4.842 Tep de petróleo.
Teniendo en cuenta este referente, es fácil comprender el interés de Estados Unidos,
las instituciones financieras internacionales y los propios gobiernos de la región, en
proyectos de infraestructura para la alteración de ecosistemas considerados “barreras
naturales”, a fin de favorecer el tránsito de productos y servicios energéticos20.
Sin considerar el caso particular de vemos que el mayor importador de derivados del
petróleo (kerosene, gasoil, fuel oil, gasolinas) en la región es Guatemala, que supera
con creces las importaciones de sus pares regionales. Venezuela provee la totalidad
de importaciones de petróleo crudo y reconstituido en este país; pero en lo referente a
los derivados Guatemala se abastece de unos 20 de países diferentes, entre los que
destacan Estados Unidos, Ecuador, Brasil, Noruega y Venezuela con 26,012 Mbl al
200521. Podemos afirmar que Guatemala posee la matriz energética más demandante
de combustibles y más abierta al mercado importador/exportador, al ser también el
único país de la región que produce petróleo crudo para exportación.
El Salvador, principal importador de crudo en la región, adquiere un 58% de este
combustible desde Venezuela, 26% desde México y 16% desde Ecuador. En el caso
de Nicaragua, el 53% de sus importaciones de petróleo provienen de Venezuela,
seguidas de México con un 30% y Ecuador con un 17%. Costa Rica compra el 67%
del petróleo a Venezuela, 19% a Colombia, 10% a Ecuador y 3% a Bolivia. Panamá y
Honduras no cuentan con el detalle de esta información.
20
21
El análisis de los proyectos de infraestructura para los negocios se presenta en el capítulo 2.
Fuente: Quiroa, Silvia, en base a información de CEPAL, recopilada de fuentes oficiales.
27
Si bien a la fecha de este estudio Panamá y Honduras no cuentan con cifras oficiales
sobre sus proveedores en energías primarias, la información disponible en cuanto a
energías secundarias da cuenta de una gran diversificación de sus principales
abastecedores. Honduras importa derivados de petróleo equivalentes a 14, 557 Mbl,
provenientes de Ecuador, Estados Unidos, Panamá y Venezuela. Panamá importa
12,208 Mbl. de derivados de petróleo, desde Trinidad y Tobago, Venezuela, Colombia
y Estados Unidos. Costa Rica cuenta con importaciones de petróleo crudo, como
energía primaria, desde Venezuela, Colombia y en muy pequeña proporción, desde
Bolivia.
En términos generales, los principales proveedores de combustibles fósiles de
Centroamérica son tres países: Venezuela, México y Ecuador. Si bien México es el
proveedor más cercano, Venezuela es el principal abastecedor de petróleo crudo en
toda la región.
Es interesante observar que pese a su reducida participación en el mercado
energético internacional, los países de Centroamérica ofrecen pequeñas
exportaciones de energía secundaria. En el caso de El Salvador, las exportaciones
equivalen al 21% de las importaciones. Probablemente, esta tendencia puede
atribuirse a la progresiva inserción de los países centroamericanos en el mercado
internacional, incluyendo el sector energético como un campo más de acción para las
transacciones de mercado. El riesgo de esta opción en países predominantemente
importadores es, como se ha señalado anteriormente, incrementar las condiciones de
dependencia y vulnerabilidad de las matrices energéticas locales, además de instalar
la premisa del crecimiento basado en la “venta” de energía y en el consumo de
combustibles fósiles.
Como hemos visto, esta región no utiliza gas natural en su matriz, por lo que no realiza
importaciones de este combustible. A pesar de su dependencia del petróleo, la
ausencia de gas natural en la matriz y el fomento a energías alternativas (geotermia,
eólica) es una estrategia interesante, si se considera que otros países que no
producen gas natural optan por su importación, en lugar de la sustitución por fuentes
alternativas y propias. Sin embargo, sería preciso observar en el tiempo la tendencia
de estos países al incremento en la demanda energética para reconocer si esta
tendencia se debe a una opción inteligente de los gobiernos centroamericanos o a las
condiciones de desarrollo, puesto que en los países de escasa industrialización este
“desarrollo” suele asociarse a crecimiento sostenido, al fomento de la industria, a la
creciente y expansiva urbanización y por ende, al incremento progresivo del consumo
energético.
En el Cono Sur, los únicos países exportadores son Argentina y Brasil, si bien es una
región predominantemente importadora si se compara con la Zona Andina. Sin
embargo, la realidad de los diferentes países de esta subregión es muy dispar.
Paraguay, Chile y Uruguay importan prácticamente la totalidad de los combustibles
fósiles que consumen en sus mercados internos, mientras que Brasil y Argentina son
relativamente autosuficientes, si bien –como se señaló en el apartado (a)-, también
importa energéticos para satisfacer su alta demanda interna. El siguiente gráfico ilustra
la tendencia del mercado energético de combustibles fósiles en esta subregión. Las
exportaciones se presentan en valores negativos, por considerarse egresos para el
país en términos de su patrimonio natural.
Gráfico
Importación y exportación de energías en el Cono Sur, según fuentes (en miles
TEP)
28
20.000
17.674
15.000
11.339
10.000
7.918
5.000
35
0
1.099
215
1.3371.038
0
2.067
1.013
89
1
319
1.110 587
253 351
-49
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
-709
Chile
-184
-5.000
-5.478
-7.653
-10.000
-15.000
-7.664
-14.137
-20.000
Paraguay
Brasil
Argentina
Uruguay
Chile
Total
Petróleo Importación
Petróleo Exportación
Gas natural Importación
Gas natural Exportación
Carbón mineral Importación
Carbón mineral Exportación
Fósiles (secundarias) Importación
Fósiles (secundarias) Exportación
Petróleo
Gas natural
Carbón mineral
Fósiles (secundarias)
Importa
Exporta
Importa
Exporta
Importa
Exporta
Importa
Exporta
35,2
0,2
1.099,3
17.674,0 -14.137,0
7.918,0
0,0 11.339,0
0,0
214,9 -7.653,0
1.336,7 -5.478,0
1.038,0
-49,0
1.013,0 -7.664,0
2.066,7
89,3
0,9
319,3
-709,3
1.109,7
587,0
252,5
350,7
-183,6
21.100,5 -21.790,0
9.931,0 -5.478,0 12.630,6
-49,0
2.782,3 -8.556,9
Nota: Fósiles secundarias incluye naftas, fuel oil, gas oil, gasolinas, kerosene, aerokerosene, gas
envasado y gas distribuido por redes. Exportaciones se expresan en valores negativos (-), como egresos
de energía e importaciones en valores positivos (+), como ingresos de energía.
Fuente: Elaboración propia en base a Informe elaborado por la especialista Silvia Quiroa, CESTA (Julio
2007)
Como vemos, es Brasil quien participa más activamente del mercado importador y
exportador de energéticos, mientras que Argentina se posiciona como fuerte
exportador. Paraguay, constituye una excepción en esta subregión y en toda América
Latina, por tratarse de un país exportador de un volumen significativo de
hidroelectricidad, con destino a Brasil.
Al observar el detalle del mercado energético para cada país, vemos que Brasil
exporta el 16% de su producción de petróleo crudo y es, simultáneamente, el mayor
importador de este combustible en toda América Latina. La equivalencia entre
importaciones y exportaciones de combustibles evidencian la relevancia dada por el
gobierno y las empresas en Brasil a la inserción de capitales y productos en el
mercado internacional, incluyendo los negocios energéticos. La diversidad de
mercados a los que accede en la compra y venta de energéticos confirman esta
tendencia. En el caso del petróleo, el 47% de sus exportaciones se destinan a
Latinoamérica (Bahamas, Chile y Trinidad & Tobago, principalmente), 19% a Asia
(China), 18% a Europa (Holanda y Portugal) y 15% a América del Norte. En cuanto a
las importaciones de petróleo, el 34% proviene de Nigeria y el 27,9% de Argelia;
29
25,5% de Oriente Medio (Arabia Saudita e Irak) y sólo un 4,8% de América Latina
(Argentina, Bolivia y Ecuador).
Respecto al gas natural, Brasil es el principal comprador de Bolivia, que representa el
96% de sus importaciones de este combustible. Argentina le provee el restante 4%.
Este país es también un consumidor de electricidad importada: de 8.170 MW
adquiridos, el 69% proviene de Paraguay; 28% de Argentina; 1% de Uruguay y 2% de
Venezuela, siendo el único comprador de cada país exportador de esta energía.
Adicionalmente, Brasil exporta 4% del etanol que produce. Mientas que su producción
crece a un 10% anual, las exportaciones se incrementan en un 50% cada año. Su
principal comprador es Estados Unidos (51,2% del total), seguido de Holanda, Japón,
Suecia, El Salvador, Jamaica, Corea del Sur, Costa Rica, Nigeria y México. A la fecha,
es Brasil el único país latinoamericano que está posicionando este energético en el
mercado internacional. Resulta lamentable la orientación de la producción de etanol
para exportación, puesto que su producción masiva -monocultivos de gran escaladestruye la biodiversidad de las áreas cultivables y reduce el uso de la tierra disponible
para la producción de alimentos, ya bastante arrasados en esta región por el
monocultivo de soya y los moncultivos forestales. Adicionalmente, las exportaciones
de etanol se orientan exclusivamente Estados Unidos, reforzando la tradicional
dinámica de dependencia entre América Latina y este país, también arraigada en el
mercado del petróleo en la Zona Andina. Diversos sectores de la sociedad civil y más
recientemente, el gobierno cubano, han denunciado el monocultivo de caña para
fabricación de etanol, como un atentado a la soberanía alimentaria de los pueblos y un
paso más hacia la destrucción del campo y los territorios.
Argentina, por su parte, exporta prácticamente el 22% de su producción nacional de
petróleo. Esta tendencia resulta preocupante si se tiene en cuenta que se trata de un
país con escasas reservas de hidrocarburos. Aunque también importa este
combustible, su uso está orientado exclusivamente a procesos técnicos y junto a sus
derivados, constituye menos del 2% de la oferta nacional. El 44% del petróleo
exportado por Argentina se orienta a Estados Unidos22, reforzando la tendencia de la
región.
Más diverso es el mercado de exportaciones de gas, que representan el 13% de la
producción argentina. El destino de estas exportaciones es principalmente Chile, con
93.9% del total, seguido de Brasil con un 4.6% y Uruguay con un 1.5%. Esta
significativa exportación hacia Chile se explica por un acuerdo de cooperación firmado
a fines de los años ’90 entre el gobierno chileno y argentino, que por parte de
Argentina ha sido difícil de cumplir debido a la restricción de sus reservas y al
incremento de su demanda interna. Además de exportar, Argentina importa unos 5,2
millones de metros cúbicos diarios de gas natural desde Bolivia. Dichas importaciones,
sin embargo, representan apenas el 3% de la disponibilidad de gas en el país.
Por su parte, Chile importa prácticamente la totalidad de los combustibles fósiles que
utiliza, si bien es autosuficiente en fuentes renovables convencionales como la
hidroelectricidad y la leña23. La dependencia de los combustibles más usados por los
22
Fuente: Kofman, Diego, según información de la Secretaría de Energía de Argentina. Publicado en sitio
web del equipo de investigadores “Rodolfo Walsh”, Argentina
(http://www.rodolfowalsh.org/spip.php?article2368).
23
Por cierto, el uso de estos recursos renovables, en las condiciones actuales, se realiza con un alto
impacto ambiental y costo social, por tratarse principalmente de grandes represas hidroeléctricas, que
destruyen irreversiblemente los territorios; y leña, que es utilizada en forma intensiva y poco eficiente en
el sector residencial.
30
sectores productivos (en Chile, industria minera y transporte) alcanza cifras
alarmantes, como es el caso del petróleo (98% importado respecto del total
disponible), gas natural (75%) e incluso carbón (91,6%), combustible hasta hace
algunos años producido en el país pero actualmente importado en su totalidad, debido
al reducido valor energético del mineral disponible en el territorio nacional y las
deficientes condiciones de su explotación. Los únicos energéticos que este país ofrece
al mercado internacional son los derivados del petróleo (12% de su producción) y el
metanol, aunque este último de forma muy incipiente (151 Tep al año 2006). El
metanol es vendido principalmente a Corea del Sur24.
Respecto a las importaciones, los principales abastecedores de combustibles en Chile
son Argentina y Brasil. Por razones geopolíticas, este país no accede a las
importaciones de gas provenientes de Bolivia, tensión vinculada al conflicto territorial
histórico que sostienen ambos países. En el caso del gas natural, del total consumido
a nivel nacional, el 71,4% fue importado desde Argentina. El petróleo es importado
principalmente también desde Argentina (77%), seguido de Brasil (6%), Nigeria (5%) y
Perú (5%).
Chile es un caso emblemático de dependencia y vulnerabilidad energética frente a los
vaivenes del mercado internacional de combustibles fósiles. También es un ejemplo de
ineficacia en el uso de los recursos, puesto que su consumo por sector es
significativamente alto, si se compara con los consumos de la región (descritos en el
apartado b) Ello se traduce en fuertes impactos ambientales y un difícil acceso a la
energía para los sectores de menores recursos, debido al encarecimiento progresivo
de las fuentes convencionales en el inestable mercado internacional de la energía.
Esta tendencia es atribuible a una política energética profundamente neoliberal,
restringida al fomento del mercado de energía, en lugar de una política de largo plazo,
que responda a los requerimientos de un país que no cuenta con fuentes
convencionales propias y que aspire a transitar hacia una matriz energética
sustentable, independiente y segura, acorde a las necesidades y prioridades de la
mayoría de sus habitantes, y no sólo favorable a las empresas del negocio energético.
Uruguay, por su parte, también es un mercado abierto de energía, si bien cuenta con
empresas estatales de mayor incidencia en las decisiones de compra y venta. Este
país importa la totalidad de energías fósiles que utiliza como fuentes primarias
(petróleo, gas natural y carbón mineral). El 100% de sus importaciones de gas
provienen de Argentina, mientras que el 90% de su petróleo tiene un origen exótico
para la región: sus proveedores son Rusia, Nigeria e Irán. Un 6% adicional proviene de
Brasil y un 4% se refiere a otros países no especificados en sus cuentas nacionales.
Adicionalmente, este país tiene un mercado activo en energías secundarias: exporta el
30% de su producción en este ámbito, de las cuales un 26% son derivados de petróleo
y un 2% electricidad. También importa un 23% de su electricidad, proveniente desde
Brasil y Argentina (50% c/u), por un total de 136,3 Tep; y un 21% de los derivados de
petróleo disponibles en su matriz energética, provenientes también de Argentina y
Brasil.
Finalmente, al igual que Chile y Uruguay, Paraguay es un importador neto de energías
primarias si bien su mercado es significativamente más pequeño y acotado a los dos
grandes actores del negocio energético en el Cono Sur: Argentina y Brasil, quienes
son sus proveedores y compradores de energía. Paraguay importa el 100% de su
oferta interna de gas natural y derivados de petróleo, provenientes de ambos países; y
les vende energía hidroeléctrica a través de sus centrales Yaciertá e Itaipú,
24
Fuente: Sociedad de Fomento Fabril (SOFOFA), notas de balance económico publicadas en Diario
Pyme, www.diariopyme.cl/newtenberg/1621/article-60345.html.
31
construidas y gestionadas por entes binacionales (Paraguay-Argentina y ParaguayBrasil). Por esta causa, Paraguay es el principal exportador de energía hidroeléctrica
de América Latina. Resulta evidente que la construcción de estas grandes centrales
hidroeléctricas y sus represas fue en beneficio directo de las empresas de energía y
del mercado argentino-brasileño; y no en pro del bienestar de la población paraguaya.
Menos aún se tuvo en cuenta los ecosistemas inundados y del patrimonio naturalcultural de los habitantes de la zona. Este tipo de iniciativas evidencia el predominio
de la lógica de los negocios en los proyectos energéticos de la región.
En síntesis, el Cono Sur es un área de intercambio energético relativamente cerrada a
sus integrantes, quienes establecen estrechas relaciones de importación-exportación
con sus vecinos, extendido a territorios aledaños (como en el caso de las relaciones
Argentina-Brasil-Bolivia). La diversidad y apertura de este mercado subregional,
manifiesta en paradojas como la compra y venta del mismo energético al interior de
algunos países, da cuenta del predominio neoliberal de las políticas energéticas de
esta región, más allá del grado de incidencia de los gobiernos y el Estado en el
sistema. A consecuencia de esta liberalización, en esta región resulta evidente la
dependencia de los mercados más pequeños (Uruguay, Paraguay, Chile) respecto al
mercado brasileño y argentino, que se constituyen como los principales vendedores y
consumidores de energía. Brasil destaca como el país más demandante de
energéticos de toda América Latina, absorbiendo todo lo que puede comprar de sus
vecinos. En el Cono Sur, es también el país más dispuesto a diversificar su matriz,
pero con fuentes nada sustentables, como la energía nuclear y los agrocombustibles.
Argentina, en el extremo inverso, ha desarrollado una matriz energética que vende y
compromete negocios más allá de sus capacidades para cumplirlos, como lo
evidencian la fuerte exportación de hidrocarburos y los acuerdos de venta de gas
natural con Chile. Uruguay, Paraguay y Chile cuentan con matrices energéticas
dependientes de Argentina y Brasil, si bien esta dependencia varía: Paraguay depende
de las divisas generadas por la exportación hidroeléctrica y de la importación de gas;
Chile depende del gas argentino, sin ofrecer ningún energético a cambio; Uruguay
depende en fuentes secundarias, pero se abastece de energías primarias fuera del
continente.
México es un importante exportador de petróleo en América Latina, sólo superado por
Venezuela. En este país, sólo el petróleo crudo representa el 99.9% del total de las
exportaciones de energía primaria, mientras que el restante 0.1% corresponde a
carbón mineral y gas condensado. Considerando su producción, México exporta el
54% del petróleo que produce. Es prácticamente autosuficiente en términos del
consumo interno de combustibles fósiles y energías renovables, aunque necesita
importar derivados de petróleo y carbón para abastecer su demanda interna. El
siguiente gráfico ilustra estas tendencias.
Gráfico
Importación y exportación de energías en México, según fuentes (en miles TEP)
32
200000
160089
150000
100000
78.630
50000
15.353
5159
4546
Producción
Importación
0
-50000
-100000
Exportación
-8.392
-87715
-150000
Petróleo (crudo)
Petróleo (crudo)
Carbón mineral
Derivados de petróleo (secundarias)
Carbón mineral
Derivados de petróleo (secundarias)
Producción Importación
160.089
0.000
5.159
4.546
78.630
15.353
Exportación
87.715
0.002
8.392
Fuente: Elaboración propia según información de Castro, Gustavo. Informe Nacional (2007).
El destino de las exportaciones de petróleo, las más altas de toda América Latina, es
Estados Unidos. Ello confirma la tendencia de los países petroleros latinoamericanos.
Sin embargo, en el caso de las fuentes secundarias, su mercado está menos
centralizado y EEUU no participa activamente. En términos generales, México exporta
el 7% de su producción e importa el 16% de su oferta interna de energías secundarias.
Es el principal proveedor de estos combustibles para Guatemala. Belice, Antigua y
Antillas. Las exportaciones de gasoil y fuel oil, dirigidas en su totalidad a las citadas
islas del Caribe, corresponden al 60% de sus exportaciones en energías secundarias.
Las exportaciones de gasolinas, que equivalen al 39% del total exportado de estas
energías, se orienta a Guatemala. Adicionalmente, exporta gas licuado a Estados
Unidos, electricidad y gas natural a Belice, sumando en conjunto menos del 1% de las
exportaciones de fuentes secundarias.
Respecto de las importaciones, el único combustible que México adquiere en el
mercado internacional es el carbón mineral, que representa la mitad de su oferta
interna. Sin embargo, la importancia de este energético importado en su oferta total de
energías es menor: 4.536 tep, equivalentes a sólo el 2% de las energías primarias
disponibles en su mercado interno.
Para finalizar, es posible afirmar que este país ha desarrollado una estrategia de
inserción internacional que satisface su demanda interna y le posiciona en el mercado
exportador, si bien orienta su venta de energías primarias a satisfacer la demanda de
Estados Unidos. Seguramente, esta preferencia por el mercado norteamericano
también se ve favorecida por la firma de un Tratado de Libre Comercio con este país,
que le permite instalar sus recursos energéticos con tasas arancelarias preferenciales.
Esta es una estrategia evidente de Estados Unidos para “amarrar” las economías
latinoamericanas a su mercado, abarcando también la producción y comercialización
de recursos energéticos. Por otra parte, resulta preocupante la dependencia que este
país establece con Guatemala y las islas del Caribe, dejando a estos países
vulnerables a los vaivenes del mercado energético mexicano. Como vemos, el modelo
33
de “país dominante-país dependiente” en materia de energía, se extiende en diversas
escalas por toda la región latinoamericana.
34
1.2 Reservas existentes y escenarios de crecimiento de la demanda a 2020
a) Proyecciones en el escenario tendencial vigente
Una señal preocupante en la región es que todos los escenarios proyectados por los
diferentes países suponen un incremento en la demanda energética, lo que implica
aumentos en la producción y fomento a la integración para el intercambio de energías.
Los países productores de combustibles fósiles visualizan aumentos en su capacidad
productiva para vender más energía; y los países que no cuentan con estos
combustibles, apuntan a escenarios de alta integración energética con los países
productores.
Tal es el caso de Centroamérica. A excepción de Guatemala, esta región carece de
reservas en combustibles fósiles. Solamente posee reservas geotérmicas, la mayoría
con algún grado de aprovechamiento; y una proporción muy pequeña de carbón
mineral en Costa Rica.
Cuadro
Reservas de energía en Centroamérica, según países
Guatemala
Nicaragua
El Salvador
Costa Rica
Total
Petróleo
0,49
Gas Natural
Carbón mineral
0,6
0,49
0,03
0,03
0,6
Geotermia
967
62
183
69
1281
Notas:
Unidades de medida en Guatemala: Geotermia en MW. Petróleo en Gbbl. Gas Natural en Gm3
Unidades de medida en Costa Rica: Carbón mineral en Gton
Panamá y Honduras no poseen reservas energéticas registradas.
Fuente: Quiroa, Silvia, 2007, en base a información de OLADE y CEPAL.
En este escenario, si bien se espera un estancamiento de la demanda de petróleo y
sus derivados, debido a los costos crecientes estos combustibles, se proyecta un
escenario de alta integración energética, que daría cabida a la importación de
combustibles fósiles sustitutos del gas, como el gas natural y el carbón. Se espera un
incremento anual de 7,1% en la demanda de electricidad; 24,6% en gas natural; 8% en
hidroelectricidad y 0% en la demanda de petróleo. Las energías no convencionales
(geotermia, parques eólicos) no participan significativamente de estas proyecciones.
En todos los casos, la matriz centroamericano presenta una balanza negativa en
energías fósiles y un aumento sostenido de la demanda de energía proveniente de
fuentes renovables convencionales, de alto impacto socioambiental (leña,
hidroelectricidad y agrocumbustibles).
Cuadro
Proyección de Producción y consumo de energía en Centroamérica al año 2020,
según países (En escenario de alta integración)
Petróleo
Gas
Produc Consum Consum
e
e
e
Guatemal
a
El
Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa
1.202
-79
-880
-942
-173
-198
-98
-440
-870
-525
Carbón
mineral
Consume
-218
-293
-113
Hidroelectricida
Bagaz Biomas
d
Leña
o
a
Produc Consum Produc Produc Consum
e
e
e
e
e
1.840
-2.165
4529
1.322
-3.067
1.273
1.135
611
1.651
-1.520
-1.242
-685
-1.834
1367
1395
2350
522
398
405
285
158
-925
-943
-1.191
-313
35
Rica
Panamá
Total
1.202
-2.416
-868
-2.657
-624
1.049
7.559
-1.188
782
-8.634 10945
232
2.800
-523
-6.962
Notas: La región no posee reservas de combustibles fósiles, salvo Guatemala. Los valores de consumo
se expresan en números negativos(-) y los valores de producción, en números positivos (+). El consumo
de biomasa incluye leña y bagazo de caña.
Fuente: Elaboración propia en base a información de Quiroa, Silvia, Informe Centroamérica (Julio 2007).
Sin embargo, la región sigue proyectando un alto consumo de energéticos propios, si
bien no necesariamente sustentables, como la leña y la biomasa. Guatemala y
Nicaragua se posicionan como los principales productores y consumidores de estas
fuentes, seguidos por Honduras y El Salvador. Esta situación cambia en Costa Rica y
Panamá, donde se espera el predomino de la generación basada en hidroelectricidad.
Llaman la atención las proyecciones de Guatemala, que espera producir más petróleo
y reducir su consumo interno, pasando de los actuales 927 a 1.202 Tep producidos y
de 103 Tep a 79 Tep en su oferta interna. Esta proyección apunta a incrementar las
divisas del país a través de la explotación petrolera para exportación, junto a la
reducción de la demanda interna de este combustible, promoviendo una balanza
energética más favorable. Tal estrategia da cuenta de la lógica para los negocios que
impera en las políticas energéticas de este país. En esta perspectiva, común a todos
los países petroleros, Guatemala está priorizando la inserción en el mercado
internacional por encima de los costos asociados a la explotación y consumo de
petróleo25. En definitiva, se está considerando el interés macroeconómico (una
balanza energética de saldo positivo) por sobre los criterios ambientales, sociales y
políticos.
En la Zona Andina, las proyecciones se orientan en la misma dirección. Por cierto, tal
como se ha señalado anteriormente, esta es la zona predominante en producción de
combustibles fósiles y por ende, la que cuenta con las mayores reservas. Como vemos
en el siguiente cuadro.
Cuadro
Reservas de energía en la Zona Andina, según países
Petróleo
Gas Natural
Carbón mineral
Geotermia
Colombia
1.453
6.711
7.604
Venezuela
80.592
4,2
600
Ecuador
5.060
4,3
22
Bolivia
456,2
27
Perú
147,87
337,8
49,9
Total
87.709,07
7.084,048
8.275,9
768
768
Notas:
Colombia: Carbón mineral en Mton. Gas natural en Gpc. Petróleo en Mbls (millones de barriles)
Venezuela: Petróleo en MMBs (millones de barriles). No contempla reservas adicionales de la Faja
Petrolífera de Orinoco, estimadas en 270.000 Mbls. Gas Natural en billones de metros cúbicos
correspondientes a 4, 2 x 10¹² m³. Carbón medido en millones de toneladas métricas ™.
25
La venta de un energético contaminante y altamente demandado para aumentar los ingresos nacionales
resulta lógica desde la perspectiva macroeconómica, pero contraproducente desde la perspectiva
planetaria. Aunque la población del país exportador reduzca su consumo de este combustible, otros lo
harán, con el consecuente aumento de emisiones contaminantes. Adicionalmente, fortalecer el
abastecimiento energético de otros países con energías de alto impacto, vulnera el derecho de las
comunidades que habitan en los territorios donde se localizan las reservas, a acceder a energías limpias,
seguras y sustentables; y a que estos derechos sean considerados prioridad nacional.
36
Ecuador: Valores para petróleo varían entre 4.629 Mbls según el Banco Mundial, y 5.060 según OLADE.
Gas natural em Gm3. Carbón en miles de toneladas métricas. Geotermia en MW.
Bolivia: Petróleo en millones de barriles. Gas en 1012 pies cúbicos.
Perú: Petróleo en millones de metros cúbicos. Esta cifra, levantada por el Oil & Gas Journal, difiere de la
información entregada por el Ministerio de Minas y Energía del Perú, Oficina de Planeamiento y Políticas
Sectoriales, que reconoce 60,31 millones de metros cúbicos. World Oil propone entre 930 y 1.016
millones de barriles. Gas en miles de metros cúbicos. Carbón en millones de toneladas.
Aunque las diversas unidades de medida registradas por los países dificultan la
comparación, hay algunas informaciones destacadas por investigadores de la región
que vale la pena resaltar. Por ejemplo, en el caso de Venezuela, con los planes de la
apertura gasífera y de aumento de la producción de crudo, se pretende alcanzar una
producción de gas de 11.500 millones de pies cúbicos y de 5 millones 837 mil barriles
diarios para el 2012 (Plan de Siembra Petrolera 2006-2012)26. Las reservas de
petróleo podrían incrementarse significativamente si el país logra certificar sus
Reservas Adicionales de la Faja Petrolífera del Orinoco, que están estimadas en
270.000 millones de barriles, con todos los riesgos ambientales y sociales que la
explotación de esta cuenca significaría. Las reservas de gas, en tanto, no han sido
explotadas con fines de exportación, si bien la construcción de gaseoductos con este
fin ha sido una de las iniciativas más fuertemente promovidas por el gobierno
venezolano para la “integración energética” de Sudamérica, pese a las fuertes críticas
de las organizaciones ambientalistas, indígenas, académicas, universidades y la
comunidad nacional e internacional27.
La complejidad de factores geopolíticos en este caso particular, permite suponer que
en el corto plazo el país resguardará y promoverá la producción de petróleo para
exportación, que si bien no presenta un crecimiento dinámico, genera un aumento
sostenido de sus ingresos por barril, si se tiene en cuenta la progresiva reducción del
acceso a este combustible a nivel mundial (menor disponibilidad y aumento de la
demanda empujan al alza de precios del producto). Es posible que Venezuela siga
consolidando su dominio en la región como productor, reduciendo (sin erradicar) sus
ventas a Estados Unidos. Por supuesto, esta tendencia no contribuye a resolver la
necesidad de transformar la matriz energética latinoamericana hacia fuentes
sustentables, ni resuelve la dependencia que establece un país proveedor de
combustibles fósiles con los países que carecen de estos energéticos. Siendo el
transporte y la industria los principales consumidores de estos combustibles, cabe
preguntarse a quién beneficia –en último término- la estrategia venezolana.
En el caso de Colombia, la producción de energía primaria ha seguido al aumento de
la demanda, con un aumento anual cercano al 5%, empujado por el incremento de la
explotación de petróleo y carbón. En contraste, las fuentes renovables crecen a un
ritmo que no supera el 1% anual. La energía secundaria crece en un 2,5% anual y
particularmente, el consumo de electricidad, a un ritmo de 11% cada año. Esta
tendencia resulta poco sostenible en el tiempo, debido a que los pozos descubiertos
en la última década no superan el consumo de petróleo anual y las exportaciones
establecidas. Contra toda lógica, la política petrolera del país busca atraer la inversión
extranjera mediante el aumento de prebendas para los inversionistas. Algunos
26
Venezuela prevé invertir US$19 millones en la Faja del Orinoco, US$16 millones en gas natural y
US$5 millones en las empresas mixtas. La producción de crudo de Oriente deberá crecer de 1,15 a 2,35
millones de b/d entre 2006 y 2012 con la perforación de 102 pozos exploratorios, 1.473 pozos de
desarrollo y el reacondicionamiento de 3.597. Luis Xavier Grisanti. El diálogo entre el Estado y el sector
privado será determinante. 17/08/07 El Universal ( Venezuela)
27
El proyecto Gasoducto del Sur, obra de gigantescas proporciones, pretende llevar gas desde las Costas
Venezolanas -atravesando importantes zonas de gran fragilidad ambiental y socio cultural de ese pais -,
franqueando la Amazonia Brasilera hasta llegar a Buenos Aires en un recorrido de mas 10.000 kms. El
detalle de esta y otras iniciativas afines se presenta en el capítulo 2.5
37
incipientes hallazgos han dado pie a la empresa estatal ECOPETROL para intensificar
las labores de recuperación de pozos que se creía agotados. Sin embargo, ello resulta
insuficiente e insostenible a largo plazo.
En materia de energía eléctrica, si se mantiene como a la fecha la relación crecimiento
económico/aumento de demanda energética, las pérdidas y costos de energía, y las
transacciones internacionales de electricidad, cabe esperar que la demanda total al
año 2022 se incremente entre un 70% y 110% acumulado, a un ritmo de entre 6% y
2,4% anual.
Ecuador, por su parte, es cada vez más ineficiente en el uso de su energía: la
demanda anual ha crecido a un ritmo de 4,6% anual entre 2005 y 2006, esperándose
que esta tendencia continúe, si se considera que incrementará de manera sostenida
sus exportaciones de peróleo (equivalentes el 58% de las exportaciones totales) y su
apertura a la importación de electricidad y derivados de petróleo. Adicionalmente, el
sistema eléctrico del país ha tenido una verdadera involución. De un sistema
descentralizado, basado en pequeñas plantas hídricas, se ha pasado a un sistema
centralizado, en donde el 70% de la energía proviene de 3 empresas. Se
abandonaron las plantas pequeñas y se privilegiaron los mega proyectos. Hay un alto
desperdicio en la transmisión, y un alto consumo energético en los propios procesos
de generación de electricidad.
En el caso de Bolivia, si bien no existen datos recientes de evolución en la demanda
(por la ausencia de un balance energético sistematizado), considerando la tendencia
entre 1980 y 2004, se espera un aumento en el consumo de petróleo al ritmo de 2,5%
anual, junto a un incremento significativo del gas natural, llegando a equipararse con el
petróleo en el futuro cercano.
Finalmente, Perú presentaría un aumento sostenido en el consumo de electricidad
(2,5% anual) e hidrocarburos (2% anual en promedio, pese a sus altibajos en la
tendencia). Se espera un descenso en el consumo de la leña, explicado por el
incremento en la cobertura de electricidad. Este país cuenta también con reservas de
uranio (1.800 toneladas), que figuran en sus cuentas nacionales pero aún no han sido
explotadas.
La situación del Cono Sur es similar: crecimiento de la demanda y agotamiento de las
reservas de combustibles fósiles, con escasa exploración de las reservas energéticas
en fuentes no convencionales, como la geotermia. Paraguay y Uruguay no poseen
reservas de energía fósil. Chile, pese a contar con reservas, posee –como se
señalaba anteriormente- una matriz extremadamente dependiente del abastecimiento
de Argentina y Brasil.
Cuadro
Reservas de energía en la Zona Andina, según países
Petróleo
Brasil
Argentina
Chile
Total
2.564.750
346.364
150
2911264
Gas Natural
454.454
455,625
97,9
455007,525
Carbón mineral
Otros
32.336
424
32760
0
Notas:
Brasil: Petróleo y gas en millones de m3. Carbón en millones de toneladas. Uranio en ton. U3O8
Argentina: Petróleo en miles de metros cúbicos. Gas en miles de millones de metros cúbicos. Carbón en
millones de toneladas
Chile: Petróleo en millones de barriles. Gas natural en millones de metros cúbicos. Información
de la CIA, "The World Fatboock", https://www.cia.gov/library/publications/the-worldfactbook/rankorder/2178rank.html
38
Brasil presenta un crecimiento del consumo energético que varía entre 3,9% y 5,5%
anual al año 2015, considerando factores demográficos (aumento de la población) y la
tendencia del crecimiento macroeconómico (en términos de incremento del PIB).
Cuenta con reservas fósiles y también con 309.370 toneladas de uranio, siendo el
principal productor y demandante de energía nuclear de la región. Su explotación
podría aumentar con la explotación de la central Angra III, que se concretaría
próximamente.
Argentina presenta un escenario crítico. A partir de 1998, la oferta de gas natural ha
superado a la de petróleo, tendencia que se espera continúe en el tiempo. La
producción petrolera crece a un ritmo de 10% al año respecto al total de reservas
disponibles anualmente, si bien en términos absolutos el incremento es de 0,6% anual
promedio (entre 1970 y 2005, pasando de 22.000 Ktep a 26.000 Ktep
aproximadamente). El agotamiento de las reservas permite proyectar un descenso
sotenido de estas explotaciones en virtud del agotamiento de las reservas.
Históricamente, la restricción en la disponibilidad de petróleo ha sido suplida por el
increment en el uso de gas natural, que ha pasado de 5.000 ktep aproximados en
1970, a 37.000 ktep en el año 2005, lo que representa un crecimiento de 18% anual.
En la medida que existan las mismas reservas y aumente la producción, se ejerce una
presión insostenible sobre la disponibilidad de estas energías. Posee además entre
7.740 y 15.640 toneladas de uranio, que explota para satisfacer su demanda interna.
Chile, por su parte, perpetúa su vulnerabilidad energética al proyectar un crecimiento
sostenido de la demanda de gas natural, con un incremento de 3,5% anual de la
demanda en promedio. La mayor parte de este consumo se destina al sector eléctrico,
por lo que la presión de la demanda en este sector se traduce en un incremento del
consumo de combustibles importados, en la medida que este país no transite hacia
una matriz energética más autónoma.
Paraguay no cuenta con cifras proyectivas, pero al igual que en casos similares, es
posible estimar una tendencia observado las variaciones de la demanda en los últimos
30 años. Durante este período, el consumo de leña supera ampliamente al de los otros
energéticos, aunque en paralelo el consumo de diesel se incrementa sostenidamente,
reduciéndose el margen de diferencia. El aumento en el consumo de diesel bordea el
20% anual, pasando de 50 ktep en 1970 a más de 800 ktep en 2004. Esta tendencia
no se condice con las necesidades y prioridades de las comunidades en este territorio,
que abastecen la mayor parte de su demanda de energía con leña e hidroelectricidad,
en un país que carece de reservas fósiles propias.
Finalmente, en el caso de México, se cuenta una gran variedad de proyectos para el
desarrollo de la industria exportadora de energía, considerando que el 55% de los
yacimientos de hidrocarburos están en declinación, y que desde 1992 no se han
construido nuevas refinerías. Esta tendencia es compleja, si se considerara que sólo
en gas natural la demanda nacional crecerá a un ritmo de 4%, mientras que la
producción sólo alcanza un crecimiento de 2,8% al año. Por su parte, y siguiendo el
crecimiento del PIB (que promedia el 4,7% al año=, el consumo de electricidad sería
de 5,6% anual.
Como vemos, en toda América Latina las tendencias al incremento de la demanda se
enfrentan a crisis por problemas de disponibilidad interna (agotamiento de reservas) y
de ineficiencia (incremento de la demanda superior al crecimiento económico). En el
caso de los países exportadores de combustibles, la presión a la venta de energía
lleva a los gobiernos a priorizar sus políticas en asegurar un volumen creciente de
ventas, en lugar de atender los problemas estratégicos de las respectivas matrices
39
energéticas, en términos de sustentabilidad ambiental y oferta interna. El caso de los
países importadores es aún más crítico, puesto que el incremento en la demanda de
energía no hace sino aumentar sus condiciones de dependencia energética. No
existen, en términos regionales, esfuerzos coordinados para una transformación
sustantiva de las matrices energéticas hacia el fortalecimiento de las fuentes
renovables no convencionales (geotermia, eólica, solar, biomasa) como medios para
resolver la vulnerabilidad, la dependencia y la inseguridad en la cobertura de energía.
Es lamentable que países con abundantes recursos no renovables propios, como
Paraguay, Chile, Uruguay y los países centroamericanos, continúen y refuercen su
demanda de combustibles fósiles, aumentándola cada año a un ritmo insostenible.
