El sector energético en América Latina y el Caribe: retos y perspectivas integracionistas tipo ALBA (página 3)

De igual forma, se proyecta que las exportaciones de GNL crezcan rápidamente en las próximas décadas, alcanzando potencialmente los 90 bmc en el año 2030. Esto requeriría más de 15 mil millones de dólares en centrales de licuefacción de GNL. 

El aumento significativo de la producción de gas en los próximos años, requiere así una mayor inversión en exploración y desarrollo para mantenerla. El desarrollo de los gasoductos de interconexión está muy avanzado en el Cono Sur – principalmente en Brasil, Argentina y Chile y en menor proporción en Bolivia, Uruguay y Paraguay-. Tanto Argentina como Bolivia tienen abundantes reservas de gas que desean exportar a países vecinos para lo que se ha invertido más de 7 mil millones de dólares en gasoductos de transmisión en los últimos diez años, incluyendo los 2.100 millones de dólares del gasoducto Bolivia-Brasil y la primera etapa del gasoducto Argentina-Brasil de 250 mil millones de dólares. Existen varios nuevos gasoductos en planificación o en construcción (Anexo 14), como el gasoducto Bolivia-Chile, Perú-Bolivia y Venezuela–Colombia entre otros, lo que provee la base para una red de transporte de gas sub-regional.

Las grandes reservas de gas en el norte ofrecen un potencial para los proyectos de GNL. Trinidad y Tobago maneja una central con tres trenes de licuefacción (9,6 Mt por año). Se está construyendo un cuarto tren y un quinto está en planificación. Venezuela tiene suficientes reservas de gas como para convertirse en el principal exportador de GNL, para lo que se requiere avanzar primordialmente en los proyectos para las centrales de licuefacción. 

Bolivia también está investigando el uso de algunas de sus reservas para una central de GNL en la costa en Chile o en Perú, que permitiría realizar exportaciones a Estados Unidos o a México. El gas peruano proveniente del gigante yacimiento de Camisea también podría exportarse como GNL.

La inversión en la infraestructura de suministro de gas de América Latina se espera que experimente un crecimiento a un ritmo constante para satisfacer la creciente demanda y los volúmenes de exportación, siendo el desarrollo de las redes de transmisión el componente que absorberá una proporción mayor de la inversión. La demanda nacional y las exportaciones aumentarán en forma significativa, por lo cual la inversión en exploración y desarrollo que fue de 2,1 mil millones de dólares en el año 2000, se estima ha aumentado a un ritmo constante hasta 2,8 mil millones de dólares por año en la década actual y se incrementará a 6,8 mil millones de dólares por año en la próxima década.

2.1.3. Carbón.

América Latina tiene reservas probadas de carbón recuperable de 21.800 millones de toneladas, de las cuales 6.700 millones están en Colombia, 11.900 millones en Brasil y 0,5 mil millones de toneladas en Venezuela, satisfaciéndose de forma general el 5% de la demanda energética primaria en América Latina; el 65% de este recurso es utilizado en Brasil.

La producción de carbón en la región tiene una proyección de incremento de 2.6% por año, lo que representa un aumento de 54 millones de toneladas en el año 2000 a 115 Mt en 2030, estimación que se ha mantenido en la primera década fundamentalmente por la producción de Colombia en las minas del Cerrejón al norte del país. Por su parte se espera que la demanda de energía primaria para el carbón crezca a 2.3% por año, desde casi 33 Mt en 2004 a 70 Millones de toneladas en 2030.

América Latina ha exportado cerca de un 82% de su producción de carbón en los últimos años, la cual es encabezada por Colombia (71%), seguida por Venezuela (15%) y Brasil (13%). Colombia exporta alrededor del 93% de su producción de carbón térmico de bajo contenido de azufre. Las principales áreas productoras son la península de Guajira (Cerrejón Norte) y la provincia César. Cerrejón Norte es una de las más grandes minas a cielo abierto en todo el mundo. 

Los principales destinos de las exportaciones latinoamericanas son la Unión Europea y Estados Unidos, que juntos representan más del 90% de la demanda de exportación regional. Los mayores importadores son Brasil (68%) y Chile (21%). 

De acuerdo a proyecciones de especialistas, será necesario que la región invierta alrededor de 9.800 millones de dólares en explotación de minas de carbón e infraestructura portuaria hasta el año 2030. La participación por país en la producción seguirá siendo constante, y Colombia continuará representando el principal productor. Alrededor del 13% de la inversión total de la región será requerida para las instalaciones portuarias de exportación e importación de carbón, correspondiendo a 1.200 millones de dólares (alrededor del 10% del total mundial para los puertos carboníferos). Esta inversión relativamente grande se debe al aumento significativo en las exportaciones y a la escasa infraestructura actual.

2.1.4. Biocombustibles.

La producción de biocombustible constituye una estrategia que está vigente en América Latina. Dentro de los países de América Latina y el Caribe, Brasil ha venido desempeñando un papel primordial en la producción de biocombustibles, cuyos antecedentes radican en el Programa Nacional de Alcohol (Proálcool), cuando el gobierno brasileño rescató el bioetanol carburante a partir del hecho de que en 1975 Brasil importaba el 77% de su demanda de combustible.

La producción de bioetanol constituye hoy un programa energético consolidado que se expande sostenidamente. En la actualidad este sector presenta ingresos de 8.3 mil millones de dólares anuales (1.6% del PIB brasileño). La actual producción brasileña de bioetanol, equivalente aproximadamente a 200 mil barriles diarios de petróleo, es consumida básicamente en Brasil, donde representa el 40% del mercado de gasolina.

Esta política llegó a su punto culminante en marzo del 2007 cuando George W. Bush, ex presidente de los Estados Unidos y Luiz Inacio Lula da Silva, presidente de Brasil, firmaron un memorando de entendimiento, donde se expresaba la intención de cooperar en investigación, impulsar la producción y exportación de etanol en el mundo, así como propiciar la creación de un mercado global de biocombustibles con normas y patrones uniformes, constituyendo un amplio plan para expandir conjuntamente la producción de etanol a partir de la caña de azúcar, sobre todo en América Central y el Caribe, para exportarlo a los Estados Unidos. Esta iniciativa tiene como punto de partida los avances tecnológicos que Brasil ha logrado en materia de biocombustibles. Un ejemplo de esto lo constituye el hecho de que más del 80% de los vehículos nuevos vendidos en Brasil disponen de tecnología que les permite funcionar con etanol y gasolina indistintamente. El etanol producido en Brasil a partir de la caña de azúcar es casi tres veces más eficiente energéticamente y su costo de producción es casi un tercio del que se produce en Estados Unidos a partir de maíz.

Las proyecciones, dadas a conocer por organismos del gobierno brasileño, estiman que el consumo interno de etanol será de unos 24 mil millones de litros al año 2013. Para atender esas necesidades y lograr un adicional que pueda ser exportable, la meta propuesta es duplicar el área de cultivos de caña de azúcar al año 2013, con lo cual se pasaría de producir 420 millones de toneladas a 720 millones de toneladas. Bajo ese enorme aumento del cultivo se lograría producir unos 35 mil millones de litros, con lo que se aseguraría el consumo doméstico y un excedente exportable.

Esta posición de Brasil ha sido objetada por algunos analistas que resaltan las enormes repercusiones que sobre el sector agrícola puede tener la producción de biocombustibles, así como los potenciales impactos negativos ambientales y sociales. El nuevo énfasis que se les otorga, hace que se destinen tierras de cultivo a fines energéticos y no a producir alimentos, lo que lleva a la posibilidad de la elevación de los precios de algunos alimentos. Si bien en Brasil algunos sectores gubernamentales sostienen que es posible incrementar sustancialmente la producción de caña de azúcar reconvirtiendo tierras de pasturas para evitar ingresar a nuevas áreas, en especial en la Amazonia, algunas opiniones sostienen que estos cultivos expulsan otras actividades como la ganadería hacia nuevas regiones y con ello contribuyen a alimentar la invasión de la Amazonía.