La creciente demanda de electricidad, asociada a mejoramiento en las condiciones de
vida de las personas y a procesos productivos de mayor tecnologización, podría
abordarse con un esfuerzo serio de los gobiernos latinoamericanos para incorporar de
manera creciente y dinámica, las fuentes renovables no convencionales en los
procesos de generación energética. Es un riesgo para la región el impulso a los
biocumbustibles y a las megacentrales hidroeléctricas como instrumentos para revertir
la dependencia de combustibles fósiles, por los gravísimos impactos ambientales y
sociales que estas energías producen. Mientras predominen los criterios de mercado
en la planificación energética de los países de la región, difícilmente esta tendencia
logrará revertirse. Las iniciativas encaminadas en la dirección de las fuentes
alternativas, a la fecha, resultan claramente insuficientes, si bien podemos resumir
algunos avances, como veremos en el siguiente apartado.
b) Perspectivas en el desarrollo de fuentes renovables no convencionales
(eólica, solar, pequeñas hidro, geotérmica, biomasa, maremotriz)28
En el acuerdo internacional conocido como la “Plataforma de Brasilia” (2003), 21
países latinoamericanos se proponen “..Impulsar el cumplimiento de la meta de la
Iniciativa Latinoamericana y Caribeña para el Desarrollo Sostenible, de lograr en el
año 2010 que la región, considerada en su conjunto, utilice al menos un 10% de
energías renovables del consumo total energético, sobre la base de esfuerzos
voluntarios....¨ . En la práctica, las tendencias de mercado y el carácter voluntario de
este compromiso desincentivaron a los gobiernos para implementar medidas
conducentes al logro de esta meta. Un nuevo proceso de discusión internacional, la
Cumbre sobre Energías Renovables realizada en Bonn, Alemania (Julio 2004) condujo
al diseño de algunas propuestas concretas, nuevamente ratificadas por los países
latinoamericanos. Dentro de los temas planteados, destacan por su relevancia para la
región las propuestas de:
 Revaloración ambiental y social de la hidroenergía
 Renovables orientadas al desarrollo integral de comunidades rurales
 Uso racional de la leña
 Nuevas perspectivas para la biomasa y los biocombustibles
Estas iniciativas motivaron diversos procesos para el fomento a las energías no
convencionales y el uso eficiente en los países latinoamericanos, además de fortalecer
los programas ya existentes, como las iniciativas de México y Brasil.
En Argentina fue promulgado un marco normativo para la promoción de
biocombustibles y fomento a la energía eólica, además de fijar una meta de 8% de
renovables no convencionales en la red eléctrica. Se han creado, al alero de las
nuevas regulaciones, fondos de fomento y subsidio a la generación en base a estas
28
Este apartado ha sido elaborado en base a la presentación de Hugo Altomonte, Jefe Unidad De
Recursos Naturales y Energía, CEPAL, para el 3º Seminario Regional Sobre Energías Renovables
organizado por el Programa Cono Sur Sustentable, Buenos Aires, Argentina, 19-20 Septiembre 2006.
40
fuentes. Algo similar ocurre en Chile, con las reformas a la legislación eléctrica y la
creación de un fondo concursable para proyectos energéticos en base a ERNC,
ambas iniciativas promovidas principalmente por la sociedad civil e incorporadas por el
gobierno. La meta de gobierno es aumentar en 15% la generación eléctrica en base a
estas fuentes. En Brasil, el programa PROINFA (2002) ha avanzado lentamente en
sus metas, por diversos problemas de financiamiento, condiciones de compra e
inversión. En Uruguay, se tramita un proyecto de ley que regula la producción y uso
de agrocombustibles (etanol y biodiesel), con miras a incorporarlos en combinación
con gasolinas para el sector transporte (etanol 5%, bioiesel 2% a 5%). También se han
desarrollado iniciativas para incorporar las ERNC, particularmente eólica, a la matriz
eléctrica. En Ecuador, las reformas se orientan a establecer condiciones preferentes
para el despacho de energías provenientes de fuentes renovables no convencionales,
incluyendo pequeñas hidro, fotovoltaicas, biomasa, biogas, geotérmica y eólica.
En América Central, El Salvador está tramitando dos leyes de fomento orientadas a
resolver los problemas de financiamiento para el desarrollo de estas fuentes, a través
de un fondo de incentivo rotativo y la exención del pago de impuestos para proyectos
de generación con ERNC. Nicaragua promulgó en 2005 su Ley de Promoción para
fuentes renovables, que exonera el pago de impuestos a la renta y asegura un margen
de retribuciones.
Pese a que estos avances representan aportes significativos, especialmente en los
países dependientes de combustibles fósiles importados -como Chile, Uruguay, El
Salvador y Nicaragua-, persisten barreras políticas, económicas, regulatorias, técnicas
e institucionales para su masificación. A ello se agrega que algunas soluciones
planteadas como alternativas, en la lógica de los negocios de energía acentúan, en
vez de resolver, los problemas territoriales y socioambientales de la región
latinoamericana derivados de los consumos energéticos, como es el caso de los
agrocombustibles, cuyos problemas e impactos se presentan en el apartado 2.4 de
este documento.
Cabe destacar que muchos proyectos de fomento a las ERNC se enmarcan en las
iniciativas de los gobiernos para participar del mercado de bonos de carbono, como
medida macro para la reducción de emisiones contaminantes derivadas de los
combustibles fósiles. Sin embargo, En América Latina y el Caribe una gran parte de
los proyectos no informan sobre quién va a ser el comprador de los bonos. La
gran mayoría de estos proyectos está pensando vender directamente a través de un
“broker” (intermediario), las reducciones de emisiones en el mercado del ETS europeo
o en Japón y Canadá. Esta forma de vender sin un contrato previo de venta de CER
(Emission Reduction Purchase Agreement - ERPA), se denomina “esquema unilateral”
y está impulsada por la gran diferencia de precios entre los contratos fijos y el precio
“spot”.
En el mercado de bonos de carbono, la adicionalidad es otra barrera al desarrollo de
proyectos en ERNC; puesto que las iniciativas MDL tienen que demostrar una serie de
condiciones tales como no constituir la línea base de un programa energético, ser
parte de las políticas de Estado y ser rentables. En opinión de Altomonte (CEPAL,
2006) “si bien el futuro del MDL en ALC depende de proyectos de energías
renovables, las iniciativas de apoyo a su desarrollo complicarían la elegibilidad de
éstos como proyectos MDL.”, puesto que sus reglas crean un desincentivo a los
gobiernos para apoyar activamente los proyectos de ENRC, frente a la condición de
que éstos sean rentables por sí mismos para participar como proyectos MDL. Aunque
América Latina lidera el mercado de carbono con el 49% de proyectos registrados y es
el proveedor más importante de proyectos MDL, el sector más importante en términos
de reducciones de emisiones es el de la destrucción de metano de rellenos sanitarios.
41
Por tanto, el sistema de MDL representa una oportunidad para nuevos negocios, más
que un incentivo para la transformación de las matrices energéticas poco sustentables.
Gráfico
Proyectos MDL Latinoamericanos (Registrados y en Aplicación)
Fuente: Altomonte, Hugo. “Desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales en América Latina:
Potencialidades y barreras para su inserción en gran escala”. 3º Seminario Regional Sobre Energías
Renovables. Programa Cono Sur Sustentable, Buenos Aires, Argentina, 19-20 Septiembre 2006
Frente a esta situación Altomonte señala que:
 En los últimos años, en la región, se produjeron algunos acontecimientos y
progresos en el rubro de las energías renovables, tanto en materia normativa
como en el ámbito de los proyectos
 La participación del conjunto de las fuentes renovables en la Oferta Total de
Energía muestra una tendencia levemente negativa, reduciéndose de 25.7% en
2002 a 24.8% en 2004
 Los avances en energías renovables registrados en numerosos países de la
región no se ven reflejados todavía en un cambio importante en la participación
de dichas fuentes, con excepción de Brasil, que cuenta con un activo programa
de fomento a los agrocombustibles.
42
1.3 Políticas públicas, regulaciones y tendencias
energético en los países de América Latina.
de
desarrollo
Las tendencias descritas en términos de proyecciones de consumo, producción,
comercialización y explotación de reservas, responden a las políticas públicas que
inciden en la estructura de mercados energéticos. Las condiciones de desarrollo de
este sector, aun en los países de legislación más difusa o que no cuentan con
información actualizada de su balance energético, responden a estrategias de
desarrollo planificadas por los gobiernos en coherencia con los principios económicos
propios del modelo vigente: crecimiento sostenido y acumulación de riquezas en base
a las transacciones internacionales de bienes y servicios básicos.
Los énfasis varían en cuanto a la participación del sector privado y del Estado en el
sector energético, en términos de propiedad, administración y control. Mientras en
algunos países los gobiernos han optado por una política energética fuertemente
estatista y favorable a la nacionalización de los recursos, en otros países los gobiernos
promueven la apertura del sector a la regulación de mercado, ejerciendo un rol
meramente contralor de las empresas, a quienes concesiona la gestión y producción
de energía, autorizándoles la explotación e incluso apropiación de los recursos
naturales disponibles en los respectivos territorios. En los años recientes, los países se
han enmarcado en alguna de estas dos tendencias, si bien algunos oscilan entre el
fortalecimiento del control estatal y la desregulación favorable a la libertad de mercado
energético. Entre los países pro estatistas se cuentan Bolivia, Ecuador y Venezuela.
Los países de gestión más liberal son Chile, Perú, Colombia y Argentina, si bien en
este último, tras la crisis económica de comienzos del ‘2000, el Estado ha intencionado
un control más directo sobre el mercado exportador de energía.
El análisis de la situación regional en esta materia, al igual que en el diagnóstico de las
matrices energéticas, se presenta por subregiones: Centroamérica, Zona Andina,
Cono Sur y México.
a) Caracterización del grado de liberalización del sector energético
a.1 Centroamérica.
Hasta los años ’80, la industria eléctrica en Centroamérica se encontraba en manos
de los Estados, cuya responsabilidad era la generación, transmisión y distribución.
Esto comienza a cambiar a partir de los años ’90, cuando los gobiernos de la región,
con el apoyo de las instituciones financieras internacionales, impulsaron un proceso de
reformas al sector eléctrico, caracterizados por dos grandes procesos: la progresiva
desregulación del mercado, que significó reducir o eliminar todas las barreras legales
para la libre participación privada en el negocio de la energía eléctrica; y de manera
complementaria, la apertura del sector eléctrico a agentes privados, privatizando las
empresas estatales y reduciendo el control del Estado en este sector.
Hasta mediados de los años ’90, cada país de la región contaba con una empresa
pública de electricidad, constituida como organismo semi/autónomo, con integración
total o parcial de generación, transmisión y distribución. Estas empresas eran: el
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) de Costa Rica; la Comisión Ejecutiva
Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) de El Salvador; el Instituto Nacional de
Electrificación (INDE) de Guatemala; la Empresa Nacional de Energía Eléctrica
(ENEE) de Honduras; la Empresa Nacional de Electricidad (ENEL) de Nicaragua; y el
Instituto de recursos Hidráulicos y Electrificación de Panamá. En el período 1996 2001, los países centroamericanos, a excepción de Costa Rica, experimentaron
reformas que redefinieron y separaron las funciones normativas, regulatorias y
empresariales del sistema energético, bajo la lógica de los ajustes y de la reducción
del Estado.
43
A partir de entonces, las funciones regulatorias fueron asumidas por el sector público a
través de nuevos entes. Simultáneamente, las funciones normativas fueron asignadas
a ministerios o comisiones especializadas responsables de formular políticas
nacionales y elaborar y/o aprobar los planes para el desarrollo de la industria eléctrica.
Esto llevó a que se estableciera una nueva estructura política, a partir de la
segmentación de la industria en tres ó cuatro actividades principales: generación,
transmisión, distribución y comercialización. Las reformas también iban dirigidas
fundamentalmente a privatizar la distribución y la generación (total o parcial), así como
encaminar una apertura de los mercados.
El Salvador y Guatemala llevaron a cabo los procesos de privatización y concesión de
los segmentos de producción y distribución entre 1997 y 1998. Nicaragua, por su
parte, lo hizo en el año 2001. Estas privatizaciones fueron hechas con suma rapidez
en un sólo período gubernamental y legislativo, con el fin de eludir las “complicaciones
políticas” que pudieran presentarse con administraciones y asambleas legislativas
posteriores.
Tal es el caso de Nicaragua, donde la privatización de La Empresa Nacional de
Electricidad (ENEL) duró cerca de dos años. En 1998 se preparó el marco regulatorio
que favorecía la privatización (la reforma a la Ley 272 de la Industria Eléctrica) y dos
años más tarde, comenzó el proceso de licitación donde resultó ganadora la empresa
transnacional española UNIÓN FENOSA. Sin embargo, en este país la gestión estatal
no ha retrocedido completamente, En materia de generación, al año 2006 la
hidroelectricidad (generación neta de 282,611.8 MWh) seguía siendo administrada por
el sector público, a diferencia de la industria geotérmica manejada en un 100% por el
sector privado. En la generación térmica (2. 219,515 MWh), participan 8 empresas
privadas y 2 públicas. El 98% de la distribución y el 100% de la distribución están en
manos de empresas privadas, mientras que el 100% de la transmisión es gestionada
por el sector público. En el sector de hidrocarburos, el 79% de la
importación/refinación, un promedio de 70% del almacenamiento y el 87,2% de la
distribución-comercialización es realizada por privados.
Guatemala, siendo el único país con oportunidad de gestionar sus propias reservas, a
finales del 2003, cuando los precios del petróleo proyectaban una tendencia al alza
(cruzando la barrera de los $30 dólares por barril), toda la gestión y manejo se
encuentra en manos privadas. En el sector eléctrico el Estado aún tiene alguna
participación. La generación neta de electricidad con fuentes hidroeléctricas
(3.245,460 MWh) es realizada por 11 empresas públicas (72%) y 7 privadas. Una
mayor privatización existe en la generación neta de electricidad a base de
termoeléctricas (4.048,620 MWh), con 3 empresas públicas y 20 privadas. El 16% de
la distribución, 67% de la transmisión y 100% de la comercialización está en manos
privadas.
En El Salvador, la Dirección de Hidrocarburos y Minas del Ministerio de Economía
regula el abastecimiento, calidad, cantidad, seguridad, establece normas y
especificaciones de calidad, otorga autorizaciones de construcción y de
funcionamiento para los depósitos aprovisionamiento, estaciones de servicio, tanques
para consumo privado, importaciones y exportaciones de productos, etc.
La importación, refinación, almacenamiento distribución y comercialización es 100%
manejada por manos privadas. El gobierno establece únicamente precios de
referencia (PPI). Los únicos precios fijados por el gobierno son para GLP doméstico,
que cuenta con subsidio estatal. En el sector hidroeléctrico, el 100% de la generación
hidroeléctrica es pública, a diferencia de la generación geotérmica y térmica, que es un
44
100% privada. La transmisión de la energía está en el sector público, a través de la
Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL). Por su parte, la distribución y
comercialización también está totalmente privatizada.
En Honduras, la generación neta de energía eléctrica a través de hidroeléctricas
(2.069,800 MWh) cuenta con 7 empresas públicas (60%) y 8 privadas (40%). En la
generación térmica (3.870,200 MWh) la liberalización es mayor: participan 6 empresas
públicas (24%) y 19 privadas (76%). El 100% del refinamiento, almacenamiento,
distribución y comercialización de hidrocarburos (petróleo y derivados) es realizado
por empresas privadas.
Costa Rica es el país de la región con mayor participación del sector público en la
generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. 85% de la
generación hidroeléctrica, 83% de la geotérmica y 98% de la térmica es realizada por
empresas estatales. La única excepción es la generación eólica, con un 69% de
participación privada. La transmisión de electricidad es realizada por el Instituto
Costarricenses de Electricidad (ICE) y la distribución/comercialización por las
empresas públicas Fuerza y Luz e ICE29. En hidrocarburos la situación es similar a sus
vecinos, con el 100% del sector en manos privadas, con la excepción de una empresa
nacional almacenadora de hidrocarburos (RECOPE).
Finalmente, Panamá posee una liberalización casi total del sector eléctrico y absoluta
en hidrocarburos. En la generación de electricidad a través de hidroeléctricas
participan 11 empresas privadas (91,8%) y 2 públicas (8,2%), con una producción
neta de 3.482,736.2 MWh. Proporcionalmente, en la generación por medio de
centrales térmicas la participación del sector público es levemente superior, aunque en
cifras totales sigue siendo mínima: participa 1 empresa pública (18,7%) y 10 empresas
privadas (81,3%), con una producción neta de 2.247,769 MWh. El 100% de la
transmisión la realizan privados, como también el 61% de la distribución30.
En síntesis, es posible afirmar que existe una participación significativa de empresas
privadas en los negocios energéticos de esta zona.
a.2 Zona Andina
En esta región la situación actual es dispar. Si bien en la mayoría de los países las
políticas energéticas se han visto impactadas por las tendencias de ajuste estructural e
incorporación de capital privado que han tenido lugar a partir de los años ‘9031,
acompañadas de procesos de fuerte penetración extranjera, el escenario reciente
político reciente ha modificado esta tendencia homogénea. Mientras que Bolivia y
29
Es importante notar que estas empresas tienen una constitución jurídica diferentes al resto de las
empresas en la región hay 4 cooperativas que tienen a su cargo el 7% de la distribución nacional y la
Empresa de Servicios Públicos de Heredia y la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago,
son dos empresas gestionadas localmente y juntas proveen el 11% de electricidad nacional (Fuente,
Quiroa, Silvia, op. cit.).
30
La distribución se encuentra a cargo de tres empresas concesionarias las cuales son: Elektra Noreste
S.A, Empresa de distribución eléctrica Metro Oeste S.A y Empresa de distribución eléctrica Chiriquí S.A
de las cuales la empresa española Unión FENOSA cuenta con el 51% de las acciones de estas dos
últimas, la firma estadounidense Constellation compró el 51% de Electra Noreste S.A y el 10% de las
acciones privadas corresponden a los trabajadores/as (Fuente: Quiroa, op. cit.).
31
Ello no significa que las empresas energéticas estén privatizadas en todos los países, puesto que en
Venezuela la empresa petrolera PDVSA se ha mantenido en manos del Estado desde 1975, cuando tuvo
lugar la nacionalización del petróleo. Con esta afirmación, queremos enfatizar el impacto de la apertura
económica y los procesos de globalización en el sector energético, que convierten a dicho sector en un
dinámico campo de negocios, en lugar de constituir un servicio público básico y un derecho de los
pueblos.
45
Ecuador están impulsando procesos de nacionalización de recursos y recuperación de
las empresas de energía, Colombia y Perú apuestan a procesos de creciente apertura
y liberalización. Esto se vincula directamente a las opciones políticas que han
adoptado los gobiernos en esta subregión. Venezuela presenta una tendencia
diferente y más compleja, puesto que combina una tradición estatista con algunas
iniciativas de apertura.
No obstante, aun si el énfasis está en la potestad del Estado o en la apertura al sector
privado, la política energética de la zona andina protege y respalda los compromisos
de compra y venta de combustibles en el mercado internacional, como se ha señalado
en capítulos anteriores. Por cierto, en la perspectiva de los intereses nacionales, la
mayor injerencia y control estatal del sector se traduce en mayor disponibilidad y
acceso a las ganancias generadas por la venta de energía. Pero en la perspectiva de
las comunidades afectadas por los impactos de la explotación de fuentes fósiles y en
la visión planetaria de sustentabilidad ambiental, la consolidación de este sector
exportador genera más daños que beneficios.
En el caso de Venezuela, la actividad petrolera está en manos de la empresa estatal
Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), también bajo la figura jurídica
“Corporación Venezolana de Petróleos- CVP”. pese a su normativa que nacionaliza el
petróleo a partir de 1975, a fines de los años ’80 los gobiernos de turno impulsaron
una creciente participación de empresas privadas, tendientes a la desnacionalización,
a través de la creación de Convenios Operativos. Con el gobierno de Hugo Chávez,
esta tendencia no ha sido revertida en su totalidad, persistiendo una fuerte
penetración de empresas extranjeras en el sector.
El gobierno de Chávez aprobó en 1999 la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y
su reglamento, permitiendo la participación del capital privado nacional e internacional
en el mercado del petróleo y el gas32. Poco después, en el año 2001, otra reforma
pone ciertos límites a la apertura gasífera, al señalar en su artículo 10º que “(…) Las
instalaciones y obras existentes, sus ampliaciones y modificaciones, propiedad del
Estado o de las empresas de su exclusiva propiedad, dedicadas a las actividades de
refinación de hidrocarburos naturales en el país y al transporte principal de productos y
gas, quedan reservadas al Estado en los términos establecidos en este Decreto Ley”33.
Con estas reformas, los Convenios Operativos de concesión a privados pasaron a
constituir Empresas Mixtas, lo que continúa permitiendo la participación de empresas
privadas nacionales y transnacionales, pero ahora como socias accionarias. De esta
manera, las empresas transnacionales han sido puestas al mismo nivel que la
empresa estatal, en un rol más activo que como simples concesionarias u operadoras.
Pese a ello, en el Protocolo para la constitución de Empresas Mixtas, el presidente de
PDVSA reconoce la existencia de una cláusula que prohíbe a las empresas
transnacionales declarar como sus activos las reservas de crudo en los pozos que
están explotando, razón por la cual ninguna empresa es propietaria de la reserva.
La actual legislación establece como condición que el Estado posea sobre el 50% del
capital accionario y capte sobre un 35% de las ganancias34. De esta manera, 32
convenios operativos petroleros aprobados en gobiernos anteriores, pasaron a
32
En su Artículo 2º, dicha Ley establece que esta actividad puede ser ejercida por el Estado directamente
o mediante entes de su propiedad, o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la
participación del Estado.
33
Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela Nº 37.323 de fecha, 13/11/2001.
34
Con excepción de la explotación en la faja petrolífera del río Orinoco, donde la ley establece un
mínimo de entre 16,5% y 20% en regalías para el Estado.
46
constituir las nuevas Compañías Mixtas con un techo de 49% en participación privada.
También se crea un nuevo impuesto a la renta por explotación petrolera, fijándolo en
50%35. Estas figuras legales dan cabida, de todas maneras, a la entrada de capitales
transnacionales en la explotación petrolera del país; y les permite ser socias, aun
cuando tengan una minoría accionaria.
En el sector hidroeléctrico, los servicios son prestados por empresas estatales y
privadas. Las empresas estatales del sector son EDELCA (Electrificación del Caroni) y
CADAFE (Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico). Durante el
primer período de gobierno de Chávez, se promulga la Ley Orgánica del Servicio
Eléctrico (LOSE) que establece el control total del Estado sobre las actividades de
generación eléctrica en los ríos Caroni, Paragua y Caura. Establece también que el
Ministerio del Poder Popular de Energía y Petróleo es el responsable de la
planificación y ordenamiento de las actividades del sector eléctrico. Posteriormente, en
los años 2006 y 2007 el Estado ha incrementado su participación en las empresas
privadas del sector, comprando casi la totalidad de ellas, y agrupándolas en la
Corporación Eléctrica Nacional S.A. A través de un Decreto Ley todas las empresas
públicas pasan a ser filiales de esta Corporación. Sus únicos accionistas son el
Ministerio del Poder Popular de Energía y Petróleo (MENPET), con el 75% de las
acciones, y PDVSA.
Por su parte, el carbón es explotado conjuntamente entre el sector privado y el Estado
venezolano. En 1986 se crea la filial de PDVSA CarboZulia y al mismo tiempo, se abre
el proceso de licitación que redunda en la creación de Carbones del Guasare,
actualmente empresa mixta conformada por CarboZulia, Anglo-American Coal y
Peabody Energy.
En Ecuador la situación difiere entre el sector petróleo y del sector eléctrico, puesto
que los procesos de privatización no han sido simultáneos. En el caso del petróleo,
durante los años ’70 se nacionalizó el recurso y se crearon las condiciones para un
manejo estatal de esta riqueza natural. En 1985 la tendencia dio un giro y las políticas
públicas se abrieron a la participación privada en las operaciones petroleras. Desde
entonces y hasta 1995 se realizaron 8 rondas de licitación, concesionando bloques de
200.000 hectáreas, hasta concretar la entrega de más de 2’836.000 hectáreas. Si a
esta extensión le sumamos los campos marginales y compartidos, y los campos de
Petroecuador podemos hablar, de que la región amazónica entregada a las petroleras
(en su mayoría transnacionales), asciende a casi cinco millones de hectáreas. Es
decir, de los 11’ 574.500 Ha. (ECORAE, 2003) de la región amazónica, el Estado ha
entregado el 43,2% a las petroleras privadas36. La falta de inversión en las empresas
públicas ha sido la forma de debilitar al estado y de otorgar ventajas a la intervención
privada. Acualmente, participan de la gestión petrolera son PETROECUADOR,
compuesta por Petrocomercial, Petroproducción y Petroindustrial; la Dirección General
de Hidrocarburos y la Asociación de la Industria Hidrocarburífera del Ecuador (AIHE).
La comercialización de derivados está totalmente liberalizada, a partir de las reformas
a la Ley de Hidrocarburos (1993). La distribución y venta de derivados al consumidor
final, la realizan las comercializadoras bajo su marca y responsabilidad y a través de
una red de distribuidores ubicadas a lo largo del territorio nacional. El transporte de
combustibles intentó ser privatizado vía concesión del SOTE (Sistema de Oleoductos
Transecuatoriano del Ecuador) pero este proyecto no logró concretarse por la fuerte
35
Simultáneamente, la estatal venezolana del petróleo ha impulsado acuerdos bilaterales e iniciativas
regionales de gestión y explotación de hidrocarburos, como veremos en el capítulo 2.2.
36
Accion ecológica, Atlsas Amazónico 2006
47
oposición de diversos sectores de la población, particularmente la de los trabajadores
petroleros y de los militares. Por ello, la opción para privatizar el transporte fue la
construcción de un Nuevo Oleoducto el OCP (Oleoducto de Crudos Pesados). En la
actualidad el transporte esta parcialmente privatizado y las empresas ocupan su propio
oleoducto. En el 2005 la producción de la empresa del Estado fue de 70.972.000
barriles mientras que las empresas privadas produjeron 123.200.000 barriles.
Sólo recientemente se han dado pasos para fortalecer la industria estatal y poner fin a
los abusos de las empresas. En marzo del 2006 se emitió la ley 42 que reforma la
Ley de Hidrocarburos. En esta ley se señala que el Estado participará de “al menos
un 50% de la diferencia entre el precio del crudo al momento de la firma del contrato y
el precio de venta efectiva”. Está pendiente un reglamento para aplicar la ley, sin
embargo con esto se termina la práctica por la cuál eran las empresas transnacionales
las que se beneficiaban del aumento de los costos del petróleo. Las nuevas
tendencias de integración energética incluyen convenios de refinación en Venezuela, y
tratos preferenciales para empresas como Petrobras.
Por su parte, en el sector eléctrico se avanzó en una creciente liberalización y fomento
al desarrollo de megaproyectos. Hasta la década de 1960, el desarrollo eléctrico del
Ecuador era descentralizado, existían 1.200 centrales eléctricas y una capacidad de
120 MW. Posteriormente se estableció el Sistema Nacional Interconectado (1966) y se
establecieron empresas eléctricas regionales. El Sistema Nacional Interconectado
está conformado por 1.300 km de redes radiales de líneas de transmisión a 138 kV
con 25 subestaciones. Al anillo se conectan 18 empresas distribuidoras mediante un
sistema de subtransmisión de 3.200 KW. Estas empresas disponen de 23.000 km de
redes primarias de distribución. Este fue un proceso de concentración de energía en
el que las pequeñas centrales dejaron de tener sentido. El proceso culmina en 1999
con la creación del mercado mayorista de energía y la promulgación de la Ley de
Modernización.
Según las disposiciones legales vigentes, la empresa estatal INECEL desapareció y
vendió sus instalaciones de generación, transmisión y distribución, para dar paso al
Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC); el cual se ha convertido en un ente
normador y regulador directo del sector, dando paso a la constitución de empresas
abiertas a la participación de capital privado, en los proyectos de generación,
transmisión, distribución y comercialización que manejaba INECEL. Actualmente, es
el Ministerio de Electrificación y Energías Renovables, el CONELEC, el Centro
Nacional de Control de la Energía y el Consejo de Modernización del sector eléctrico,
quienes participan del control y regulación del sector. Existen empresas privadas
concesionarias para la generación, transmisión, distribución y comercialización de
electricidad.
La situación financiera es también bastante compleja: se han acumulando enormes
deudas tanto con instituciones del Estado, como al interior de los actores del
subsector. Esto ha resultado en una constante pérdida de dinamismo, en la caída de
las inversiones y en una masiva ineficiencia en muchas empresas de distribución de
electricidad. La falta de inversión unida a las pérdidas, al uso ineficiente de la energía,
a la baja capacidad de autoabastecimiento, a la descapitalización y a la
desinstitucionalización del sector energético provocan una serie de crecientes
desajustes fiscales, financieros e incluso ambientales, que -de no corregirse
oportunamente- desembocarán una crisis de imprevisibles consecuencias. 37
37
Ibidem
48
Colombia es el país de economía más abierta en toda la zona andina. En el sector
eléctrico, la liberalización tuvo lugar en Colombia a partir de la nueva constitución
colombiana de 1991, donde se dejó abierta la posibilidad para que el Estado
Colombiano transfiriera la prestación de los servicios públicos a empresas privadas.
Fue así como surgió la ley 142 de 1993, que establece las características principales
de cómo se llevaría a cabo la prestación de los servicios por medio de privados, y la
ley 143 de 1993 que rediseña la prestación de los servicios públicas, como la
verticalidad en la orgánizca de las empresas de servicios públicos. En la actualidad, se
calcula según fuentes gubernamentales que la participación del sector privado en la
actividad de generación es del 45% y del 55% del sector público de la totalidad de la
capacidad instalada.
En el sector petróleo, tras la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
en 2003, se pusieron las nuevas bases de la contratación. Se dio un paso atrás en la
modalidad de contratación y la concesión a perpetuidad, abandonando la modalidad
de Asociación. Según la nueva modalidad, la empresa contratista correrá con los
costos de exploración y explotación, por lo que la nación recibirá entre el 8 y 25% por
concepto de regalías según el volumen del yacimiento; y el 30% del excedente bajo
dos condiciones: cuando se supere el valor de 26 dólares por barril y la producción
esté por encima de 5 millones de barriles, meta imposible de alcanzar.
El fomento a la inversión privada en condiciones privilegiadas, tal como en el caso de
Ecuador, evidencia el desespero estatal por dilatar la llegada de la crisis de
autoabastecimiento petrolero, a pesar del debilitamiento que estas medidas significan
para la única empresa estatal, la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL),
cuya participación en la producción de hidrocarburos ha venido decreciendo en los
últimos años. Teniendo en cuenta que durante los últimos 10 años las reservas de
petróleo han decrecido sustancialmente, se prevé en el corto plazo la compra de crudo
a los asociados a precios internacionales, así como la importación de crudo. El
problema central de desabastecimiento solo se superará si se descubren nuevos
pozos petroleros, o sea, un aumento de la prospectividad, y no como lo está haciendo
la ANH, mejorando las condiciones de los contratos de asociación para los
inversionistas privados.
Finalmente, en la industria del carbón, a partir del 2001, con la promulgación de la Ley
685, los pequeños y medianos productores mineros pasaron a competir con las
grandes empresas del sector, bajo el mismo régimen de derechos y deberes. La
desigualdad propia de este sistema de estandarización llevó a muchos mineros
artesanales a salir del negocio y cambiar su actividad económica, al serles imposible la
legalización de su actividad. La relación del Estado con la minería se establece por
medio de los impuestos y regalías, que han flexibilizado las obligaciones de las
empresas extranjeras.
En Bolivia, durante el periodo de 1993 a 1997 (primer gobierno de Sánchez de
Lozada) se produjo la reestructuración del sector energético en Bolivia, en el marco de
un “ajuste estructural” favorable a la liberalización, tal como sucedió en Colombia,
Ecuador y Venezuela. Todas las iniciativas de reforma promovían la apertura del
mercado energético y el fomento a la participación privada, desregulando los
mercados e incentivando la competitividad entre los actores, en aras de incrementar la
eficiencia, reducir el déficit fiscal y mejorar la cobertura/calidad de los servicios. En
1994 el gobierno de Bolivia promulgó la Ley de Capitalización, que abrió el ingreso de
capitales privados a las empresas estatales, generando sociedades anónimas mixtas.
En este período, se realizaron Contratos de Riesgo Compartido entre las
multinacionales y el Estado, que otorgaron la propiedad de los hidrocarburos a las
49
empresas. De esta forma, la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) prácticamente desapareció y las riquezas hidrocarboríferas
quedaron en manos de las transnacionales.
Al año 1996, las reformas del ajuste se completaron con la promulgación de las leyes
de Electricidad e Hidrocarburos y con la implementación de sus respectivas
superintendencias. Al año 2000, la reforma mostró sus primeros resultados: en el
sector hidrocarburos se concretó el gasoducto Bolivia - Brasil, con inversiones que
incrementaron el nivel de las reservas de gas natural. También se realizaron
importantes inversiones en generación eléctrica para cubrir el crecimiento de la
demanda. Posteriormente, en el sector eléctrico se abrió a la competencia a la
generación de electricidad y a la venta de energía.
Esta tendencia cambia con la llegada del bloque político representado por el
presidente Evo Morales al gobierno. El 1º de Mayo de 2006, Morales firma un decreto
supremo que nacionaliza y da al Estado el "control absoluto" de los hidrocarburos. Con
este decreto, las empresas extranjeras que operan en Bolivia, incluida la española
Repsol-YPF, fueron conminadas a entregar toda su producción a la estatal YPFB y
firmar en menos de 180 días nuevos contratos. Tras la conmoción inicial, las empresas
privadas y la estatal llegaron a un acuerdo, procediendo la firma de nuevos contratos
de operación.
Cabe destacar que la nacionalización tuvo lugar sin expropiar las inversiones
efectuadas por compañías transnacionales, por lo que es posible afirmar que el
proceso ha sido conducido y manejado por ambas partes en negociación. Aunque en
la actualidad los derechos de propiedad de los yacimientos y la producción de
hidrocarburos en Bolivia corresponde a YPFB -no ya a las compañías transnacionales, estos cambios no han alterado el cumplimiento de los contratos en volúmenes de gas
de exportación comprometidos con Brasil (Gas Sales Agreement) ni con Argentina (a
través de Energía Argentina S.A.). Lo que sí ha cambiado es el destino de las
transacciones: con la nacionalización, los beneficios de la venta de combustibles son
para el país.
Finalmente, en el caso de Perú, el proceso de privatización de la industria eléctrica
recomienza en los años ’90, tras 20 años de fuerte presencia estatal, a través de la
empresa Electroperú (creada en 1972 para revertir la tendencia a la privatización del
período inmediatamente anterior). Electroperú llegó a controlar el 80% del sector
eléctrico, comprendiendo los activos de generación y transmisión, como también las
10 empresas de distribución.
En 1992 la situación cambia con la promulgación de la nueva ley de concesiones
eléctricas, mediante la cual se reestructuró el sector eléctrico en su conjunto y se
abrieron tres campos de negocios: generación, transmisión38 y distribución. El Estado
pasó a asumir un rol estrictamente supervisor y ya no administrativo. La Ley otorga un
contexto de libertad empresarial y promueve la iniciativa privada tanto en la
explotación como la inversión de dichas actividades. Crea 5 órganos reguladores, para
la regulación de precios de energía y potencia, fijación de contratos, operación del
sistema interconectado, evaluación de calidad, concesiones y protección de la libre
competencia.
38
La transmisión de energía eléctrica se efectúa a través del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
(SEIN) y los Sistemas Aislados (SSAA), con una longitud total de 15 273 km de líneas de transmisión
principales y secundarias, con tensiones superiores a 30 kV.
50
En el sector hidrocarburos, la Ley Orgánica Nº 26221 promueve el desarrollo de las
actividades de hidrocarburos con participación privada y en base a libre competencia.
El Ministerio de Energía es responsable de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la
política del Sector; dictar las normas pertinentes; y velar por el cumplimiento de la Ley.
Posteriormente, mediante la Ley N° 26734, se crea el Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía (OSINERG), adscrito a la Presidencia del Consejo de Ministros
por Ley N° 27332, al cual se le asigna la función fiscalizadora. Con estos organismos,
el sector público dirige sus acciones a facilitar la inversión privada y garantizar el
adecuado funcionamiento del libre mercado de energía, orientando a inversionistas
privados y público en general acerca de los procedimientos y gestión que es preciso
considerar en cualquier inversión en el sector.
a.3 Cono Sur
En el Cono Sur la situación es relativamente heterogénea en términos de apertura,
oscilando entre una fuerte participación del Estado (Uruguay, Paraguay) y un régimen
liberal y des-regulado (Chile, Argentina), con una situación intermedia entre ambos
extremos: Brasil, que posee la mayor empresa estatal de energía (Petrobrás), si bien
el funcionamiento de esta empresa y el régimen interno del sector energético brasileño
es favorable a la participación privada y transnacional. Al igual que en la Zona Andina,
la oleada de privatizaciones y el fomento a la apertura liberal comenzó –con énfasis
dispares- a partir de los años ’90, siendo Chile una excepción muy particular: en este
país, el proceso de ajuste estructural (particularmente, privatización de los sistemas de
prestación de servicios y empresas públicas) data de comienzos de los años ’80,
durante el régimen dictatorial, siendo sostenido por los gobiernos democráticos
siguientes. Puede afirmarse que la experiencia chilena ha sido pionera en América
Latina en lo que a apertura y liberalización de servicios públicos se refiere, siendo
considerada un referente por las empresas y gobiernos que promueven estrategias
afines en la región.
En el caso de Paraguay, el sector eléctrico está a cargo de la Administración Nacional
de Electricidad (ANDE), creada en 1949 y en la actualidad regulada por la Ley Nº 966
de 1964. Esta ley orgánica fue modificada y ampliada por las Leyes Nº 976 de 1982 y
Nº 2199 del año 2003. La ANDE es un ente autónomo y descentralizado de la
Administración Pública: posee personalidad jurídica y patrimonio propio; y se orienta a
satisfacer las necesidades en energía eléctrica de todo el país. Este organismos
interviene en todo el proceso eléctrico: generación, transmisión, distribución y
comercialización de la energía eléctrica. El ente es controlado directamente por el
Poder Ejecutivo.
La ANDE se provee de energía eléctrica principalmente de 3 plantas generadoras
hidroeléctricas, que alimentan el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La primera es
la planta hidroeléctrica de Acaray, con una potencia instalada de 190 MW, que es
propiedad exclusiva de la ANDE. Las dos otras centrales hidroeléctricas son las de
Itaipú y Yacyretá. Ambas son entidades binacionales, que Paraguay comparte con
Brasil y Argentina respectivamente. De ambas la ANDE controla el 50% del capital
accionario, en representación de los intereses de Paraguay.
En hidrocarburos, este país dispone de una refinería perteneciente a la empresa
pública petrolera Petróleos Paraguayos (PETROPAR), que produce una parte de los
derivados de petróleo necesarios para cubrir la demanda. El petróleo crudo que
procesa la refinería es importado en la actualidad del mercado argentino. En este
marco, operan en el país varias empresas del sector privado, tanto nacionales como
extranjeras.
51
Por su parte, Chile cuenta con un mercado energético altamente liberalizado, tanto en
el sector eléctrico como en el sector combustibles. Las funciones de los organismos
públicos del sector, tanto como las normativas (ambas reformadas significativamente a
partir de los años ’80, en el período de ajuste estructural promovido por la dictadura
militar) configuran un sistema disperso, orientado a reducir la acción del Estado y
facilitar la participación del sector privado nacional y transnacional en el sector
energía, con una débil fiscalización y casi nula planificación estratégica de mediano o
largo plazo. Las disposiciones legales incluso resultan contrapuestas a las normativas
de carácter social y ambiental más recientes, como ha ocurrido entre la legislación
sobre electricidad y la ley indígena para la construcción de grandes centrales
hidroeléctricas39.
En materia institucional, El Estado circunscribe sus funciones a las actividades de
regulación, fiscalización y planificación indicativa (es decir, que no representa
obligación) de inversiones, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Adicionalmente, existe la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC),
organismo que tiene por misión “vigilar la adecuada operación de los servicios de
electricidad, gas y combustibles, en términos de su seguridad, calidad y precio”. En
este marco, la SEC se obliga a fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales,
reglamentarias y normativas, sobre generación, producción, almacenamiento,
transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, buscando que las
operaciones y el uso de estos recursos energéticos no constituyan peligro para las
personas y sus bienes40. Adicionalmente, el Estado chileno aún posee la Empresa
Nacional de Petróleo (ENAP), responsable de la exploración, producción y
comercialización de hidrocarburos y sus derivados, tanto en Chile como en el
extranjero. Actualmente ENAP realiza sus actividades a través de concesiones a
privados, conformando una red de negocios en el campo del petróleo, el gas natural y
otros productos energéticos como el Gas Natural Licuado y la geotermia. También el
Ministerio de Minería participa de las concesiones para la exploración. Finalmente, en
materia de eficiencia energética, recientemente el Ministerio de Economía ha
promovido la creación de una comisión intergubernamental, con participación del
sector privado y la sociedad civil, denominada “Programa País de Eficiencia
Energética”, con el objetivo de impulsar planes y programas transversales en esta
dirección41.
En cuanto la estructura legislativa, tienen relación con el sector energía la Ley General
de Servicios Eléctricos, recientemente reformada en dos etapas (2004-2006) y una
tercera en etapa de negociación42. En hidrocarburos, existe una malla de leyes,
reglamentos y decretos vinculados a la estabilización de precios frente a los vaivenes
del mercado internacional; la aplicación de impuestos especiales a las importaciones
de petróleo y derivados; establece normas sobre contratos de operación; fija los
protocolos de acuerdo internacional de compra (particularmente con Argentina) y
establece normas de calidad, transporte, refinación y usos, entre otros temas. Otros
39
El impacto de las centrales hidroeléctricas y el amparo del Estado chileno a las empresas se presenta en
el apartado 2.3.
40
Fuente: Superintendencia de Electricidad y Combustibles, www.sec.cl
41
A instancias de la presión ejercida por la sociedad civil y organismos no gubernamentales, el gobierno
ha fortalecido -a través de mayores recursos y perfil político- el funcionamiento de este Programa
(Fuente: Programa Chile Sustentable).
42
En estas reformas, organismos no gubernamentales (Chile Sustentable, Fiscalía de Medio Ambiente)
han tenido un papel fundamental para incorporar en esta reforma el reconocimiento de las energías
renovables no convencionales (eólica, geotérmica, solar, maremotriz, biomasa) y la remoción de barreras
para su ingreso a la matriz eléctrica. Paralelamente, el gobierno ha creado un fondo concursable para
fomentar el desarrollo de proyectos energéticos en base a estas fuentes, como se señalaba en el apartado
1.2 (c)
52
marcos normativos afines son la Ley de Bases de Medio Ambiente y el Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) vinculadas a la evaluación de los nuevos
proyectos energéticos43; y la ratificación del Convenio Marco de Naciones Unidas
sobre Cambio Climático, a través del Decreto Supremo Nº123 (Ministerio de
Relaciones Exteriores), instrumento a través del cual el país ha abierto sus
posibilidades a participar del mercado internacional de bonos de carbono.
Siguiendo el modelo de mercado abierto y escasamente regulado, en el sector
eléctrico las actividades de generación, transmisión y distribución constituyen tres
áreas de negocios independientes. Según cifras de la Comisión Nacional de Energía,
participan del sector un total de 70 empresas (31 generadoras, 5 transmisoras y 31
distribuidoras), responsables de satisfacer la demanda interna a través de las cuatro
grandes redes de interconexión nacionales (SING, SIC, Aysen y Magallanes).
En el sector generación, participan las empresas propietarias de las centrales
generadoras de electricidad, principalmente termoeléctricas e hidroeléctricas. La
participación del Estado chileno es nula, con excepción de programas de fomento a la
cobertura eléctrica en zonas alejadas de los sistemas de interconexión, como es el
caso del Programa de Electrificación Rural (PER).
La distribución se realiza a través de líneas, subestaciones y equipos que llevan la
energía eléctrica hasta los consumidores finales, en un territorio específico. Por
definirse como servicio público, las empresas del sector, en su totalidad de capital
privado, funcionan en un régimen de concesiones que las obliga a la prestación del
servicio y regula su sistema tarifario. Fuera de dicha participación, el Estado no
desempeña ningún otro rol en este subsector.
En el caso de los hidrocarburos, aunque la mayor parte de los recursos consumidos en
Chile son importados, existen algunas explotaciones nacionales, con importante
participación del Estado. En el caso del petróleo y el gas natural, los principales
yacimientos se ubican en la cuenca de Magallanes, (al extremo sur del país) y
pertenecen en su totalidad al Estado. La explotación de estas reservas se realiza a
través de la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), por medio de concesiones
administrativas o mediante Contratos Especiales de Operación Petrolera (CEOP). Esta
última modalidad ha sido utilizada para atraer inversiones de empresas privadas al
sector, lo que representa un paso más hacia la liberalización del sistema. El resto de
los procesos de importación y comercialización son gestionados directamente por las
empresas privadas, que cuentan con libertad de acción para asociarse e intervenir en
el mercado. En defintivia, única incidencia del Estado en este sector se refiere a los
impuestos específicos a la importación de combustibles, existiendo una fuerte presión
de diversos sectores políticos y empresariales a reducir este impuesto en virtud de las
alzas de precios a nivel internacional. Todo ello prueba la total liberalización del
mercado energético chileno, donde el principal mecanismo “regulador” es el interés
privado a incrementar sus ganancias vendiendo más energía.
Argentina presenta una situación similar, aunque su matriz resulta menos insegura,
debido a su disponibilidad de fuentes propias (si bien las reservas disponibles de
energía están reduciéndose sostenidamente). Las reformas producidas en el sector a
43
Cabe destacar que la aplicación de la Ley de Bases del Medio Ambiente y el SEIA ha estado
históricamente supeditada al interés político del gobierno de turno, que prioriza el fomento a los grandes
emprendimientos energéticos del sector privado para abastecer un mercado progresivamente demandante,
en la lógica del fomento a los negocios y el crecimiento económico sostenido, razón por la cual el alcance
e influencia real de estas normativas, en términos de protección de patrimonio natural y derechos
socioambientales de las personas, es muy escaso (Fuente: Programa Chile Sustentable).
53
partir de la década de los ’90, configuran al sistema energético argentino como uno de
los de mayor liberalización. Tales reformas impulsaron una apertura externa de las
economías, una “desregulación” de los mercados de bienes y servicios y un cambio
drástico del rol del estado. La reestructuración de las industrias energéticas significó
una reorganización productiva e institucional, un cambio radical en los principios
regulatorios y un traspaso de los activos a manos privadas.
Con la excusa de la “modernización de los sistemas económicos”, se pasa de una
modalidad de control central a un control distribuido, con una fuerte pérdida de
capacidad del Estado para gestionar y controlar los diferentes sectores en prestación
de servicios. En el caso del sector eléctrico, esto significó una segmentación vertical
de la cadena productiva, incluyendo una incompatibilidad de funciones entre los
actores de los diferentes eslabones de la cadena. el sector eléctrico está conformado
por 40 unidades de negocio que forman parte de 20 grupos económicos. La
participación estatal se reduce a siete unidades, donde las empresas participantes:
Yacyretá, Salto Grande y Nucleoeléctrica Argentina. En tanto, el sector privado tiene
un 75% de la participación en la potencia instalada.
Algo similar sucede en el caso del gas natural, siendo que Argentina es uno de los
países con mayor desarrollo industrial de la región. Tras las reformas de los años ’90,
se optó por una estructura de mercado abierto, desarticulando la coordinación vertical
y promoviendo la partición horizontal, donde participan empresas que compiten,
teóricamente, en condiciones similares. Sin embargo, en la práctica, la apertura total a
la entrada de empresas privadas ha generado una alta concentración en la oferta.
En el caso del sector petrolero, se procedió a la privatización absoluta del sector,
pasando de un esquema de control central (con presencia de algunos contratistas
privados) a otro de total desregulación de los mercados. De esta manera, se
concesionó la producción otorgando libre disponibilidad de los recursos y eliminando
los controles públicos, conservando sólo una metodología de declaración jurada de lo
producido, sin control real de los volúmenes físicos extraídos.
Muy distinto es el caso de Uruguay, uno de los países de América Latina donde el
embate liberalizador de la década de los ’90 no logró penetrar con la profundidad que
lo hizo en los otros países de la región. En 1997 se aprobó un nuevo marco regulatorio
para el sector eléctrico (Ley 16.832), que creó la Administración del Mercado Eléctrico
y la Unidad Reguladora de Energía Eléctrica (luego transformada en Unidad
Reguladora de Servicios de Energía y Agua). Aunque la ley derogó el monopolio
estatal en la generación de electricidad, lo reducido del mercado nacional y la amplia
cobertura estatal, ha desmotivado la penetración de inversiones privadas de mediana
o gran envergadura. La Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, unidad
ejecutora del Ministerio de Industria, Energía y Minería, es la responsable de la
proposición y coordinación de la política energética nacional. Entre sus cometidos se
encuentra el de coordinar y orientar la acción de las entidades que operen en el sector
energía y el de participar en la elaboración de los marcos normativos y regulatorios de
las actividades energéticas. Adicionalmente, la Unidad Reguladora de Servicios de
Energía y Agua (URSEA), a su vez, es el organismo regulador del sector, creado como
órgano desconcentrado del Poder Ejecutivo, con competencia de control a actividades
del sector tales como el mercado eléctrico, de gas y de hidrocarburos.
El negocio energético en Uruguay está básicamente concentrado en dos empresas
estatales: UTE y ANCAP. UTE concentra toda la generación, transmisión, distribución
y comercialización de la electricidad, aunque la ley permite la generación por parte de
actores privados. La generación hidroeléctrica se concentra en la central hidroeléctrica
de Salto Grande y en tres represas propiedad de UTE sobre el Río Negro (Gabriel
54
Terra, Baygorria y Constitución). Los tres embalses del río Negro tienen usos diversos
(riego, consumo humano, pesquerías y actividades turísticas) además de la
generación de electricidad.
UTE posee tres centrales hidráulicas sobre el Río Negro y cuatro centrales térmicas
(Batlle, La Tablada, Punta del Tigre y Maldonado). Además es propietaria de todas las
redes de transmisión y distribución.
ANCAP, por su parte administra el monopolio de la importación y refinación de
petróleo crudo y de la producción, exportación e importación de derivados (Ley 8.764
de creación de ANCAP, del 15/10/31), de manera que la participación privada se da en
el sector gasífero (transporte, distribución y comercialización) y en la distribución y
comercialización de petróleo.
ANCAP es propietaria de la Refinería de La Teja; de la Distribuidora Uruguaya de
Combustibles S.A. (DUCSA)44; del Gasoducto del litoral Cr. Federico Slinger, que une
las ciudades de Colón (República Argentina) y Paysandú (República Oriental del
Uruguay); del 20% de Gasoducto Cruz del Sur S.A.; y del 45% de Conecta S.A.
Además es parte propietaria en el exterior de Carboclor S.A. (sociedad anónima
argentina), cuya principal actividad es la industrialización y comercialización de
solventes químicos; y Petrouruguay S.A., sociedad anónima argentina que participa en
actividades de prospección, exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos
en el exterior, especialmente en Argentina. También participa en los negocios de:
Cemento (Cementos del Plata S.A.) y bebidas alcohólicas (CABA S.A. y Alcoholes del
Uruguay S.A.)
Brasil, por su parte, posee una estructura mixta de gestión en el sector energía. El
mercado de generación eléctrica cuenta con un 72% de participación estatal, con las
siguientes empresas: Eletrobrás (34,8%); Cesp (8,8%); Bndes (7,8%); Cemig (6,8%);
Petrobrás (6%); Copel (5%); Eletronuclear (2%). En distribución la situación es inversa:
un 66% corresponde a empresas privadas, En transmisión, la participación privada es
todavía mayor, con un 85% del mercado.
Al igual que en la mayoría de los países latinoamericanos, las reformas favorables a la
apertura del sector energético tuvieron lugar en los años ’90. Sin embargo, en Brasil el
proceso de privatización se llevó a cabo sin un marco regulatorio que orientase la
venta de los activos de las empresas eléctricas. La primera venta de una empresa
distribuidora (Escelsa) tuvo lugar en Julio de 1995, mientras que el organismo
regulador, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), fue creada recién dos
años después (octubre de 1997), a través del Decreto 2.335. Para entonces, ya cuatro
empresas distribuidoras habían sido transferidas al sector privado.
La creación de este organismo no significó la concresión de un marco regulatorio: de
hecho, la reestructuración del sector eléctrico, iniciada durante el gobierno de Enrique
Cardoso, aún está en trámite en el gobierno de Lula da Silva. Por cierto, el nuevo
gobierno no ha modificado el carácter de las reformas impulsadas en los años ’90,
tendientes a la liberalización, sino que ha profundizado la tendencia.
44
Su objeto principal es comercializar y distribuir derivados del petróleo (gasolina, gasoil, queroseno,
diesel oil, fuel oil, lubricantes, productos especiales, asfaltos envasados y todo otro producto que ANCAP
comercialice en plaza) en todo el territorio nacional, en virtud de diversos contratos firmados con
ANCAP. En enero de 2005 esta sociedad, inició las actividades de distribución de gas licuado de petróleo
(GLP).
55
La reestructuración del sector eléctrico dio cabida a dos tipos de mercado: uno libre,
integrado por los consumidores cuya demanda supera los 3.000 KW, quienes pueden
elegir la empresa con que establecer un contrato de compra de electricidad; y un
mercado cautivo, constituido por todos los consumidores que reciben electricidad de
baja tensión y que representan pequeñas cargas para el sector, como es el caso del
sector residencial, el pequeño comercio y las empresas de servicios. Este sector, de
menor envergadura para el mercado eléctrico, carece de opciones de compra debido a
los altos costos de transporte de energía y de transacción que implicaría cada cambio
de abastecedor por parte de los consumidores. Por cierto, considerando que los
contratos de concesión firmados entre ANEEL y los consorcios que adquirieron las
empresas tienen una duración de 30 años, durante este período las empresas
distribuidoras tienen prácticamente garantizada la exclusividad del abastecimiento en
el mercado cautivo.
Sin embargo, el proceso de privatización de empresas distribuidoras ha sido más lento
de lo previsto por los gobiernos de Brasil. Empresas públicas como Ceal, Cepisa,
Ceron, Celesc y Eletroacre siguen a la espera de ser sometidas al proceso de
privatización e incluso se ha abierto su licitación, sin encontrar empresas interesadas
en su compra.
La privatización de las empresas generadoras federales (incluyendo FURNAS, CHESF
y ELETRONORTE) también se ha visto entorpecida, debido a factores que van desde
cuestionamientos al modelo de venta, hasta aspectos de orden jurídico institucional.
Una de las leyes que dificulta el traspaso de las empresas a privados es la Ley 9.433
de los Recursos Hídricos, que establece la obligatoriedad del uso múltiple de las
aguas. La introducción de un nuevo actor institucional en las negociaciones (la
Agencia Nacional de las Aguas, ANA) contribuye a complejizar la agenda
privatizadora.
Cabe destacar que pese a las complejidades, durante los últimos años el sector
eléctrico ha aumentado progresivamente su recaudación. En 2004 se estima una
facturación total de R$ 100,35 billones, equivalentes a cerca de 37,8 billones de US$.
Es por ello que el negocio sigue siendo atractivo para las empresas, aun cuando la
apropiación sea lenta si se compara el proceso de Brasil con sus pares regionales.
En el sector hidrocarburos, el marco regulatorio fue creado a partir de la promulgación
de la Ley Nº 9.478, el 06/08/1997, que contribuyó a flexibilizar el monopolio de la
megaempresa Petrobras y creó la Agencia Nacional del Petróleo-ANP. En el mes
anterior a la creación de la ANP, dos empresas de distribución de gas habían sido
transferidas al capital privado, a través de una licitación. Em 1999 tuvo lugar la
privatización de una tercera gran empresa nacional (distribuidora en Sao Paulo), con lo
que el mercado del gas quedó prácticamente en su totalidad, a cargo de empresas
privadas.
En cuanto a la concesión de áreas para la prospección de petróleo y gas natural, a
partir de 1999 se inició una serie de licitaciones, con el objetivo de alcanzar la
autosuficiencia de petróleo en el corto plazo. Desde entonces se han realizado ocho
rondas de licitación, por intermedio de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y
Agrocombustibles (ANP). En el año 2007 se ha inaugurado una 9ª ronda de
licitaciones (www.brasil-rounds.gov.br), donde se ofertan 313 bloques en un área de
98.000 km2.
Como resultado de este proceso, actualmente existen en Brasil 41 empresas
extranjeras concesionarias en las actividades de prospección y producción de petróleo
y gas, tanto organizadas en consorcios y sociedades, como aisladas. Pese a esta
56
fuerte penetración, la empresa estatal Petrobrás sigue siendo la corporación más
poderosa de Brasil en este sector, si bien su funcionamiento y la participación de
capitales privados en su estructura de propiedad, hacen de esta empresa una
corporación más parecida a las estructuras mixtas de la Zona Andina, que a las
empresas del Estado en países de Centroamérica y Uruguay.
Finalmente, en este país, cabe destacar la creciente industria de agrocombustibles,
fomentada por el estado brasileño. El Programa Nacional de Alcohol (PROÁLCOOL),
creado en Noviembre de 1975, es actualmente la expresión más compleja de la
contradicción que representa la instalación de un programa de sustitución de
combustibles fósiles en el libre mercado de energía. A la primera etapa de apertura y
remoción de barreras legales sigue una segunda fase, caracterizada por la
implementación de subsidios gubernamentales. La política de subsidios permanece
hasta inicios de los años ’90, con un saldo de USD 7,4 billones otorgados por el
Estado para viabilizar el programa de producción de alcohol combustible (a través de
subsidios directos y créditos). En definitiva, la apertura de este mercado precisó,
evidentemente, una fuerte participación del Estado.
Con el alza del precio internacional del petróleo, los subsidios al alcohol combustible
dejaron de ser necesarios. Sin embargo, las deudas contraídas por las empresas
nunca fueron canceladas, mediante acuerdos entre los industriales y el Gobierno
Federal, con la participación de sus agentes financieros: el Banco de Brasil y la Caja
Económica Federal.
A comienzos de los años ’90, el sector alcoholero fue desregulado y se acabaron las
intervenciones del gobierno sobre las cuotas regionales de producción, sobre la
exportación y la fijación de precios. Ello significó un brusco cese de la participación del
etanol en el sector transporte. Actualmente, la producción de etanol es generada en un
100% por el sector privado y hasta el año 2000, estaba siendo impulsada
principalmente por inversores nacionales. Más recientemente, las empresas
transnacionales han comenzado a penetrar fuertemente en este mercado. Pese a esta
progresiva participación, la estatal Petrobras sigue siendo la mayor productora de
biodisel en Brasil. Cuenta con 11 refinerías, 344 procesadoras de alcohol y 28 de
biodiesel. Participa como comercializadora del mercado exportdor, y más
recientemente, planea ampliar su mercado hacia Japón.
a.4 México
A partir de los años ’90, en medio de una fuerte tendencia a la liberalización comercial,
la reducción del Estado y el fomento a la inversión extranjera –promovida por Estados
Unidos y los organismos financieros internacionales-, México aceleró la apertura a la
inversión privada bajo el esquema denominado Productores Independiente de Energía
(PIE) o productores externos.
Desde entonces a la fecha, el gobierno mexicano tiene extendidos 21 permisos
otorgados para producción independiente, de los cuales 20 estarán en operación con
una capacidad autorizada de 11 mil 478 MW y el resto se encuentra en construcción.
La producción independiente opera con tecnología de ciclo combinado, utilizando gas
natural. Esta modalidad genera 61.34% de energía eléctrica respecto del total de
generación producida por los permisionarios.
Con el fin de apoyar la agenda hacia la mayor apertura del capital privado en la
inversión eléctrica, los senadores del Partido Acción Nacional (PAN) impulsan la
reforma energética con el fin de abrir Petróleos Mexicanos (Pemex), la Comisión
Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza del Centro (LFC) a la inversión privada nacional y extranjera. La propuesta panista, según el senador Santiago Creel y los
57
senadores Fernando Elizondo secretario de Energía en el sexenio foxista y Juan
Bueno Torio, ex director de Pemex Refinación, establece la posibilidad de "alianzas
estratégicas" de Pemex, CFE y LFC con empresas privadas, incluidas
trasnacionales.45
Así, desde las modificaciones a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
llevada a cabo en 1992, el sector privado en la generación de energía eléctrica en
México ha crecido sustancialmente, especialmente extranjero, bajo la figura de
productores externos de energía, autoabastecimiento, cogeneración, importación y
exportación. Tan sólo 7 años las trasnacionales generaron más de 10 mil MW mientras
que la CFE sólo aumentó su producción en 2,569 MW en el mismo período.
En 1997, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó el primer permiso bajo la
modalidad de productor independiente a la trasnacional estadounidense AES para la
planta Mérida III por una capacidad de 532 MW, cuya entrada en operación fue en
2000, año en que los permisos en esa modalidad era de 6 mil 200 MW, y cuatro años
más tarde, la capacidad aumentó al doble. En 2004 la capacidad autorizada fue de 12
mil 557 MW.
Actualmente el capital privado tiene una capacidad de generación de 21 mil 468 MW,
equivalente a 46.5% del total de la energía eléctrica que se produce en México con un
total de 494 permisos vigentes en las diversas modalidades como producción
independiente, cogeneración y autoabastecimiento, entre otras figuras según la
Secretaría de Energía (Sener).
De ellos el 93.7% están en operación con una capacidad de 16 mil 801 mega vatios.
Para los permisos vigentes la participación del gas natural es del 87.2% y un 4.3% en
combustóleo, el segundo combustible en importancia.46
b) Principales empresas en el negocio energético en América Latina
b.1 Centroamérica
Una importante proporción de empresas transnacionales han ingresado a los negocios
energéticos en esta región. En el caso de El Salvador, la distribución está a cargo de
dos empresas transnacionales estadounidenses: AES y PP&L, que aprovecharon la
oportunidad de negocios con la venta de las 5 empresas públicas del sector. Otros
países han cedido el control de las empresas públicas a través de la venta de
paquetes accionarios: Nicaragua ha vendido el 95% de sus empresas de distribución
por 115 millones de dólares y Panamá, el 51% por 301 millones de dólares.
El grupo AES ha penetrado los negocios energéticos de electricidad en El Salvador y
Panamá, mientras que Unión FENOSA hace lo suyo en Guatemala, Nicaragua,
Panamá y Costa Rica. En hidrocarburos, las principales empresas participantes son:
Shell (Inglaterra/Honalnda) Texaco/Chevron y Esso/Exxon (Estados Unidos). Estas
empresas se han incorporado a los mercados energéticos de Guatemala, Honduras, El
Salvador y Panamá. En Nicaragua sólo participa Esso/Exxon. Como se señalaba, sólo
Costa Rica ha permanecido a resguardo de esta penetración, debido al control de la
empresa estatal RECOPE en toda la cadena de importación, refinación,
almacenamiento y distribución de combustibles.
45
46
La Jornada, 4 de febrero de 2007
La Jornada, 24 de diciembre de 2006.
58
El siguiente cuadro ilustra la presencia de estas empresas en el sector elétrico e
hidrocarburos
Principales empresas en el sector eléctrico e hidrocarburos de Centroamérica
Empresas
País de Origen
AES Group
Coastal power
Estados Unidos
Estados Unidos
Costelletion power
Duke Energy
Estados Unidos
Estados Unidos
Enron
Estados Unidos
Iberdrola
PP&EMEL
Ormant
España
Estados Unidos
Estados Unidos
Unión FENOSA
España
Teco Enegy
Electricidade de
Portugal
ENDESA
Estados Unidos
Portugal
Enel group
Empresas
Italia
País de Origen
Union Pacific
Estados Unidos
Compañía petrolera
del atlántico
Guatemala
Shell
Esso
Inglaterra/Holanda
Estados Unidos
Texaco/ Chevron
Estados Unidos
Esso
Estados Unidos
España
Elf
Occidental Petroloum
OXY
Sector eléctrico
Generación
Distribución
Panamá
El Salvador
Guatemala
El Salvador
Nicaragua
Guatemala
Panamá
Guatemala
El Salvador
Guatemala
Nicaragua
Panamá
Guatemala
El Salvador
Guatemala
Nicaragua
Costa Rica
Guatemala
(hidráulica)
Nicaragua
Panamá (térmica)
Panamá
Guatemala
Guatemala
Centroamérica
SIEPAC
El Salvador
Sector hidrocarburos
Exploración/
Importación
Distribución
producción
/refinación
Guatemala(pr
oducción
petrolera
Guatemala
(Exploración
petrolera y
gas natural)
Derivados
Guatemala
líquidos:
El Salvador
Guatemala
Honduras
El Salvador
Panamá
Honduras
Panamá
GLP:
El Salvador
Honduras
Nicaragua
(derivados
líquidos)
Honduras
GLP
El Salvador
(GLP)
Panamá
Nicaragua
Estados Unidos
Nota: Derivados líquidos con información del año 2004.
59
Fuente: Quiroa, Silvia, op. cit.
En Venezuela, los negocios del gas natural son integrados junto a PDVSA por las
empresas Chevron (Estados Unidos), Statoil (Noruega), TotalFinaElf (Francia),
Repsol- YPF (España), Petrobrás (Brasil), British Gas (Reino Unido) y otras privadas
de menor participación. En el sector petróleo, los Convenios Operativos que fueron
convertidos en Empresas Mixtas permiten la participación de empresas públicas y
privadas. El Estado participa en estas Empresas Mixtas a través de la Corporación
Venezolana de Petroleo (CVP).
También se le han asignado bloque petroleros para la exploración y explotación en la
Faja Petrolífera del Orinoco a empresas petroleras estatales transnacionales privadas.
El Bloque Boyaca permanece en manos de PDVSA; el bloque Junín incorpora a
Luktoil de Rusia (Bloque 3), CNPC de China (Bloque 4); Repsol YPF de España
(Bloque 7) y ONGC de India; el Bloque Ayacucho está integrado por Gazprom de
Rusia, Petropars de Irán, la alianza PDVSA-ANCAP de Uruguay y ENARSA de
Argentina. Por último, en el Bloque Carabobo participa la estatal brasileña Petrobrás.
En el sector eléctrico, las empresas de generación están en proceso de estatización,
como se señalaba anteriormente. El Estado posee 13 empresas en este sector:
Edelca, Cadafe, Cadela, Electrocentro, Eleoccidente, Eleoriente, Semda, Enelven,
Enelgen, Eneldis, Enelco, Enelbar y Elevar. Las empresas privadas en proceso de
estatización son Caley, Eleval, Elebol ,Califa, Seneca, Turboven, Termoyaracuy,
Energyn, las que pasarán a ser agrupadas junto a las empresas públicas en la
Corporación Eléctrica Nacional.
En distribución de electricidad, hasta el año 2000 la empresa estadounidense AES
poseía el 82,14% de la Empresa Electricidad de Caracas, con un millón de clientes en
esta ciudad y otros cinco millones en dos regiones del centro y oeste de Venezuela.
Sin embargo, en febrero del 2007 firmó un acuerdo para vender su participación al
Estado venezolano por 739,26 millones de dólares, aun cuando fue adquirida por
1.600 millones de dólares.47
Y en la explotación de carbón participan junto a la estatal Carbozulia, la empresa
privada venezolana Carbonar y un consorcio internacional integrado por varias
empresas de diversas magnitud, entre las que destacan: Pead Body Energy, Anglo
American Coal, Ruhrkohle, Kerosene Coal, Tomen, Excel, Inter American Coal,
Chevron Corporación, TransMar Coal Inc., Carbonífera Caño Seco, C.A., Corporación
Carbones del Perijá, C.A., Consulminca, Carboca, Compañía Vale do Rio Doce,
Minera Maicca, C.A , Carbones de Perijá, C.A Carbones del Socuy, C.A., Transportes
Coal-Sea de Venezuela, C.A., COSA/Cipower Service Limited, Inespa, Alkyon
Hidraulic Consultancy & Research, Royal Haskoning, Marcel van der Berg, Gerardo de
Veer y otros.
En Ecuador, la operación petrolera ha pasado progresivamente a manos de las
transnacionales y hoy participan de este mercado 3 empresas de origen europeo
(Repsol, Perenco, AGIP), 3 de EEUU (Occidental, Burlington y Petrocóndor), 1 de
Canadá (Encana), 1 de Brasil (Petrobrás), 1 de Argentina (CGC) y 1 de China (CNPC).
A ellas se suman las empresas que operan actualmente los campos marginales: 2 de
47
EFE, Nueva York, 12 de febrero de 2007. Esta situación se presenta como ejemplo del curso que están
tomando las transacciones de las empresas energéticas en Venezuela, con una fuerte tendencia hacia la renacionalización.
60
Argentina (Petrosud y Tecpecuador), una de ellas en consorcio con una de España, 1
de Canadá (Bellweather) cuyo bloque está abandonado y 1 de Ecuador (Pacifpetrol).48
En el sector hidroeléctrico, las empresas que participan son Electroquil y Electriquito
(privadas), Emelec, Transelectric y la Empresa Eléctrica Regional del Sur. En la
generación se cuentan Hidropaute, Hidroagoyán, Hidropucara, Termoesmeraldas,
Termopichincha y Electroaguayas, todas ellas sociedades anónimas. En el año 2001,
Hidroagoyán absorbió a Hidropucará. Por su parte, CENACE (Centro Nacional de
Control de la Energía) se constituyó como corporación civil de derecho privado,
contando como sus miembros a todas las empresas de generación, transmisión,
distribución y grandes consumidores. Inició su funcionamiento, en la nueva condición,
a partir del 1 de febrero de 1999.49
En Colombia, las empresas extranjeras, interesadas en el comercio de la energía, se
han posesionado de las principales empresas de generación y comercialización de
electricidad, y las empresas que aún son públicas tienen la amenaza de la
privatización. Entre las empresas públicas de electricidad, se encuentran: Centrarles
Hidroeléctricas del Norte de Santander – CENS, Empresa Electrificadota de Santander
– ESSA, Empresas Municipales de Cali – EMCALI, Empresa Públicas de Medellín –
EEPPM, que controlan cerca del 20% de la capacidad de generación, e ISAGEN. En el
sector de la transmisión, la mayor parte de las operaciones las lleva a cabo la estatal
de Interconexiones S.A. –ISA-, la única actividad de la cadena energética que aún la
monopoliza el estado. Cabe señalar que en muchas de las empresas con carácter
privado el Estado mantiene participación accionaria, como el caso de Electricaribe y
Electrocosta, pero la mayor carga accionaría, y por ende la administración de las
empresas, se encuentran a cargo de empresas privadas.
Dentro de los principales actores del sector eléctrico colombiano, se encuentra
ENDESA, que por medio de sus filiales CODENSA, EMGESA y Central Hidroeléctrica
de Betania, controla el 25% del total de la generación eléctrica en Colombia. También
está Unión FENOSA. que controla distribución y comercialización en la costa caribe.
Cerca de 2 millones de usuarios son atendidos en 5 departamentos por medio de sus
filiales ELECTROCOSTA, ELECTRICARIBE, ENERGÍA SOCIAL y ENERGÍA
EMPRESARIAL DE LA COSTA). Existe además una empresa mixta, la Central
Hidroeléctrica de Caldas.
En comercialización y distribución, participan 2 empresas privadas y 6 empresas
públicas; en toda la cadena del sector, desde la generación a la comercialización, se
cuentan dos empresas públicas (ESSA, EEPM) y una privada (EPSA). En distribución
hay 12 empresas privadas y 11 públicas. En la transmisión hay dos empresas públicas
(Empresa de Energía de Bogotá e Interconexión Eléctrica S.A.) y dos privadas
(Transelca y Ditasa). El sector más liberalizado es la comercialización, donde se
cuentan 28 empresas privadas y 2 públicas.
En el sector petróleo, la participación decreciente de la estatal ECOPETROL ha dado
lugar a la entrada de una gran cantidad de empresas nacionales y extranjeras, a
quienes les han sido adjudicadas áreas para la exploración. Entre ellas se encuentran:
Petrobras, Mercantile, Petrocol. Alpha, Occidental Andina Llc, OPA, BHP Billiton,
Erazo Valencia y Cia, C&C Energy S.A., Ecopetrol S.A., Harken Energy, IST Ltda.,
Petropuli Ltda., Omimex, Hocol S.A., Petrominerales, Emerald Energy Plc, Hupecol,
Parko Services, Rancho Hermoso S.A., Argosy Energy, Tepma, Kappa, Perezco,
Solana, Nexen, Mercantile, Great North Energy, Talisman, Well Logging, U.T. E&CC,
48
49
Fuente: Acción Ecológica, Atlas Amazónico 2006.
Plan Nacional de Electrificación 2002-2011 consejo nacional de electricidad, 2002
61
Cepsa, Lukoil, Competrol, Harken de Colombia, Occidental Andina, Taghmen, Apex
Energy, Maxim Well Services, Petróleos del Norte, Toxican, Cepcolsa, Argenta Oil &
Gas, SEEP S.A., Petrolífera, Repsol Colombia S.A, Gran Tierra Energy, Gold Oil,
Argosy, Cleanenergy Ltda., Carbopetrol, Oxy Andina, Ramshorn Int., Fénix, Sogomi
SA, New Horizon, Geoadinpro, Varosa Energy Ltd, Emerald.
En Bolivia, hasta el año 2005 participaban del negocio energético 9 empresas
hidrocarboríferas, entre las que destaca el grupo REPSOL-YPF, que controlaba el
56% de las reservas probadas de gas en Bolivia (1,7 millones de hectáreas
concesionadas). El siguiente cuadro ilustra los volúmenes de producción de estas
empresas al año 2005, con antelación a la reforma.
Cuadro
Empresas privadas en el sector hidrocarburos en Bolivia
Empresas
ANDINA
CHACO
VINTAGE
REPSOL YPF
PETROBRAS ENERGÍA
PLUSPETROL
BG BOLIVIA
PETROBRAS BOLIVIA
MATPETROL
TOTAL
Fuente: Bertinat, Pablo, en base a datos de YPFB.
Promedio del año 2005 (millones de pies
cúbicos diarios)
168,43
113,89
18,29
81,40
34,22
23,77
59,74
677,07
s/i
1.176,82
Actualmente, las empresas han sido conminadas a respetar las nuevas reglas de
gestión de hidrocarburos promovidas por el gobierno de Evo Morales. Participan de la
gestión, pero ya no poseen los derechos de propiedad y disposición sobre los
combustibles. La medida pone fin al extenso período de la historia boliviana donde las
transnacionales profitaban ampliamente de los recursos energéticos disponibles en
este territorio, con la venia de un Estado debilitado y en un país empobrecido.
Finalmente, en Perú la principal operadora privada del sector hidrocarburos es Repsol
YPF. En 1995, en el marco del proceso de privatización del sector, Repsol YPF inició
su actividad firmando un contrato con la empresa estatal PERUPETRO S.A para la
exploración petrolera de un lote situado al norte de la costa peruana, a través de
Repsol Exploración Perú, Sucursal de Perú. Entre 1997 y 2000 adquirió cinco lotes
más en la selva norte y baja de la Amazonía peruana para desarrollar actividades de
exploración, hoy ya finalizadas. Desde 2001 suscribió nuevos contratos en la misma
zona, de forma que en 2005 poseía 4 lotes: el 39, 90, 57 y 109. En la actualidad, esta
empresa está apostando por el liderazgo del mercado peruano: es el principal
operador de una de las refinerías petroleras más importantes del país (“La Pampilla”) y
el principal distribuidor de gas del Perú. Posee además una red de servicios de
gasolineras, y es también el titular mayoritario o exclusivo de 4 lotes. Otras 13
empresas poseen concesiones petroleras (entre ellas, Petrobrás y Pluspetrol) y 2
empresas poseen concesiones de gas natural y condensado (Aguaytía y Pluspetrol).
Por su parte, el mercado eléctrico es privado y ampliamente diversificado. Participan
37 empresas en la generación para el mercado eléctrico; 77 empresas generadoras
para consumo interno; 5 empresas concesionarias en transmisión y 22 empresas en la
distribución. Entre las empresas del mercado eléctrico que disponen de una mayor
cantidad de centrales generadoras se cuentan Electro Oriente S.A., con 48 centrales
(12% son hidroeléctricas y 88% térmicas); Electronorte S.A., con 24 centrales (50%
62
son hidroeléctricas y 50% térmicas); y Electrocentro S.A., con 19 centrales (84% son
hidrolélectricas y 16% térmicas). Las empresas concesionarias que desarrollan como
su actividad principal la transmisión eléctrica, son: Red de Energía del Perú S.A. –
REP S.A., que dispone de 4 342 km (28%); y Consorcio Energético Huancavelica,
Consorcio Transmantaro S.A., Eteselva S.R.L, Interconexión Eléctrica ISA Perú y Red
Eléctrica del Sur.S.A. que operan líneas con una longitud total de 2.048 km (13% del
total)
El siguiente cuadro resume la presencia de empresas privadas de gran envergadura
en los países de la Zona Andina.