Según un estudio conjunto realizado por la Oficina Regional Para América Latina y el Caribe (FAO) y la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), considera que en el corto plazo es muy probable que una rápida y fuerte expansión en la producción de biocombustibles a nivel mundial tenga efectos sobre la demanda, las exportaciones, la asignación de hectáreas para cultivos energéticos y no energéticos y en los precios de los cultivos, poniendo en riesgo el acceso a los alimentos de los sectores más pobres.

En el continente existen otros países que experimentan significativos avances en la producción de biocombustibles. América Latina y el Caribe tienen el mayor potencial para la producción de agroenergía en el mundo pues la región presenta un mayor crecimiento en la producción de alimentos y una mayor proporción de exportaciones de los mismos respecto al promedio mundial. Según un estudio llevado a cabo por la CEPAL existe una diversidad de situaciones entre los países. Cuba, Guatemala, Guyana y Nicaragua presentan elevadas disponibilidades potenciales de producción de bioetanol a partir de las melazas. En el otro extremo, en Haití, Surinam, Uruguay y Venezuela la dimensión de la agroindustria cañera no alcanza a producir ni el 10% de las necesidades de bioetanol bajo el esquema considerado. Los gobiernos de los países de América Latina y el Caribe han aumentado su interés en la producción de biocombustible y con el fin de estimular la misma han llevado a cabo diversas acciones. Un ejemplo de esto lo constituye Colombia, donde se comenzó con la producción y utilización de bioetanol en el año 2001, mediante la promulgación de la Ley 693, la cual establece en su artículo primero que las gasolinas que se utilicen en los centros urbanos de más de 500 mil habitantes, tendrán que contener compuestos oxigenados como alcoholes carburantes.

En Argentina existe un Programa Nacional de Biocombustibles aprobado en el 2005, con el fin de promocionar la producción y el uso sustentable de biocombustible y fomentar las investigaciones. Este programa se concentra más en el biodiesel pues se trata de uno de los productores más importantes a nivel mundial de aceites vegetales.

En Bolivia, particularmente en le departamento de Santa Cruz, al agroindustria cañera desarrolla proyectos de producción de etanol que apunta al mercado externo. Considerando el mercado interno, estudios realizados en el 2005 recomendaron la elaboración de una ley para estimular los nuevos combustibles.

En Guyana se pretende diversificar la agroindustria cañera hacia la fabricación de bioetanol. También se plantea la utilización de la patata como materia prima para bioetanol mediante tecnología innovadora. También en Venezuela, a fines del 2005 se anunció que se destinarían más de 900 millones de dólares durante los próximos cinco años a la producción de bioetanol. La petrolera estatal venezolana empezó en agosto de 2005 a efectuar la mezcla de bioetanol importado de Brasil en las gasolinas distribuidas en la región oriental del país.

Lo más preocupante en lo que se refiere a biocombustibles y agrocombustibles en Latinoamérica, es que la producción de este tipo de energéticos requiere de enormes extensiones de tierra lo que contrasta con la seguridad alimentaria de la población regional que aún no está garantizada por los gobiernos.

2.1.5. El Estado y las políticas energéticas en América Latina: el papel de las empresas transnacionales

En los últimos 20 años las políticas públicas de los países de la región promovieron fundamentalmente la inversión privada, a pesar de esta situación algunas empresas públicas experimentaron procesos de transformación que las mantuvieron como importantes actores del desarrollo de la industria. Estas empresas han dado cuenta del 80% de la inversión en exploración y desarrollo.

Con las políticas privatizadoras de gobiernos de los años 90 del siglo XX, en varios países latinoamericanos las empresas estatales perdieron el control de la industria petrolera, como es el caso de Argentina, Perú y Bolivia. Actualmente en los dos primeros, el desarrollo de esta industria se encuentra hegemónicamente en manos del capital privado, la modalidad de concesión y contratos de licencia permiten que, a cambio de una regalía -que por demás es muy baja- los contratistas tengan derecho a la propiedad del petróleo extraído. Al no tener control directo sobre éste, los gobiernos deben realizar complejas negociaciones para controlar los precios de los combustibles en el mercado interno. Asimismo, la transferencia de empresas públicas a grupos privados ha implicado trasladar un importante poder de decisión que afecta la política económica.

Al igual que lo ocurrido en la industria petrolera a nivel mundial, el proceso de liberalización del sector en la región derivó en una reorganización y multiplicación de las alianzas con las empresas privadas, en respuesta a los bajos niveles de precios reales del petróleo, prevalecientes desde mediados de los años ochenta. En el marco de la apertura, en Latinoamérica se crearon esquemas que contemplan la asociación estratégica entre las empresas estatales y las transnacionales, esquemas de privatización vía la modalidad de capitalización, entre otras.

Haciendo un recorrido por América Latina y el Caribe, encontramos que Centroamérica inicia la liberalización del sector en los años 90 cuando los gobiernos con el apoyo de las instituciones financieras internacionales, impulsaron reformas del sector eléctrico para desregular el mercado. Los países centroamericanos experimentaron reformas estructurales que redefinieron las regulaciones y empresas de los sistemas energéticos. Fueron eliminadas las barreras para la libre participación privada en el negocio eléctrico incentivando la privatización de empresas estatales. Las funciones normativas fueron asignadas a ministerios y comisiones especializadas para formular políticas nacionales y elaborar planes de desarrollo de la industria eléctrica la cual se segmentó en generación, transmisión, distribución y comercialización.

En Guatemala, por ejemplo, 72% de la generación neta hidroeléctrica es realizada por empresas públicas. Mayor privatización existe en la generación termoeléctrica con sólo tres empresas públicas y veinte privadas. El 16% de la distribución, 67% de la transmisión y 100% de la comercialización son realizados por firmas particulares. En El Salvador, la importación, refinación, almacenamiento, distribución y comercialización son manejadas exclusivamente por empresas privadas. El gobierno establece únicamente precios de referencia con excepción del gas licuado doméstico, donde posprecios son fijos y existe un subsidio estatal. En Honduras, 60% de la generación hidroeléctrica es pública, mientras 76% de la generación térmica es privada.

En México, a partir de los años "90 -tal como en la mayoría de los países latinoamericanos- tuvo lugar una fuerte tendencia a la liberalización comercial, de reducción del Estado y fomento a la inversión extranjera, aceleró la apertura del sector energético a la inversión privada. Actualmente el capital privado tiene una capacidad de generación equivalente a 46.5% del total de la energía eléctrica que se produce en México; 87.2% de la participación del gas natural y un 4.3% en combustóleo.

En México, dentro de las bases establecidas para la dirección de su industria petrolera se encuentra el establecimiento del derecho inalienable e imprescriptible de la Nación sobre el petróleo y los demás hidrocarburos. Recientemente, el Senado mexicano aprobó una reforma energética considerada una de las más importantes en los últimos años, en la que los aspectos más relevantes son el descarte de la incorporación de capital privado en contratos de refinación – la nación mexicana importa el 40% de las gasolinas que consume- y la otorgación de autonomía a Pemex para realizar inversiones o modificaciones al presupuesto de la compañía. La reforma impide el proyecto que pretendía otorgar a empresas particulares extranjeras no sólo la refinación sino también el control de los ductos.[13]

En la zona andina también las políticas energéticas fueron impactadas por el ajuste estructural, la incorporación del capital privado y la transnacionalización. En años recientes Bolivia, Ecuador y Venezuela han impulsado la nacionalización de los recursos energéticos y la recuperación de empresas públicas, pero países como Colombia y Perú continúan con el proceso de apertura y liberalización.

Colombia es el país de economía más abierta en toda la zona andina. Se calcula que el sector privado participa en 45% del total de la capacidad instalada en la generación. En el sector petrolero, con la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en 2003, se fincaron las nuevas bases para la contratación entre agentes privados y el Estado: la empresa contratista asume los costos de exploración y explotación, y el Estado recibe apenas entre 8 y 25% por concepto de regalías según el volumen del yacimiento.