Cuadro
Principales empresas en el sector eléctrico e hidrocarburos de la Zona Andina
Empresas
País de Origen
Sector eléctrico
ENDESA
España
Unión FENOSA
España
Electroquil, Electriquito, EMELEC, Transelectric
Colombia, Perú
Colombia
Ecuador
Electro Oriente, Electronorte, Electrocentro (generación); Red de
Energía del Perú, Consorcio Energético Huancavelica, Consorcio
Transmantaro, Eteselva S.R.L, Interconexión Eléctrica ISA Perú y
Red Eléctrica del Sur (transmisión)
Caley, Eleval, Elebol ,Califa, Seneca, Turboven, Termoyaracuy,
Energyn
Empresas
País de Origen
REPSOL-YPF
España
Perú
Francia
China
Sector hidrocarburos
Bolivia, Colombia, Ecuador,
Venezuela
Perú, Bolivia, Ecuador,
Colombia, Venezuela
Perú, Bolivia
Colombia, Venezuela (faja
Orinoco)
Ecuador, Venezuela
Ecuador, Venezuela
Inglaterra/Holanda
Venezuela
Petrobrás
Brasil
Pluspetrol
Luktoil
Rusia
Perenco
Chinesse Nacioanl Petroleum
Company (CNPC)
Shell
Venezuela
Occidental, Burlington, Petrocóndor
Estados Unidos
Agip
Italia
Encana, Canadá Grande,
Canadá
Bellweather
Mercantile, Great North Energy, Talisman, Well Logging, U.T. E&CC,
Cepsa, Luktoil, Competrol, Harken de Colombia, Taghmen, Apex
Energy, Maxim Well Services, Toxican, Gold Oil, Argosy,
Cleanenergy Ltda., xy Andina, Ramshorn Int., Fénix, Sogomi SA,
New Horizon, Geoadinpro, Varosa Energy Ltd, Emerald,
British Petroleum, Suelo Petrol, Harvest Vinccler Oil, Tecpetrol,
Chevron, Ine Boscan, Hocol, Ehcopek, Teikoku Oil, APC, Korea
National Oil, Inemaka, Conoco/Phillips, Exxon
Gazporm (Rusia), ONGC (India), Petropars (Irán)
Pead Body Energy, Anglo American Coal, Ruhrkohle, Kerosene Coal,
Tomen, Excel, Anglo American Coal, Ruhrkohle, Kerosenne Coal,
Tomen, Excel , Inter American Coal, Chevron Corporación, TransMar
Coal Inc., Compañía Vale do Rio Doce, Minera Maicca, C.A ,
Transportes Coal-Sea de Venezuela, C.A., COSA/Cipower Service
Limited, Inespa, Alkyon Hidraulic Consultancy & Research, Royal
Haskoning, Marcel van der Berg, Gerardo de Veer
Ecuador
Ecuador
Ecuador
Colombia
Venezuela
Venezuela (Concesiones faja
Orinoco)
Venezuela (Carbón)
63
Nota: Petrobrás, aunque es una empresa estatal, ha sido incluida en este cuadro por su fuerte
penetración en los mercados energéticos de la zona andina y porque su gestión expansiva se asemeja
más a las corporaciones privadas orientadas al negocio energético, que a las empresas de servicios
públicos. La información recogida considera las empresas de mayor relevancia, si bien es posible suponer
que por tratarse de empresas transnacionales, cuenten con filiales y empresas coligadas en más países
de los aquí citados, información que excede los alcances del presente estudio.
Fuente: Elaboración propia en base a informes nacionales, op. cit.
Se advierte que dos grandes empresas españolas, Endesa y Repsol-YPF, son las
transnacionales de mayor presencia en la región, en los mercados de electricidad e
hidrocarburos respectivamente. Petrobrás es otra empresa de gran envergadura,
encontrándose filiales e inversión directa en todos los países de la Zona Andina. Llama
la atención la penetración de la empresa china CNPC en Ecuador y Venezuela, cuya
introducción en el mercado implica una presión creciente sobre la producción
energética de estos países, por tratarse de un mercado altamente demandante y en
expansión. También es interesante observar cómo Venezuela está atrayendo
inversiones de empresas no europeas ni norteamericanas, como es el caso de la
mencionada empresa china y la rusa Luktoil, convocada a las explotaciones de los
bloques en la faja del Orinoco, y que ya tenía presencia en el mercado colombiano.
Otra empresa de importancia es Pluspetrol, con presencia en Perú y Bolivia.
b.2 Cono Sur
En este mercado energético, los grandes actores empresariales se encuentran
principalmente en Brasil, Chile y Argentina. En el caso de Paraguay, solamente dos
empresas privadas participan del mercado eléctrico y se dedican a la distribución: la
Compañía de Luz y Fuerza S.A." (CLYFSA) de Villarrica; y la "Asociación de Colonias
Menonitas" (ACM), conformada por las tres colonias menonitas del Chaco central50.
Ambas empresas compran energía de la ANDE y la distribuyen en su respectiva zona
de alcance. En hidrocarburos, si bien cuenta con una empresa estatal, Paraguay
importa la totalidad de su consumo, ya sea como petróleo crudo o como productos
derivados, lo que significa desembolsos de divisas cercanos a los US $ 240 millones al
año. El gobierno concentra sus esfuerzos para facilitar los trabajos de prospección y
exploración de hidrocarburos en territorio nacional, además de dar un tratamiento
altamente favorable para las concesiones de explotación.
Las principales empresas que comercializan combustibles derivados del petróleo son:
Esso, Shell, Texaco, Copetrol, Lubripar, Barcos y Rodados, Copet y Petrosur. Operan
también varias empresas dedicadas únicamente a la comercialización de gas licuado
de petróleo, entre ellas: Gas Corona, Hipasa, Sugas, Lima Gas, Gas del Este,
Yacyreta, Acaray Gas, Copesa, Petrogas y Norte Gas. La Empresa Estatal
PETROPAR no participa directamente en la comercialización de combustibles
derivados del petróleo al consumidor final.
En Chile, la principal empresa generadora, ENDESA Chile, que representa casi el
40% de la capacidad instalada. Esta empresa es filial de la transnacional ENERSIS, a
través de la cual ENDESA España tiene una participación de control del 59,98% de
ENDESA Chile. Gracias a esta relación, el 36% de los activos de ENDESA en
Iberoamérica se encuentra en este país. Otras empresas del sector generación son
AES-Gener, Norgener, Ibener, Gas Atacama, Electroandina, Edelnor, Edelmag y
Transelec. La empresa transnacional IBERDROLA también está presente en el sector
de generación de electricidad chileno a través de su filial Iberoamericana de Energía
50
Las colonias menonitas disponían de sus propias unidades de producción e instalaciones de distribución
y suministraban electricidad a sus comunidades. En el año 2000, la zona fue conectada al SIN, razón por
la cual fueron desafectas las unidades propias de generación.
64
(Ibener), donde posee un 95% de las acciones. Esta transnacional belga tiene el
control de EDELNOR y ELECTROANDINA.
En distribución, ENDESA Chile también tiene el control de la empresa distribuidora
CHILECTRA, la principal distribuidora del país (30% de la distribución nacional). Otras
empresas distribuidoras son CGE (22%), Chilquinta, Saesa y Conafe.
Respecto del sector hidrocarburos, las empresas presentes en las ventas de gas
licuado de petróleo son: Abastible, Agrogas, Codigas, Enagas, Gasco Norte, Gasco
Centro, Gasco Sur, Gasco Magallanes y Lipigas. A Lipigas pertenecen Uligas,
Agrogas, Enegas y Codigas, conformando el 38,8% del mercado. Gasco y sus filiales
representan el 27,1% y la empresa mayor, Abastible, el 34,2% del total. Abastible es
una empresa del grupo empresarial COPEC, holding financiero que participa en los
negocios de energía y recursos naturales. En el caso de Lipigas, el principal
propietario es la transnacional REPSOL YPF, que a partir del año 2000 cuenta con el
45 % de las acciones de Agrogas, Codigas, Enagas y Lipigas.
Finalmente, GASCO es una sociedad anónima derivada de la primera empresa pública
de gas del país, y actualmente integrada por holdings privados vinculados al sector
energético y a la industria de la construcción. Según información de la Bolsa de
Santiago (www.bolsadesantiago.com), el mayor accionista de Gasco S.A. con un
56,62% de propiedad, es Compañía General de Electricidad S.A. (CGE), empresa a su
vez controlada en un 61,7% por dos sociedades familiares (Familia Marín de Real y
Familia Pérez-Cruz) más el grupo económico Almería (Fuente: CGE, www.cge.cl). La
CGE que participa en el sector eléctrico en Chile y Argentina, a través de filiales, en
los negocios de transformación, transporte y distribución de energía eléctrica. Cabe
señalar que Gasco es además una empresa coligada con Metrogas, la principal
distribuidora de gas natural en la Región Metropolitana.
En Argentina, las principales empresas privadas que participan en el sector eléctrico
son ENDESA de España, TOTALFINA ELF de Francia y AES de EEUU, que
conjuntamente concentran casi el 48 % de la potencia instalada. Agregando la
participación de PETROBRAS de Brasil y PLUSPETROL de EEUU, se alcanza el
56% de la potencia instalada. En el caso del sector del transporte de energía, fue
escenario en el último período de una disputa referido a la legalidad o no de que
Petrobrás pueda tener participación accionaria en Transener, debido a que ya se
encuentra en otro eslabón de la cadena. Esto ha derivado en la obligación de venta
por parte de la brasileña de las acciones en la transportista.
En el sector de la distribución, existen 55 grupos económicos privados, incluyendo 37
cooperativas. Más allá de esta dispersión aparente, los indicadores muestran que el
grueso de la distribución se encuentra en manos de pocas empresas mayoritarias,
entre las cuales se cuentan ENDESA, EDF, AES, Camuzzi y Cartelone.
El mercado de hidrocarburos está integrado por 6 empresas en gas natural y 7
empresas en petróleo. La empresa mayoritaria en ambos sectores es YPF, que posee
el 32,5% de la participación en el mercado del gas natural y 42,4% del mercado de
petróleo. En gas natural, le siguen Total Austral (21,5%), Pan American (12,1%),
Pluspetrol (8,7%), Petrobras (6,9%) y Tecpetrol (5,3%). En petróleo, muy por debajo
de YPF se encuentra Pan American, con un 7,8%, seguida de Petrobras (5,3%),
Chevron San Jorge (4,7%), nuevamente Tecpetrol (2,5%), Vintage Oil (2,2%) y Total
Austral (2,1%).
Uruguay, como se señalaba en el apartado previo, posee una muy restringida
participación privada en el sector energético. Como se señalaba anteriormente, no hay
65
actores privados en los distintos procesos de la electricidad. Pese a que en la
normativa eléctrica existe la posibilidad de varios operadores en la generación, a la
fecha Uruguay cuenta con sólo dos operadores: UTE y Salto Grande.
Es en la distribución de los derivados del petróleo y en el sector gasífero donde se
presenta la participación de las empresas privadas nacionales y extranjeras. En la
distribución de derivados del petróleo líquidos participan las distribuidoras DIKAMSA,
ESSO, TEXACO y PETROBRAS, como empresas mayoristas. El gas licuado de
petróleo (supergás) se distribuye a través de dos empresas privadas minoristas:
Acodike Supergás S.A. y Riogás S.A.; y una empresa mixta (pública/privada), Gasur.
En el sector gas natural, las empresas privadas extranjeras tienen alguna presencia a
través del Gasoducto Cruz del Sur (transporte); las distribuidoras Conecta51 y
MontevideoGas -ex Gaseba-, que abastecen a la ciudad de Montevideo; y las
empresas distribuidoras de GLP (supergás y propano). No existe una ley marco
regulatoria del subsector, sino una serie de leyes, decretos y contratos afines.
Gasoducto Cruz del Sur S.A. 52 es el concesionario para el diseño, construcción y
operación del Gasoducto Buenos Aires - Montevideo por un período de 30 años. Este
sistema de transporte de gas natural se encuentra operativo desde Noviembre de
2002. Está integrado por British Gas Netherland Holding (40%), ANCAP (20%), Pan
American Energy (30%)
y Wintershall Exploration und Produktions
Beteilingungsgesellschaft (10%).
Conecta es una sociedad anónima uruguaya, que originalmente fue constituida
originalmente con las empresas Unión Fenosa y Sempra Energy. Participa ANCAP
con un 45%. A partir de 2005 las acciones de estas empresas pasaron a manos de
Petrobrás Internacional Braspetro B.V. Por su parte, MontevideoGas es la distribuidora
de gas por cañería en el departamento de Montevideo, cuya propiedad en un 67% de
Petrobrás y 33% de Pan American Energy.
En el caso de Brasil, existe un 28% de participación privada en generación eléctrica.
En distribución, las principales empresas son AES-Eletropaulo (12,1%); CPFL (8,7%);
Light (7%); Endesa (4,1%); EDP (3,8%); Ashmore Energy/Elektro (3,6%); Enron
(3,6%); VBC (3,4%); Iberdrola (3,2%); Grupo Rede (3,2%). El 34% restante está
integrado por las siguientes empresas públicas: Eletrobrás (8,4%); Cemig (7,7%);
Copel (6,7%); Celesc (5%), entre otras.
La participación de empresas transancionales en el sector es significativa: se cuentan
las norteamericanas AES, Houston, Enron, CMS Energy; españolas, como Endesa,
Iberdrola, Chilectra y Enersis (controlada por Endesa); la estatal francesa EDF; y la
portuguesa EDP.
Las principales empresas transmisoras son: Furnas, Chesf, Eletronorte, Eletrosul y
Copel. Entre las empresas privadas, destaca CTEEP-Cia. Transmissão Energia
Elétrica Paulista, privatizada en junio de 2006 y adquirida por la empresa colombiana
Interconexión Eléctrica.
51
Sociedad anónima uruguaya, que fue constituida originalmente con las empresas Unión Fenosa y
Sempra Energy. Participa ANCAP con un 45%. A partir de 2005 las acciones de estas empresas pasaron a
manos de Petrobrás Internacional Braspetro B.V.
52
Esta sociedad tiene por finalidad la construcción y explotación de un sistema de transporte por
gasoducto de gas natural para abastecer los departamentos del sur y suroeste de Uruguay.
66
En el caso del gas, a fines de los años ’90 tres grandes empresas públicas fueron
traspasadas a consorcios internacionales:
- La empresa CEG (Rió de Janeiro), vendida el 14 de Julio de 1997 a un consorcio
compuesto por la empresa norteamericana Enron International (45%), las españolas
Gas Natural SDG (34%) e Iberdrola (17%), y la empresa Pluspetrol (4%);
- La empresa Rio Gas (Rio de Janeiro), también vendida en esa fecha a un consorcio
compuesto por las empresas españolas Gas Natural SDG (60%), Bergogna Part (20%)
y por la empresa norteamericana Ementhat Part (20%).
- La Comgás (SP) fue vendida el 14 de Abril de 1999 a un consorcio compuesto por
las empresas inglesas British Gas (70%) y Shell (26%), y por la empresa CPFL (4%),
controlada por el grupo nacional VBC (Votorantim/Bradesco/Camargo Correia).
Por su parte, en el sector petróleo, las rondas de licitaciones abiertas a partir de 1999
han permitido la entrada de grandes compañías transancionales. La primera ronda
(junio de 1999) ofertó 27 bloques en 8 cuencas sedimentarias, equivalentes a 132mil
km2. En dicha ocasión sólo se remataron 12 bloques. Además de Petrobrás, en esta
licitación también participaron las empresas transnacionales AGIP, Exxon. Mobil,
Shell, Texaco, Unical e YPF, entre otras.
En junio de 2000 la segunda ronda orfeció 23 bloques localizados en 9 cuencas
sedimentarias, con una superficie total de 59 mi km2. Fueron rematados 21 bloques y
participaron las mismas empresas que en la licitación anterior. La tercera ronda,
realizada en junio de 2001, licitó 53 áreas, de las cuales 34 fueron rematadas por 22
empresas de 12 países. Entre ellas, 6 empresas participaron por primera vez: las
norteamericanas Phillips Petroleum, Samson y Ocean Energy; la alemana Wintershall,
la noruega Statoil y la danesa Maerk.
Desde la cuarta a la séptima ronda de licitaciones, las mismas empresas de las rondas
previas fueron apropìandose de todos los bloques de explotación petrolera ofrecidos
por el gobierno, si bien la oferta siempre ha superado la adjudicación final. En
noviembre de 2006 se realizó la última ronda de licitación, rematando 38 bloques de
los 284 incialmente ofrecidos, con la participación de 23 empresas: 11 extranjeras y 12
nacionales. En esta ocasión, las principales empresas participantes fueron ENI (Itália),
Norsk Hydro, Repsol YPF, las americanas Devon Corp. e Hess Corp., la australiana
Woodside, la colombiana Ecopetrol y otras empresas provenientes de los países
nórdicos, Turquía e India. Cabe destacar que de los 38 bloques concedidos, 20 fueron
adquiridos por la empresa estatal Petrobras, sola y en asociación con otros actores.
Finalmente, en lo que se refiere a la producción de agrocombustibles (etanol derivado
de caña de azúcar), recientemente una serie de inversores internacionales están
entrando a este mercado. Por ejemplo, en junio de 2006, la empresa Cargill asumió el
63% de las acciones de CEVASA, uno de los grandes grupos económicos del sector
localizado en Sao Paulo, que tiene capacidad para procesar 1,4 millones de toneladas
de caña y producir 125 millones de litros de alcohol al año. A comienzos de 2007,
Noble Group anunció inversiones de USD 200 millones para la exportación de etanol y
la adqusisicón de la industria Petribu Paulista, por USD 70 millones. Noble Group es
actualmente responsable del 10% de las exportaciones brasileras de etanol.
Actualmente, de las 10 mayores empresas de etanol en Brasil, 4 poseen participación
de capitales extranjeros: Cosan, Bonfim, LDC Bioenergia y Guarani. La empresa Santa
Elisa se asoció con la estadounidense Global Foods para constituir la Compañía
Nacional de Azúcar y Alcohol, cuyo plan es invertir en la construcción de cuatro
industrias procesadoras en Goiás y Matto Grosso.
67
Cabe señalar que el valor estimado por las inversiones extranjeras en
agrocombustibles aún no cuenta con cifras actualizadas, puesto que las instituciones
públicas no han sistematizado la información reciente (2006-2007), período de mayor
dinamismo en el sector. Poco se sabe, además, del destino exacto que siguen las
ganancias obtenidas por esta industria, que podrían estar siendo utilizadas e la
adquisición de nuevas tierras, investigaciones, infraestructura u otras inversiones
vinculadas indirectamente a la producción de etanol. También podría estar ocurriendo
que las empresas internacionales estén vinculando a las empresas nacionales como
parte de un “encadenamiento” en la red productiva, lo que tornaría aún más difícil la
identificación de la magnitud de estas inversiones y sus ganancias.
Para finalizar, el siguiente cuadro resume la presencia de las grandes empresas
energéticas localizadas en el Cono Sur.
Cuadro
Principales empresas en el sector eléctrico e hidrocarburos del Cono Sur
Empresas
País de Origen
ENDESA
España
Petrobrás
Brasil
AES
Estados Unidos
IBERDOLA
Bélgica
Unión FENOSA
España
Pluspetrol
Estados Unidos
TOTALFINA ELF
Francia
Electricidad de Francia
Francia
(EDF)
Electricidade de Portugal
Portugal
(EDP)
Enron
Estados Unidos
Interconexión Eléctrica
Colombia
Itaipú
Brasil-Paraguay
Yaciretá
Argentina-Paraguay
Compañía de Luz y
Paraguay
Fuerza S.A. (CLYFSA),
Asociación de Colonias
Menonitas (ACM)
CPFL, Light, Ashmore Energy/Elektro,
Votorantim/Bradesco/Camargo Correia (VBC), Grupo Rede
Camuzzi, Cartelote
Norgener, Gas Atacama, Edelmag, Transelec, CGE (22%),
Chilquinta, Saesa, Conafe
Empresas
País de Origen
Petrobrás
Brasil
Sector eléctrico
Argentina, Brasil, Chile
Argentina, Brasil
Argentina, Brasil, Chile
Chile, Brasil
Uruguay
Argentina
Argentina
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Paraguay
Paraguay
Paraguay (sólo distribución)
Brasil
Argentina
Chile
Esso
Estados Unidos
Texaco
Estados Unidos
Shell
Inglaterra/Holanda
Sector hidrocarburos
Paraguay, Uruguay, Chile,
Brasil, Argentina
Paraguay, Uruguay, Chile,
Brasil
Paraguay, Uruguay, Chile,
Brasil
Paraguay, Chile, Brasil
REPSOL-YPF
Pluspetrol,
Pan American
Exxon, Enron, Phillips Petroleum,
Samson, Ocean Energy, Devon Corp.,
Hess Corp.
España
Estados Unidos
Estados Unidos
Estados Unidos
Argentina, Chile
Argentina, Brasil
Argentina, Uruguay
Brasil
68
Wintershall
Statoil
Maerk
ENI
Woodside
Gas Natural SDG
Alemania
Noruega
Dinamarca
Italia
Australia
España
Estados Unidos
Inglaterra
Brasil
Ementhat Part
British Part
Votorantim/Bradesco/Camargo Correia
(VBC)
ECOPETROL
Colombia
Mobil, Unical, AGIP, Norsk Hydro
Gasco, Copec
Acodike Supergas, Riogas, Gasur, British Gas Netherland
Holding, Wintershall Exploration und Produktions
Beteilingungsgesellschaft, Sempra Energy
Tecpetrol, Vintage Oil, Chevron, Total Austral
Copet, Petrosur, Gas Corona, Hipasa, Sugas, Lima Gas, Gas del
Este, Yacyreta, Acaray Gas, Copesa, Petrogas, Norte Gas
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Brasil
Chile
Uruguay
Argentina
Paraguay
Fuente: Elaboración propia en base a informes nacionales, op. cit.
Como es fácil advertir, Petrobras es la empresa dominante en el Cono Sur, tanto en el
mercado eléctrico como en hidrocarburos. Vemos que el comportamiento de una
empresa pública, en un régimen orientado a la liberalización del mercado y la
promoción de negocios energéticos, puede ser tanto o más penetrante que el
comportamiento de las empresas transancionales, en términos de inversiones,
diversificación de la oferta y posicionamiento en los mercados locales. Esta tendencia,
como se señalaba en capítulos previos, se ha mantenido desde los inicios de la
apertura de mercado hasta la fecha, sin que el cambio de orientación política en el
bloque de gobierno produzca cambios en esta política.
Respecto de las empresas transancionales, al igual que en la Zona Andina, Endesa
ocupa un lugar relevante en la matriz eléctrica de esta sub-región, con presencia en
tres países: Argentina, Brasil y Chile, dos de los cuales constituyen los mercados de
mayor envergadura de América Latina. Dos empresas estadounidenses (Esso,
Texaco) tienen una fuerte participación en el mercado de hidrocarburos del Cono Sur,
penetrando en 4 de los 5 países de esta región. Shell también es relevante,
encontrándose en tres países. Repsol-YPF, Iberdola, Pluspetrol y Pan American son
otras empresas de participación relevante en el Cono Sur.
Al observar esta realidad según países, vemos que Brasil es el mercado con mayor
penetración extranjera, encontrándose un amplio y diversificado grupo de empresas
inversoras, tanto en el sector eléctrico como en hidrocarburos. Chile, pese a contar
con la estructura energética más abierta de la región, no cuenta con una participación
transancional tan amplia, probablemente por lo reducido de su mercado en
comercialización y la ausencia de recursos energéticos combustibles propios. Sin
embargo, es en Chile donde ENDESA tiene una mayor presencia, puesto que su
principal interés –la generación hidroeléctrica- es el único recurso propio que Chile
puede abrir al mercado internacional. En este país, Endesa encuentra condiciones
privilegiadas (en términos de apertura, desregulación y escasas políticas de resguardo
ante los impactos ambientales y sociales, conocidas como “ventajas comparativas”)
para la inversión.
b.4 México
69
La CFE y las empresas españolas Iberdrola53 y Gamesa Eólica firmaron en el 2005 un
contrato de inversión financiada luego de ganar la licitación para realizar obras
asociadas a la central de generación eoloeléctrica La Venta II, en el estado de
Oaxaca, que tendría una generación de 83.3 MW, con la instalación de 98
aerogeneradores, y con una inversión de 111.4 millones de dólares para iniciar sus
operaciones en el 2006.54 Con este contrato, Iberdrola se consolidó en su momento
como la principal inversionista privada en el sector eléctrico y como el mayor productor
eléctrico sólo después de la CFE. Las obras consisten en la construcción e instalación
de una línea de transmisión de 17.8 kilómetros-circuito, así como dos subestaciones y
dos alimentadores. También realizará contratos para las obras complementarias con el
fin de conectar la planta al Sistema Eléctrico Nacional.
Desde la llegada de Iberdrola a México en 1999 acumuló para el 2005 inversiones por
casi 2 mil 500 millones de dólares y otros 400 millones que comprometió en obras en
proceso. Sólo en el primer trimestre de 2005 la multinacional invirtió 190 millones de
dólares, que representan 37% de la inversión total de la compañía en el periodo.
Iberdrola informó en ese momento que contaba con 900 millones de dólares
disponibles para invertir en caso de que obtengan otras licitaciones de la CFE.55
La Secretaría de Energía y empresarios españoles presionan a la Cámara de
Diputados para que aprueben modificaciones a la Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica, con el fin de permitir la privatización de la generación de eoloelectricidad.
Los consorcios que han comenzado a invertir en esa zona del Istmo son las españolas
Preneal -que también ha empezado a comprar terrenos en Pachuca y Zacatecas-,
Endesa, Gamesa e Iberdrola, así como la francesa EDF, y General Electric.
En enero de 2007 Electricité de France (EDF), empresa estatal francesa, la segunda
generadora privada de energía más grande en el país, decidió irse de México. Durante
el año llevará a cabo la venta de cinco plantas termoeléctricas de ciclo combinado por
los que podría obtener ingresos menores a los mil 400 millones de dólares, y sobre las
cuales están interesadas Unión Fenosa, Iberdrola, y su socio en la central que tiene en
Altamira, la japonesa Mitsubishi.
Finalmente, la compañía estadounidense AES, el mayor grupo eléctrico del mundo,
llegó a un acuerdo para comprar dos plantas de generación eléctrica en Tamuin por
611 millones de dólares (471 millones de euros).Las dos plantas construidas en el
2004, Termoeléctrica del Golfo (TEG) y Termoeléctrica del Peñoles (TEP), son filiales
de Exelon Corporation y de ALSTOM. El precio de compra incluye las acciones y la
deuda subordinada por importe de 190 millones de dólares, así como nuevas
emisiones por 421 millones. Ambas plantas suministran energía a dos de las mayores
empresas mexicanas, la cementera CEMEX y la metalúrgica Industrias Peñoles, bajo
un contrato de 20 años de vigencia. AES, que opera en 26 países, está presente en
México desde el año 2000, cuando construyó la primera planta de generación
independiente del país, AES Mérida III, con capacidad para generar 484 MW con gas
natural y diesel.
53
Iberdola es la transnacional eléctrica de mayor envergadura en España. Desde el año 2004, la
trasnacional planteaba que para reducir la dependencia de sus embalses hidroeléctricos y sus centrales
nucleares, invertirá 3.800 millones de euros en España hasta el 2008 para aumentar su potencia de
generación por ciclos combinados a 5.600 MW desde los actuales 2.000 MW. Además, pretende
incrementar su capacidad por energías renovables a 4.500 MW. Los principales accionistas de la eléctrica
son la caja de ahorros vasca BBK, con un 7,5%, y el BBVA, con un 5,3%.
54
Boletín CFE, 31 de agosto de 2005.
55
Director general para México y América Latina de la compañía ibérica, Gonzalo Pérez.
70
Cuadro
Principales empresas en el sector eléctrico e hidrocarburos en México
Empresa
Abener
Abengoa
Gamesa Eólica
Endesa
Unión Fenosa
Isolux
Iberdrola
Alstom
EDF
Tractebel
País
España
España
España
España
España
España
España
Alemania
Francia
Francia
Bélgica
General Electric
AES
Mitsubishi
Mitsui & Co.
Soluciona Ingeniería
Transalta
EE.UU.
EE.UU.
Japón
Japón
Italia
Canadá
Fuente: Castro, Gustavo. Informe Nacional, op. cit.
Para finalizar, podemos afirmar que existe un bloque de pocas empresas (Endesa,
Repsol YPF, Iberdola, Unión FENOSA, Esso, Texaco, Shell, AES Group, Enron, y
Petrobrás) que concentra la mayor parte del mercado energético de la región, sin
contar las empresas estatales que orientan su gestión a satisfacer los mercados
internos. Resulta alarmante la expansión de estos mercados hacia China, un país
consumidor creciente de recursos naturales latinoamericanos; y la penetración de
empresas latinoamericanas entre sus vecinos, como es el caso de Petrobrás. Como
veremos más adelante, los acuerdos de integración que promueven los gobiernos de
América Latina, profundizan esta tendencia. En este sentido, al interior de la región,
Brasil y Venezuela son los países que detentan el mayor poder y control sobre los
mercados energéticos en América Latina.
Todo el sistema de intercambio energético latinoamericano se encuentra permeado
por las inversiones de estas grandes empresas, en su mayoría transnacionales
europeas y norteamericanas. Estados Unidos y España, son los países que detentan
la mayor cantidad de corporaciones energéticas en América Latina. Esta es la faz de la
integración para los negocios que se presenta a los Estados y las comunidades
nacionales como “procesos para la integración latinoamericana”. En la práctica, la
integración está sujeta al control y los intereses de las empresas y de los países del
norte que representan sus intereses. Esta integración, en el campo de la energía, se
traduce en nuevas formas de control y hegemonía sobre los territorios y los pueblos.
La integración para los negocios tiene un “modus operandi” muy estándar en la región
latinoamericana. Cada país reviste, a los intereses de las empresas, el carácter de
proveedor o “fuente” de un determinado producto: en materia de energía, se trata de,
hidroelectricidad, petróleo, carbón o gas natural. Las empresas focalizan sus
inversiones hacia uno de estos productos por país, extendiendo desde este “punto
focal” que concentra sus activos, una red de inversiones hacia el resto de la región.
Esta lógica es aplicable no sólo a las empresas transnacionales, sino también a las
estatales con capital privado que ejercen un importante dominio de los negocios de
energía en la región, como es el caso de PDVSA y PETROBRAS. De esta forma, se
configuran complejas redes de inversiones empresariales con núcleos de acción
claramente definidos. Los siguientes gráficos evidencian la penetración de dos de las
71
grandes empresas del sector hidroeléctrico e hidrocarburos en la región: ENDESA y
REPSOL, que concentran sus activos en Chile y Argentina, respectivamente.
Gráfico
Activos de ENDESA y REPSOL en América Latina
Repsol
Endesa
Argentina
6%
Brasil
19%
Colombia
21%
Otros A.
Latina
21%
Otros
mundo
6%
Perú
10%
Chile
44%
España
44%
Argentina
29%
Fuente: Aedo, María Paz, y Bertinat, Pablo: Endesa y Repsol en la matriz energética latinoamericana.
Investigación para el Programa Cono Sur Sustentable, 2006.
En cuanto al control de las empresas de energía, REPSOL posee sobre el 50% de los
paquetes accionarios de sus filiales y en el caso de YPF, el 97% del total de activos.
Estas dimensiones le permiten controlar parte importante de las explotaciones
petroleras y gasíferas en los países donde se localizan. En Bolivia, por ejemplo, hasta
inicios de 2006, Repsol controlaba el 56% de las reservas de gas natural.
ENDESA, por su parte, participa de sus filiales hidroeléctricas con capitales entre 22%
y 100%, además de una fuerte presencia en empresas coligadas vinculadas a la
explotación de gas natural. La participación de ENDESA en sus empresas de
generación hidroeléctrica se presenta a continuación:
Cuadro
Participación accionaria de ENDESA Chile en sus filiales latinoamericanas,
según país (en % sobre el total de activos)
País
Argentina
Nombre
Central Costanera S.A
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
Brasil
Cachoeira Dourada S.A.
Chile
Pehuenche S.A.
Pangue S.A.
Celta S.A.
San Isidro S.A.
Colombia
Emgesa
Betania S.A.
Perú
Edegel S.A.
Fuente: Aedo, op. cit., en base a información de ENDESA Chile (www.endesa.cl).
% control
64,30%
47,44%
92,50%
92,70%
94,98%
100,00%
75,00%
22,40%
85,62%
37,90%
En definitiva, las grandes empresas asumen el control de las reservas energéticas (en
el caso del petróleo) y de la generación/distribución de energía (en el caso de la
hidroelectricidad) prácticamente total en los países donde localizan sus inversiones, lo
que evidencia el peligro de la penetración empresarial en los servicios energéticos
para el patrimonio territorial y los derechos de los pueblos en América Latina.
72
2. Crítica a las propuestas de desarrollo energético regional y
de las propuestas de integración energética.
2.1
Propuestas de integración energética y sus impactos en América
Latina
Como se desprende de los capítulos anteriores, la mayoría de los proyectos de
expansión energética en América Latina se orientan a favorecer los negocios de la
venta de energía. Las iniciativas de infraestructura para la integración, promovida por
los gobiernos de la región con el apoyo de instituciones financieras internacionales
(IFIs), aspiran al incremento de la explotación e intercambio de recursos naturales,
incluyendo los recursos energéticos. Tanto las propuestas de integración promovidas
por Estados Unidos y las IFIs, como las estrategias impulsadas por los gobiernos de
tendencia progresista en la región (Venezuela, Brasil), se enmarcan en el paradigma
de desarrollo vigente, donde se prioriza la integración para los negocios sobre los
intereses de los pueblos y las comunidades, a costa del patrimonio natural y cultural
de toda la región.
Sin embargo, los proyectos de integración energética han encontrado múltiples
escollos para su concreción, razón por la cual se desarrollan lenta y paulatinamente, a
diferencia de la velocidad con que se concretan iniciativas tales como los acuerdos de
libre comercio. El factor de “riesgo país” en el sector energético parece ser uno de los
principales escollos al momento de atraer inversores para el financiamiento de las
grandes obras de infraestructura que se requieren para la integración en estos
términos. Según el Banco Interamericano de Desarrollo, entidad responsable de
promover y asesorar iniciativas de liberalización e integración comercial en la región,
los principales requisitos para avanzar en esta dirección dentro del sector energía son:
 Adoptar un método de compra y venta de energía, basado en reglas
transparentes y no discriminatorias;
 Eliminar subsidios directos o indirectos a la generación o al precio de la energía
 Adoptar tarifas de transmisión representativas de los costos de expansión y
una metodología de expansión de la transmisión de cada país, que considere
la generación y demanda del otro país como propia;
 Adoptar un grado razonable de homogeneidad, respecto a la desregulación de
consumidores;
 Convertir las operaciones de comercio internacional en un negocio abierto a
empresas públicas y privadas;
 Implementar un despacho de las transacciones internacionales por orden de
mérito de precios o costos crecientes
 Asimilar la exportación a una demanda y la importación a una generación
conectada en la interconexión internacional, creando de este modo, un
mercado nacional de fronteras abiertas56.
Estas condiciones estarían lejos de concretarse en la región latinoamericana, si se
considera la diversa realidad política, legislativa y económica de los países de la
región involucrados en los diferentes proyectos de integración. Sin embargo, las
diversas iniciativas siguen abriéndose paso en la región latinoamericana, con la venia
de los respectivos Estados, si bien los énfasis varían según la orientación política de
los gobiernos de turno.
Documento del BID ‘’Integración Energética en el Mercosur Ampliado’’ (Washington DC, 2001). Citado por
Programa Chile Sustentable, 2006.
56
73
Algunos de los planes de integración más relevantes, que serán analizados en este
apartado, son: el Plan Puebla Panamá; Iniciativa para la Integración de la
Infraestructura Regional Suramericana – IIRSA; el Anillo Energético Sudamericano; y
el Gaseoducto Sudamericano. Otras iniciativas de integración, tales como proyectos
binacionales promovidos por los gobiernos o proyectos de expansión de empresas de
energía, también serán considerados por su fuerte impacto ambiental, social y cultural
para la región latinoamericana.
a) El Plan Puebla Panamá (PPP) y el Sistema de Integración Eléctrica para
América Central (SIEPAC)
El Plan Puebla-Panamá –PPP- es un megaproyecto económico que con el discurso de
desarrollo para la región mesoamericana, pretende intensificar el saqueo de la
naturaleza por parte del poder trasnacional y aumentar las iniquidades sociales.
Involucra a Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua,
Panamá y Colombia57; y ha sido fuertemente promovido por Estados Unidos y los
organismos e instituciones financieras internacionales.
Según la información oficial, el Plan Puebla Panamá en la actualidad tiene una cartera
de 99 proyectos. De esos 99 proyectos, hay 8 proyectos ejecutados, 50 en ejecución y
41 en proceso de financiamiento. La inversión total estimada a la fecha (mayo 2007)
de los proyectos es de US$ 8,079.89 millones. Esta iniciativa contempla proyectos de
integración de infraestructura y comercio, organizados en dos grandes ejes: desarrollo
humano; integración productiva y competitividad. Los proyectos del Plan Puebla
Panamá en estos dos ejes se organizan según se muestra en el siguiente cuadro.
Cuadro
Ejes de acción del Plan Puebla Panamá
Eje Desarrollo Humano y su Entorno
Eje Integración Productiva y
Competitividad
Iniciativa Mesoamericana de Desarrollo
Humano
Iniciativa Mesoamericana Energética
Iniciativa Mesoamericana de Desarrollo
Sostenible
Iniciativa Mesoamericana de Facilitación
Comercial y Aumento de la Competitividad
Iniciativa Mesoamericana de Prevención y
Mitigación de Desastres Naturales
Iniciativa Mesoamericana de Integración de
los Servicios de Telecomunicaciones
Iniciativa Mesoamericana de Transporte
Iniciativa Mesoamericana de Turismo
Fuente: Sitio oficial del Plan Puebla Panamá, http://www.planpuebla-panama.org.
En la línea de la Iniciativa Mesoamericana Energética, el Plan Puebla-Panamá
pretende impulsar obras de infraestructura tales como gasoductos, oleoductos,
refinerías y presas hidroeléctricas. La principal apuesta del PPP es la construcción de
una serie de corredores multimodales de norte a sur y de costa a costa del istmo
centroamericano. El PPP también se presenta como la oportunidad estratégica para
abrir los mercados locales poniendo a disposición los recursos naturales, lo cual
representa una actividad rentable para las corporaciones trasnacionales y una tragedia
57
Colombia adhirió al Plan desde octubre del año 2006. Para Colombia, si bien las proyecciones de la
demanda no contemplan la interconexión con Panamá, esta posibilidad se contempla en el Plan de
Expansión de Referencia de Generación 2006 – 2020 y en el Plan Energético Nacional 2006 – 2025. Es
en este escenario que el gobierno promueve un incremento en la capacidad de generación hidroeléctrica a
corto plazo, pese a los evidentes daños e impactos que significa este tipo de proyectos.
74
para las comunidades y los ecosistemas. Los 15 proyectos principales de esta línea de
acción se presentan en el cuadro siguiente.
Cuadro
Proyectos de la Iniciativa Mesoamericana Energética, PPP
Nombre
Evaluación potencial
geotérmico
Costo
(Millones
De Us$)
Nd
Financiamiento
Obtenido
Entidad Financiera
Nd JBIC
Estado
EJECUTADO
Sistema de
Interconexión
Eléctrica para
América Central
(SIEPAC)
337
337 BID, BCIE, Gobiernos
Guatemala, El Salvador,
Honduras, Nicaragua,
Costa Rica, Panamá.
Empresas ISA (Colombia),
Endesa (España)
EN EJECUCIÓN
Interconexión
eléctrica Guatemala
– México
55.8
55.8 BID, Gobierno de México,
INDE
EN EJECUCIÓN
Electrificación rural
para Guatemala
40.1
40.1 BCIE, INDE
EN EJECUCIÓN
Programa para la
Explotación de
Recursos
Geotérmicos para
Guatemala para
Proyectos de
Generación Eléctrica
0.35
0.35 GEF/BID/Gobierno
EN EJECUCIÓN
Exploración de
condiciones de
producción del
campo Geotérmico
de Tecuamburro
0.35
0.35 JICA / METI
EJECUTADO
Apoyo al Programa
de desarrollo de la
FTN (GVEP)
0.11
0.11 BID
EN EJECUCIÓN
Refuerzos a sistema
de transmisión
nacional El Salvador
43.5
43.5 Financiamiento privado
EN EJECUCIÓN
Electrificación rural
para Honduras
45.9
45.9 BID, Gobierno de
Honduras
EN EJECUCIÓN
Centro de
adiestramiento
regional geotérmico
2
Nd JICA
EN GESTIÓN DE
FINANCIAMIENTO
Interconexión
eléctrica Panamá –
Colombia
207
Nd No definido
EN DISEÑO
Interconexión
eléctrica Guatemala
– Belice
Nd
Nd No definido
EN DISEÑO
3ra. Unidad de la
Central Hidroeléctrica
Cerrón Grande
30
30 BCIE, CEL
EN GESTION DE
FINANCIAMIENTO
135.3
135.3 BCIE, CEL
Proyecto Central
EN EJECUCIÓN
75
Hidroeléctrica El
Chaparral (65.9 MW)
Proyecto
Hidroeléctrico Finca
Lorena (20.6 MW)
15 proyectos
30.93
928.34
Nd BCIE, Sector Privado
EN GESTIÓN DE
FINANCIAMIENTO
688.41
Fuente: Sitio oficial del Plan Puebla Panamá, http://www.planpuebla-panama.org.
Para su concreción y avance, el objetivo del PPP es crear un marco regulatorio único
sobre electricidad para toda la región, con un solo administrador, una sola empresa y
una sola red integrada y encaminada hacia Estados Unidos; muchas presas
hidroeléctricas para producir la energía; y asegurarse los yacimientos o el acceso al
gas natural, con miras a satisfacer la demanda del sector empresarial transnacional.
Esto implica un allanamiento del camino para el ingreso masivo del gran capital en las
estructuras económicas y políticas de los países de esta subregión, borrando las
fronteras y monedas nacionales para en último término, dolarizar la economía de esta
región58. En este sentido, la Iniciativa Mesoamericana cuenta con un programa
regional con las siguientes estrategias59:
1. Mercado regional petrolífero (que consiste en establecer una refinería en
Centroamérica).
2. Mercado regional de gas natural (gasoducto centroamericano).
3. Mercado regional de electricidad MER (desarrollo de proyectos de interconexión
eléctrica, a base de plantas térmicas e hidroeléctricas).
4. Fomentos de energías renovables y eficiencia energética (biocombustibles)
5. Marco regulatorio regional ( homologación de las normas energéticas y de las
regulaciones ambientales )
El Mercado Regional de Electricidad (MER) incluye tres componentes: un mercado
regulatorio regional, establecimiento de instituciones regionales; y obras de
infraestructura regional de transmisión
El MER está concebido como el séptimo mercado en la región destinado para que las
compañías distribuidoras del sector de energía eléctrica hagan negocios seguros en la
región. Este proyecto desarrollará 1,830 km. de línea a 230 KV y dará conectividad a
16 subestaciones en la región, además tiene considerado crear la empresa propietaria
de la red, en la cual serán parte 6 instancias públicas CEL, INDE, ENEE, ENEL, ICE y
ETESA, la empresa española ENDESA y la Colombiana ISA (Interconexión Eléctrica
S.A.). El Banco Interamericano de Desarrollo es el principal financiador del MER, con
USD 240 millones.
Para América Central, uno de los proyectos más avanzados del Plan es la
interconexión eléctrica bajo el Sistema de Integración Eléctrica para América Central
(SIEPAC).60 Esta iniciativa es coordinada por Guatemala y pretende “unificar los
mercados generadores de electricidad en la región para promover las inversiones
Según el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los países a los que les faltaría “un marco legal y
regulatorio que promueva la inversión y la competencia en el sector” serían Costa Rica y Honduras. Los
que tienen “Necesidad de revisar los marcos regulatorios para evitar excesos derivados de la falta de
competencia” serían El Salvador y Guatemala. Y los que tienen la “Necesidad de fortalecer un organismo
regulador autónomo” serían Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá. Y en el
caso de México se presenta un gran obstáculo constitucional para privatizar la energía eléctrica.
59
Reunión de la organización latinoamericana de energía OLADE, México, septiembre 2006
60
Para una revisión actualizada de los proyectos de interconexión eléctrica véase http://www.planpueblapanama.org/main-pages/proyectos_IME.htm
58
76
tanto del sector público como privado y reducir el costo de este servicio.” Esto implica
la creación del mercado eléctrico regional que mediante operación técnica apoyará el
diseño de normas y la creación de dos instituciones; una reguladora y otra operadora,
responsables de vigilar la aplicación y actualización de las mismas, así como construir
la línea SIEPAC.
El SIEPAC pretende unir a todos los países de la región a través de una línea de
transmisión eléctrica de 1,802 km de extensión desde Panamá a Guatemala, con una
capacidad de 230 kilovoltios, con conexiones a subestaciones transformadoras y a las
redes nacionales de los países participantes. El sistema contempla tres proyectos de
interconexión: 1) Guatemala, Honduras, El Salvador, Costa Rica, Nicaragua y
Panamá; 2) Belice con Guatemala; y 3) México con Guatemala.
En el caso de la interconexión con México, se construirá una línea de transmisión de
440Kw, con un recorrido de 103 kilómetros de longitud, que unirá las subestaciones
desde Tapachula, México, hasta Los Brillantes, Guatemala. El proyecto es
implementado entre la CFE de México y el Instituto Nacional de Electrificación (INDE)
de Guatemala. El costo de la interconexión es de 55.8 millones de dólares con
financiamiento del BID y estaría en su fase final al término de 2007.61 Este proyecto es
reforzado por el PPP, puesto que facilitaría la interconexión desde Panamá hasta
Canadá. Una de sus iniciativas contempla la creación de una red de 605 km. en cuatro
líneas de transmisión doble circuito de 400 kv, asociado a la expansión de la
generación hidroeléctrica en Chiapas; y se aspira a elaborar una estrategia de
promoción de proyectos para la instalación de centrales hidroeléctricas y geotérmicas
en esta zona.
Figura 1
Infraestructura de integración energética en Centroamérica, proyecto MER
Fuente: Tomado de la presentación SIEPAC, Gerencia de la Unidad Técnica Ejecutora Ing. Teofilo de la
Torre , 2004.
61
Fuente: www.portal.sre.gob.mx
77
Con esta iniciativa, se espera un sostenido aumento de los costos energéticos para
financiar los grandes proyectos, lo que muy probablemente será trasladado a los
usuarios a través de alzas de tarifas. Además, la construcción de la línea de
interconexión significará deforestación a lo largo de todo el tendido eléctrico, afectando
los ecosistemas y la vida de las comunidades.
b) Gasoducto Transcaribeño
En el extremo opuesto y proporcional de las iniciativas con fuerte participación
norteamericana y transnacional, se cuenta el Gasoducto Transcaribeño iniciado el 8 de
julio de 2006, por acuerdo de los gobiernos de Venezuela, Colombia y Panamá. Su
construcción tardará dos años, tendrá un costo aproximado de 335 millones de
dólares, y será construido por las estatales PDVSA de Venezuela y ECOPETROL de
Colombia.
El gasoducto tendrá una extensión de 225 kilómetros entre Punta Ballenas, Guajira
Colombiana y la costa oriental del Lago de Maracaibo, Venezuela (88km en territorio
Colombiano y 130 en venezolano). Según las fuentes oficiales del gobierno
venezolano, inicialmente se transportarán 150 millones de pies cúbicos por día hacia
Venezuela en la primera fase; a partir del año 2013, el flujo se invertirá hacia
Colombia. Esto significa que en la primera fase de funcionamiento de esta red,
Colombia abastecerá de gas el oriente venezolano, mientras se desarrolla la
infraestructura en el interior de Venezuela para transportar el gas desde los
yacimientos de oriente, para luego, en la segunda fase, abastecer la demanda
colombiana de gas y apuntar al abastecimiento de la demanda centroamericana
mediante la interconexión del gasoducto con Panamá.
c) Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana IIRSA
La iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional en Sudamérica (IIRSA)
es un plan de inversiones en infraestructura que articula y coordina una amplia
diversidad de proyectos en la región, con el objetivo de articular y promover proyectos
de infraestructura, energía y telecomunicaciones, fomentando simultáneamente
diversas reformas en dichos sectores. Surge a instancias de la Primera Cumbre de
Presidentes realizada en Brasilia, entre el 30 de Agosto y el 1º de Septiembre del año
2000. Este plan compromete a 12 países de América del Sur y su gestión está a cargo
de cuatro comisiones: Comité de Dirección Ejecutiva (CDE), Comité de Coordinación
Técnica (CCT), Grupos Técnicos Ejecutivos (GTEs) y Comisiones Nacionales.
Instituciones financieras como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la
Corporación Andina de Fomento (CAF) y el Fondo Financiero para el Desarrollo de la
Cuenca del Plata (FONPLATA), junto a los gobiernos de la región y organismos
técnicos de asesoría, conforman estos equipos. Existe una total ausencia de
organizaciones de la sociedad civil y actores afines que velen por los intereses de las
comunidades y los pueblos involucrados en planes de integración de territorios de tal
envergadura, que alteran directamente sus condiciones de vida y el mapa territorial de
la región. Es posible afirmar que esta iniciativa se está desarrollando totalmente a
espaldas de la ciudadanía.
El objetivo principal de IIRSA es facilitar la integración de telecomunicaciones, energía
y transporte, con el fin de integrar a los países sudamericanos para reducir los costos
de transporte y comercialización de materias primas. En este marco, los gobiernos
aspiran a hacer más eficientes y expeditos los pasos fronterizos; articular las
normativas, planes y políticas de comercio; reducir los problemas de vulnerabilidad
78
energética; y desarrollar infraestructura terrestre, marítima y aérea favorable a la
circulación de productos.
En el sector de la energía, el IIRSA se propone integrar los sistemas energéticos para
mejorar la eficiencia y confiabilidad en la generación, transmisión, y distribución de la
energía a fin de impulsar el desarrollo de sectores de alto valor agregado; en otras
palabras lo que busca es establecer las condiciones necesarias para el desarrollo de
actividades industriales con materias primas baratas y bajo costo de mano de obra.
El programa IIRSA se estructura en 12 ejes o “corredores de desarrollo” que cruzan
cardinalmente América del Sur. Cada eje se divide en grupos; y cada grupo se define
por un “proyecto ancla” o de mayor envergadura, del cual dependen los restantes
proyectos al interior del mismo grupo. Estos proyectos “ancla” contienen alrededor de
300 proyectos complementarios, 31 de los cuales son considerados prioritarios para el
período 2005-2010 (REDES, 2006). Las inversiones totales de estas actividades
equivalen a 37.425,23 millones de dólares, lo que representa un aumento de la deuda
externa en América del Sur de 6,03% (REDES, 2006 citando a ALADI, www.aladi.org).
La siguiente tabla ilustra los ejes de integración regional promovidos por IIRSA, sus
objetivos y características (Citado por REDES, 2006).
Cuadro
Objetivos y proyectos IIRSA según países involucrados y ejes de integración
79
80
La concreción de estos ejes y sus proyectos representa un claro subsidio público a la
intensificación del modelo extractivista y exportador, además de una transformación dramática
del territorio sudamericano, con irreparables daños a los ecosistemas, los recursos naturales y
las comunidades que los habitan, sólo en función del incremento de las ganancias de las
grandes empresas nacionales y transnacionales. Es posible advertir en este megaproyecto de
integración su relación directa con iniciativas de integración comercial, como el Área de Libre
Comercio de las Américas, puesto que permite a Estados Unidos y a las corporaciones
transnancionales apropiarse de los recursos naturales de la zona y tomar el control geopolítico
del patrimonio natural de Sudamérica. El libre comercio necesita infraestructura, comunicaciones
y energía, todo lo cual le será facilitado por IIRSA. La diferencia entre los acuerdos comerciales y
los proyectos de integración de infraestructura, es que resulta más difícil visibilizar las
implicancias nefastas de estos últimos, puesto que se promocionan entre los países involucrados
como “estrategias pro desarrollo”, de gran popularidad entre los gobiernos y el sector privado,
que promueven las grandes obras como herramientas para la superación de la pobreza.
Al alero de IIRSA, Brasil ha desempeñado un rol protagónico a través del Banco Nacional de
Desarrollo Económico y Social (BNDES), uno de los financiadotes del plan IIRSA. Algunas de las
obras financiadas por esta institución son: el complejo hidroeléctrico del Río Madera, en la
frontera con Bolivia; el proyecto de exploración de petróleo en Acre, frontera con Perú; las
exploraciones de Petrobrás en búsqueda de yacimientos de petróleo y gas en Ecuador, Bolivia,
Colombia, Argentina y Perú; la ampliación de un gasoducto entre Brasil y Bolivia; y la
construcción de la megacentral hidroeléctrica en San Francisco, Ecuador, entre otros proyectos.
Estas iniciativas dan un orden de magnitud del protagonismo de Brasil en la matriz energética de
la región, y su compromiso con un modelo energético basado en la venta de energía, el consumo
de combustibles fósiles y la inversión en obras energéticas de alto impacto socioambiental62.
Dentro de los ejes de acción propuestos por el IIRSA, el Eje Andino se propone unir a todos los
países constituidos sobre el sistema montañoso de los Andes, por medio de la articulación de
sus redes viales, puertos, aeropuertos y pasos de frontera entre otros. En esta zona, el IIRSA
aspira a la armonización regulatoria eléctrica, gasífera y petrolera, por medio de una serie de
proyectos pequeños. En Colombia, se prevé el fortalecimiento de las interconexiones ya
existentes con Venezuela; el montaje de otra línea de interconexión con Ecuador (de 230 Kv),
proyectos de interconexión gasífera (como el caso de la conexión con Panamá), y el proyecto de
interconexión eléctrica Colombia – Venezuela, Puerto Nuevo –Puerto Páez – Puerto Carreño.
Uno de los proyectos “estrella” de este eje es el desarrollo del oleoducto norperuano, que
atravesaría la selva nor-oriental de Perú y la selva sur-oriental de Ecuador. Actualmente, se está
concretando la interconexión eléctrica con la construcción de una línea de transmisión que
costará USD 11 millones y será ejecutada por REP (concesionario privado) en Perú y
Transelectric en Ecuador. El proyecto estará listo en 2009 y está constituido por otras dos
etapas, que realmente interconectarían los sistemas eléctricos de ambos países, puesto que la
línea de transmisión solamente permitiría alimentar un punto de la demanda ecuatoriana. La
restricción principal de las obras es la situación financiera de Transelectric, por el incumplimiento
de pagos de las empresas públicas de distribución de Ecuador.
En el Eje Amazonas, bajo los auspicios de IIRSA, el gobierno de Ecuador ha puesto en marcha
el "Acceso a la Hidrovía del Morona-Marañón-Amazonas", en el marco de otros 19 proyectos
aledaños. Esta iniciativa incluye 11 proyectos hidroeléctricos y tres carreteras que conectan
regiones remotas, como el Puerto Guayaquil y el Puerto Morona. El objetivo es unir todos los
puertos comerciales de Ecuador a través de una vía fluvial que incluye los ríos Morona, Marañón
y Amazonía, con un costo de USD 5.5 mil millones aproximadamente. Otro proyecto relacionado
62
Al mismo tiempo, Brasil ha inaugurado una nueva fase de expansión de la producción de etanol. El gobierno ha
comenzado a establecer metas para acelerar la combinación de biodiesel con el diesel de petróleo en sus distintos usos,
política que rápidamente se está replicando en los países vecinos.
81
en la zona del Amazonas, es la expansión y la modernización del Puerto Manta. El costo
aproximado de este proyecto es $130 millones.
Otra iniciativa en curso dentro de este eje es el proyecto de interconexión energética PucalipaCruzeiro do Sul. Consiste en la construcción de una línea de transmisión internacional. para
incrementar la competitividad de la vía costa-sierra-selva en el corredor central del territorio
peruano, interconectando el principal centro urbano industrial del país, su zona central y los
estados de Acre y Amazonas del Brasil, Además, potenciará la interconexión del interior del
continente con la cuenca del Océano Pacífico.
En el Eje Hidrovía Paraguay-Paraná (en concreción y por ello no descrito en la tabla), se
involucra las 4 principales cuencas hídricas sudamericanas: ríos Orinoco, Amazonas, ParaguayParaná, y de la Plata (Ríos Vivos, www.riosvivos.org.br). La creación de hidrovías en estas
cuencas arrasará con los sistemas hídricos, las especies y la vida de las comunidades que
dependen de estos ríos para su existencia.
En el Eje de Capricornio, se encuentra en estudio la Interconexión eléctrica NOA-NEA en
Argentina, cuya función será fortalecer el proceso de integración Brasil-Chile-Argentina y dar
mayor confiabilidad al sistema interconectado Argentino. Esta obra se efectuaría mediante el
PRÉSTAMO BID Nº 1764/OC-AR, y se han efectuado a partir de 2007 las correspondientes
Licitaciones Públicas Internacionales NEA – NOA Nº 01, 02, 03 y 05/2007
Dentro de la cartera del Eje Interoceánico Central, se encuentra en estudio el proyecto gasífero
termoeléctrico Bolivia-Paraguay, con la finalidad de posibilitar la diversificación de la matriz
energética en Paraguay mediante la utilización de gas natural, promover la integración y
diversificación energética en la región, mediante el aprovechamiento del gas boliviano, para la
utilización en sectores residenciales, industriales y de transporte en Paraguay, y para la
generación de energía termoeléctrica a distribuir en zonas de demanda creciente en Paraguay,
Brasil, Argentina y Uruguay, utilizando el sistema eléctrico interconectado.
Es muy importante considerar que cada proyecto energético está enmarcado en la visión de
desarrollo que aspira al crecimiento sostenido basado en la inversión extranjera y la exportación
de commodities o materias primas. Tal es el caso del Complejo Río Madera63, cuyo objetivo no
es sólo la generación hidroeléctrica, sino la expansión del monocultivo de soja en el territorio
amazónico, a partir de la construcción de esclusas colindantes con las represas que permitan la
navegación de embarcaciones de gran tamaño, para transportar los productos de exportación.
Además, considerando el escaso consumo energético de Bolivia, es evidente que las obras del
río Madera están dirigidas a la exportación, ya que las propuestas para Bolivia generarían
alrededor de 3.600 MW, mientras que las situadas en territorio brasileño, más de 7.000 MW.
Estas obras inviabilizarían las expectativas regionales de lograr energía eléctrica en un plazo
breve a partir de pequeñas centrales hidroeléctricas, que es la opción asumida por las
poblaciones del norte amazónico como Guayaramerín, Riberalta, Cachuela Esperanza y Cobija,
debido a la inundación de territorios y modificación del curso y sentido de los afluentes.
c) El Anillo Energético Sudamericano
Esta iniciativa surge a propuesta de algunos gobiernos latinoamericanos como estrategia para
abordar los desafíos de seguridad, vulnerabilidad y cobertura en las matrices energéticas de los
países de la región. La propuesta se enmarca en la misma tendencia que caracteriza los
proyectos de integración comercial y de infraestructura: ausencia de discusión democrática con
63
El Complejo Hidroeléctrico del Río Madera es un proyecto que consta de tres partes. Una es la construcción de una
hidrovía de 4.200 kilómetros de largo que hace posible la navegación de grandes embarcaciones en los ríos Madera,
Madre de Dios y Beni. La segunda son cuatro represas hidroeléctricas con exclusas para la navegación, situadas dos en
el Brasil, la tercera en aguas binacionales boliviano brasileras y una cuarta en el interior de Bolivia, en Cachuela
Esperanza. La tercera es la línea de transmisión.
82
participación activa de las comunidades y de los pueblos; proyectos gestionados por el sector
privado con la venia del sector público; y gobiernos más interesados en atraer inversiones de las
empresas que en resolver de manera sustentable los desafíos del abastecimiento energético de
los pueblos que representan.
El objetivo principal del Anillo Energético Sudamericano consistía en garantizar el abastecimiento
de gas natural para Argentina, Chile, Brasil, Perú y Uruguay, proyectando la incorporación futura
de Bolivia y Paraguay.
Una de las iniciativas que habría dado origen a esta propuesta de integración energética fue la
inauguración del yacimiento peruano de gas natural en Camisea. Este yacimiento cuenta con un
gaseoducto de alrededor de 500 kilómetros atravesando el país desde la selva sud-central hasta
la bahía de Paracas, ubicada en el océano Pacífico. En sus inicios, el proyecto suponía una
inversión de entre USD 2.500 y USD 3.000 para la construcción de 1.200 km de gaseoductos
destinados a abastecer de gas natural a las matrices energéticas de Chile, Argentina, Brasil y
Uruguay, a partir de las reservas de Camisea. Una vez en Chile, el sistema se conectaría con los
gasoductos de exportación Gas-Atacama (propiedad de CMS Energy y de Repsol YPF a través
de Astra y Pluspetrol) y Norandino (propiedad de Techint y Tractebel), este último operado por la
Trasportadora de Gas del Norte (TGN: propiedad de Soldati, Techint, Total y CMS Energy). Por
medio del Subsistema Norte se transportaría gas hacia los ejes urbanos de la zona centro y este
de Argentina; y mediante los gasoductos Petrouruguay (propiedad de Soldati) y Uruguayania
(propiedad de Soldati, Techint, Total y CMS Energy) se derivaría hacia Uruguay y Brasil,
respectivamente. También se especuló que parte del gas destinado a Brasil, fuese transportado
desde el gasoducto Norandino hasta el gasoducto troncal Norte (o un paralelo al mismo que se
construyera), operado por TGN, hacia Bolivia, donde a través de la red boliviana se transportaría
hacia Brasil (Programa Chile Sustentable, 2006).
Figura 2
Integración Gasífera en el Cono Sur
Fuente: Anillo Energético Sudamericano, Programa Chile Sustentable, 2006.
83
Pese a las gestiones realizadas por los gobiernos de Chile y Perú para la implementación del
Anillo –el primero, por su necesidad de abastecimiento de gas natural para una matriz altamente
dependiente de este combustible y el segundo, por su necesidad de desarrollar nuevos
mercados de exportación-, la propuesta no contó con el apoyo necesario del sector empresarial
para desarrollar las inversiones requeridas en un proyecto de esta envergadura. Según un
informe desarrollado a fines de 2004 por Business News America, las ‘’asimetrías técnicas y
regulatorias aparecen como nuevos impedimentos (para la inversión en el sector); realidades
económicas difíciles y rápidas ponen freno a otros proyectos y, con tantos obstáculos por
resolver, los financistas están comprensiblemente cautos al momento de suscribir proyectos de
integración64’’ (Citado por Programa Chile Sustentable, 2006).
La entidad calificadora de “riesgo país” para las inversiones, Standard&Poor’s, reconoce una
fuerte desigualdad entre los países involucrados. En su desglose, Argentina sigue manteniendo
un riesgo ‘’muy elevado’’; Brasil ‘’elevado pero mejorando’’; Bolivia se presenta ‘’muy elevado’’;
Perú ‘’reciente’’; y sólo el caso de Chile representa una excepción de riesgo ‘’muy bajo’’
(Programa Chile Sustentable, 2006). Incluso el interés que despertó en Venezuela esta
propuesta de integración resulta insuficiente para revertir la desigualdad de las condiciones en
que cada país participaría del Anillo. Ello, sumado a la nacionalización de hidrocarburos en el
actual gobierno de Bolivia, limita las condiciones de implementación del proyecto, considerando
que el gas natural proveniente de Camisea –como han reconocido las propias autoridades
públicas del país- es claramente insuficiente.
d) El Gaseoducto del Sur
Ante el fracaso del Anillo Energético, los gobiernos de los países más interesados en la
exportación-importación de gas natural (Perú y Chile, respectivamente) involucrados en este
proyecto comenzaron las negociaciones para la implementación de una alternativa binacional,
conocida como Gaseoducto del Sur, cuya aspiración es la transmisión de gas natural desde
Camisea hacia el norte de Chile. La empresa Suez Energy International (ex Tractebel) fue la
interesada en la realización del estudio de pre-factibilidad para este proyecto. Según información
recopilada por el Programa Chile Sustentable, “(…) El proyecto de Suez contempla un gasoducto
de 1.450 Kms., en el trazado entre Lima y Crucero para transportar un volumen de 10 MMCMD.
El costo total de la inversión seria de USD$ 1.100 millones: y el plazo de construcción 16 meses.
El costo del trasporte de gas desde Camisea hasta la frontera Perú-Chile seria de US$ 1,72 por
MM de BTU (Unidad Térmica Británica)” (Programa Chile Sustentable, 2006). En el norte chileno,
los gasoductos existentes de Gas-Atacama y Norandino, pasarían a ser parte integrante del
Gasoducto del Sur.
El gobierno chileno, enfrentado a una creciente inseguridad energética debido a la matriz
altamente vulnerable y dependiente de las importaciones de energía, necesitaba con urgencia
involucrar a los demás países latinoamericanos en estrategias de integración energética y a las
empresas privadas, en proyectos de inversión regionales. Sin embargo, la posición del gobierno
peruano fue más cautelosa al señalar que no estaba en condiciones de asegurar la exportación
de gas natural para satisfacer la demanda chilena, considerando que su prioridad es el mercado
interno.
Considerando estos elementos, es posible afirmar que las iniciativas de integración energética de
América Latina estarán enmarcadas en propuestas políticas, lo que es posible advertir a razón
de las negociaciones para la integración de Venezuela en el bloque MERCOSUR.
Esta tendencia requiere especial atención de la ciudadanía sobre las condiciones de integración
energética regional y las negociaciones en curso. Es preciso observar si estos acuerdos se
regirán por reglas para una integración energética en beneficio de los pueblos, o se impondrán
reglas que privilegian las ganancias empresariales; si esta integración será liderada por los
64
Fuente: http://www.bnamericas.com/report_series/energy_integration/reporte_eic.pdf.
84
intereses de las transnacionales del sector energía e infraestructura que operan en la región; si
se restringirá a un proceso de trasnacionalización de las empresas energéticas estatales; o si
contendrá elementos de cooperación y complementación energética, que permitan responder a
las necesidades energéticas de los pueblos latinoamericanos y salvaguardar la soberanía sobre
sus recursos naturales. Sólo la capacidad democrática de los gobiernos y la vigilancia ciudadana
sobre los procesos permitirán determinar tanto el tipo de integración regional que tendremos,
como el tipo de políticas energéticas que desarrollaran los países de la región en las próximas
décadas.
e) Planes de acción de la Unión de Naciones Sudamericanas
En el marco de los acuerdos promovidos por la Comunidad Sudamericana de Naciones,
actualmente, los países han suscrito un Plan de acción en materia petrolera y gasífera; un Plan
de accionen materia de interconexión eléctrica; y un Plan de integración en materia de
agrocombustibles. Estas iniciativas se actualizan en abril de 2007, con la realización de la
primera Cumbre Energética Regional, que dio lugar a la revisión del organismo para convertirse
en la Unión de Naciones Sudamericanas, constituyendo además una secretaría permanente con
sede en Quito, Ecuador; y nombrando como primer secretario general al ex Presidente
ecuatoriano Rodrigo Borja Cevallos.
En esta Cumbre, los países ratifican los principios orientadores de la política energética regional,
consignados en las reuniones previas de la CSN en Venezuela y Bolivia, y que reconocen que la
integración energética de la Comunidad Suramericana de Naciones debe ser utilizada como una
herramienta importante para promover el desarrollo social, económico y la erradicación de la
pobreza. En su declaración, los gobiernos acuerdan impulsar el desarrollo de la infraestructura
energética de los países como elemento que garantice la sostenibilidad de la integración
suramericana, objetivo que queda en entredicho si se considera el carácter y los énfasis de los
proyectos en curso antes mencionados.
Pese al acuerdo en torno al impulso al desarrollo de las energías renovables, no se distingue
entre las fuentes alternativas sustentables y las fuentes renovables de alto impacto social y
ambiental, como las megahidroeléctricas y los agrocombustibles a gran escala. Los países
concordaron abiertamente en el reconocimiento del potencial de los biocombustibles para
diversificar la matriz regional, promoviendo el intercambio de experiencias para fomentar su
desarrollo.
Otros énfasis de la declaración también permiten suponer una continuidad en el modelo de
desarrollo vigente, tales como la promoción de la cooperación entre las empresas nacionales de
petróleo y el fomento a la industrialización de la producción de hidrocarburos, a fin de
incrementar la competitividad de las exportaciones. Ello resulta lamentable, puesto que no
cuestiona el papel fundamental de la industria de hidrocarburos en la economía latinoamericana,
pese a sus evidentes impactos sociales, ambientales, culturales y económicos. Reforzando esta
tendencia, la declaración expresa su reconocimiento a las iniciativas tomadas por distintos
países para incrementar la cooperación y la coordinación de sus esfuerzos de energía, tales
como PETROSUR, PETROANDINA, PETROAMERICA, Petrolera del Cono Sur y otras iniciativas
afines.
Adiconalmente, Venezuela presentó la propuesta de un "Tratado Energético Suramericano" para
garantizar a la región, energía, petróleo, gas y combustibles alternativos para más de 100 años.
En este marco, se desarrolló la discusión para la concreción del Gasoducto del Sur, de unos
ocho mil kilómetros de largo; y el gasoducto transcaribeño (Venezuela-Colombia-Panamá). Si
bien no se ha ratificado este Tratado, los países acordaron la creación del Consejo Energético de
Sudamérica, como instancia de articulación regional. Este Consejo estará integrado por los
Ministros de Energía de cada país, quienes tendrán la responsabilidad de presentar una
propuesta de lineamientos de la Estrategia Energética Suramericana, del Plan de Acción y del
85
Tratado Energético de Suramérica, que será discutida en la III Cumbre Suramericana de
Naciones.
f) Iniciativas promovidas por Venezuela (PDVSA)
La importante variedad de propuestas de integración promovidas por el gobierno venezolano tras
las reformas de los marcos regulatorios, que le otorgan un mayor control al Estado de la empresa
pública de petróleo, ameritan ser desarrolladas en un apartado especial.
En el marco de la Alternativa Bolivariana para las Américas (ALBA), uno de los planes del
gobierno venezolano es la creación de cuatro empresas regionales llamadas: Petrocaribe,
suscrita por 14 países de la región caribeña; Petroandina, propuesta a los países que conforman
la Comunidad Andina de Naciones (Bolivia, Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela); Petrosur,
donde se agrupan Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; y Petroamerica, que constituye el
espacio de confluencia de estas tres iniciativas.
El desarrollo de esta iniciativa de integración se sostiene en cuatro puntos: a) Redefinir las
relaciones existentes entre los países sobre la base de sus recursos y potencialidades. b)
Aprovechar la complementariedad económica, social y cultural para disminuir las asimetrías en la
región c) Minimizar los efectos negativos que sobre los países de la región tienen los costos de la
energía, originados por factores especulativos y geopolíticos. d) Fortalecer otras iniciativas
regionales como Mercosur, CAN, Alba y Comunidad Suramericana de Naciones.
Petrocaribe es la iniciativa más avanzada, puesto que se sustenta en el Acuerdo de San José de
Cooperación Energética, firmado por primera vez el 3 de agosto de 1980. Este acuerdo se ha
renovado interrumpidamente cada año a través de una Declaración conjunta emitida por los
Gobiernos de México y Venezuela. El Acuerdo de San José prevé el suministro de 160 mil bpd,
(80 mil bpd cada uno), ofrecido a precios mas baratos que los del mercado internacional. Este
Acuerdo abarca la región de Centroamérica y el Caribe y es un mecanismo de cooperación
social y económico llevado a cabo con once países participantes, entre ellos Barbados, Belice,
Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y Republica
Dominicana. Otro antecedente importante de Petrocaribe es el Acuerdo Energético de Caracas.
Petrocaribe se creo en el 2005 y ya la conforman 16 países: Antigua y Barbuda, Bahamas,
Belice, Cuba, Dominica, Grenada, Guyana, Haití, Jamaica, Nicaragua, Republica Dominicana,
San Cristóbal y Nieves, Santa Lucia, San Vicente y las Granadinas, Surinam, y Venezuela.
Venezuela se comprometió a facilitar en condiciones “justas, necesarias, soberanas y solidarias,
200.000 bpd que se pagaran en 25 años con un periodo de gracia hasta de 2 años, con
financiación de la factura por Venezuela hasta el 50% y una tasa de 1% anual cuando el barril
sobre pase los USD 40.
En el marco de Petrocaribe se constituyeron Empresas Mixtas con Belice, Dominica, Jamaica,
St. Kitts y Nevis, y San Vicente y Granadinas. Actualmente en Cuba se lleva a cabo la
modernización de la Refinería de Cienfuegos, siendo el primer gran proyecto de envergadura de
Petrocaribe, con una inversión de USD 83 millones. La III Cumbre Presidencial de Petrocaribe
finalizó el 12 de agosto de 2007, con la firma del Tratado de Seguridad Energética, por el que
Venezuela se compromete a garantizar el suministro de crudo a la región durante un siglo. El
nuevo tratado está sustentado en el desarrollo de cinco líneas estratégicas, entre las que se
encuentran petróleo, gas, ahorro energético y energía renovable, y la creación de Empresas
Mixtas de energía renovable y alternativa. El tratado prevé igualmente impulsar la producción
"estrictamente necesaria" de Etanol como energía alternativa, y prevé el compromiso de sembrar
"por cada hectárea" de caña de azúcar para producir este combustible, "otras dos hectáreas"
para la agricultura65. Los países firmantes son: Venezuela, Uruguay, Argentina, Grenada, Belice,
Dominica, Haití, Nicaragua, San Vicente y Granadinas, Jamaica, Surinam, y Cuba. En el Marco
de los Tratado de Seguridad Energética los proyectos que vienen desarrollándose en el Caribe
65
Sociedad Mundo. El Caribe firma tratado energético.12.07.07
86
pueden expandirse y complementarse incluyendo la instalación de Plantas de Generación
Eléctrica Distribuida, y Terminales de Regasificacion del Gas Natural Licuado (GNL). También se
estudia dentro de esta cooperación, construir un Petrocaribe Social que amplíe el alcance del
FONDO ALBA -CARIBE66
Petrosur es un proyecto dirigido a fomentar cooperación y alianzas estratégicas entre compañías
petroleras estatales del Cono Sur y Venezuela: Petróleos Brasileros (Petrobras), Energía
Argentina S.A. (Enarsa); Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP)
y Petróleos Venezuela S.A. (PDVSA). Con Petrosur se busca minimizar los costos de las
transacciones (eliminando la intermediación), facilitar el acceso a financiamiento preferencial y
promover el aprovechamiento de las sinergias comerciales para solventar las asimetrías
económicas y sociales de la región.
Petroandina es una alianza pactada por el XVI Consejo Presidencial Andino realizado el 18 de
julio de 2005 en Lima, como plataforma común o “alianza estratégica” de entes estatales
petroleros y energéticos de los 5 países de la CAN (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y
Venezuela) “para impulsar la interconexión eléctrica y gasífera, la provisión mutua de recursos
energéticos y la inversión conjunta en proyectos”.67
Venezuela es el país de la región que cuenta con la mayor cantidad de acuerdos multilaterales y
bilaterales de cooperación para la compra y venta de hidrocarburos. Posee convenios bilaterales
con Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Nicaragua, Cuba, Ecuador y Uruguay. Estas propuestas
de integración convierten a Venezuela en el nuevo ente crediticio e inversionista latinoamericano.
Con estas iniciativas, Venezuela logra posicionarse como un actor estratégico fundamental para
la región. Si bien la política del gobierno venezolano es diametralmente opuesta al paradigma
neoliberal, sus estrategias de desarrollo resultan equivalentes e incluso concordantes, en lo que
a promoción de proyectos de integración y composición de la matriz energética se refiere. Estas
iniciativas favorecen el acceso a hidrocarburos en el corto plazo a los países latinoamericanos,
pero generan una fuerte dependencia de Venezuela como proveedor principal, depositando en
este país el control geopolítico sobre los mercados energéticos. A mediano plazo, el país
resultará afectado fuertemente por la sobreexplotación de hidrocarburos que deberá realizar para
cumplir los compromisos de suministro, que en algunos casos se ha prometido será por dos
siglos o ‘infinito’.
En definitiva, a través de esta integración energética Venezuela está exportando un modelo de
desarrollo basado en la explotación de los hidrocarburos: contaminante, depredador, corruptor y
generador de dependencia, y que no ha resuelto la pobreza. De hecho, muchas de las
propuestas de Petrocaribe, de ALBA y de los Acuerdos Bilateraless vienen acompañados de la
construcción, reparación o ampliación de Refinerías en los otros países, que como es sabido se
rechazan en los países europeos por el alto grado de contaminación que producen.
Adicionalmente, la política de apertura al mercado de energía basada en hidrocarburos, retrasa
la búsqueda y fomento a soluciones energéticas no convencionales, autónomas y sustentables
por parte de las comunidades y pueblos de la región.
g) Otras iniciativas binacionales, subregionales y afines
En el marco de las iniciativas de integración de gran escala, se ha impulsado una serie de
proyectos de integración de infraestructura y desarrollo energético. Durante la Quinta Reunión
Hemisférica de Ministros de Energía los Ministros de Energía de Colombia, Ecuador y Perú
suscribieron un convenio para facilitar la exportación o importación de electricidad entre dichos
países, se pretende ampliar los mercados energéticos, y se acordó que la Organización
Latinoamericana de Energía (OLADE) realice los estudios de armonización de los marcos
66Mariana
67
Idem
Parraga : El Venezuela tiene Once Tratados de Seguridad energetica firmados. El Universal .13.08.07 , Caracas.