En Ecuador, hasta antes del gobierno de Rafael Correa, tuvieron lugar diversos procesos reprivatización en la hidroelectricidad y el petróleo. En la región amazónica, el Estado entregó casi cinco millones de hectáreas –que corresponde a 43.2% del total- a las petroleras privadas. En Perú, en el sector de hidrocarburos el gobierno dirige sus acciones a facilitar la inversión privada y garantizar el funcionamiento del libre mercado de energía. La industria eléctrica después de 20 años de fuerte presencia estatal, a través de la empresa Electroperú que llegó a controlar 80% del sector, inició el proceso de privatización con la consecuente pérdida de control por parte del Estado.

En el Cono Sur, la situación es heterogénea en términos de apertura, oscilando entre una fuerte participación del Estado -Uruguay, Paraguay- y un régimen liberal y desregulado -Chile, Argentina-, con una situación intermedia entre ambos extremos: Brasil, que posee la mayor empresa estatal de energía, si bien el funcionamiento de esta empresa y el régimen interno del sector energético brasileño favorecen 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 distintos énfasis- a partir de los años 90, excepto en Chile donde el proceso de ajuste data de comienzos de los años 80.

En el caso de Paraguay, el sector eléctrico está a cargo de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE). Este organismo interviene en todo el proceso eléctrico: generación, transmisión, distribución y comercialización. Por su parte, Chile cuenta con un mercado energético ampliamente liberalizado, tanto en el sector eléctrico como en el de combustibles. Las funciones y las normativas de los organismos públicos del sector 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.

En Brasil, 41 empresas extranjeras concesionarias desarrollan la prospección y producción de petróleo y gas. Pese a ello, la estatal Petrobrás sigue siendo la corporación más poderosa, si bien su funcionamiento y participación de capitales privados en su propiedad, la asimilan a las estructuras mixtas de la Zona Andina.

Precisamente, las políticas liberalizadoras del sector en América Latina y el Caribe -impuestas estratégicamente por gobiernos nacionales al servicio de los intereses de países como Estados Unidos y la Unión Europea que ven a la región como un importante proveedor de recursos energéticos para continuar con su nivel de consumo- beneficiaron precisamente a las grandes empresas transnacionales que se dedican a la exploración, explotación, refinación, distribución y comercialización de energéticos y a servicios de electricidad, al aumentar el grado de accesibilidad a dichos recursos y asegurar cuantiosas ganancias.

Mientras las compañías estatales concentran gran parte de su capacidad en el segmento de exploración y extracción -suministro de materias primas-, las transnacionales privilegian las actividades de refinación, distribución y comercialización, debido a que son compradores netos de petróleo en el mercado.

Antes de las reformas en la legislación petrolera de inicios de los años noventa, la participación de las empresas transnacionales petroleras en América Latina y el Caribe era marginal, especialmente en las actividades upstream. En dichas actividades, la presencia de estas empresas se limitaba a algunos países productores medianos y pequeños, tales como Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Trinidad y Tobago, cuya legislación permitía la inversión privada en el sector. En los casos de Venezuela, México y Brasil la inversión en este segmento de mercado se realizaba exclusivamente a través de las empresas estatales. En las actividades de downstream, la presencia de las transnacionales era más restringida, quedando reservada en casi todos los países a las operaciones de las empresas petroleras estatales.

Un recorrido por las explotaciones de hidrocarburos más importantes de la región latino-caribeña pondría en evidencia la existencia de un denominador común, la presencia de la española Repsol YPF en todas ellas: opera en Venezuela, Brasil, Bolivia, México, Argentina, Perú y Trinidad y Tobago, Una de las principales razones por las cuales esta antigua empresa estatal pasó a la categoría de transnacional fue la compra del gigante argentino Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) que le permitió extenderse a casi todos los países del continente. Al igual que si se examinan las principales empresas eléctricas de la región saltaría como principal compañía Endesa, líder en Chile, Colombia y Argentina, que en 2006 tuvo un beneficio neto de 3 182 millones de euros de los cuales 8.2% provinieron de Latinoamérica. Aunque no se posicione entre las más poderosas, Unión Fenosa también tiene un importante monopolio eléctrico en Centroamérica y Colombia, e Iberdrola representa la principal eléctrica privada en México.

Paralelamente con los beneficios de estas corporaciones, los impactos ambientales, sociales y culturales sobre la región se han ido incrementando. Los principales afectados han sido pueblos originarios de Bolivia, Ecuador, Perú, Colombia y Argentina. Los procesos de dominación que llevan a cabo las transnacionales no sólo deterioran los territorios indígenas e impactan sobre sus formas de vida, sino que, además, ejercen una presión ideológico-cultural, creando dependencias hacia formas de vida y de consumo occidental, unido a una desvaloración de lo indígena.

La obtención por parte de las transnacionales de los grandes beneficios que origina la actividad en un sector tan estratégico como la energía se dirige, al igual que sus exportaciones, hacia los países del norte. Ni sus gobiernos, ni las empresas transnacionales que operan en América Latina, reconocen el derecho de la región a recibir los beneficios de la explotación de sus recursos naturales en pro del desarrollo socio-económico, ni tampoco la deuda ecológica cuyas actividades contribuyen a engrosar.

Una importante proporción de empresas transnacionales ha ingresado a los negocios energéticos en Centroamérica. En El Salvador, la distribución está a cargo de dos empresas estadounidenses: AES y PP&L, que aprovecharon la venta de las cinco empresas públicas del sector. Otros países han cedido el control de las empresas públicas a través de la venta de paquetes accionarios: Nicaragua vendió 95% de sus empresas de distribución y Panamá, el 51% de ellas. El grupo AES ha penetrado los negocios de electricidad en El Salvador y Panamá, mientras que Unión FENOSA hace lo suyo en Guatemala, Nicaragua, Panamá y Costa Rica.

En hidrocarburos, Shell (Inglaterra/ Holanda) Texaco/Chevron y Esso/Exxon (Estados Unidos), han ingresado a los mercados energéticos de Guatemala, Honduras, El Salvador y Panamá. En Nicaragua sólo participa Esso/Exxon. Sólo Costa Rica ha impedido esta penetración, mediante el control de la estatal RECOPE en toda la cadena de importación, refinación, almacenamiento y distribución de combustibles.

En la Zona Andina, la estatal de Venezuela, PDVSA ha integrado a Chevron (Estados Unidos), Statoil (Noruega), TotalFinaElf (Francia), Repsol- YPF (España), Petrobras (Brasil), British Gas (Reino Unido) y otras de menor participación en los negocios del gas natural. En el sector petróleo, el sector privado participa en Empresas Mixtas, junto a la estatal Corporación Venezolana de Petróleo (CVP).

También se ha asignado a empresas estatales y privadas extranjeras bloques para explotación petrolera en la Faja del Orinoco, entre las que destaca Luktoil y Gazprom de Rusia, CNPC de China; Repsol YPF de España y ONGC de India; Petropar de Irán, ANCAP de Uruguay, ENARSA de Argentina y Petrobrás de Brasil. En el sector eléctrico, las empresas de generación Caley, Eleval, Elebol, Califa, Seneca, Turboven, Termoyaracuy y Energy, en proceso de estatización, pasarán a ser agrupadas junto a las empresas públicas en la Corporación Eléctrica Nacional. El área distribución, dominada en 82,14% por la norteamericana AES, fue comprada por el estado venezolano el año 2007.

En Ecuador, la operación petrolera ha pasado progresivamente a manos transnacionales: las europeas Repsol, Perenco y AGIP; las norteamericanas Occidental, Burlington y Petrocóndor; la canadiense Encana; la brasilera Petrobrás; la argentina CGC y la china CNPC junto a otras 5 menores operando en campos marginales. En el sector eléctrico participan más de una decena de empresas privadas; y CENACE (Centro Nacional de Control de la Energía) se constituyó como corporación privada, incorporando a todas las empresas de generación, transmisión, distribución y grandes consumidores a partir de 1997.