87
legales.
Argentina y Bolivia también han desarrollado acuerdos y procesos bilaterales. Actualmente se
encuentra en proceso de licitación la construcción del gasoducto del Noreste, que vincula Bolivia
con la provincia de Santa Fe. Dicho gasoducto es parte de un acuerdo de precio y provisión de
gas entre Argentina y Bolivia, que contempla una planta de extracción de líquidos y la
infraestructura para el transporte de gas. El acuerdo entre ambos países (firmado el 19 de
Octubre de 2006) estableció como meta elevar en 20 millones de metros cúbicos diarios la
provisión de gas natural extraído en los yacimientos de Tarija, (llegando a unos 27 millones de
metros cúbicos diarios) a la vez que se acordó fijar el precio de cada BTU (unidad de medida) a 5
dólares.
Para poder cumplir con este incremento del volumen negociado, se debe construir un nuevo
ducto, bautizado Gasoducto del Nordeste Argentino (GNA). La obra citada costará casi 2.000
millones de dólares, para una extensión de más de 1.000 kilómetros, la mayoría de ellos en
territorio argentino. Adicionalmente, se puso en marcha la licitación de una planta separadora de
gases en territorio boliviano, asociada al proyecto exportador de gas a Argentina. Costará 400
millones de dólares, la pagará Argentina y será la mayor de Sudamérica.
Argentina y Uruguay también desarrollan proyectos binacionales. Actualmente, el sistema
eléctrico uruguayo se encuentra interconectado con el sistema argentino mediante dos vínculos
de gran potencia (del orden de los 1000 MW cada uno), que atraviesan el río Uruguay; estos
vínculos forman parte del denominado “cuadrilátero de Salto Grande”. La interconexión situada al
norte está localizada en la central de Salto Grande y une las dos subestaciones de 500 kV de
dicha central, una en Uruguay y la otra en Argentina. La interconexión situada al sur une la
subestación de San Javier en Uruguay con la de Colonia Elía en Argentina, ambas también de
500 kV.
Uruguay y Brasil han avanzado en la interconexión con mayor lentitud, debido a que los sistemas
eléctricos de ambos países tienen frecuencias diferentes, lo que hace necesaria la utilización de
equipos de conversión de frecuencia. En el año 2001 entró en servicio la interconexión
Rivera/Livramento de 70 MW de potencia, que vincula el sistema de transmisión uruguayo (150
kV) con el brasileño (230 kV). Durante algunos períodos de 2004 y 2005 también se utilizó la
opción de compra a Brasil, a través de la conversora de Garabí (Brasil- Argentina) y, mediante la
utilización de redes argentinas, en el vínculo de conexión de Salto Grande. En la actualidad está
planeada la construcción de una red de interconexión de 500 MW con Brasil.
Uruguay ha también demostrado interés en el Gasoducto del Sur -que se propone transportar
gas natural desde Puerto Ordaz en Venezuela hasta Buenos Aires en Argentina- que podría
pasar por territorio uruguayo. También ha participado en conversaciones para tomar parte en el
gasoducto del noreste argentino, con intenciones de traer hacia Uruguay parte del gas boliviano
a través de territorio argentino.
Otros proyectos binacionales en curso se refieren a diversos proyectos hidroenergéticos, como el
proyecto Corpus entre Argentina y Paraguay o el de Garabí entre Argentina y Brasil.
88
2.2 El papel de las instituciones financieras internacionales (IFIs) en las matrices
energéticas de América Latina.
Durante la segunda mitad del siglo veinte, los bancos de desarrollo e instituciones de fomento
multilateral, han proporcionado créditos a países en vía de desarrollo por grandes sumas de
millones de dólares. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) es el banco regional de
desarrollo más grande y de mayor antigüedad. Establecido en 1959, es la fuente de
financiamiento multilateral más importante para proyectos de desarrollo económico, social e
institucional, como también de programas de comercio e integración regional en Latinoamérica y
el Caribe. Con un total de $100 mil millones de dólares en suscripciones de capital, el BID
proporciona a países de Latinoamérica préstamos anuales alrededor de los $6 a $7 mil millones
de dólares68.
El Grupo del Banco Mundial sigue al IDB en lo referente a financiamiento multilateral para el
desarrollo en la región. En los últimos cinco años (2003-2007), el Banco Mundial ha destinado
más de $25 mil millones de dólares a países latinoamericanos con la consigna de la lucha contra
la pobreza por medio del crecimiento económico sin restricciones. Históricamente, gran parte de
este financiamiento ha sido destinado para apoyar a industrias de extracción de petróleo, gas y
carbón.
En los últimos años, debido a un énfasis dado a la participación privada en el sector de energía,
los préstamos del Grupo del Banco Mundial dirigidos a estos proyectos se han trasladado a la
Corporación Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés), brazo del banco enfocado al
sector privado. Así mismo, fue creado en 1994 el departamento del sector privado del BID (PRI,
por sus siglas en inglés) para impulsar el apoyo a iniciativas del sector privado. En un
movimiento estratégico que muestra claramente la intención del BID en expandir el rol del sector
privado, la junta directiva aprobó un incremento en el tope máximo de créditos del PRI, de $75 a
$200 millones de dólares por proyecto y de hasta $400 millones de dólares en casos de
circunstancias “extraordinarias”. Este límite no se emplea para “prestamos sindicados” –
financiamiento adicional que proviene de otras instituciones y que es manejado bajo un sólo
compromiso de préstamo por el BID – dándole al PRI amplia flexibilidad para impulsar prestamos
a corporaciones privadas para la realización de proyectos de gran envergadura. Además de lo
anterior, después de levantar anteriores restricciones en préstamos por sector que no
presentaban garantías autónomas del estado, el banco puede ahora proveer financiamiento a
compañías privadas en una variedad de sectores como infraestructura, mercados de capital y
financiamiento de comercio incluyendo petróleo y gas, agroindustria, minería, manufacturas,
turismo, tecnología y servicios.
Tanto el IFC como el PRI del BID están siendo cuestionados por organizaciones ambientalistas,
de desarrollo, y de la sociedad civil, por promover y financiar grandes proyectos energéticos y de
infraestructura en Latinoamérica. Campañas internacionales en contra de proyectos como el de
la represa “Caña Brava” en Brasil o el gasoducto “Camisea” en el Perú han ayudado a concentrar
la atención en las actividades de estas instituciones, particularmente en el sector energético.
a) Financiamiento del sector energético
El IDB hizo su primer préstamo en el sector energético en 1961, durante su primer año de
operaciones. Desde entonces, ha entregado cerca de $18,7 mil millones de dólares en créditos al
sector energético (1961-2005), la mayor parte de esta cantidad (un 90 por ciento) ha estado
concentrada en electricidad. 69 En 2006 se registraron préstamos en el sector energético por $1,5
Según el IDB, bajo los términos financieros de “The Eighth Replenishment” en 1994, el banco tiene la capacidad de
mantener un nivel sostenido de préstamo anual de hasta $8 billones de dólares.
69
Vieira de Carvalho, Arnaldo and Castellón, César A., Actividades recientes sobre electrificación rural con apoyo
del BID, II Seminario: Energía y Probreza, Antigua, Guatemala, February 2007.
68
89
mil millones de dólares, y por $ 3,7 mil millones en los últimos cinco años, que han impulsando
proyectos por un costo total de $ 10,9 mil millones durante el mismo periodo.
Una revisión de la cartera de proyectos del BID en el sector energético desde 200370 muestra
que el 60 por ciento de los compromisos adquiridos incluían proyectos en distribución de energía
eléctrica – usualmente de fuentes de energía convencionales – y otro 35 por ciento consistía en
operaciones de energía hidráulica. Como se muestra en la Figura 1, la inversión en el desarrollo
y producción de combustibles fósiles representan un total del 4 por ciento de los créditos en el
sector energético, mientras que proyectos de energía renovable y energía eficiente son casi
inexistentes.
El mayor destinatario de los préstamos del BID para el sector energético es Brasil, quien
representa el 41 por ciento del total de los préstamos asignados para este sector. Brasil es
seguido por Venezuela (21 por ciento) y Argentina (16 por ciento). En contraste, el mayor cliente
de energía del Banco Mundial es México, quien recibe $589 millones de dólares (26 por ciento de
todo el gasto para el sector energético en LAC). A pesar de que Brasil tiene el mayor número de
proyectos financiados por el Banco Mundial (8), solo recibe $156 millones de dólares (alrededor
del 7 por ciento del gasto para el sector energético en LAC)
Gráfico
Créditos del BID para energía, según sector, años 2003-2007 (en %)
Otros
1%
Hidráulica
35%
Electricidad
60%
Petróleo,
gas y
carbón
4%
Nota: En la categoría “Otros” hay dos proyectos de reforma de sector y el primer proyecto de bio-combustibles
financiado por el BID.
Fuente: Martínez, Nadia. IPS.
En el periodo comprendido entre el año 2003 al 2007, el Banco Mundial aprobó 51 proyectos
relacionados con energía en Latinoamérica y el Caribe. El 22 por ciento de los préstamos por
sectores comprometidos con esta región fue asignado a proyectos en petróleo y gas. La gran
mayoría de estos fueron asignados al gobierno de Perú para apoyar la inversión del sector
privado en infraestructura pública para gas natural y otras áreas.
El número de proyectos con un componente explícito en energía se duplicó en 2005 (de 3 a 6
proyectos) y se observo un incremento de mas de 125 veces en los compromisos para el
financiamiento del sector energético. Un total de $262 millones de dólares fueron otorgados
directamente a proyectos energéticos en el periodo del 2003 al 2007. De estos prestamos, el 60
70
Análisis basado en información disponible en las bases de datos de proyectos ubicados en las páginas web de la
institución, además de sus informes anuales. No es necesariamente exhaustivo.
90
por ciento aproximadamente, o $160 millones de dólares, fueron asignados a través de ajustes
estructurales y de programas de préstamos para políticas de gobierno, descentralización,
competitividad y ajuste de crecimiento.
De todos los prestamos para proyectos con un componente en el sector energético, prestamos
para “otra categoría” sobrepasó el gasto en el segmento energético de estos proyectos. Gran
cantidad de ese dinero fue asignado a administración pública, transporte y servicios sociales.
Proyectos de generación de grandes y pequeñas hidroeléctricas (como se describe en la sección
de renovables), recuperación de gas metano proveniente de rellenos sanitarios y generación de
energía, y desarrollo agrícola, recibieron cada uno, alrededor de un 2 por ciento de todos los
compromisos de crédito para el sector energético en la región de Latinoamérica y el Caribe
durante este periodo.
Para tener una mejor compresión del panorama completo, necesitamos darle una mirada al IFC,
el ala de inversión privada del Grupo del Banco Mundial, que suele evadir la crítica de la
sociedad civil. Según estadísticas disponibles en la base de datos del IFC (de búsqueda en
Internet), se han aprobado $3,4 mil millones de dólares para el financiamiento de proyectos
relacionados con energía en la región LAC entre el año 2003 al 2007.
Gráfico
Créditos del IFC en la región LAC, 2003-2007
Créditos (en dólares)
1200
1000
800
600
400
200
0
2003
2004
2005
2006
2007
pending
Año
Fuente:
Bajo la rúbrica “infraestructura de servicios públicos”, el IFC movilizo más de $1,5 mil millones de
dólares en la región. La mayoría de estos proyectos se concentraron en la construcción y
expansión de instalaciones para generadores y líneas de transmisión asociadas con energía
producida por gas natural, diesel y combustibles pesados derivados del petróleo, y energía
hidráulica y eólica. Grandes proyectos de generación de energía hidráulica en cuencas de ríos
constituyen el 27 por ciento de los créditos para infraestructura para proyectos relacionados con
energía.
En los últimos cinco años, el IFC ha realizado pequeños cambios en su política de
financiamiento. El IFC se ha alejado un poco del financiamiento de infraestructuras de servicios
públicos, y ha hecho pequeños incrementos en los créditos para proyectos de exploración y
producción de gas, petróleo y minería. En el periodo del año 2003 al 2007, se otorgaron
91
préstamos para el sector de petróleo, gas y minería que representaron el 44 por ciento del total
de los préstamos para el sector energético por parte del IFC. El financiamiento se concentró en
la exploración y producción de combustibles de origen fósil, en estos casos petróleo y gas
natural.71
Créditos asignados para la construcción de dos instalaciones de energía eólica constituyeron el
dos por ciento de los préstamos para infraestructura que otorgó el IFC a compañías que operan
en la región de LAC. A pesar de que las granjas de energía eólica son consideradas fuentes de
energía renovable, una de las plantas era parte de un extenso proyecto regional para
Latinoamérica que también proponía construir instalaciones de energía diesel y de cogeneración,
y modernización de redes de transmisión.72 También hubo un incremento en los créditos
otorgados a la agroindustria para el desarrollo de proyectos de cogeneración y producción de
etanol, especialmente entre el año 2004 y 2005.
b) Tendencia en la política de crédito y financiamiento de proyectos carboníferos
Las reformas en el sector energético son similares a las reformas que han sido implementadas
en otros sectores durante la reciente era de reformas neoliberales. Usando el argumento de que
la globalización es inevitable, un nuevo paradigma fue promovido con el argumento, entre otros
más, de que el acceso a los recursos nacionales y naturales tienen que ser abiertos a todos y
que deben ser regulados por las leyes del mercado. El objetivo de este paradigma es reducir la
importancia del estado nacional y delegarlo a un papel subordinado para liberar los mercados y
levantar las barreras a la inversión foránea.
Los préstamos para políticas de desarrollo representan más de las dos terceras partes de todo el
financiamiento del Banco Mundial relacionado con energía, con más de $1,5 mil millones de
dólares destinados a 11 proyectos en forma de apoyo directo (US$524 millones) y prestamos
para ajuste estructural y de sector (US$1.000 millones). Los préstamos para ajuste estructural
(significativamente mayores) fueron principalmente adjudicados para proyectos relacionados con
energía. La mayor parte de fondos fueron destinados al sector eléctrico y/o el sector energético
en general, y “otros”. Administración pública y jurídica, industria y comercio, transporte y finanzas
fueron los sectores con más representación en esta categoría.
El IDB demoró en tomar el liderazgo del Banco Mundial en el financiamiento de políticas de
desarrollo, para supervisar ajustes económicos por medio de reformas de sectores específicos.
En 1989, prestamos para políticas de desarrollo o de sector fueron aprobadas por el BID como
nuevo instrumento de financiación. Sin embargo, esta práctica fue empleada extensivamente en
el sector energético durante la década de 1990 para promover la reestructuración de los sectores
eléctricos de países y la privatización de compañías públicas del sector energético. El IDB alteró
la estructura de financiación para políticas de desarrollo en 2005, como parte de un nuevo y
flexible marco financiero, en un esfuerzo para facilitar la aprobación de créditos al reducir las
limitaciones durante el ciclo de proyectos.
El Banco Mundial, a través de su “Carbon Finance Unit”, es el mayor agente de Certificaciones
de Reducción de Emisiones (CER, por sus siglas en inglés) a nivel mundial, y ha establecido
fondos especiales para comprar créditos a gobiernos de países en vía de desarrollo. Los fondos
71
El proyecto más grande en el sector petróleo, gas y minas, con el 37 por ciento del gasto del sector ($550 millones
de dólares) terminó ayudando a financiar el desarrollo y producción continuada de petróleo y gas en Argentina.
72
El Fondo para Energía Renovable y Eficiencia Energética del IFC, que había estado activo durante toda la década de
1990 fue cerrado después del colapso del sector financiero Argentino del 2001. El IFC estableció recientemente una
nueva iniciativa de Instalación para la Energía Sostenible para impulsar GEF y fondos de otras instituciones
financieras. El SEF había hecho énfasis en inversiones de deuda y de capital en pequeña y mediana empresa, y en
asistencia técnica para ayudar a empresas en el desarrollo de capacidades en energía renovable y eficiencia energética.
92
más activos en proyectos relacionados con energía renovable en Latinoamérica y el Caribe son
los fondos sectoriales como el “Fondo de BioCarbono” y el “El Fondo de Carbono para Desarrollo
Comunitario”, y fondos asociados con gobiernos como el “Fondo Español de Carbono” y el
“Fondo Holandés para el Mecanismo de Desarrollo Limpio”. La porción de los créditos de emisión
de dióxido de carbono del portafolio relacionado con energía de LAC representa la compra de
créditos en los sectores de energía renovable y electricidad.
Los bonos de carbono, incluidos en la línea de productos financieros del Banco Mundial en el
2002, emplean un nuevo mecanismo de crédito que aprovecha el sistema de contabilidad de
emisiones de gases de efecto invernadero, desarrollado por la Convención Marco de las
Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCCC, por sus siglas en inglés) en el Protocolo de
Kyoto. El protocolo creo los CERs, representados por una megatonelada de CO2 o emisiones
equivalentes que pueden ser compradas y vendidas en el mercado abierto. El Banco Mundial
argumenta que al tener proyectos eficientes en energía renovable, esas emisiones de dióxido de
carbono, que de otra manera serian liberadas en la atmósfera, no han sido creadas (Por ejemplo:
una planta de energía hidroeléctrica produce 10MW de electricidad en contraste con una planta
de generación de energía por combustión de carbón, y además hace un ahorro en cuanto a las
emisiones que la planta por combustión de carbón produciría). Esas emisiones “no usadas” o
nunca creadas pueden ahora ser vendidas con un valor de mercado.
De los 19 proyectos relacionados con energía renovable (El mayor porcentaje de la financiación
de proyectos fueron destinados a energía renovable), la mitad fueron financiados a través de
bonos de carbono. En los créditos para el sector energético alrededor del 3 por ciento del
financiamiento consistió en financiamiento de carbono, mientras el 94 por ciento se dio en forma
de inversiones específicas, políticas de desarrollo y créditos para ajustes estructurales.
El IFC ha establecido también un papel relevante en el financiamiento de carbono, como un
intermediario financiero en la compra de CERs a gobiernos de países en vía de desarrollo, y en
la transferencia de estos CERs a países desarrollados. El IFC considera que ésta es un área con
un alto valor estratégico para los países miembros. El IFC considera que está en una posición
única para ayudar a desarrollar el mercado del carbono, al promover mitigación de riesgo y
añadir valor al naciente mercado, usando su sistema de clasificación de alto crédito para ayudar
a vendedores de mercados emergentes a ganar acceso a nuevos mercados y obtener altos
precios. Además de lo anterior, el IFC afirma que su participación fortalecería la confianza de
compradores en el ofrecimiento de CERs. En algunos casos, la garantía de oferta de bonos de
carbono por parte del IFC, eliminaría (en teoría) la necesidad que tienen los compradores de
CERs de analizar los riesgos inherentes a proyectos que implican reducciones en las emisiones
de carbono.
Cuadro
La Energía Renovable en el Banco Mundial
Todos los proyectos que han recibido créditos en una de los siete sub-sectores de energía y minería
(energía renovable, calefacción y eficiencia energética, electricidad, minería y extracción, petróleo y gas,
energía general, y ‘otros’) han sido incluidos en este estimado sobre el gasto energético en la región de
LAC. A pesar de que esto significa que se han incluido proyectos que no se concentran primordialmente en
créditos de energía, esto permite crear un panorama más preciso de los compromisos de créditos por
sector. También, provee a un mejor cálculo de los créditos otorgados a iniciativas de renovables y
eficiencia energética en él Banco Mundial.
Según documentos del banco, energía renovable y eficiencia energética ha representado sólo por el 6 por
ciento de todo el gasto relacionado con energía en LAC realizado por el banco entre el 2003 y la primera
mitad del 2007. En este sector, energía solar ha recibido la mayor cantidad de financiamiento ($49
millones) por concepto de una sola planta híbrida de energía solar y energía térmica en México en el 2006.
El 24 por ciento de los créditos RE/EE fueron destinados a varios proyectos de promoción de
electrificación rural y de infraestructura para apoyar la distribución de energía a través de redes eléctricas
en expansión, implementados durante los últimos cinco años. El 19 por ciento de todos los compromisos
93
de crédito de RE/EE en este periodo fueron destinados en el 2006 a dos grandes proyectos en México de
energía eólica “granjas de viento” y a sus instalaciones asociadas. Eficiencia energética constituyó hasta el
10 por ciento de los compromisos de crédito, seguido por cogeneración de biomasa seis por ciento y “small
hydro” (< 10MW) uno por ciento. El 5 por ciento ($7 millones de dólares) del total de los compromisos de
créditos RE/EE en estos 5 años fueron destinados a energía hidráulica (> 10MW) y recuperación de gas de
rellenos sanitarios, en donde gas metano es capturado y usado para la generación de energía o es
procesado para convertirlo en un CO2 menos fuerte. Para el propósito de este estudio, estos son tenidos
en cuenta como fuentes “renovables” de energía, ya que estos causan impactos sociales y ambientales
adversos, entre los cuales están la liberación de dióxido de carbono y de compuestos tóxicos, y el
desplazamiento de comunidades usualmente de bajos recursos.
Fuente:
La Iniciativa de Energía Sostenible y Cambio Climático del BID (SECCI)
Esta Iniciativa (SECCI, pos sus siglas en inglés) fue lanzada en 2007 con un compromiso inicial
de US$20 millones, como respuesta al mandato dado a las instituciones de financiamiento
internacional por el grupo de los ocho países industrializados (G-8) en 2005 para diseñar un
marco de inversión en energía limpia. El BID, en la declaración de la misión de su programa,
reconoce que “el impacto del cambio climático sin control amenaza con socavar el bienestar
económico y social de la región”, y que “fuentes de energía económicas y confiables sean parte
central de la agenda de desarrollo de LAC”. El proyecto se divide en cuatro pilares estratégicos.




Energía Renovable/Eficiencia Energética (RE/EE, por sus siglas en inglés): Gran parte
del trabajo en el pilar RE/EE involucra investigación, desarrollo y análisis de las fuentes
potenciales de RE/EE. También tiene un componente para minimizar barreras
reguladoras, institucionales y financieras que afectan la implementación de RE/EE, y una
necesidad no identificada para crear incentivos para inversión en RE/EE, tales como
reformas políticas a nivel nacional.
Desarrollo de bio-combustibles: El pilar de bio-combustibles será sin duda uno de los más
importantes, considerando no sólo la capacidad de producción de etanol de Brasil sino
también la de proyectos a menor escala en toda LAC. Los objetivos de este pilar son
evaluar la viabilidad del uso de bio-combustibles a nivel nacional y regional, proveer
asistencia para generación de políticas, financiar instalaciones de bio- combustibles,
materias primas, producción e infraestructura, y tecnologías emergentes.
Incremento del acceso a financiamiento de carbono: El objetivo es hacer que el
financiamiento de carbono sea una práctica dominante en las operaciones del BID,
incrementar el acceso de países latinoamericanos a mercados de carbono, desarrollar y
apoyar proyectos del mecanismo de desarrollo limpio y asegurar la continuidad del
mercado de carbono después de 2012.
Adaptación a los cambios climáticos: Reducir la vulnerabilidad de la infraestructura
urbana y regional que esté en mayor riesgo de los impactos del cambio climático.
El IDB ha anunciado que hará inversiones a partir de $3 mil millones de dólares en biocombustibles en los próximos años, particularmente a través del sector privado. Inicialmente, el
PRI está preparando un programa de financiación de energía “verde” que proveerá de por lo
menos $300 millones de dólares en créditos y asistencia técnica a proyectos del sector privado
en toda la región. Adicionalmente, el IDB está también reestructurando el financiamiento de la
deuda de tres proyectos Brasileños de producción de etanol que tendrán un costo total de $570
millones de dólares. El oleoducto de Brasil del departamento también incluye préstamos para
cinco transacciones o proyectos de bio-combustibles con componentes de bio-combustibles que
tendrán un costo total de casi $2 mil millones de dólares. Estas inversiones contribuirán al
objetivo de triplicar la producción anual de etanol para el año 2020 en Brasil. 73
Marco de inversión del Banco Mundial en energía limpia
73
http://www.iadb.org/NEWS/articledetail.cfm?Language=En&parid=2&artType=PR&artid=3779
94
En abril de 2006, el Banco Mundial hizo público un estudio que discutía los asuntos
fundamentales en el desarrollo de un marco de inversión para energía limpia y desarrollo. El
estudio, Energía Limpia y Desarrollo: Hacia un Marco de Inversión, toma una perspectiva global
(al contrario de la orientación tradicional del banco) sobre el cambio climático, energía limpia, y
desarrollo sostenible, y cubre tres temas principales: (i) la necesidad de, y los requerimientos
financieros para responder a las necesidades energéticas de países en vía de desarrollo, de una
manera eficiente y sostenible con respecto al medio ambiente; (ii) medidas adicionales
requeridas en el sector energético, industrial y de trasporte, para responder a la amenaza del
cambio climático; y (iii) el impacto del cambio climático y la necesidad de adaptación de los
países en vía de desarrollo. El documento del Banco Mundial hace énfasis en la idea de que la
necesidad de inversión actual en sectores de energía limpia en países en vía de desarrollo no es
respondida debido a restricciones políticas, y que para superar esta barrera se necesita la
participación de representantes de instituciones internacionales.
El reporte del Banco Mundial sugiere, de manera más especifica, que el incremento en la
participación del IFI debe tener en cuenta: eliminar subsidios generales y concentrar recursos en
poblaciones locales que necesiten apoyo económico: establecer marcos legales y de regulación
confiables a nivel local; desarrollar entornos de políticas a través de intervenciones de
regulación, tales como estándares de eficiencia energética, programas de gestión para servicios
públicos, y compañías de servicios, contratos de rendimiento energético y garantías de crédito; y
esfuerzos para la diseminación de información sobre ahorros por la eficiencia energética y
opciones de energía limpia.
Para eliminar barreras de inversión creadas por el alto riesgo asociado con nuevas tecnologías
de energía limpia, y para proveer a promotores de proyectos locales de un mayor acceso a
capital, el informe del Banco Mundial concluye que se debe hacer prioridad en iniciativas de alto
impacto para proveer energía limpia. El reporte argumenta que esto puede ser alcanzado
seleccionando inversiones en donde proyectos de energía limpia son financieramente atractivos
con el apoyo de políticas comerciales viables y sensatas, y de la implementación de impuestos y
subsidios para interiorizar los costos ambientales de la contaminación local y regional, y
proporcionando apoyo al desarrollo de prometedoras nuevas tecnologías que actualmente no
son financieramente atractivas. La estrategia del Banco Mundial para el desarrollo de un marco
de inversión para energía limpia demanda la creación de un programa de investigación y
desarrollo de nuevas tecnologías que puedan dar resultados comerciales viables en un periodo
de entre 10 y 25 años. Finalmente, consultas realizadas con el sector privado durante la
elaboración del reporte de Banco Mundial han confirmado que la inversión privada en energía
limpia en países en vía de desarrollo no ocurrirá sin una mejor protección para el manejo de
riesgo, especialmente en industrias que tienen regulaciones. 74
c) Proyectos Energéticos Financiados por las IFIs
Proyecto gasífero Camisea – Perú
Camisea es el proyecto más controvertido que tiene el IDB hasta la fecha. El gasoducto Camisea
involucra la extracción, transporte, distribución y exportación de gas desde una remota área del
Amazonas peruano, en la región sur del país, 500 kilómetros (700 millas) al este de Lima, la
capital del país. Camisea se ha convertido en una situación endémica producto de los fracasos
de la industria, el gobierno y los bancos de desarrollo multilateral para proteger una de las selvas
tropicales mejor conservadas y con el más alto valor ecológico, y los grupos indígenas que
habitan en el área del proyecto, algunos en seclusión voluntaria.
La segunda fase del proyecto gasífero Camisea conocida como Gas Natural Liquido del Perú
(Perú LNG) está programada para ser iniciada en el 2007. De la misma manera que se hizo
74
El informe completo del Banco Mundial está disponible electrónicamente en:
http://siteresources.worldbank.org/DEVCOMMINT/Documentation/20890696/DC2006-0002(E)-CleanEnergy.pdf
95
inicialmente con el proyecto Camisea, Perú LNG ha sido recomendado bajo el supuesto de que
permitirá al Perú “utilizar sus grandes reservas de gas para la lucha contra la pobreza,
aprovechando sus recursos internamente y exportándolos a otros países”. 75
Desafortunadamente, existe muy poca evidencia que sustente estas afirmaciones, pero si hay
disponible una extensa documentación sobre el daño irreversible resultado de la implementación
de la primera fase del proyecto.
Durante los primeros 18 meses de operaciones, el proyecto tuvo al menos cinco derrames de
gas líquido que contaminaron corrientes de agua y amenazaron con la salud y las fuentes de
agua de las poblaciones indígenas. Si bien, estas acusaciones han sido negadas o descartadas
por los arquitectos del proyecto, el gobierno del Perú, y las instituciones de crédito internacional,
varios análisis independientes han revelado que “las actividades de exploración, extracción y
transporte han provocado la degradación y la transformación de hábitats naturales esenciales, y
han abierto el camino para la entrada de otras personas y compañías - incluyendo industrias de
extracción y operaciones forestales - con intereses en la explotación de los recursos naturales de
la región”. 76
A pesar de los altos costos ambientales y sociales de la primera fase del proyecto, los
patrocinadores de Peru LNG, Hunt Oil Company (EE.UU.), SK Corporation (Corea del Sur) y
Repsol YPF S.A. (España) aportarán aproximadamente $1.5 billones de dólares en fondos, y
están intentando reunir $2.3 billones de dólares aproximadamente en créditos de largo plazo
para continuar con la segunda fase del proyecto. Estos fondos serán utilizados en la construcción
de una planta para la licuefacción de gas y de un gasoducto adicional para el transporte de gas a
las instalaciones de la planta. La mayor parte de estos créditos provendrán del IFIs como el IDB
y el IFC. Actualmente, el IDB está en el proceso de aprobación de un crédito de $800 millones de
dólares 77 para la financiación del proyecto, y el IFC está considerando proveer un “crédito de
hasta $300 millones para contribuir a financiar una parte de los costos del programa”.78
Si bien el IFC está realizando actualmente la evaluación del proyecto y no se ha comprometido a
dar los $300 millones de dólares requeridos, si el proyecto es financiado puede agravar los
daños que ya han sido causados en su primera fase, e iniciar una nueva ola de problemas
sociales y ambientales.
Perú LNG es un claro ejemplo de crédito sin responsabilidad social y ambiental liderado por el
IFIs. Además de lo anterior, la financiación continuada de este tipo de proyectos va en dirección
contraria a la de los compromisos del IFI para la financiación de proyectos de energía renovable
y energía eficiente que tienen como objetivo reducir el papel del hombre en el cambio climático.
El auge de los bio-combustibles
Después del anuncio del presidente de los Estados Unidos, George W. Bush en el 2007 sobre el
reemplazo de 15 mil millones de galones de gasolina por etanol para el año 2017, y del convenio
firmado por Brasil y EE.UU. para iniciar una cooperación para el desarrollo de la industria del
etanol en el hemisferio, los bio-combustibles en general y en particular el etanol han sido
identificado por varios políticos y gobiernos como el más importante candidato para asegurar la
independencia energética en el hemisferio occidental, combatir el cambio climático e impulsar el
desarrollo social en el sur del continente. A pesar del interés actual de muchos sectores sobre los
potenciales beneficios del etanol, todavía existen serías dudas y se carece de evidencias que
comprueben si el etanol pude realmente cumplir con las altas expectativas esperadas.
75
http://www.ifc.org/ifcext/plng.nsf?
http://www.bicusa.org/en/Project.Concerns.5.aspx
77
http://www.iadb.org/projects/Project.cfm?project=PE-L1016&Language=English
78
http://www.ifc.org/ifcext/plng.nsf?
76
96
En el escenario de demandas competitivas, diversas instituciones financieras internacionales han
empezado, cuidadosamente, a financiar proyectos de etanol en toda la región, principalmente en
Brasil en donde están en operación las más sofisticadas tecnologías y los mayores productores.
A pesar de que hay múltiples estudios que indican preocupación por la viabilidad de replicar el
éxito brasileño con el etanol, tanto el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Corporación
Financiera Internacional (IFC, por sus siglas en inglés) (El brazo de financiación del sector
privado del Banco Mundial) han otorgado créditos para unos tipos de proyectos muy específicos.
A pesar de los cuestionamientos públicos acerca de los bio-combustibles, el IFC tiene
actualmente asignados $200 millones de dólares en créditos en el sector privado para apoyar
operaciones de etanol y caña de azúcar. Por su parte, el BID tiene una imagen más favorable del
etanol que el IFC, y lo ha declarado como la mayor oportunidad económica y de desarrollo para
Latinoamérica. El BID ha anunciado que proveerá fondos por un monto de hasta $3 billones de
dólares para inversión en bio-combustibles en el sector privado. Esta cantidad crea confusión, si
se tiene en cuenta que la mayoría de estos fondos provendrán de inversionistas privados en
asocio con el BID. El BID sólo ha entregado una pequeña cantidad de dinero destinada
predominantemente a dar asistencia a inversionistas privados que buscan expandir la actual
capacidad de producción de las mayores operaciones en etanol.
Desarrollar y desplegar soluciones a largo plazo para responder a las necesidades energéticas
de la población mundial es sin lugar a dudas un proceso muy complejo. Sin embargo, las
escasas inversiones y el tipo de inversión por parte del BID y el IFC en proyectos de biocombustibles (primordialmente en operaciones que presentan ningún o muy poco riesgo a
inversionistas privados, y ninguna o pocas oportunidades a los pequeños y medianos
productores) sólo reflejan su racionamiento de corto plazo, en los que proyectos basados en
fuentes de energía no renovable continúan recibiendo la mayor parte de los créditos. Además de
lo anterior, debido a la falta de una política energética integral, la seguridad energética del
hemisferio está siendo erigida sobre supuestos no fundamentados de que el éxito Brasileño con
el etanol puede ser replicado en todo el continente americano. A pesar de estas dificultades, los
bio-combustibles aún tienen mucho potencial. No obstante, deben ser mejorados los actuales
modelos de financiación y de desarrollo. Las políticas de las IFIs están basadas en la aceptación
de la idea de crecimiento económico infinito, ganancias record, y de un creciente consumismo
con pocas o ninguna consideración por los asuntos, las condiciones y las realidades locales. Una
apropiada tecnología de bio-combustible, desarrollo rural y gestión del cambio climático, requiere
de políticas sensatas, y de garantías para su implementación que evite una imposición del etanol
en la población, por parte de los bancos e inversionistas privados que buscan ganancias a corto
plazo, sin antes realizar una investigación profunda de los impactos sociales, ambientales,
económicos, y políticos en individuos, comunidades y países en la región
97
2.3 Insustentabilidad socio-ambiental de las políticas energéticas
Resumiendo los resultados del análisis expuesto en el capítulo 1, vemos que la matriz energética
latinoamericana está orientada principalmente al fomento de los negocios energéticos. Los
diversos gobiernos de la región orientan sus políticas energéticas a la apertura de negocios y a la
generación de condiciones favorables para la inversión y comercialización de fuentes de energía.
Esta estrategia constituye una vulneración de la soberanía nacional, especialmente en los casos
de fomento a la inversión extranjera, dando cabida a una clara expropiación del patrimonio
natural y de los territorios, violentando la cultura e identidad de los pueblos que los habitan. Tales
políticas no benefician a la mayoría de la población latinoamericana en términos de un mayor
acceso a fuentes de energía, puesto que en todos los países, la leña sigue desempeñando un
papel predominante en el consumo energético del sector residencial. En casi todos los países,
son los sectores transporte, industrial, minero, agropecuario y centros de transformación, los
principales consumidores de energéticos comerciales.
Mientras que en la producción de energía el problema común de los países latinoamericanos es
la extranjerización y privatización de los recursos, como también los impactos socioambientales
asociados a las explotaciones (gasíferas, petroleras, carboníferas e hidroeléctricas), el común
denominador de los países importadores son los problemas de seguridad energética. En ambos
casos, está en juego la soberanía de los pueblos sobre los recursos energéticos disponibles y la
vulnerabilidad ante la dependencia de energías costosas y contaminantes.
Pese a estas tendencias generales, la situación de los países no es homogénea. Entre los
productores de hidrocarburos, algunos gobiernos han desarrollado modelos de gestión con fuerte
participación del sector público (Bolivia), otros mixtos (Venezuela) y otros privados (Colombia).
También es distinta la realidad de los países importadores, como es el caso de Chile y Uruguay,
que pese a contar con mercados abiertos, se encuentran en situaciones inversamente
proporcionales. Mientras que Chile ha desarrollado una matriz altamente desregulada, orientada
al fomento de la inversión extranjera y donde la oferta de energía se rige principalmente por las
leyes del mercado (favoreciendo principalmente a las empresas), Uruguay ha mantenido una
sólida participación estatal en el sector eléctrico e hidrocarburos, aun cuando no cuenta con
reservas fósiles propias, a fin de garantizar alguna seguridad en el suministro energético interno.
A riesgo de caricaturizar la situación, es posible afirmar que la política chilena en materia de
energía ha sido perversa. Es el único país que fomenta una fuerte importación de combustibles
de alto costo, proveniente de países con reservas en progresivo agotamiento (Argentina), para
abastecer principalmente la industria, el transporte y las empresas generadoras; también es un
país privilegiado en fuentes energéticas alternativas (eólica, solar, geotérmica) pero sin un
desarrollo serio y sostenido en este sector; ofrece públicamente la imagen de un país que
avanza rápidamente al “desarrollo”, pero un alarmante 50% de su población utiliza leña como
principal fuente combustible; y pese a contar con un amplio potencial de energía hidroeléctrica,
basa la generación en grandes emprendimientos (megarepresas) y permite la entrada,
prácticamente sin restricciones (ofreciendo marcos regulatorios débiles, que prácticamente
omiten los impactos socioambientales), de la empresa transnacional más voraz de la región en
esta materia: Endesa.
Otras situaciones de importancia son los casos de Venezuela y Brasil, con grandes empresas
estatales vinculadas a la explotación y comercialización de petróleo, que tal como las empresas
privadas, orientan su accionar principalmente a la venta de energía. PDVSA y Petrobrás son las
empresas latinoamericanas de mayor presencia regional y operan sobre la región con el mismo
dinamismo expansivo que las empresas transnacionales europeas. Aun cuando los gobiernos
señalen que sus móviles son diferentes, los impactos de estas políticas son los mismos:
dependencia, daño ambiental y violación de los derechos de las comunidades aledañas a las
zonas de explotación energética.
98
Cabe destacar que las políticas de apertura a la inversión extranjera aparejan una reducción
sostenida de los empleos que ofrecen las empresas estatales, pese a que en los procesos de
privatización, las empresas prometen aumentar el volumen de empleados. En Brasil, la
privatización de las empresas eléctricas han significado una reducción de 209.400 funcionarios
en 1989, a 171.000 trabajadores en 1995 y 104.000 en el año 2000. En tanto, del total de las
ganancias percibidas por estas empresas, sólo entre el 7% y 10% se destina a remuneraciones
de sus empleados.