En Colombia, las empresas extranjeras han tomado control de las principales generadoras y comercializadoras eléctricas. En el sector público subsisten apenas cuatro empresas. Los principales actores privados son ENDESA, que mediante sus filiales CODENSA, EMGESA y Central Hidroeléctrica de Betania, controla el 25% del total de la generación eléctrica, y Unión FENOSA, que controla distribución y comercialización en la costa caribe. En el sector petróleo, participa decrecientemente la estatal ECOPETROL, adjudicándose áreas de exploración a numerosas empresas transnacionales.

El caso colombiano es particularmente especial, si bien al igual que la mayoría de los países latinoamericanos éste ha sido objeto de la penetración transnacional, el hecho de que Colombia padezca un conflicto armado interno desde hace más de cuarenta años, conlleva a que estas empresas operen en un contexto de continuadas violaciones de los derechos humanos, del que cabría decir, se aprovechan y contribuyen directamente a alimentarlo. El mismo hecho del desplazamiento provocado de comunidades indígenas establecidas en las zonas de exploración, es una clara evidencia.

Además, el caso de Endesa –transnacional española- que se introdujo en Colombia adjudicándose la Empresa de Energía de Bogotá, despidió a 2000 trabajadores y subcontrató numerosas tareas a empresas internacionales en las que tenía intereses económicos. Básicamente, la compañía eliminó el carácter de servicio público que tiene la electricidad, convirtiéndola en una mercancía disponible sólo para quien pueda pagarla, lo que se tradujo en el aumento de la tarifas o en el hecho de que los usuarios tuvieron que afrontar pospagos por la mejora de la infraestructura de distribución. Esta situación es un caso típico en los países latinoamericanos que aceptaron la inversión extranjera sin ningún condicionamiento ni regulación y control por parte del Estado.

En el Cono Sur, los grandes actores empresariales se encuentran principalmente en Brasil, Chile y Argentina. En Paraguay, solamente dos empresas privadas participan en la distribución eléctrica: la Compañía de Luz y Fuerza S.A. (CLYFSA) de Villarrica y la «Asociación de Colonias Menonitas» (ACM). Ambas empresas compran energía de la ANDE. En hidrocarburos, Paraguay importa la totalidad de su consumo.

La tendencia aperturista y privatizadora de las empresas estatales petroleras y las compañías del sector eléctrico ha ido disminuyendo e incluso ha desaparecido en algunos países de la región, lo que ha traído consigo mayores beneficios para las economías nacionales revirtiéndose en la población, producto principalmente de nuevos gobiernos con enfoque social. En Venezuela, por ejemplo, la Ley de Hidrocarburos puesta en vigor desde noviembre del 2001 estableció que los 32 convenios firmados entre 1990 y 1997 con compañías extranjeras debían comenzar un proceso de conversión a empresas mixtas. Desde ese momento la empresa estatal petrolera venezolana (PDVSA) ha retomado el control de los 32 campos petroleros que durante el período de apertura al capital privado en la década del noventa fueron concesionados bajo la figura de convenios operativos a capitales privados. La actual legislación de hidrocarburos establece que la producción puede ser desarrollada por compañías privadas, pero con participación mayoritaria del Estado, teniendo una participación del 80% y siendo operados bajo un esquema de empresas mixtas. La nueva Ley de Hidrocarburos establece que las compañías que migren hacia el esquema de empresas mixtas no podrán contabilizar las reservas de hidrocarburos en sus informes financieros, pues estas pertenecen al Estado. Con estas medidas el gobierno busca revertir la apertura petrolera de la década de los noventa y además imponer una soberanía plena en la política petrolera a través de la maximización de la participación del Estado en el negocio petrolero, con un control efectivo de esta actividad.

Bolivia desempeña un importante papel en materia de política energética en relación con el gas. Las reservas de gas natural bolivianas probadas alcanzaban en el 2001 unos 1.32 billones de metros cúbicos. Esta política ha sufrido significativos cambios a partir de las medidas adoptadas por el gobierno de Evo Morales, el cual propone como tema central, recuperar la propiedad de los hidrocarburos. El programa de gobierno, en el ámbito de la política energética, plantea como objetivos nacionales el ejercicio pleno de la soberanía energética con el fin de optimizar la riqueza generada por la explotación de hidrocarburos, el control y participación efectivos del Estado en este sector, así como la distribución de las riquezas generadas por la explotación de los hidrocarburos para el desarrollo social con equidad y la utilización de los hidrocarburos para el desarrollo productivo del país.

Las medidas tomadas para alcanzar los objetivos anteriores consideran la implementación de un Plan Maestro de Explotación de Hidrocarburos con la prioridad de otorgar valor agregado en la exportación de hidrocarburos, el fortalecimiento institucional y económico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para que prime el interés colectivo sobre el interés particular, la utilización del gas natural como materia prima para la obtención de carburantes en gran cantidad de forma que se pueda abastecer el mercado nacional, disponiendo de precios bajos y estables, logrando la industrialización del gas en gran escala para el desarrollo productivo del país.

La política energética establecida por el nuevo gobierno de Bolivia define estrategias dentro de las que se encuentran la recuperación y desarrollo por parte del Estado de la capacidad para planificar e implementar políticas y proyectos en todas las actividades del sector de hidrocarburos. Se plantea además la recuperación de la propiedad de la producción de todos lo hidrocarburos -gas natural, petróleo, condesados-, logrando un equilibrio racional entre el uso de las reservas de gas para la exportación de materia prima, para el mercado interno y la industrialización de gas natural, condicionando cualquier nuevo proyecto de exportación de gas a proyectos de fabricación de productos con valor agregado. Respecto al uso de las reservas para exportación de gas natural se plantea dar prioridad a los mercados regionales mediante acuerdos nacionales. Dentro de las estrategias establecidas se prioriza la participación del Estado y la estimulación para una participación más activa de la iniciativa privada nacional en el sector de hidrocarburos, tanto en las actividades operativas del sector como en la construcción industrial y explotación de obras de infraestructura y en la prestación de servicios, logrando la condición de país más favorecido en las exportaciones de productos energéticos a los mercados regionales.

Con respecto a la política energética con la región, el gobierno boliviano considera necesario definir políticas, objetivos y estrategias para desarrollar mercados limítrofes de exportación con Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay y Chile, siempre y cuando pueda llegar a acuerdos de soberanía marítima para Bolivia.

En Cuba, uno de los programas energéticos que ha llamado la atención de varios países es el llamado Revolución Energética diseñado como una estrategia con carácter permanente, ante la necesidad de reducir el consumo de petróleo.

Como antecedente de la Revolución energética, en 1997, mediante el Programa de Ahorro de Electricidad en Cuba (PAEC), se logró orientar a la población, en la aplicación de medidas sistemáticas y prácticas, dentro de las cuales se destaca el empleo de lámparas fluorescentes y la reducción al máximo del uso de bombillos incandescentes, con el fin de lograr un ahorro para la reducción de los consumos y de la demanda para el horario pico. Estas medidas fueron insuficientes para lograr los índices que el momento requería. En mayo del 2004 el Sistema Electroenergético Nacional se vio seriamente afectado, ante la avería que se produjo en la termoeléctrica Guiteras, la más importante del país, causando severas afectaciones a la economía nacional.

Ante el colapso de este propio año 2004, surge la llamada Revolución Energética, que se basó en un programa de sustitución de las viejas centrales termoeléctricas por generadores eléctricos (a fin de disponer de un sistema eléctrico sin fallas y suficiente para la nación), y en la renovación de los viejos equipos electrodomésticos. El país, como parte de un proceso histórico de reordenamiento del gasto energético, ante la inestabilidad en los precios de los hidrocarburos y el temor creciente a nivel mundial por la pronta posibilidad del agotamiento del petróleo ha llevado a cabo una serie de tareas las cuales se encuentran en función de optimizar el combustible y garantizar que el daño al medio ambiente sea cosa del pasado. Dentro de este proceso se enmarcan acciones como la adquisición e instalación de equipos de generación más eficientes como grupos electrógenos y motores convenientemente ubicados en distintos lugares del país; la rehabilitación total de la red de distribución anticuada e ineficiente que afectaban el costo y la calidad del fluido eléctrico; un programa intensivo de investigación y desarrollo del uso de la energía eólica en Cuba. El objetivo fundamental de este proceso era transformar radicalmente el proceso de generación y ahorro de electricidad, el cual se inició aceleradamente en el 2005 y pronto se tradujo en bienestar y calidad de vida para la población.

Uno de los profundos cambios conceptuales inherentes a esta Revolución radica en el establecimiento de los grupos electrógenos diesel y de fuel – oil, sincronizados al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Se trata de equipos con bajo consumo energético, alta disponibilidad, facilidad para su instalación y niveles de potencia unitaria inferiores a las termoeléctricas. En el año 2007 la dirección del país decide aumentar el nivel de vida de la población cambiando el sistema de cocción de los alimentos con keroseno por electricidad (ollas arroceras, ollas multipropósitos, hornillas eléctricas, calentadores, así como cambio de televisores y refrigeradores…).

Estas tareas puestas en práctica con la Revolución Energética han tenido gran impacto en tres dimensiones fundamentales: económico, social y energético, las cuales guardan estrecha relación entre sí. En lo económico se evidencia a través de un ahorro de energía eléctrica en el sector residencial y estatal, disminuyendo en cuantiosas sumas de dinero la generación de electricidad. En lo social se ha mejorado las condiciones de vida de las familias cubanas, y en lo energético ambiental se evidencia el impacto de la Revolución Energética a través de la reducción de la demanda eléctrica del sistema de generación del país, retardando nuevas inversiones en plantas generadoras. Disminuye la carga de contaminantes a la atmósfera, prolongando así el tiempo de duración de la reserva de combustibles fósiles del país y disminuyendo el impacto ambiental por el uso irracional de estos en la generación de energía eléctrica.

La experiencia cubana de la Revolución Energética se extiende hoy por diversos países del Caribe y América Latina como parte del ALBA. Especialistas de la isla han trabajado en la instalación de tres centrales eléctricas de fuel oil en Haití y otras tres en Nicaragua, ambas con una capacidad de generación de 60 megawatt. En Venezuela, donde mayor colaboración se presta, durante el 2007, estaban en fase de montaje 106 grupos electrógenos, que emplean diesel para la producción de mil megawatt de electricidad. En este propio año se cambiaron unos 69 millones de bombillos incandescentes por ahorradores con la ayuda de jóvenes trabajadores sociales cubanos. Solamente por ese concepto, Venezuela disminuyó su demanda máxima en dos mil 400 megawatt. La sustitución de luminarias gastadoras por otras más eficientes se ha extendido por San Vicente y las Granadinas, Jamaica, Haití, Antigua y Barbados y otros países caribeños como vía para ahorrar electricidad.

Los cambios de enfoque en las políticas públicas energéticas en América Latina y el Caribe, hacia el uso racional y soberano de los recursos, dan lugar a nuevas estrategias. La integración energética que tiene ya trayectoria, también es objeto de estos cambios y se convierte es un instrumento relevante con nuevos principios en busca del desarrollo nacional y regional.

CAPÍTULO III.

Avances perspectivas integracionistas en el sector energético latino-caribeño: el ALBA, una alternativa viable

El análisis del escenario energético latino-caribeño nos permitió observar que a pesar de poseer importantes recursos y de conocer la extraordinaria importancia de éste sector en el desarrollo socio-económico de cualquier país, las fuentes de energía de la región son aprovechadas principalmente por empresas transnacionales que se encargan de explotarlos en beneficio de las necesidades de sus países de origen, mientras que se mantienen fuertes desequilibrios en el acceso a la energía.

Esta situación hace evidente la necesidad de una política energética pública cuyos objetivos y estrategias estén centrados hacia el uso soberano y racional de los recursos, la disminución de los costos, el cuidado del medio ambiente, el desarrollo y aprovechamiento de fuentes renovables, con el fin de resolver los desequilibrios y contribuir al desarrollo económico y social.

En este ámbito, América Latina y el Caribe han incorporado a sus procesos integracionistas el tema energético como forma de contribuir a solucionar su problemática. Sin embargo, consideramos que la relación entre integración y sector energético no sólo va en este sentido, sino que a su vez, la integración energética es instrumento que impulsa el propio proceso de integración regional como medio para alcanzar el desarrollo socio-económico, siempre y cuando éste sea autónomo y soberano.

En el sector energético regional existen heterogeneidades que la integración debe afrontar en cuanto a: los niveles de desregulación imperantes en cada país, el grado de la apertura de mercados, las condiciones de acceso a las redes de transporte, la determinación de tarifas de transporte. En el caso particular del gas natural existen factores que dificultan una mayor interconexión e integración entre los distintos países. Los problemas geográficos es uno de ellos pues la extensión de algunos países de la región implica distancias largas entre el lugar donde se localizan las reservas y los centros de consumo, por lo que se requiere de grandes inversiones en infraestructura de transporte.

La estructura del mercado es uno de los factores que por no ser homogénea en todos los países de la región, dificulta el proceso de integración en el ámbito energético pues los procesos de reforma en el mercado de cada uno de los países de la región experimentan distintos grados de profundidad y velocidad. Como resultado de ello, los sectores de energía nacionales muestran diferencias en las modalidades de coordinación y esto significa diferencias en las estructuras de mercado, en las políticas de precios, en los esquemas de regulación.

3.1. Antecedentes integracionistas en el sector energético en América Latina y el Caribe

En la actualidad, América Latina presenta un dinámico panorama en cuanto a integración energética se refiere, si bien ésta ya posee cierta trayectoria. Múltiples y diversos acuerdos de cooperación en la región muestran diferentes tendencias y enfoques en este campo, aunque todos, aparentemente, basan sus propuestas en la búsqueda del desarrollo. Sin embargo, profundizar en las propuestas de los acuerdos más complejos nos permitirá comprobar si verdaderamente contribuyen a este proceso.

Las iniciativas de cooperación e integración energética pueden clasificarse en dos grupos, aquellas provenientes de otras regiones pero con gran interés en los recursos latinoamericanos y las que tienen como origen el propio territorio. Las primeras, fundamentalmente se orientan a favorecer los negocios de extracción y la venta de energía. Estas propuestas de integración promovidas por Instituciones Financieras Intermediaras (IFIs), la Unión Europea y Estados Unidos, con el respaldo de gobiernos de la región, se enmarcan en el paradigma de desarrollo vigente, donde se prioriza la integración para los negocios energéticos por sobre la búsqueda del bienestar de los pueblos.

En un segundo grupo encontramos las propuestas que surgen en el marco del propio proceso integracionista latino-caribeño, dentro del cual existen dos tendencias. Una, se refiere a la integración neoliberal, la cual responde fundamentalmente a los intereses del primer grupo, la otra, nace en la medida en que los pilares de las propuestas de los primeros, basadas en la privatización, apertura comercial y desregulación del sector comenzaron a ser cuestionadas a causa de los desequilibrios económicos, sociales y medioambientales que producen, siendo concebida como una alianza estratégica autónoma y soberana para el uso racional de los recursos energéticos de manera que contribuya a un verdadero desarrollo regional.

3.1.1. La propuesta de integración energética hemisférica

El área energética fue uno de los ámbitos más importantes del proyecto hemisférico de integración continental propuesto por Estados Unidos. Es así, que los lineamientos que regirían más adelante la Integración Energética Hemisférica (IEH), fueron lanzados y promovidos paralelamente al proyecto para la creación del Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA). En efecto, el plan de acción adoptado por 34 países del continente durante la primera Cumbre de las Américas realizada en Miami en 1994, incluyó aspectos orientados a promover la cooperación energética regional y el desarrollo de políticas que facilitarían la inversión privada en ese sector.