En el caso de la explotación petrolera, la reducción de empleos ha sido significativa y ha
sucedido en forma paralela al proceso de apertura por medio de licitaciones. En 1989, Petrobrás
contaba con 60 mil funcionarios en su casa matriz, de un total de 88 mil trabajadores en las
empresas prestadoras de servicios. Datos de diciembre de 2005 registran un total de 40,5 mil
funcionarios de Petrobrás, de los cuales 18,3 mil se encuentran en las actividades exploración y
producción, y 11,5 mil, en las actividades de transporte, refinación y comercialización.
Los procesos de privatización, en definitiva, fueron acompañados del deterioro en las
condiciones del trabajo, aumento del desempleo y precarización de las remuneraciones, tanto en
el sector petróleo como en el sector eléctrico. La proporción de los salarios en los costos totales
del sector energético también es pequeña, puesto que las empresas más modernas, como las de
petróleo y las de electricidad, son del tipo “capital-intensivo”. El proceso de privatización
escasamente ha acelerado el aumento de la productividad, sin transferir a la sociedad sus
beneficios de este proceso, en la forma de menores precios y tarifas. Además, la ausencia de un
mayor control social en las privatizaciones y licitaciones ha contribuido a la mantención de las
desigualdades y a la ampliación de la exclusión.
Por su parte, países como Bolivia, Paraguay y Ecuador, pueden ser considerados entre los más
afectados por la presión ejercida por empresas y países altamente demandantes de energía.
Cada uno de ellos posee fuentes propias en abundancia (gas, hidroelectricidad y petróleo,
respectivamente), pero son aprovechadas en función de la demanda externa. La mayor parte de
los energéticos se orienta a la exportación y a cambio, estos países asumen íntegramente el
altísimo costo ambiental y social de la producción energética en base a fuentes fósiles y grandes
represas hidroeléctricas. Las grandes empresas instaladas en cada zona de explotación son las
únicas beneficiadas con estos procesos, salvo muy recientemente en el caso de Bolivia, donde
ha tenido lugar una progresiva nacionalización de recursos. Sin embargo, en este último caso,
cabe suponer que la presión a la inserción en el mercado derive en una política que perpetúe la
tendencia a la producción para exportación, aun cuando el Estado consiga mayores réditos.
Centroamérica, por su parte, es una situación de excepción. Aunque se asemeja a sus pares del
sur en cuanto a dependencia de combustibles fósiles, los países de esta región tienen la
particularidad de haber avanzado significativamente en la generación en base a fuentes
alternativas, sustentables y propias (geotermia, eólica, solar), ejemplo a seguir por los países
dependientes de hidrocarburos importados, como Chile.
A continuación se presenta una descripción de los impactos socioambientales de las industrias
de energía, según tipo de explotación, considerando las industrias de hidrocarburos (petrolera,
gasífera, carbonífera), hidroelectricidad y más recientemente, agrocombustibles.
99
2.4
Impactos socioambientales de la industria de hidrocarburos
Los impactos de la producción de hidrocarburos se manifiestan a nivel local y a nivel global. En el
ámbito local, los problemas se relacionan con la combustión –que genera contaminación del airey con la explotación, refinamiento y transporte de combustibles –que generan efluentes y vertidos
contaminantes-. A nivel global, los impactos se relacionan con la acumulación de gases de
efecto invernadero, liberados a partir de la combustión de hidrocarburos, que en América Latina
equivalen a un promedio de 2,35 toneladas per cápita. Sólo en México, las emisiones de dióxido
de carbono derivadas a la quema de combustibles en fuentes fijas (industrias) se incrementaron
un 26% durante 1996 y 2003.
Las industrias energointensivas (como la industria minera), los centros de transformación de
energía y el sector transporte (donde se produce combustión directa y emisiones con escaso o
nulo tratamiento79), son los principales responsables de la combustión de derivados de petróleo y
por ende, responsables de la acumulación de gases de efecto invernadero. Esta acumulación de
gases es la causa principal del incremento progresivo de la temperatura planetaria y a
consecuencia de ello, del fenómeno de cambio climático, cuyos efectos resultan progresivamente
evidentes.
Cuadro
Declaraciones de la Organización Meteorológica Mundial de las Naciones Unidas ante
fenómenos climáticos, año 2007
La Organización Meteorológica Mundial de las Naciones Unidas (OMM) reconoció que este año se
registraron -en prácticamente todos los continentes- eventos climáticos extremos sin precedentes, ya que
la temperatura mundial de la tierra llegó al nivel más alto desde que se comenzó a llevar registro, en el año
1800. La OMM destacó la alarmante incidencia de un clima inusualmente adverso desde Europa y Asia
hasta América Latina, el Medio Oriente y África. En el sur de Asia, los monzones provocaron la muerte de
más de 500 personas, y desplazaron a más de diez millones de habitantes. En el Medio Oriente se reportó
en junio el primer ciclón registrado en el Mar Arábigo. En China, lluvias intensas afectaron a más de trece
millones de personas. Inglaterra y Gales tuvieron el mayo y junio más húmedo desde que se comenzaron
a llevar los registros en 1766, lo que provocó una gran inundación y gastos valuados en más de seis mil
millones de dólares. Alemania pasó del abril más seco desde 1901, al mayo más húmedo que se haya
registrado. Argentina y Chile vivieron un invierno polar, con intensas nevazones y temperaturas
inusualmente bajas durante el mes de julio, mientras que Sudáfrica presenció la primera nevada
significativa desde junio de 1981.
Fuente: Diario Electrónico La tercera, www.tercera.cl, 13 de Julio de 2007
Es posible observar que los efectos ambientales ya visibles del cambio climático80 se traducen en
problemas sociales, económicos y políticos crecientes, tales como la mayor presión a la
demanda de energéticos para calefacción y enfriamento de los recintos, en un escenario de
creciente restricción debido al agotamiento progresivo de las reservas. Una mayor demanda de
combustibles, en un escenario de menor disponibilidad, se traduce en un incremento sostenido
en el precio de los hidrocarburos; y en los sectores que no logran cubrir tales costos, esta
tendencia significa un uso intensivo de combustibles hasta ahora más accesibles pero también
contaminantes, como la leña.
79
En Uruguay, el sub-sector transporte es responsable de la mitad de las emisiones de CO2 (49,5%). El análisis
comparativo de las emisiones de gases de efecto invernadero de los años 1990, 1994 y 1998 muestra un aumento
constante de emisiones del sector energía en todos los gases, en paralelo con el aumento del consumo energético del
mismo período que fue de casi un 4% anual en promedio. También en este crecimiento la mayor responsabilidad
corresponde al sector transporte, que tuvo un incremento de emisiones de gases de efecto invernadero del 67% en el
período 1990-1998 (Fuente: Bertinat, Pablo, Informe Nacional Uruguay).
80
En el año 2007, los cambios en el clima se expresaron con un descenso muy significativo en la temperatura
promedio del período invernal, aparejado de las mayores nevazones en el Cono Sur desde que se tiene registro.
100
Adicionalmente, muchas personas, especialmente quienes viven en situación de pobreza y
marginalidad, se convierten en víctimas fatales de los fenómenos climáticos, tales como
temperaturas extremas, temporales, huracanes, etc.). Otras personas y sus comunidades se ven
obligadas a migrar debido a la destrucción de territorios y problemas afines, derivados de las
alteraciones ecosistémicas (áreas inundadas, zonas afectadas por sequías, surgimiento de
epidemias y plagas, etc). De continuar la tendencia actual, se prevé un progresivo
empeoramiento de las condiciones de vida de la mayoría de las personas, en el escenario de
una transformación irreversible de los territorios.
A los impactos de la combustión y funcionamiento del mercado de hidrocarburos, se agregan los
impactos de la producción. Ninguna explotación petrolera o gasífera en el mundo puede ser
considerada como limpia. Entre los principales impactos, se cuenta la contaminación que
generan los diferentes procesos (exploración, refinamiento, descarte y transporte), tanto por la
actividad misma como por los riesgos de derrames. Los derrames de petróleo en los mares, ríos
y lagos ocasionan daños irreversibles a la fauna marina, aves, y vegetación, contaminan las
aguas, perjudican la pesca y las actividades recreativas de las costas y cuencas hidrográficas.
Los derrames también se producen en tierra por la ruptura de oleoductos, provocando la
contaminación de los suelos y aguas superficiales. Al mismo tiempo, suelen causar explosiones
e incendios.
Otros problemas ambientales lo constituyen las aguas de producción (agua que es extraída del
yacimiento, junto al petróleo y que contiene gran concentración de sal, metales pesados y
algunas veces, sustancias radioactivas), que si bien en algunos casos son reinyectadas al pozo,
no siempre es posible hacerlo y su descarte puede contaminar los reservorios de aguas. Millones
de litros de agua de producción son obtenidos cada día en la explotación petrolera, depositadas
en fosas o piscinas sin ningún tratamiento previo. Los desechos contaminantes de la industria
son también un problema, particularmente la disposición final de los lodos y ripios productos de
la perforación de pozos. Una gran proporción de la contaminación proviene del aceite quemado
que llega hasta el mar a través de los ríos y quebradas. Esta fuerte presión sobre los territorios
resulta dramática para los ecosistemas y la población, especialmente para las comunidades
indígenas y campesinas que habitan en las zonas afectadas.
También las compañías latinoamericanas generan daños profundos en la calidad de vida y en los
territorios de los países vecinos donde se localizan. Un caso emblemático es la resistencia de las
comunidades indígenas de Sarayacu (Ecuador) ante las actividades petroleras de la Compañía
General de Combustibles San Jorge de Argentina81.
Este actuar de las compañías petroleras se repite en todos los países latinoamericanos, cuando
el interés privado cuenta con el respaldo de las autoridades públicas por encima del interés de
las comunidades; y especialmente si la legislación es insuficiente o inexistente. En algunos
países, la falta de aplicación de la legislación parece constituir una ventaja comparativa, que
facilita la penetración de las empresas.
Por su parte, la explotación de gas natural tampoco es un proceso limpio, como se promueve
para justificar los planes gasíferos en lugar de petroleros. Si bien es cierto que su ‘combustión’ es
relativamente menos contaminante, su extracción causa daños o riesgos ambientales similares o
peores que los del petróleo82, y, por otro lado, el transporte y utilización del gas no están
carentes de efectos o riesgos sobre la salud y el ambiente, incluyendo su uso como materia
prima de la industria petroquímica y por los efectos tóxicos-carcinogénicos de muchos de sus
81
El detalle este problema y la resistencia de la comunidad se presenta en las páginas 78-79 de este documento.
Incluso PDVSA ha admitido en Venezuela, que la perforación de los yacimientos de gas puede ser incluso mas
peligrosa que la del petróleo (Fuente: Bustamente y García, op. cit.).
82
101
productos83. También las explotaciones de carbón están generando severos impactos al
patrimonio natural y cultural, por razones similares.
En Venezuela, los serios problemas ambientales y sociales, ocasionados por la explotación
petrolera y gasífera, se profundizan cada día más. Los derrames son un problema permanente
de las actividades petroleras. En este país, un dramático desastre ambiental sucedió en 1997,
cuando se derramaron más de 27.406 barriles de crudo en el Golfo de Venezuela (Canal de
Navegación del Lago de Maracaibo), caso conocido como Nissos Amorgos. En este territorio,
además,
existen más de veinticinco mil lagunas de desechos tóxicos contaminantes
abandonados, resultado de mas de 36.000 pozos petroleros, petroquímicas y refinerías.
Una situación alarmante es la contaminación, hundimiento y/o subsidencia de ciertas zonas
costeras del Lago de Maracaibo debido a la extracción de petróleo (como en Lagunillas -que
alcanza los 7 mts. bajo el nivel del mar, dejando la ciudad completamente bajo el nivel del agua).
Sólo un muro separa el Lago de Maracaibo de los campos petroleros que albergan a miles de
trabajadores y a sus familias. Como en todos los megaproyectos energéticos, las comunidades
se ven obligadas a coexistir con explotaciones petroleras sin las debidas consultas y sin los
estudios previos de impacto ambiental, destruyendo impunemente sus tierras, reservorios de
agua, zonas de cultivo o cría de animales y el entorno comunitario en general. Adicionalmente,
han nacido niños con malformaciones congénitas y otros nacidos muertos, por los efectos de la
Petroquímica. A ello se suman los graves daños a la salud de los trabajadores petroleros y de
pobladores que habitan cercanos a las áreas de explotación (campesinos, pescadores e
indígenas).
En cuanto a la producción y uso de gas natural, el gas arrojado o gas quemado en Venezuela
durante el 2004 fue de 5.436 millones de metros cúbicos (MMM³); esto produce una alta
polución, con la consecuente contribución a las emisiones de gases de efecto invernadero. Pese
a sus impactos, el gobierno está promoviendo el desarrollo de dos proyectos gasiferos costa
afuera, que ponen en riesgo la vida marina de la Plataforma Caribeña y que afectaran al país
desde Castillete (Estado de Zulia, Maracaibo) hasta la desembocadura del río Orinoco en la
costa atlántica. Estos proyectos se conocen como ‘Delta Caribe’, ‘Plataforma Deltana’, ‘Mariscal
Sucre’ y ‘Rafael Urdaneta’. Claramente, tales iniciativas comprometerán la calidad de los
procesos naturales y ambientales de los ecosistemas.
En carbón, Venezuela posee tres grandes centros de explotación: las minas de ‘Lobatera’ en el
estado Táchira; Naricual y Fila Maestra en el Estado Anzoátegui, y la mina Paso Diablo en el
Guasare en el estado de Zulia, donde se está obteniendo la mayor parte del carbón nacional.
Esta última ha significado severos daños para la comunidad indígena de la sierra de Perijá.
En Colombia, la explotación de petróleo se ha caracterizado por vulnerar culturas indígenas,
contaminar ríos, quebradas y lagunas con las aguas tóxicas de producción, devastar selvas,
introducir enfermedades a comunidades campesinas e indígenas, vulnerar la soberanía por
casos de corrupción de los dirigentes locales, engañar y llevar a cabo contrataciones injustas
entre otras afecciones.
La actividad minera del carbón (uno de los pilares de su matriz energética) también es
responsable de la reducción de la biodiversidad en la zonas donde se lleva a cabo y de introducir
nuevas dinámicas de subsistencia por parte de los habitantes locales: las actividades agrícolas
se han transformado en mineras, y con ello, se han devastado bosques y contaminado fuentes
hídricas vitales. Actualmente, en todas las actividades de minería, se considera que los costos
ambientales y sociales no se compensan con los supuestos beneficios, lo que cuestiona gran
parte de las actividades mineras que se llevan a cabo en el país.
83
La nueva apertura gasífera-petrolera en venezuela : El golfo de paria y delta del orinoco nuevamente en peligro.
Red Alerta petrolera Orinoco Oilwatch Caracas 2002.
102
Ecuador presenta también una larga lista de impactos asociados a la explotación petrolera.
Comunidades campesinas e indígenas desplazadas, ecosistemas destruidos, contaminación y
daños a la salud son la tónica de estos conflictos. Sólo la operación de Chevron-Texaco en el
Ecuador, entre 1964 y 1992, dejó huellas extremadamente negativas en la población y en el
ecosistema amazónico, tales como la contaminación de los ríos y el aire, la instalación de más
de 600 piscinas de desechos tóxicos, daños a los suelos debido a los frecuentes derrames de
crudo y la deforestación de aproximadamente un millón de hectáreas de bosque húmedo tropical.
Esta empresa descargó 18.500 millones de galones de agua residual con materiales tóxicos en
los ríos mientras que extraía petróleo en la selva de Ecuador entre 1972 y 1992. Los agricultores
confirman que el agua de pozo está cubierta por una capa aceitosa y que sus niños padecen
erupciones y fiebres después de nadar en los ríos de la selva (Fuente: Choike.org,
www.choike.org/nuevo/informes/1558.html).
Como se esbozaba en párrafos anteriores, un caso emblemático de afectados por la industria
petrolera es el caso del pueblo de Sarayacu pide la nulidad del contrato para la prospección
petrolera en el bloque 23, que la empresa CGC se retire de su territorio y que en lo sucesivo el
Gobierno ecuatoriano no otorgue más concesiones a otras compañías petroleras en la zona.
Cuadro
Las organizaciones indígenas de Sarayacu ante los impactos de las explotaciones
petroleras en el territorio ecuatoriano, con la complicidad del gobierno (Extracto)84
La comunidad del Territorio Autónomo Kichwa de Sarayaku se extiende a lo largo de 135 mil hectáreas de
bosque húmedo tropical en la Provincia de Pastaza, en el centro sur de la Amazonia ecuatoriana. La
adjudicación de este territorio a la comunidad Kichwa fue otorgada por el gobierno del Ecuador en 1992.
Cuenta aproximadamente con mil habitantes y pertenece a la Organización de Pueblos Indígenas de
Pastaza, OPIP. Desde 1997, la comunidad se ha enfrentado a los intentos de las diferentes compañías
trasnacionales de ingresar en su territorio, tales como Texaco-Chevron. Una de las empresas de acción
más invasiva en este territorio ha sido la Compañía General de Combustibles San Jorge (CGC), de origen
argentino.
Aun cuando la explotación petrolera no se ha instalado en territorio Sarayaku, la vida de la comunidad ya
ha sido afectada negativamente por la misma. Las prospecciones, primeras exploraciones e intentos de las
compañías por asentarse en estos territorios han dañado tanto al medio ambiente, como la calidad de vida,
las formas tradicionales de sobrevivencia y la convivencia entre comunidades. Se han talado árboles para
la construcción de helipuertos o campamentos, se han abierto trochas, se han perforado hoyos a 15 o 20
metros de profundidad, se han introducido y detonado explosivos, se ha acabado con la vida de animales y
se ha destrozado árboles sagrados, etc.. Los pobladores han sido victimas de persecuciones y amenazas,
golpeados, heridos y maltratados. Huertos familiares y casas han sido destruidos. Debido a estos
conflictos, durante el año 2003 la asistencia de niños y niñas a la escuela fue suspendida por casi 4
meses. La CGC ha instigado y propiciado enfrentamientos entre comunidades, para dividirlas y debilitar
sus demandas.
Ante la firme oposición de la comunidad al proyecto petrolero, la CGC, ha contado con el apoyo de las
Fuerzas Armadas y de grupos paramilitares. En Octubre del 2002, el Ejército Nacional ocupó la zona, pero
las comunidades lograron sacar a los militares de su territorio en una lucha que cobró la vida de varios
dirigentes.
Los dirigentes de la Asociación de Sarayaku han denunciado las amenazas de la empresa y su accionar
ante la Corte Interamericana de Derechos Humanos (CIDH) y ante la misma instancia han demandado al
84
Se refiere a los gobiernos anteriores al actual presidente Rafael Correa. Durante su campaña presidencial, el actual
presidente apoyó explícitamente las demandas de las comunidades de Sarayacu. Actualmente, las comunidades exigen
al gobierno el cumplimiento de sus compromisos. En esta dirección, el ministro de minas y petróleo, Galo Chiriboga,
en una visita a Sarayaku realizada el 4 de Septiembre de 2007, prometió que el gobierno cumplirá con las medidas
cautelares dictadas por la Corte Interamericana de Derechos Humanos. En particular, firmó un acuerdo con la
comunidad de Sarayaku, para la conformación de un equipo conjunto para dirigir el retiro de los explosivos dejados en
el territorio de Sarayaku por la compañia petrolera CGC (Informativo Sarayacu, www.sarayacu.com).
103
gobierno ecuatoriano por el incumplimiento de las disposiciones establecidas en el convenio 169 de la OIT
y en la Declaración Universal de Derechos Humanos. La CIDH dispuso medidas cautelares a favor de los
dirigentes y del pueblo Kichwa, que tuvieron vigencia hasta el mes de diciembre del 2003
El Ministro de Energía y Minas del gobierno encabezado por Lucio Gutiérrez, pasando por encima de las
medidas cautelares otorgadas por la CIDH y la Constitución del Ecuador, autorizó a la Compañía General
de Combustibles (CGC) la realización de estudios sísmicos para la localización de pozos petroleros, con el
apoyo de las fuerzas del Estado. Ante esta situación, el pueblo de Sarayaku volvió a oponer tenaz
resistencia. Basándonos en la misma Constitución de la Republica y en el convenio 169 de la OIT,
queremos que se declare nuestro territorio como Autónomo y Zona de Interés Biológico, Histórico y
Cultural.
Fuente: Toala, Frankiln. Representante y vocero de la comunidad
(http://www.biodiversidadla.org/layout/set/print/layout/set/print/content/view/full/8269).
de
Sarayaku
en
Quito
En Bolivia, la operación de empresas hidrocarboríferas tienen graves impactos ambientales y
sobre los pueblos indígenas. Tal es el caso de Repsol, que efectúa sus operaciones (1.7 millones
de hectáreas concesionadas) en 7 áreas protegidas de Bolivia y en el territorio de 17 pueblos
indígenas85, para realizar trabajos de exploración, prospección, estudios sísmicos y
explotación. Hasta el año 2005, la empresa contaba un total de 1,7 millones de hectáreas
concesionadas86. Adicionalmente, las regiones donde esta empresa explora, explota y transporta
el gas y el petróleo se ubican principalmente en un corredor bioecológico, con ecosistemas de
alta fragilidad y un gran número de especies vegetales y animales endógenas87. En la región
amazónica, la empresa se adjudicó dos bloques en el área protegida del Parque Madidi y Pilón
Lajas; en el Parque Nacional Isiboro Sécure, tiene adjudicado el bloque Securé; el bloque
Amboró Espejos en el Parque Nacional Amboró; el bloque Chimoré I en el Parque Nacional
Carrasco. En la región chaqueña en el Parque Nacional Serranía de Aguaragüe y Kaaya Iya le
han sido concesionados los bloques San Alberto, San Antonio.
Las normas ambientales en Bolivia establecen la necesidad de consulta de los pueblos
afectados, como requisito previo a la intervención; una distancia mínima de las operaciones con
los cursos de agua; y la obligación para las empresas de subsanar impactos negativos
provocados sobre el medio ambiente. Sin embargo, las investigaciones sobre la acción de
Repsol YPF en Bolivia evidencia anomalías que se refieren tanto al irregular proceso de consulta
de comunidades afectadas como a la propia calidad de los informes, frecuentemente poco
extensos y rigurosos88. Según la Asamblea del Pueblo Guaraní, Repsol YPF opera en el
Territorio Comunitario Itika Guasu “sin considerar los aspectos sociales y culturales, ocasionando
por ello impactos negativos en el Pueblo Guaraní cercanos al etnocidio”. A su vez, la comunidad
guaraní de Tentayapi, reconocida por el Estado boliviano como Patrimonio Histórico, Cultural y
Natural, se ha opuesto a la prospección sísmica de Repsol YPF en su territorio y es sujeto desde
hace dos años de fuertes presiones.
Otra situación similar es la del pueblo indígena Weenhayek de Tarija (Bolivia), que basa su
economía tradicional en la pesca. La comunidad denunció en abril de 2006 a la empresa Repsol
por la contaminación de suelos y de las aguas del Río Pilcomayo ocasionada por la rotura de un
85
Hasta la nacionalización del 1ero de mayo de 2006, Repsol YPF se encuentra presente en Bolivia a partir de: Andina
(100%), Pluspetrol (60%), Repsol YPF y su asociación con Petrobras para la explotación del Campo de San Alberto.
86
Fuente: Vargas, Mónica. Observatorio de la Deuda de la Globalización. Publicado en Revista Integral (Mayo 2006).
http://www.odg.cat/documents/enprofunditat/Transnacionals_espanyoles/Revista_Integral_mayo_2006_Bolivia.pdf.
87
Centro de Documentación e Información de Bolivia (www.cedib.org). Bolivia se encuentra en el exclusivo Grupo
de la Iniciativa de Países Megadiversos. Se trata concretamente de 14 países que concentran más del 70% de la
biodiversidad del planeta.
88
Repsol YPF en Bolivia: una isla de Prosperidad en medio de la pobreza” elaborado por Intermón Oxfam (2004). El
informe señala que en el caso del Parque Madidi y la Reserva Pilón Lajas, sólo se generó un Estudio de Evaluación de
Impacto Ambiental (EEIA) de 4 páginas, mientras que “en el Bloque Securé, lo realizó una auditora ambiental
norteamericana desde su despacho en este país, copiando textualmente párrafos de otros EEIA realizados en Bloques
vecinos”
104
ducto. En este caso, Repsol YPF ofreció 50.000 dólares de compensación, mientras que los
daños y pérdidas están avaluados en 500.000 dólares89.
Considerando el problema de la pérdida de soberanía sobre los recursos a causa de la
intervención de estas empresas, resulta comprensible que el gobierno boliviano aspire a una
mejor distribución de los recursos generados por la explotación petrolera. Pero si se consideran
los impactos socioambientales inherentes a la industria, es fundamental explorar alternativas de
generación de recursos como el ecoturismo o cultivos como la castaña (que generó en 2003 36
millones de dólares), que no impliquen un incremento de la degradación ecológica ni la hipoteca
del patrimonio de la población boliviana.
En Perú, la apertura del mercado energético ha significado una constante parcelación de las
tierras indígenas para ofrecerlas como lotes a las empresas. En la actualidad, casi el 70% de la
Amazonia peruana está abierta a las prospecciones petroleras. Hasta ahora el Estado peruano
ha otorgado la explotación de 62 lotes en todo el territorio nacional. Según el Ministerio de
Energía y Minas, 19 de ellos están en exploración y 43 en explotación (producción). En este año
2007 el Estado ha ofertado la concesión de 18 lotes más. Todos ellos están ubicados en la
Amazonía, en territorios indígenas, en áreas protegidas, en reservas de territorios de pueblos
indígenas aislados o en áreas frágiles.
De esta forma, la vulnerabilidad de los pueblos indígenas se incrementa a medida que se
intensifica el aprovechamiento de los recursos petrolíferos. Tal es el caso del proyecto gasífero
en la zona amazónica de Camisea, que acumula un creciente número de denuncias por sus
impactos sociales y ambientales. Las demandas han requerido la intervención de la Defensoría
del Pueblo, que ha emitido un extenso informe sobre la situación de los derechos de las
personas en esta región. Según la Defensoría, el Estado peruano hace una apuesta decidida por
el proyecto Camisea, pero no parece atender a las recomendaciones de esta institución
pública90.
Una de las empresas interesadas en esta explotación es Repsol YPF, que participa en la
actualidad en 7 lotes, con una presencia importante en la exploración en zonas amazónicas de
Camisea, Napo y Tigre, donde se asientan 6 pueblos indígenas, se localizan 5 áreas protegidas
y un pueblo en aislamiento voluntario. Los pozos de Camisea están en territorio de las
comunidades indígenas Nahua y Kugakopori en el valle del Río Urubamba. La empresa
norteamericana encargada del proyecto Camisea, Shell, ha admitido la posibilidad de
contaminación del suelo y el agua con metales pesados y probables incendios masivos en la
selva que minarán las bases de supervivencia de estas comunidades91.
En 2005, Repsol fortalece su posición estratégica mediante alianzas con el Consorcio Camisea,
lo que le permite a corto plazo consolidar su presencia en el negocio del gas en el país y
constituirse en la principal empresa exportadora de este producto hacia Centro y Norte América.
Repsol YPF comercializa en exclusiva el 100 por ciento del gas de este yacimiento.
89
Agencia Boliviana de Información, 26 de abril de 2006,
(http://www.comunica.gov.bo/index.php?i=noticias_texto&j=20060426201803)
90
El proyecto ha sido justificado por el gobierno peruano en diversas ocasiones. Según el ex Ministro Jaime
Quijandría, Camisea “aportará entre el 0,5 por ciento y el 1 por ciento del PIB anual del Perú durante 40 años y
pondrá punto y final a nuestro déficit de hidrocarburos, además de colocarnos camino a la exportación”. Además, se
prevé que proporcione 8.000 millones de dólares adicionales que se captarán por el pago de regalías (pago que las
empresas hacen al Estado por el derecho a explotar los recursos mineros), de los cuales el 50 por ciento será entregado
a la región del Cusco.
91
Fuente: Honty, Gerardo. “Impactos ambientales del sector energético en el MERCOSUR: Diagnóstico y
perspectivas”. 2001
105
El yacimiento Camisea se descubrió en los años 80. Las prospecciones de 1987 estimaban las
reservas en 11 millones de pies cúbicos de gas y 600 millones de pies cúbicos de gas licuado, lo
que la convierte en una de las reservas de hidrocarburos más importantes de América
En Argentina, la industria gasífera localizada al sur del país (provincia de Neuquén, noroeste y
algunas regiones de la Patagonia) ha violentado y destruido territorios pertenecientes al pueblo
mapuche.
Entre 1998 y 1999 se desató un conflicto territorial debido a las operaciones del gasoducto
Norandino que va desde Salta hacia Chile pues atraviesa el territorio de la comunidad Kolla y
pone en riesgo la supervivencia del yaguareté, felino autóctono de la región amenazado de
extinción. Los Kollas mantuvieron movilizaciones durante 2 años para que el gasoducto no
cruzara la Selva de Yungas que además era considerada tierra sagrada por esa comunicad
indígena.
En el año 2000, un buque petrolero ubicado en la rada de acceso al puerto de Mar del Plata
derramó 3.000 litros de hidrocarburo mezclado con agua formando una mancha de más de 1 km.
de largo.
También Brasil contribuye a los impactos regionales de esta industria. Según información de la
Agencia Nacional de Petróleo, 83,4% del total de la producción petrolífera y gasífera nacional es
extraído del fondo del mar, con fuertes impactos sobre la pesca artesanal y el turismo local.
En el año 2000, el oleoducto que transporta petróleo entre el puerto de San Francisco y la
refinería Getulio Vargas en el sur del estado de Paraná sufrió una rotura por la que se escaparon
4 millones de litros de petróleo que rápidamente afluyeron hacia los ríos Bariguí e Iguazú. El
accidente provocó una mancha de 40 km. de largo en el Río Iguazú. Peces, aves y mamíferos
aparecieron muertos empetrolados en las costas del río. A una semana ocurrida la rotura del
oleoducto sólo había sido recogida la mitad del hidrocarburo derramado. Tres meses después
manchas dispersas de petróleo aparecieron en la zona de las Cataratas del Iguazú, un parque
nacional y zona turística de primer orden en la región. Paradojalmente, la empresa había sido
certificada por las normas ISO 14.001 de gestión ambiental tres semanas antes del accidente92.
También las grandes ciudades se han visto afectadas por estas situaciones. El barco "Cantagalo"
de Petrobras derramó 860 litros de petróleo en la bahía de Guanabara al norte de la ciudad de
Río de Janeiro, a mediados del año 200093. Poco después, El barco "Cantagalo" provoca otro
derrame, esta vez de 4.000 litros de petróleo en la bahía de la Isla Grande (sur de Río de
Janeiro).
Incluso en Uruguay ha habido accidentes de este tipo. El 30 de Agosto del 2000, unos 10.000
litros de gasolina se derraman en la planta de La Tablada (Montevideo) de ANCAP durante
tareas de limpieza de la planta94.
En México, otro de los grandes productores petroleros de América Latina, la contaminación de
Pemex, la explosión de gasoductos y oleoductos y el derrame petrolero, causan estragos en las
comunidades aledañas. En el año 2005, la explosión de un ducto de 16 pulgadas de diámetro,
que transporta gas natural y crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex), causó un incendio en el
estado de Tabasco95. En el 2006, los 65 trabajadores en la mina Pasta de Conchos en el estado
de Coahuila murieron tras una explosión de gas.
92
Fuente: Honty, Gerardo, op. cit.
Ibid.
94
Ibid.
95
La Jornada, 4 de mayo de 2005.
93
106
Adicionalmente, en el caso de los países dependientes, como Centroamérica, Chile, Uruguay y
Paraguay, los principales impactos del sector hidrocarburos se refieren principalmente a los
daños a la salud derivados de la quema de combustibles fósiles, y las alzas en los precios de
servicios básicos derivadas del aumento de los costos de la energía, como sucede en el caso de
los sistemas de transporte, electricidad y combustibles para uso doméstico. En este último caso,
la tendencia en los sectores de menores recursos es a utilizar combustibles de más fácil acceso,
como la leña, tendencia que da cuenta de la realidad energética de la población latinoamericana:
pese a los procesos de expansión de redes eléctricas, los beneficios de acceso a fuentes
estables y seguras no alcanzan para amplios sectores de la población nacional, particularmente
a la población rural y a quienes viven en situación de pobreza.
En cuanto a los impactos locales de las emisiones, los mayores daños se refieren a la
superación de los índices de contaminación tolerables para la salud humana y las normas de
emisiones que los regulan, poniendo en riesgo la calidad de vida de la población y
particularmente, de niños y ancianos. Las enfermedades respiratorias agudas se han convertido
en uno de los principales flagelos de las personas que viven en las ciudades o cerca de los
centros de producción industrial.
Uno de los casos emblemáticos de contaminación por emisiones es Santiago de Chile (capital
localizada en un valle rodeado de cadenas montañosas y con limitada ventilación), problema que
se agrava con el paso del tiempo, al ritmo de crecimiento de las ciudades e incremento de las
actividades económicas. En el año 2007, la capital debió enfrentar 4 crisis en la cobertura
hospitalaria de urgencia, por la fuerte demanda de atención vinculada a enfermedades
respiratorias. La reciente reforma al sistema de transporte en esta ciudad no logró revertir la
tendencia y los planes de descontaminación de la ciudad dan cuenta del reiterado fracaso de las
políticas públicas al respecto, evidenciando la necesidad de contar con una estrategia de
planificación urbana que considere de manera urgente, las variables socioambientales. Con igual
preocupación se advierte la tendencia en Chile y Centroamérica, de incrementar las
importaciones de carbón mineral para generar electricidad.
107
2.5
Impactos socioambientales de la industria hidroeléctrica
En relación a los efectos del consumo de hidroelectricidad, los impactos más visibiles son la
transformación irreversible del territorio y el patrimonio natural-cultural, con consecuencias
directas sobre la población, la flora y la fauna que habita los ecosistemas alterados por grandes
represas. En términos ambientales, las represas inundan extensas áreas del territorio; generan
eutroficación, migración de especies, remoción de fondos y destrucción de los ecosistemas que
dependen de las cuencas hídricas afectadas. La descomposición de materia orgánica en el fondo
de los lagos eutroficados produce además emisiones de gas metano, que contribuyen al acúmulo
de gases de efecto invernadero en la atmósfera (emisiones de CH4 y CO2). Ello desmiente la
idea que la generación hidráulica es "limpia". En el caso particular de la cuenca amazónica, estas
emisiones sólo serían menores que la derivada de la quema de combustibles fósiles para
generar una cantidad similar de electricidad, si se toman horizontes de por lo menos 100 años
para la comparación. Si se consideran las emisiones gaseosas de una térmica y las de una
represa para la misma generación de electricidad en períodos de tiempo menores entonces las
ventajas ambientales de la hidroelectricidad se desvanecen (Fearnside, 1996, citado por Bertinat,
2007).
En términos sociales, las grandes represas significan desplazamiento masivo de la población,
pérdida de áreas cultivables, deterioro de recursos naturales de los que dependen y destrucción
del patrimonio cultural localizado en las áreas inundadas, afectando particularmente a las
comunidades campesinas e indígenas. También existen enfermedades en la población, asociada
a la presencia de grandes represas: esquistosomiasis, dengue, paludismo, etc.
Los países con mayor presencia de represas hidroeléctricas e impactos asociados
(proporcionales a su población y territorio) en la región latinoamericana son: Brasil, México,
Venezuela, Colombia96, Paraguay, Perú, Argentina, Uruguay, y Chile. Al igual que en el sector
hidrocarburos, las legislaciones débiles o inexistentes para la regulación de las empresas que
operan en hidroelectricidad, constituye una ventaja comparativa para su instalación en la región.
Tal es el caso de Chile, cuya débil normativa regulatoria y la prioridad dada por el gobierno a la
instalación de los proyectos de Endesa sobre la legislación indígena, significó a esta empresa la
posibilidad de instalar dos grandes represas instaladas en la VIII y IX región (Ralco y Pangue)
inundando territorios mapuche-pehuenche (incluyendo un cementerio indígena), desplazando a
las comunidades que los habitaban y destruyendo zonas de alta riqueza ecosistémica (flora y
fauna endémica). La batalla legal contra estas represas resultó truncada por la inflexibilidad de
las autoridades, la corrupción de representantes públicos y la construcción de obras mientras
tenían lugar los procesos de reclamo, razón por la cual los fallos judiciales fueron dictados ante
los “hechos consumados” de las operaciones de Endesa en los territorios. Aunque el caso de la
central Ralco llegó a la Corte Interamericana, que en el año 2005 falló en contra del Estado
Chileno por denegación de justicia a las comunidades, el gobierno instó a un acuerdo con las
familias afectadas, indemnizándoles por la inundación de sus terrenos. Así, Endesa continuó
desarrollando sus operaciones en total impunidad y el costo de los daños fue asumido por toda la
población nacional, que con sus impuestos financió la indemnización concedida por el Estado
chileno para subsanar el daño de la empresa transnacional.
Después de este caso emblemático, los proyectos hidroeléctricos fueron complementados con
iniciativas de generación térmica (en base a gas importado desde Argentina), pero las recientes
crisis de abastecimiento han revalidado las iniciativas hidroeléctricas donde Endesa continúa
predominando como empresa casi monopólica en el sector. Tal es el caso de los proyectos
96
En todos estos países, también exiten represas hidroeléctricas que han conllevado el desplazamiento de miles de
personas en el ámbito nacional, debido a que las tierras más fértiles han quedado bajo el agua, y a que las represas
insertan nuevas formas de subsistencia, complementado con el conflicto social que se genera en las zonas donde se
plantean erigir los proyectos de represas.
108
presentados por ENDESA y COLBÚN para la generación de energía a partir de las fuentes
hídricas en la Patagonia chilena, proyectos que transformarán de manera irreversible el
patrimonio natural existente en esta zona de altísima riqueza ecosistémica. Igualmente
preocupantes son los proyectos para la instalación de represas de menor escala, pero en zonas
que constituyen reservas naturales rodeadas de ecosistemas fuertemente alterados, como es el
caso de los proyectos energéticos en la cuenca del Río Maipú (zona central del país),
impulsados GENER y TRANSELEC.