De los tres recursos más importantes en torno a los cuales se ha dado la integración energética –petróleo, gas y electricidad-, el petróleo es, sin duda, el recurso estratégico más importante y el que mayor influencia sigue teniendo en la definición de la política energética norteamericana y por tanto esta propuesta tuvo una fuerte influencia a favor de Estados Unidos y en detrimento de Latinoamérica y el Caribe.

Las acciones establecidas sobre la cooperación energética otorgaban énfasis en la eficiencia energética, promoción de energías renovables, uso de tecnologías no contaminantes, entre otros, para lo cual se fundamentó en tres pilares: la creación de una zona de libre comercio hemisférica, desregulación, así como garantías para atraer inversiones extranjeras, con el argumento de que eran las políticas más adecuadas para lograr el objetivo de alcanzar el desarrollo sustentable. El acceso libre de empresas norteamericanas a los recursos y al mercado energético de América Latina, constituyó uno de los propósitos centrales.

Efectivamente, estas políticas económico-energéticas fueron llevadas a cabo con gran intensidad en América Latina, sin embargo los resultados no fueron alentadores para la región y lejos de avanzar en una integración energética que favoreciera al territorio latinoamericano ésta sirvió nada más que de pretexto para satisfacer las necesidades de la economía norteamericana. En noviembre de 2005, durante la Cumbre de las Américas realizada en Mar del Plata no se hizo mención a la integración energética, para esta fecha, el proceso de privatizaciones de empresas públicas en las áreas de electricidad, agua, petróleo y gas había perdido impulso, debido principalmente a la llegada al gobierno de nuevas fuerzas políticas en Brasil, Argentina, Venezuela, entre otros que dieron lugar a la transformación de las políticas energéticas y del papel que debe jugar América Latina en la integración.

Finalmente, es en esta Cumbre en la que una parte significativa de países latinoamericanos se oponen a dar continuidad al ALCA, obstaculizando implícitamente los proyectos en materia energética con Estados Unidos.

3.1.2. Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Sudamericana (IIRSA)

En el mes de septiembre de 2000, durante la reunión de presidentes sudamericanos realizada en Brasilia, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) presentó la propuesta "Plan de acción para la integración de la infraestructura de Sudamérica", naciendo así la Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Sudamericana (IIRSA). Esta iniciativa constituyó un plan para la ejecución de proyectos físicos y cambios en las legislaciones, normas y reglamentos nacionales para facilitar el comercio regional y global.

El proyecto IIRSA es un proceso multisectorial que pretende desarrollar e integrar las infraestructuras de transporte, energía y telecomunicaciones en un plazo de diez años. Se trata de organizar el espacio geográfico en base al desarrollo de una infraestructura física de transporte terrestre, aéreo y fluvial; de oleoductos, gasoductos, hidrovías, puertos marítimos y fluviales y tendidos eléctricos y de fibra óptica, entre los más destacados. Esas obras se materializarán en diez ejes de integración y desarrollo, corredores que concentrarán las inversiones para incrementar el comercio y crear cadenas productivas conectadas con los mercados del mundo, principalmente América del Norte y Europa.

Dentro de los objetivos definidos en este proyecto se encuentran: el apoyo a la integración de mercados para mejorar el comercio intra-regional; apoyar la consolidación de cadenas productivas para alcanzar competitividad en los grandes mercados mundiales; reducir el "costo sudamericano" a través de la creación de una plataforma logística vertebrada e insertarla en la economía global.

Se han definido diez ejes, la mayor parte de los cuales están interconectados. Cada uno de esos ejes comprende a varios países:

• Eje Andino (Venezuela-Colombia-Ecuador-Perú-Bolivia)

• Eje Andino del Sur (Chile-Argentina-Bolivia)

• Eje del Amazonas (Colombia-Ecuador-Perú-Brasil)

• Eje Interoceánico Central (Perú-Chile-Bolivia-Paraguay-Brasil)

• Eje Interoceánico Capricornio (Antofagasta/Chile-Jujuy/Argentina-Asunción/ Paraguay-Porto Alegre/Brasil)

• Eje del Escudo Guyanés (Venezuela-Brasil-Surinam-Guyana)

• Eje MERCOSUR-Chile (Brasil-Uruguay-Argentina-Chile)

• Eje del Sur (Talcahuano-Concepción/Chile-Neuquén-Bahía Blanca/Argentina)

• Eje Amazónico del Sur (Perú-Brasil-Bolivia)

• Eje de la Hidrovía Paraguay-Paraná (Bolivia-Brasil-Paraguay-Argentina-Uruguay)

El conjunto del proyecto IIRSA es financiado por el BID, la Corporación Andina de Fomento (CAF) y el Fondo Financiero para el Desarrollo de la Cuenca de la Plata (FONPLATA), además de importantes aportes del brasileño Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES).

La IIRSA aparece estrechamente vinculada al Área de Libre Comercio de las Américas, al punto que muchos investigadores afirman que el ALCA determina lo jurídico administrativo mientras que la IIRSA provee la infraestructura necesaria para concretar ese proyecto de liberalización comercial impulsado por Estados Unidos, ahora implementado por medio de los Tratados de Libre Comercio. Al mismo tiempo, ambos aparecen ligados a un proyecto más vasto del que forma parte también el Plan Puebla-Panamá, con la particularidad de ser un tipo de integración nacida en el Sur, pero que beneficia a los sectores mejor posicionados en el mercado internacional. El énfasis en las obras de infraestructura aparece vinculado a la necesidad de los mercados mundiales de conseguir un flujo sostenido y en aumento constante de las exportaciones de materias primas y recursos naturales, de modo competitivo, o sea , reduciendo los costos.

Los análisis críticos del proyecto sostienen que este tipo de desarrollo genera más pobreza y mayores desigualdades, aumenta la concentración de la riqueza a escala local y global y tiene profundos impactos ambientales. Entre otras consecuencias negativas, la deuda externa de los países de la región seguirá creciendo y la sobreexplotación de los recursos puede llevar a que en algunas décadas los países que cuentan con petróleo o gas como su principal riqueza, acaben por agotarla sin haber obtenido ninguna ventaja. La forma como se está implementando la IIRSA es preocupante, ya que los proyectos se están llevando adelante en silencio. Los proyectos vinculados a la IIRSA se vienen realizando sin participación de las sociedades civiles ni de los movimientos sociales, sin información por parte de los gobiernos. Los proyectos se están construyendo al mismo tiempo, por separado, para más tarde enlazarlos, lo que impide la vigilancia y control de las poblaciones afectadas y facilita que se burlen las leyes ambientales. El aspecto más perturbador es si la creación de esta enorme red de infraestructura no conseguirá imponer al final los mismos objetivos del ALCA pero sin ese nombre.

3.1.3. Programa de Integración Energética Mesoamericana (PIEM)

Adoptado en diciembre de 2005 a iniciativa de México, por los Jefes de Estado y de Gobierno de Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá, países miembros del Sistema de Integración Centroamericana (SICA), así como de Belice, Colombia, México y la República Dominicana. Las acciones y proyectos que se emprendan de acuerdo al PIEM se realizan en el marco de mecanismos institucionales como el SICA, enmarcadas a su vez en el Programa de Integración Energética Mesoamericana del Plan Puebla Panamá.

El Plan Puebla Panamá (PPP), es un megaproyecto de integración económica que bajo el discurso de desarrollo para la región mesoamericana, pretende intensificar la extracción de los recursos naturales y remover obstáculos sociales siendo fuertemente promovido y apoyado por Estados Unidos y las IFIs.

El PPP actualmente tiene una cartera de 99 proyectos con una inversión total de 8.079 millones de dólares (8 ejecutados, 50 en ejecución y 41 en proceso de financiamiento). Contempla proyectos de integración de infraestructura energética, comercio, telecomunicaciones y transporte. En el área energética contempla gasoductos, oleoductos, refinerías y represas hidroeléctricas. El principal interés del Plan Puebla Panamá es la construcción de una serie de corredores multimodales de norte a sur y de costa a costa del istmo centroamericano. Se muestra como oportunidad estratégica para abrir los mercados locales poniendo a disposición los recursos naturales, con gran rentabilidad para las empresas transnacionales y grandes impactos para las comunidades y los ecosistemas locales.

El objetivo del Plan es allanar el camino para el ingreso masivo de gran capital creando un marco regulatorio eléctrico único para toda la región, con un solo administrador, una sola empresa, una sola red integrada y asegurar el acceso a los recursos petrolíferos, hídricos y al gas natural. El primero y más relevante de sus proyectos se relaciona con la construcción de una refinería de alta conversión de petróleo crudo en territorio centroamericano, con una capacidad de por lo menos 230 mil barriles diarios del crudo producido por México. Otro de los proyectos del PIEM consiste en impulsar el consumo de gas natural en Centroamérica, mediante la construcción de un gasoducto, uniendo a México y Colombia. Además incluye la construcción de una regasificadora para integrar un sistema de distribución de gas en la región, con un costo cercano a los dos mil millones de dólares.

Igualmente, incluye un Mercado Regional de Electricidad (MER) -plantas térmicas, hidroeléctricas e interconexión-; fomento de energías renovables y eficiencia energética -incluye agrocombustibles-; y un marco regulatorio regional -homologación de normas energéticas y regulaciones ambientales-. El Mercado Regional de Electricidad, considera crear una empresa propietaria de la red, con participación de 6 entes públicos CEL, INDE, ENEE, ENEL, ICE y ETESA; la trasnacional española ENDESA y la colombiana ISA; con el Banco Interamericano de Desarrollo como principal financiador.

Uno de los proyectos más avanzados del Plan Puebla Panamá es la interconexión bajo el Sistema de Integración Eléctrica para América Central (SIEPAC), coordinado por Guatemala. 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 ecosistemas y comunidades locales no beneficiarias de dicha infraestructura.

El programa energético contempla el establecimiento de una red de franquicias de PEMEX, orientada a ofrecer derivados del petróleo de calidad y el establecimiento de políticas conjuntas para la creación de fuentes de energía alternativa proveniente de fuentes renovables con el propósito de reducir costos y niveles de contaminación ambiental y la elaboración de una política regional para garantizar el adecuado uso y aprovechamiento de los recursos energéticos del área mesoamericana. Para la creación de una propuesta de marco legal y de fortalecimiento de las regulaciones ambientales los gobiernos se comprometieron a crear una Comisión Reguladora de Energía para Mesoamérica para normar y regular los temas petrolíferos, de gas natural y electricidad de la región. El conjunto de estas disposiciones permitirá la integración en el sector energético. Los principios del libre comercio son parte de los criterios fundamentales en la instrumentación de esta propuesta mesoamericana.

3.1.4. La cooperación energética en el marco de los procesos integracionistas latino-caribeños

Referíamos con anterioridad, que este grupo de iniciativas de cooperación e integración energética en Latinoamérica y el Caribe muestra dos enfoques. Aquel que responde a las necesidades de recursos de los centros de la economía mundial, y el que pretende proporcionar a la región independencia, autonomía y soberanía en éste sector.

3.1.4.1. La integración energética con enfoque neoliberal

La vigencia de convenios de financiamiento de petróleo tiene sus primeros antecedentes en el Programa de Cooperación Energética para once países de Centroamérica y del Caribe o Acuerdo de San José, aprobado el 3 de agosto de 1980 para el suministro conjunto entre México y Venezuela de 160 mil barriles diarios de petróleo, incluyendo un esquema de cooperación financiera para el establecimiento de líneas de crédito por parte de estos dos países, calculadas con bases en un porcentaje de entre 20% y 25% de la factura petrolera de cada país beneficiario, la cual es pagada bajo los términos establecidos por PEMEX y PDVSA, a precios del mercado internacional y en las mismas condiciones que el petróleo vendido a otros destinos.[14]

El financiamiento ofrecido en el marco de este acuerdo está destinado a invertir en proyectos de desarrollo económico a corto y largo plazo en los países participantes y al intercambio comercial de bienes y servicios a través de empresas mexicanas y venezolanas. En 1999 el gobierno de Venezuela plantea ampliar el acuerdo de San José e incluir a Cuba y otros países de las Antillas, iniciativa que no prosperó, por lo que es éste el contexto en el que surge el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas y Cuba en 2000. En éste mismo año se reincorpora Haití a este programa, luego da haber sido excluido en 1991 por determinación de un embargo por parte de la Organización de Estados Americanos (OEA). Según el gobierno de México, la modernización del Acuerdo de San José es imprescindible por ser inoperante en la actualidad, por lo que es preciso darle una nueva y actual visión.

En el seno de la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI), se han suscrito algunos acuerdos en las áreas de energía eléctrica, gasífera, petrolífera, así como de integración y cooperación energética. Durante la década de los noventa, varios países de la región suscribieron Protocolos que abordaron el tema de la interconexión gasífera, el suministro de gas natural, las normas para su comercialización, exploración y transporte y un sistema de información nacional sobre los mercados del gas. Uno de estos acuerdos fue suscrito entre Argentina y Uruguay en enero de 1992, el cual aborda normas para el suministro de gas natural, estableciéndose el abastecimiento de gas natural de Argentina a Uruguay a través de uno o mas gasoductos, además el acuerdo plantea la no existencia de limitaciones a las exportaciones de gas natural a Uruguay, con un tratamiento igualitario con los consumidores argentinos con relación a posibles restricciones estrictamente técnicas o de infraestructura de transporte. Tiene una duración indefinida y solo podrá ser denunciado una vez transcurrido treinta años.

Acuerdos en energía petrolífera en el seno de la ALADI han sido suscritos entre Argentina y Chile en diciembre de 1999 y octubre del 2002, los cuales constituyen Protocolos adicionales al Acuerdo de Complementación Económica Número 16 entre Argentina y Chile de agosto de 1991. El acuerdo de 1999 aborda las normas para la comercialización, explotación y transporte de hidrocarburos líquidos (petróleo crudo, gas licuado y productos derivados del petróleo y gas natural). El del año 2002 se refiere al desarrollo de un sistema de información nacional de los mercados petroleros y del gas, que sea abierto, actualizado, simple y de fácil acceso.

En cuanto a los acuerdos de integración energética en los marcos del ALADI, en 1998, los gobiernos de Argentina y Perú suscribieron un Acuerdo de Alcance Parcial sobre cooperación energética entre ambos países aplicado a las áreas de investigación, exploración, explotación, procesamiento, comercialización, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, sus derivados y energía eléctrica. En este acuerdo Perú y Argentina acordaron armonizar sus normas legales para afianzar el desarrollo competitivo de los intercambios energéticos en condiciones de competencia y transparencia de mercado para lo cual las normas deben orientarse por principios como: la libre entrada y competencia en el mercado de explotación, exploración y generación; abastecimiento de la demanda mediante precios pactados libremente, así como inexistencia de impuestos o tributos discriminatorios que graven la actividad de la industria eléctrica. Se acordó un intercambio energético basado en el pleno respeto de las legislaciones propias de cada país; el tratamiento no discriminatorio a los demandantes y oferentes de ambos países; el respeto a los contratos de importaciones y exportaciones libremente pactados entre las partes; así como el pleno acceso a las informaciones de mercado. El acuerdo se establece con una duración indefinida, pudiendo ser denunciado transcurridos cinco años.

En el marco de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), también se ha abordado el tema de la cooperación energética. Los gobiernos andinos vienen desarrollando desde 2002 una serie de acciones para promover la integración en el sector. La Comunidad Andina ha promovido un enfoque multilateral de los proyectos de interconexión eléctrica binacional con el propósito de crear las condiciones para permitir el desarrollo del mercado energético regional, cuyo impulso más significativo encaminado a este proyecto tuvo lugar con la aprobación en diciembre del 2002 de un marco general (Decisión 536), la cual establece las reglas para la interconexión subregional de los sistemas eléctricos y el intercambio intracomunitario de electricidad entre estos países.