En Paraguay, resulta pardigmático por sus impactos el caso dos grandes represas
hidroeléctricas, Itaipú y Yacyretá, que causaron el anegamiento de importantes tierras
productivas y migraciones importantes de la población paraguaya hacia otros centros poblados
de América del Sur, en Brasil, Paraguay y Argentina. Sin embargo, los impactos de ambas
represas han sido desiguales en términos relativos. Mientras que los lagos de Itaipú y Yacyretá
que tienen una superficie similar, la potencia total instalada es muy desigual. Itaipú, que
constituye el proyecto más importante del mundo, tiene una potencia total instalada actual de
14.000 MW, mientras que Yacyretá sólo alcanza los 4.050 MW 97.
El embalse de Itaipú inundó un área de unos 1350 km2: 780 en Brasil y 570 en Paraguay. La
propiedad agrícola existente en el área fue expropiada y la población se vio obligada a emigrar
compulsivamente. La mayor parte de los pobladores de Brasil se dirigió a las áreas urbanas de la
región. Otros encontraron tierras más baratas en Paraguay, instalándose en ellas y generando el
fenómeno social conocido como “brasiguayos”. El proceso de expropiación se inició a finales de
los 70, y el ente binacional debía indemnizar a los propietarios cercanos al Rio Paraná. Sin
embargo, muchos de los pobladores recibieron pagos muy inferiores a los valores reales.
Por su parte, la represa de Yacyretá, considerada la segunda más grande de América Latina,
funciona a una cota de 76 m. Este proyecto ha sido denunciado por corrupción. Del costo inicial
de US$ 1.500 millones ha terminado costando US$8.500 millones. Una evaluación el Panel de
Inspección del propio Banco Mundial fue muy negativa y obligó al Banco a revisar su
compromiso con el proyecto, negándose a financiar la suba de la cota de la represa98.
Según datos de la Entidad Binacional Yaciretá, la población afectada por la construcción de esta
represa asciende a 3.810 familias de las cuales sólo fueron reasentadas la mitad. Estas
comunidades basaban su economía en la agricultura y la pesca, siendo trasladadas a zonas de
ecosistemas más pobres. Por esta causa, muchas familias abandonaron la relocalización,
trasladándose a las zonas marginales de las ciudades. La represa también alteró las condiciones
de pesca aguas abajo y las enfermedades relacionadas con el embalse están entre las de mayor
consulta en los hospitales de la según los datos de Ministerio de Salud Pública 99.
Entre los impactos ambientales de la represa pueden citarse: sobresaturación de gases que ha
causado alta mortandad de peces; en los esteros del Iberá unos sesenta kilómetros al sur, han
ocurrido filtraciones del embalse que han elevado su nivel amenazando su ecosistema,
problemas de falta de agua en las napas freáticas porque el escurrimiento en el subsuelo es
impedido por el muro de cemento, islas enteras han quedado bajo las aguas y todos sus
ecosistemas se han perdido, además de desplazar de su territorio nacional a parte de la
comunidad Mbya Guaraní100.
97
El coeficiente de aprovechamiento de una represa se indica como la relación entre la potencia
producida sobre la superficie inundada. Para Yaciretá este coeficiente, es de 20 kw/ha. El
coeficiente para Itaipú es de 93 kw/ha.
98
Fuente: Honty, Gerardo, op.cit.
Ibid.
100
Ibid.
99
109
Está pendiente el proyecto de elevar a cota 83 la altura del embalse de Yaciretá, obra que
aumentará los impactos sociales y ambientales inundando más del doble de las tierras
inundadas actualmente y afectando a 28.000 personas más (Díaz Peña y Stancich, 2000). Si el
agua llega a la cota de diseño, como se proyecta, se verán obligados a abandonar sus viviendas
unos 50.000 habitantes, más de 10.000 familias. También unos 125 establecimientos industriales
de Encarnación y Posadas se verán sensiblemente afectados.
En Uruguay, las aguas represadas presentan indicios de eutrofización, en gran parte debido a
que no se retiró la vegetación arbórea de las áreas a inundar. Según estudios posteriores, la
producción agropecuaria en la cuenca intensificó los procesos de deterioro de la calidad del
agua, contribuyendo a la corrosión en las presas y la eutrofización, además de generar una alta
concentración de sustancias químicas y nutrientes derivada del uso masivo de fertilizantes y
pesticidas en la zona. Todo ello compromete el uso del agua con fines recreativos o para
potabilización, Recientemente, se ha detectado una nueva problemática ocasionada por el
ingreso de especies exóticas a las áreas inundadas.
En Brasil, la construcción de represas ha significado el desplazamiento de más de 200 mil
familias (sobre 1 millón de personas) y el empobrecimiento de las comunidades donde se
instalan los lagos artificiales de las aguas represadas, producto de la destrucción de recursos
naturales, inundación de tierras fértiles y destrucción de proyectos productivos locales.
Las centrales hidroeléctricas en Brasil han desplazado cerca de 200.000 familias. Estos traslados
de personas han provocado la pérdida de fuentes de trabajo, cultura, identidad, sentido de
pertenencia y relaciones sociales, todos problemas sin compensación posible. Los lagos
artificiales han traído consigo problemas de salud, destrucción de las actividades de pesca y
agricultura e inundaciones aguas abajo de las represas. La población damnificada se ha
organizado en el Movimento Nacional de Atingidos por Barragems (MAB), a través del cual se
organizan actividades de resistencia, campañas de denuncia y visibilización de los impactos de
estas industrias, a nivel nacional e internacional101. Este es el movimiento de resistencia más
grande de la región latinoamericana en torno a los impactos de la industria hidroeléctrica.
Hay unas 600 represas instaladas en Brasil, la mayoría en zonas tropicales de alta biodiversidad
y habitada por poblaciones indígenas. Algunas de las represas más grandes en este territorio
son: Tucurui, sobre el río Tocantis; Coaracy Nunes sobre el Araguari; Curua. Una sobre el río del
mismo nombre; Balbina, sobre el río Uatuma; Porto Primavera sobre el Paraná, etc102.
En Centroamérica, el aprovechamiento de los recursos hídricos con recursos energéticos ha
venido siendo cada vez menor en términos porcentuales en los diferentes países, debido al
creciente interés en otros recursos importados, particularmente petróleo y sus derivados,
vinculado el incremento de la actividad industrial y comercial producto de los tratados de libre
comercio. Sin embargo, la presión a la demanda energética sigue manteniendo el interés por
explotar estos recursos, que históricamente han sido la forma más barata de generar energía en
la región. Esto ha sido posible por la externalización de costos ambientales, tales como el
impacto de la inundación de terrenos; y a que los proyectos hidroeléctricos no consideran el
costo real de los terrenos a inundar, puesto que son concedidos a precios bajos establecidos por
los gobiernos.
La facilidad con que se otorgan los terrenos a los proyectos hidroeléctricos ha significado el
desplazamiento de miles de personas en América Latina. Además, en el costo de la generación
no se toma en cuenta el impacto ambiental generado por la modificación drástica del ecosistema,
tanto aguas abajo como aguas arriba de la presa. Estos costos pudieran ser asumidos por la
sociedad si los beneficios fueran distribuidos en la sociedad, pero si los beneficios son
101
102
Fuente: Honty, Gerardo, op. cit.
Ibid.
110
privatizados por las grandes industrias consumidoras de electricidad y los sectores que pueden
pagar por los bienes y servicios, en rigor los costos son traspasados a los sectores de escasos
recursos económicos, que no tienen la fuerza suficiente para hacer valer sus derechos.
También en los países productores de hidrocarburos, la generación de hidroelectricidad genera
graves impactos, al basarse en la construcción de grandes megarepresas. Tal es el caso de
Venezuela, donde la hidroelectricidad es la principal fuente generadora de energía eléctrica. Las
represas del bajo Caroní, la represa de Guri (embalse que cubre un área de 3919 km² con un
volumen de agua embalsada de 111.104 X 106m3), Macagua, Caruachi y más recientemente, el
Proyecto Tocoma, son algunos de los principales proyectos hidroeléctricos en este país. La
formación del embalse de Tocoma causará la destrucción de las islas ribereñas de este cauce, a
medida que se llenan los nuevos embalses. También se corre riesgo de diseminación de
enfermedades, por alteración y destrucción de hábitats y por la proliferación de vectores en las
zonas de anegamiento y represamiento del agua103.
En México, llama la atención la destrucción sostenida de manglares, a causa del represamiento
de los ríos. Aunque no existen cifras definitivas acerca de la magnitud de la pérdida de
manglares en México, según la FAO, entre 1990 y el año 2000 se perdieron cerca de 103 mil
hectáreas, con lo que tan sólo permanece alrededor de 64% de la superficie original de
manglares donde el represamiento de los ríos ha contribuido a esta crisis104. En cuanto a los
impactos sociales, existe un amplio contingente de desplazados por las inundaciones de las
represas, que siguen exigiendo indemnización luego de décadas de incumplimientos. El número
de afectados se incrementa con el desarrollo de nueos proyectos, como en el caso de las
represas de El Cajón, La Parota (con un saldo de dos muertos en la lucha de las comunidades
por la defensa de su territorio), la Presa Arcediano, La Yesca y Zapotillo en Jalisco; las presas
Paso de Reina, Benito Juárez e Ixtlayutla en Oaxaca, entre algunos ejemplos105.
El día 12 de Agosto de 2007 en la comunidad Aguacaliente, municipio de Guerrero, México, el
Consejo de Ejidos y Comunidades Opositoras al Proyecto La Parota (Cecop) y la Comisión
Federal de Electricidad (CFE) celebraron una reunión donde quedó de manifiesto el total rechazo
a la construcción del Proyecto Hidroeléctrico La Parota. Con esto se da por terminado el proceso
que durante cuatro años cobró saldos de muertos, encarcelamientos, represión, corrupción,
compra de líderes y autoridades ejidales, de violaciones a los amparos y a las leyes agrarias y
constitucionales, entre otros actos cometidos por el gobierno federal y estatal. La voluntad de los
pobladores se impuso. Para la organización, este es un antecedente importante y fundamental
en las luchas campesinas e indígenas contra los megaproyectos neoliberales de infraestructura
que amenazan a los pueblos y al medio ambiente106.
103
Proyecto hidroeléctrico Tocoma (ve-l1003) estrategia socio ambiental del proyecto.
Como respuesta, se han salvaguardado dentro de áreas naturales protegidas (en 14 áreas con cerca de 550 mil
hectáreas hasta 2004), dentro los sitios inscritos en la Convención Ramsar (29 sitios) y por medio de otro tipo de
instrumentos, como es el caso de la creación de normas oficiales (e. g., la NOM-059- SEMARNAT-2001 y la NOM022-SEMARNAT2003.
Para
un
mapeo
más
detallado
se
puede
consultar
www.semarnat.gob.mx/informacionambiental/Pages/sniarn.aspx. (Fuente: Castro, Gustavo. Informe Nacional México,
2007).
105
Para ver con más detalle los costos sociales de las presas, véase www.mapder.org
106
Fuente: Noticias MAB, http://www.mabnacional.org.br/noticias/150807_atingidos_mexico.htm.
104
111
2.6
Impactos socioambientales de la producción de agrocombustibles
Los impactos de la producción de agrocombustibles están asociados al modelo de producción en
monocultivos de gran escala. En Brasil, se trata de la caña de azúcar (materia prima del alcohol
combustible) y la soja (materia prima del biodiesel). El cultivo de caña cuenta con más de 6
millones de hectáreas de tierras plantadas, de las cuales casi la mitad se concentra en el estado
de Sao Paulo. Actualmente, el sector se encuentra en expansión hacia las regiones sudeste y
centro este del país, donde la soja ya ocupa más de 22 millones de hectáreas, desplazando la
frontera agrícola del Amazonas y la región de Cerrado.
Esta acelerada expansión contribuirá a la inserción de Brasil en el mercado internacional como
potencia productora de agrombustibles y simultáneamente, incrementará las insostenibles
desigualdades e injusticias sociales y ambientales que genera una política favorable a los
agronegocios.
El negocio de los grandes monocultivos son un incentivo para la explotación de la selva, dando
cabida a grandes plantaciones de soja y caña. Esta tendencia destruye ecosistemas únicos y
expulsa a las familias campesinas e indígenas de sus tierras, favoreciendo la concentración de la
propiedad de la tierra en pocos productores. El uso intensivo de agroquímicos (para resguardar
estos grandes cultivos de las plagas que produce la pérdida de biodiversidad) amenaza la salud
de los agricultores y la población de áreas vecinas, contaminando los suelos, ríos y aguas
subterráneas.
En el caso particular de la caña de azúcar, destacan los impactos que causa la práctica de la
quema antes de la recolección (pese a los avances de la mecanización, que alcanza un 35% de
la producción), actividad que aún se realiza en la mayoría de los cañaverales. Otro problema es
el uso descontrolado del vinhoto, subproducto de las industrias procesadoras de alcohol, cuyo
manejo inadecuado como fertilizante es fuente de contaminación de suelos y aguas.
En términos sociales, estas grandes producciones alimentan la pobreza rural y urbana, puesto
que inviabilizan las posibilidades de vida de los pequeños agricultores y no genera empleos que
mitiguen los impactos del desplazamiento y la pérdida de medios de vida. Las familias
empobrecidas se desplazan hacia los centros urbanos y, al no contar con medios de vida
propios, ni con estudios para acceder a empleos con salarios dignos, ni con los aprendizajes
propios de la convivencia urbana, contribuyen a aumentar el número de excluidos al interior de
las grandes ciudades.
A ello se agrega la informalidad de las relaciones laborales y la insalubridad de las condiciones
de trabajo en la producción de la caña. Los empleos del sector representan más de la mitad de
los empleos generados en el sector alcoholero, y todavía son reconocidos por el propio Ministerio
Público como formas de trabajo esclavo, tanto en las zonas agrícolas tradicionales como en las
modernas áreas de expansión.
Frente a esta situación, los empresarios alcoholeros se han manifestado públicamente para
señalar que asegurarán mejores prácticas agrícolas y promoverán la formalización de las
relaciones de trabajo, agregando que la nueva expansión será garantizada sólo a través de la
explotación de áreas degradadas, que claramente hayan sido utilizadas de manera productiva y
abandonadas luego. Sin embargo, algunos autores (Teixeira et.al., 2007) verificaron en terreno la
reproducción de las desigualdades e las zonas de expansión, donde el aumento de los precios
de la tierra –debido a la expectativa generada por la apertura del mercado de etanol- han
provocado la sustitución y migración de actividades económicas hacia zonas más sensibles, y
han desmantelado las posibilidades de reforma agraria en algunas regiones.
El alza en los precios del petróleo y la fuerte dependencia del mismo en países que no cuentan
con reservas propias ha motivado a los gobiernos de otros países, como Centroamérica, Chile,
112
Uruguay y Paraguay, a seguir el ejemplo de Brasil y buscar en los agrocumbustibles la
alternativa para sustituir o mezclar con el diesel y la gasolina. Este fenómeno contribuirá a
incrementar los precios de la tierra y los productos alimenticios, al entrar en competencia el uso
de la tierra para producción energética en vez de producción alimenticia.
113
2.7 Impactos socioambientales de la industria nuclear
Siendo la energía nuclear una opción que ha motivado el interés de algunos países de la región,
cabe destacar aquí los ejemplos de Brasil y Argentina en sus iniciativas de desarrollo de esta
industria de energía. En Brasil, la usina de Angra I inició su construcción en 1972 y comenzó a
operar en 1985. Consumió un total aproximado de 3,5 mil millones de dólares, siendo que lo
previsto inicialmente era del orden de 320 millones de dólares, utilizando la tecnología
norteamericana de la empresa Westinghouse. Angra I tiene un reactor con capacidad de
generación menor que 1,0 MW. Los recursos puestos a disposición por el Estado brasileño
causaron un considerable aumento en la deuda externa brasileña en el período, en función de la
captación de recursos externos, principalmente del FMI. Por su parte, ANGRA II fue la primera
usina a ser construida por en acuerdo entre Brasil y Alemania. Las obras se iniciaron al final de la
década del 80 y en 1996, después de varias interrupciones, fue reiniciada hasta su conclusión.
En esta época el gobierno civil electo promovió una rearticulación política del programa y en
2000 comienzan los tests para el funcionamiento de la unidad de Angra II. La planta tuvo sus
costos de instalación evaluados en más de 10 millones de dólares en función del prolongado
plazo de ejecución. El proyecto contó con tecnología de la empresa SIEMENS alemana y con la
garantía de la Agencia de Crédito a la Exportación, Hermes, del gobierno alemán. El reactor más
potente tiene capacidad de generación de 1,3 MW. La privatización del sistema eléctrico
brasileño derivó en la creación de la empresa ELETRONUCLEAR. Desde entonces la empresa
sufre constantes problemas financieros, considerándose que sus costos son superiores a los
recursos generados.
Adicionalmente, durante la obra de la Usina Nuclear Angra I, al principio de la década del 70,
fueron a vivir a la ciudad más de ocho mil obreros, lo que representaba un número bastante
significativo comparado con la población total del municipio que, en la época, era de cuarenta mil
habitantes. De igual forma, en el período de 1996 a 2000, cuando el gobierno civil resuelve
reiniciar la obra de la usina de Angra II, propició otro crecimiento poblacional. En el período de
1991 a 2002, la población residente de la ciudad saltó de 85.571 a 119.247 mil habitantes, según
datos del IBGE. La urbanización de las áreas rurales, en parte estimulada por la gran
concentración de mano de obra civil de la construcción de la Unidad II de la usina nuclear, y la
explosión urbana en áreas precarias y sin ninguna estructura urbana ponen en riesgo las
poblaciones, y comprometen las cuencas hidrográficas de la región y los remanentes de selva
atlántica. Irónicamente, parte de las comunidades del entorno del complejo nuclear, vive las
mayores expectativas en relación a la construcción de Angra III, alimentando de esa forma el
ciclo de migración y degradación ambiental107.
En Argentina, las organizaciones sociales denuncian serios problemas en el manejo actual de
las centrales nucleares Atucha I y Embalse Río Tercero. Atucha I ha presentado 12 fallas en 25
años. El mismo año de su inauguración, 1974, estuvo detenida por más de tres meses por
problemas en su sistema de refrigeración. En 1985 tuvo una caída de presión en el sistema del
reactor; y en 1987 no funcionó durante 150 días por un derrame de 50 toneladas de agua pesada
radiactiva. En 1988 se detuvo debido a la rotura de las vainas que encierran el combustible. En
1990 estuvo paralizada 16 meses y también en 1993, por un escape de agua pesada108.
En 1999, al realizar operaciones para comprobar la seguridad de la planta, fallaron 12 de las 29
barras de seguridad que deben frenar la reacción en cadena en caso de una emergencia,
demostrando que ante una situación exactamente igual a la de Chernobyl, el sistema no habría
funcionado. Esta planta, cuya vida útil terminaba en el año 2004, cuenta con autorización
gubernamental para seguir operando hasta el año 2015109.
107
Fuente: SAPÉ- GT Energía FBOMS,
http://www.taller.org.ar/Energia/Nuclear/Programa%20Nuclear%20Brasil.pdf
108
Fuente: Honty, Gerardo, op. cit.
109
Ibid.
114
En el Centro Atómico Ezeiza existe contaminación con elementos radiactivos en el agua y el aire
de la zona. El gobierno ha intentado construir el primer basurero radiactivo en Gastre (Chubut),
proyecto detenido por la oposición de la ciudadanía. Se calcula que la Comisión Nacional de
Energía Atómica de Argentina (CNEA), lleva más de 4.000.000 de toneladas de residuos
radiactivos abandonados en otras zonas del país110. Según Greenpeace, los fondos invertidos en
la construcción de Atucha II excedieron los 3.000 millones de dólares y los funcionarios prevén
que para concluir las obras de construcción el Estado debe invertir unos 700 millones de dólares
más. El costo creciente y los impactos asociados a este tipo de energía evidencian el desacierto
de la apuesta nuclear en este país.
Para finalizar, presentamos el siguiente cuadro, elaborado por la organización Acción Ecológica
referido a los impactos del sector energético en Ecuador, pero que resume y representa los
impactos de estas industrias a nivel de la región latinoamericana.
Cuadro
Principales impactos socioambientales de los emprendimientos energéticos
en América Latina
Impactos
territoriales
Expropiaciones:
- Programas de
colonización,
- Expulsión de
poblaciones
- Inseguridad de
viviendas
- Apropiarse de otros
recursos
- Control del territorio
con fuerzas armadas
- Violación de
derechos territoriales
de las comunidades
Impactos
económicos
- Destrucción de
bases de
subsistencia
- Inflación
- Empobrecimiento
Impactos
ambientales
- Emisiones de gases
invernadero
- Destrucción de
ecosistemas
- Muerte de especies
silvestres
- Acumulación de
desechos tóxicos
- Deforestacion
Impactos sociales/
culturales
- Violación de
derechos humanos
- Pérdida de
espacios de
recreación y
encuentro
comunitario
- Divisiones internas
por cooptación de
comunidades
y
dirigentes sociales
- Desaparición de
centros poblados
- Destrucción cultural
- Corrupción de
autoridades locales
- Incremento de
enfermedades como
el cáncer y la
leucemia
-Aumento de
mortalidad infantil
Hidroelectricidad
- Inundación de
tierras
- Despojo de tierras
- Violación de
derechos territoriales
de las comunidades
- Pérdida de tierras
agrícolas por
inundaciones y
desvío de agua
- Eutrofización
- Muerte de
ecosistemas en
cuencas hídricas
- Emisiones de
metano
- Deforestación
- Salinizacion de
aguas para riego
- Expulsión violenta
de comunidades
- Violación de
derechos humanos
- Divisiones internas
por cooptación de
comunidades y
dirigentes sociales
- Desaparición de
centros poblados
- Destrucción cultural
- Corrupción de
autoridades locales
Gas Natural
- Expropiaciones
- Uso intensivo del
territorio y los
recursos naturales
- Afectación a la
agricultura por
emisiones
- Emisiones de gases
invernadero
- Uso intensivo de
agua para sistemas
- Divisiones
internas por
cooptación de
comunidades y
Petróleo y gas
110
Fuente: Campaña Uranio No Gracias, www.uranionogracias.com.ar.
115
(tierra y agua)
- Violación de
derechos territoriales
de las comunidades
biocombustibles
- Ocupación
expansiva de la tierra
agrícola y
ecosistemas
naturales
- Concentración de la
tierra
- Violación de
derechos territoriales
de las comunidades
de enfriamiento
dirigentes sociales
- Desaparición de
centros poblados
- Destrucción
cultural
- Corrupción de
autoridades locales
- Sustitución de
cultivos
- Empobrecimiento
de las poblaciones
locales.
- Desnutrición de
poblaciones
- Contaminación por
- Conflictos
agrotóxicos
comunitarios
- Destrucción de
- Violencia contra las
ecosistemas
comunidades
- Acaparamiento de
campesinas
agua
- Violación de
- Enfermedades
derechos humanos
ligadas al uso de los
plaguicidas
- Posible uso de
transgénicos
Fuente: Edición en base a elaboración de Martínez, Esperanza. Informe Nacional Ecuador, 2007.
Cabe destacar que en el sector residencial, la leña ha sido tradicionalmente el combustible más
importante de la región, lo cual es un testimonio a la naturaleza rural de los diferentes países.
Esta importancia ha venido disminuyendo con los niveles de urbanización e industrialización
pero como se señalaba anteriormente, aún desempaña un rol fundamental en la matriz
energética de la región, especialmente como fuente de combustible de los sectores rurales y en
urbanos de escasos recursos económicos. En Centroamérica, la leña es aún la fuente de energía
primaria más importante, participando incluso en el sector importador/exportador.
El consumo de leña casi nunca ha despertado el interés de los gobiernos de la región, por ser
una actividad de poco movimiento económico y por consiguiente, de poca generación de riqueza
privada. Por su escasa regulación, la tala y combustión de leña se realiza de manera poco
sustentable, puesto que en todos los países existen altos consumos asociados a medios de uso
muy poco eficientes, como en el caso de las cocinas de uso doméstico. Esto ha motivado una
creciente escasez de leña, acompañado de un creciente incremento en las zonas donde el
recurso se vuelve más escaso, lo que genera un fuerte impacto en los sectores que antes
disponían de este recurso libremente. Además, el proceso de cocción de alimentos tiene lugar
casi siempre en espacios cerrados, ocasionado enfermedades respiratorias por causa de las
emisiones. Las más afectadas por esta combustión son las mujeres, por ser tradicionalmente
encargadas de preparar los alimentos en las familias.
Teniendo en cuenta este escenario económico y geopolítico, es posible afirmar que en toda la
región latinoamericana se dibuja un alarmante mapa de impactos sociales y ambientales
vinculados a la industria de la energía, raramente visibilizados por los gobiernos de turno,
enmarcados en la lógica del fomento al crecimiento económico sostenido. Como se puede
advertir, la composición de las matrices energéticas y sus impactos representan claramente la
composición biorregional, y por ende, es posible afirmar que los daños afectan estas
biorregiones como ecosistemas complejos, más allá de sus fronteras nacionales. Los problemas
causados por la industria de hidrocarburos se asientan en la Zona Andina y los impactos de la
industria hidroeléctrica, en el Cono Sur. Por su parte, los agrocumbustibles se desarrollan
afectando regiones fértiles y ricas en biodiversidad del continente, tales como la amazonía, el
pantanal de Brasil y las áreas cultivables en territorio argentino111.
111
De continuar esta tendencia, se espera una expansión agresiva de las industrias productora de etanol y biodiesel en
todo el territorio latinoamericano, afectando regiones de gran riqueza de suelos, tales como las llanuras de Uruugay, la
cuenca hidrográfica de Paraguay, los valles centrales de Chile, etc.
116
Cabe destacar que los impactos de la deforestación, cambio de uso de suelo, contaminación de
suelos y ríos a consecuencia de las políticas energéticas, han provocado una fuerte oleada de
migración entre países, huyendo hacia el que parece ofrecer más oportunidades, pero en rigor,
aumentando la pobreza y miseria de los que podemos denominar “refugiados ambientales” . Tal
es el caso de México, donde los impactos socioambientales han contribuido al desplazamiento
de personas hacia los Estados Unidos o a los centros urbanos. En este país, durante el periodo
1995-2000, los principales flujos migratorios (47.8%) se dieron entre las grandes ciudades y las
ciudades intermedias, mientras que la migración del campo a las grandes ciudades representó
tan sólo el 18.3% del total. Otros grandes flujos migratorios se han producido entre Paraguay,
Brasil y Argentina, a causa de la construcción de megarepresas, como veremos en el siguiente
apartado.
117
3.
Resistencias y propuestas ciudadanas ante los impactos de los
proyectos energéticos en América Latina
A diferencia de los movimientos sociales que trabajan por la defensa de sus derechos, su
territorio y los recursos naturales, la organización para el cuestionamiento a la matriz energética
latinoamericana, la denuncia de sus impactos y la construcción de alternativas resulta más
dificultosa, debido al carácter técnico y el lenguaje especializado de los debates políticos en esta
materia. La discusión sobre energía, a nivel nacional y regional, parece lejana a las agendas de
movimientos y organizaciones sociales por la distancia de los argumentos técnicos propios de
estas conversaciones, respecto de las agendas y prioridades de la sociedad civil organizada.
Sin embargo, existe una amplia gama de organizaciones y movimientos sociales que a partir de
los impactos de los megaproyectos energéticos hidroeléctricos y las explotaciones de
hidrocarburos, se articulan para la defensa de las comunidades y los territorios. A nivel nacional
existe un sinnúmero de organizaciones que han trabajado en la defensa de sus territorios y sus
derechos ante los emprendimientos energéticos que les afectan directamente. En algunos casos
nacionales, pero más frecuentemente en el nivel regional, las articulaciones ciudadanas han
transitado hacia un posicionamiento político de mayor alcance en el tema energía, que cuestiona
los proyectos energéticos en el marco del paradigma de desarrollo vigente, aun cuando esta
crítica también surge de la visibilización de los impactos y las demandas de los afectados
directos por determinados proyectos. Este es el caso del Movimento de Atingidos por Barragens
(MAB) de Brasil; la Red Latinoamericana contra las Represas y por los Ríos, sus Comunidades y
el Agua (REDLAR), esta última también miembro de la Red VIDA; y la Red de resistencia a las
actividades petroleras OILWATCH. Algunos de los principios que comparten estas
organizaciones son:
- Reconocimiento de la energía como derecho básico y patrimonio común e la
incorporación de los criterios de soberanía energética y territorial de los pueblos en las
iniciativas energéticas.
- Recuperación de la soberanía de los pueblos sobre los recursos naturales, en particular
los energéticos, impulsando la nacionalización de los recursos energéticos
- Revisión crítica del modelo de industrialización actual, privilegiando el mercado interno
por encima de las actividades industriales energointensivas
- Eliminación del concepto de energía como mercancía, sujeta a los parámetros de los
mercados
- Concepción de la energía como parte de los derechos humanos ampliados y derecho de
los pueblos para garantizar condiciones de vida dignas.
- Reducción progresiva de la dependencia de combustibles fósiles en el sector productivo,
en el transporte y en el comercio.
La consolidación de estos principios en propuestas concretas en materia de energía, sin
embargo, es significativamente más reciente. En el año 2004, a nivel de Cono Sur,
organizaciones de la sociedad civil articuladas en torno al Programa Cono Sur Sustentable
(Brasil, Chile, Argentina, Uruguay y Paraguay) comenzaron algunos esfuerzos por instalar la
temática energética en la agenda de los movimientos sociales y crear plataformas que
recogieran las propuestas y demandas para avanzar hacia una matriz energética accesible,
segura y sustentable para los pueblos de la región. Algunas de las propuestas que surgieron en
este proceso fueron:
- Apoyo a la lucha de los pueblos y comunidades que enfrentan proyectos energéticos
devastadores del medio ambiente y las condiciones de vida.
- Erradicación y freno a todas las obras y exploraciones que causan fuertes impactos sobre
las poblaciones locales
118
-
-
Acceso a los bienes energéticos de manera digna por las diferentes poblaciones de
acuerdo a las particularidades sociales y culturales de cada pueblo, bajo los criterios de
equidad, diversidad, soberanía territorial y justicia ambiental.
Mecanismos de participación social que permitan una construcción de las políticas
energéticas locales y regionales desde las comunidades y pueblos
Aplicación del principio precautorio, la prevención de los impactos sociales, ambientales y
globales, en todos los proyectos energéticos,
Implementación estrategias de reparación y mitigación de daños causados por los
proyectos vigentes
A través de espacios de encuentro regionales y procesos de discusión locales, se está
construyendo la Plataforma Energética Latinoamericana, que cuenta con la participación de
organizaciones ecologistas, sindicatos del sector energía y representantes de comunidades
locales e indígenas afectados por megaproyectos energéticos en América Latina. Se han
integrado a la red organizaciones por la defensa del agua como CENSAT- Agua Viva de
Colombia; el sindicato de trabajadores de PDVSA de Venezuela; comunidades indígenas
afectadas por oleoductos de Sarayacu, Ecuador; entre otras. Paulatinamente, organizaciones y
movimientos se están integrando a esta discusión, que está cada vez más presente en el debate
público por su carácter estratégico en el desarrollo de los países, y por los crecientes impactos
de los proyectos convencionales de energía sobre las comunidades. A continuación se presenta
la Declaración de las organizaciones que han formado parte de este proceso, texto que ha sido
construido y fortalecido con los encuentros y los aportes de sus participantes.
Cuadro 6. Declaración Plataforma Energética de los Pueblos.
I. Energía, derechos y soberanía





La energía es un derecho : subsistencia (calor, cocción) mejoramiento de condiciones de
vida y sus sistemas productivos. Las comunidades tienen derecho al territorio y a los
recursos naturales (tierra, bosques, recursos energéticos, etc.)
Los estados tienen el deber de proveer a la población de este servicio y asegurar el acceso de
todos a la energía.
La población debe participar democráticamente en los procesos de decisión sobre las
políticas y proyectos energéticos, opciones tecnológicas y el uso de las fuentes energéticas de
su país.
Las políticas y proyectos energéticos deben prevenir los impactos sociales y ambientales
locales (comunidades y países) y globales (calentamiento global, contaminación local, etc ).
Esto requiere un cambio estructural del actual sistema de producción y consumo de
energía (destrucción ambiental y destrucción de comunidades, identidades y economías locales).
II. Energía, seguridad y soberanía




La seguridad y soberanía energética debe estar basada en la soberanía de los pueblos, sobre sus
recursos energéticos y en las decisiones democráticas sobre su uso.(priorizar las necesidades
locales y nacionales; y orientarlas al uso de energías propias y limpias.
La soberanía energética requiere localizar el uso de las fuentes energéticas a escala local,
regional y nacional; permitiendo acceso y participación de la población, y la estabilidad ambiental
y política de los sistemas energéticos.
Reducir el consumo: al igual que todo el comercio global motivado por un consumo
excesivo de los países industrializados, la explotación y uso excesivo de los recursos
energéticos y la energía, debe cambiar radicalmente. Es necesario reducir el consumo
energético y la dependencia de políticas basadas en la explotación petrolera, centrales nucleares
y grandes represas. (Problemas ambientales globales como el calentamiento global, también
exigen el cambio hacia fuentes renovables y limpias.)
Las relaciones entre los pueblos, deben orientarse más bien hacia la cooperación y
complementación energética para las necesidades de los pueblos y no la apropiación de
las fuentes energéticas por unas pocas elites o por trasnacionales para hacer negocio y
acumular riqueza. Hoy se promueve modelos de integración regional y global en base a criterios
119


de libre mercado, entre los que destacan:
 Acento en la privatización;
 Marcos regulatorios favorables a empresas;
 Integración basada en prioridades de negocio de grandes empresas y no ha necesidades
de la población, ni prioridades nacionales ni locales;
 Exportaciones masivas hacia el Norte y búsqueda de rentabilidad corporativa de compañías
para aumentar su capital, responder a las demandas de crecimiento interno y las
exportaciones;
 Protección de las inversiones transnacionales (paneles de arbitraje).
Es necesario cuestionar el tipo de bienes que vamos a producir y hacia quienes están dirigidos;
de qué manera se producirán y a quiénes benefician estos procesos.
La soberanía energética requiere:
 Acceso a energía y recursos energéticos;
 Equidad en el acceso; y
 Sustentabilidad socioambiental de sistemas energéticos
Hacia el Foro Social Energetico: Programa Cono Sur Sustentable, . Porto Alegre enero 2005.
Por cierto, esta construcción no habría sido posible sin el desarrollo de las resistencias y
alternativas locales presentes en toda la región. Resulta emblemática la defensa del gas
protagonizada por organizaciones sociales e indígenas de Bolivia; y la defensa del territorio ante
los proyectos hidroeléctricos promovidos por Endesa en el Cono Sur, encabezada por
organizaciones indígenas mapuche. La siguiente tabla resume algunas de las principales críticas
y propuestas de los actores sociales que han abordado la problemática energética en América
Latina.
Cuadro
Actores, críticas y propuestas a la matriz energética en América Latina, según sector
Actor
Organizaciones
ecologistas,
comunidades
indígenas, CONAIE,
CONFENIAE,
Alianza
Sur,
Campaña Amazonia
por la Vida, Acción
Ecológica (Ecuador),
OILWATCH,
AMIGRANSA
(Venezuela),
CENSAT- Agua Viva
(Colombia),
organizaciones
sindicales, Cono Sur
Sustentable
Sector Hidrocarburos
Crítica
Vulnerabilidad energética y dependencia
petrolera Ampliación y construcción de
nueva infraestructura petrolera
Explotación
petrolera
en
territorio
indígena y en ecosistemas frágiles
Modelo económico explotador de la
naturaleza
Actividades energointensivas
Empresas transnacionales de energía con
proyectos de alto impacto
Violaciones a los derechos humanos y
derechos de las comunidades
Ocultamiento de información y corrupción
de autoridades públicas
Campañas de limpieza de imagen de las
empresas
Incumplimiento de acuerdos
Decisiones sobre el territorio a espaldas
de las comunidades
Propuesta
Moratoria a la exploración petrolera
Vender el crudo del subsuelo con el compromiso
de que quien lo compre no lo saque y de que el
estado declare el áreas intangible a perpetuidadDeclaración de zonas y territorios indígenas
intangibles: áreas de exclusión
Fortalecimiento de las medidas de conservación y
reparación de áreas dañadas
Venta del crudo represado
Ecuador post petrolero
Modelos de producción y consumo bajos en
energía
Juicio a las empresas petroleras que han violado
los derechos de las comunidades y destruido
ecosistemas
Amparo a las comunidades afectadas
Campañas internacionales en país de origen de
las empresas trasnacionales
Restitución, indemnización y rehabilitación
Valoración y visibilización de los daños
Garantías de no repetición
En territorios indígenas debe haber participación
de las organizaciones y comunidades
Creación de empresas indígenas de energía
Detener megaproyectos hidroeléctricos
Rechazo a monocultivos para producción de
biocombustibles
Denuncia uso de plaguicidas y denuncia de
monocultivos transgénicos
Propuesta de soberanía energética que no afecte
la soberanía alimentaria
Denuncia por contaminación
120
Denuncias por subsidios y estafa al Estado
Promoción de Soberanía energética: fuentes
limpias, descentralizadas y de bajo impacto
Actor
MAB, Movimientos
Sociales para el
Medio Ambiente, GT
Energía,
FBOMS,
Red Brasilera de
Justicia Ambiental,
REBRIP, Plataforma
de
Derechos
Económicos,
Sociales y Culturales
ONGs,
organizaciones
indígenas, Cono Sur
Sustentable,
Chile
Sustentable
Actor
Via
Campesina,
ONGs,
organizaciones
indígenas,
y
movimientos
sociales del campo,
GT Biodiesel de la
CUT Brasil (incluye
MDST,
MPA,
Contag, FETRAF y
MAB),
Programa
Brasil Sustentable
Sector Hidroelectricidad
Crítica
Destrucción de territorios, desplazamiento
de comunidades, pobreza, enfermedades,
contaminación, destrucción de patrimonio
cultural, enriquecimiento de empresas
transnacionales,
alzas
de
tarifas,
corrupción de autoridades públicas,
cooptación de dirigentes, impunidad
frente a daños causados, enriquecimiento
de empresas a costa de los derechos de
las comunidades y sus recursos,
Sector Biocombustibles
Crítica
Vulneración de soberanía alimentaria
Destrucción de territorios y migración de
comunidades
Contaminación y daños a la salud por uso
de plaguicidas
Difusión de cultivos transgénicos
Pobreza
Propuesta
Freno a la construcción de megarepresas, que
sólo benefician a las empresas de energía
Reparación de territorios y daños causados por
los megaproyectos hidroeléctricos
Salida de las transnacionales hidroeléctricas de
América Latina y recuperación de soberanía en el
sector
Visibilización
de
impactos
e
injusticias
socioambientales de
los emprendimientos
energéticos
Acceso de las comunidades y actores sociales a
las tomas de decisiones sobre el territorio y los
proyectos energéticos
Movilización y manifestaciones públicas para
visibilizar las demandas de los movimientos
sociales
Propuesta
Creación de instrumentos públicos para restringir
los
monocultivos;
zonificación
económicaecológica del territorio; condicionamiento de las
licencias o concesiones de proyectos agrícola, a
mejoramiento de las prácticas agrícolas e
industriales; control y monitoreo de la conversión
de áreas naturales en áreas productivas; prioridad
de soberanía alimentaria sobre agronegocios.
121