Este proyecto fue suscrito inicialmente por Colombia, Ecuador y Perú y ratificado después por Bolivia y Venezuela. En este acuerdo se contempla la existencia de mercados nacionales y externos de libre acceso, con precios sin subsidio ni discriminación, independientes del transporte y de los contratos de compra-venta, la promoción de la inversión privada y un mercado internacional de transacciones de corto plazo. Además se hace referencia a aspectos tales como: las reglas fundamentales del mercado, agentes participantes, tratamiento de restricciones e inflexibilidades, cargos adicionales, desarrollo de los enlaces internacionales, remuneración de potencia en las transacciones internacionales, transacciones internacionales de electricidad de corto plazo, armonización de normativas nacionales. El diseño y aprobación de la Decisión 536 asume que la interconexión de los sistemas eléctricos conduce a la utilización óptima de sus recursos energéticos, a la seguridad y confiabilidad en el suministro. Como mecanismo de seguimiento se creó el Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), encargado de promover las normas necesarias y hacer el seguimiento a los compromisos para la armonización de las normativas nacionales.

En julio del 2003 mediante la Decisión 557, se creó el Consejo de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas de la Comunidad Andina con el fin de impulsar acciones de ese sector en el marco de la integración energética dentro de la Comunidad Andina. Los tres ejes temáticos identificados por este Consejo son: la interconexión eléctrica y gasífera; la estrategia andina de inserción de inserción internacional en torno al comercio de hidrocarburos y la seguridad energética; y los servicios de energía y conglomerados industriales de extracción y producción de petróleo que podrían ser desarrollados en la región andina. El desarrollo del primer eje temático está vinculado con los avances alcanzados en el marco de la Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana (IIRSA). El propósito fundamental del segundo eje temático es poner en práctica estrategias comunitarias para una mayor cohesión en las prioridades de inserción internacional y en las capacidades de negociación de los países andinos. Dentro del tercer eje temático se abordan las políticas necesarias para la promoción de los servicios de energía de alto valor agregado, así como las reglas de comercio de servicios de energía a nivel regional y hemisférico.

A pesar de que no se ha cumplido con todos los objetivos que se plantearon, se pueden identificar algunos resultados, sobre todo en lo referido a la interconexión eléctrica: a partir de marzo de 2003 se hizo realidad la interconexión eléctrica entre Colombia y Ecuador y existen líneas de interconexión entre Colombia y Venezuela. Se hace importante señalar, que aunque Venezuela no es miembro pleno de la Comunidad Andina de Naciones desde 2006, este país continúa realizando proyectos en materia energética con los demás países andinos.

En el Mercosur, las normativas legales de integración energética en el marco de éste acuerdo no han registrado todavía los adelantos necesarios en función del potencial que presenta la subregión. Las características centrales de su estrategia han incluido una apertura a los mercados mundiales, la promoción de la iniciativa privada y el repliegue del estado de la actividad económica directa.

Dentro de las decisiones más importantes aprobadas por el Consejo del Mercado Común están la relativa a los intercambios eléctricos e integración eléctrica en el Mercosur de 1998 y los intercambio e integración gasíferos de 1999. Los principios y disposiciones establecidos en ambas resoluciones son similares. Se busca avanzar en el proceso de integración eléctrica y gasífera, con el objetivo de complementar sus recursos energéticos, optimizar la seguridad del abastecimiento a los usuarios y colocar excedentes de energía y la capacidad instalada de los países de la subregión. Dentro de estas resoluciones los Estados se comprometieron a no imponer políticas que alteren las condiciones normales de la competencia y a garantizar la no existencia de prácticas discriminatorias en relación a los agentes de la demanda y la oferta de generación de electricidad o de gas natural. Para ello se definen normas generales que garanticen el libre comercio de ambos recursos. Lo dispuesto en estas dos decisiones responde a las pautas acordadas en la Resolución del Grupo Mercado Común de 1993, en la cual se acordaron las directrices de las políticas energéticas en el Mercosur. Para la definición de dicho documento los países miembros partieron de la base de que la tendencia hacia una mayor integración energética permita asegurar una utilización más eficaz de los recursos, obteniéndose beneficios que no serían posibles en condiciones de aislamiento.

Dentro de los elementos básicos de las directrices de las políticas energéticas definidas para el Mercosur se pueden mencionar: la viabilidad económico-financiero de los proyectos energéticos de la región; optimización de la producción y el uso de las fuentes de energía de los países de la región; la política de precios de la energía es parte de la política de los países miembros y por tanto debe ser respetada; promoción del uso racional de energía y su conservación; admisión en el marco del libre intercambio energético, de la posibilidad de acuerdos energéticos binacionales o multinacionales, dentro o fuera de la región; elaboración de estudios de planeamiento energético integrado que estén en concordancia con los planeamientos macro-económicos nacionales; tener en cuenta la diversidad de factores socio-económico y políticos que intervienen en la organización de los sistemas energéticos.

En junio del 2005, en oportunidad de la vigésimo octava Cumbre Presidencial del Mercosur, se planteó una propuesta de proyecto de interconexión gasífera del Cono Sur, la cual fue impulsada por Chile con el fin de suplir el déficit energético, a partir de los problemas de abastecimiento procedentes de Argentina por la restricción de envío de gas desde este país. En el denominado anillo energético participan además de Chile y Perú, Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay y Bolivia en calidad de observador. Este último hecho contrasta con la importancia que posee Bolivia en este campo, que unido a su demanda de una solución a su problema de mediterraneidad, es uno de los aspectos que ha tornado inviable este proyecto.

El propósito de convertir el acuerdo en un tratado internacional no prosperó y el texto no pudo ser aprobado en la vigésimo novena Cumbre Presidencial de diciembre del 2005. El objetivo fundamental de este acuerdo consiste en el avance paulatino hacia una mayor integración física de los mercados de gas natural de América del Sur. Entre los principios que rigen el acuerdo se establece el acceso abierto que permite que todos los oferentes tengan oportunidad de transportar gas para alcanzar a los demandantes y que los demandantes puedan elegir entre proveedores alternativos de gas que utilicen la misma infraestructura de transporte; así como la preservación del derecho de los Estados al otorgamiento de las autorizaciones de exportación de gas natural, con la condición de que una vez otorgadas, no pueden ser modificadas, salvo por causas que no dependan del propio Estado. Se plantea que el Tratado estará abierto a la adhesión de otros Estados de América del Sur, teniendo una duración indefinida y que podrá denunciarse una vez transcurridos treinta años desde la fecha de entrada en vigencia.

En diciembre del 2005, durante la vigésimo novena Cumbre Presidencial del Mercosur que permitió la entrada de Venezuela como miembro a este organismo, los presidentes de Argentina, Brasil y Venezuela firmaron un memorándum de entendimiento para dar inicio a los estudios de factibilidad para la construcción de un gasoducto que interconecte los yacimientos de gas de Venezuela con los principales centros de consumo de Brasil y Argentina. Este proyecto se complementa con el anteriormente mencionado ´´anillo energético´´, uniendo el anillo del cono sur de Sudamérica, de forma que otros países de la región también puedan acceder al gas proveniente de Venezuela. En la primera reunión celebrada en Buenos Aires para abordar este tema se acordó finalizar la ejecución entre 2010 y 2012 e incorporar a Bolivia como proveedor y a Uruguay y Paraguay como consumidores. Se considera que el gasoducto podría constituir la obra más grande de los próximos cincuenta años en América Latina, siendo uno de los pasos más decisivos en el proceso de integración sudamericana por la importancia que posee el sector energético para el desarrollo económico y social de la región.

La integración energética entre los países del Mercosur no está excluida del proceso de integración regional en su conjunto, el cual presenta grandes dificultades a la hora de concretarse. Para el caso particular de la energía no han existido políticas para una mejor explotación de los recursos existentes, de hecho, no existe aún una política de comercialización internacional homogénea, habiendo grandes diferencias en los precios de venta para los distintos países.

3.1.4.2. Un nuevo tipo de integración energética: Petroamérica – ALBA

La Alternativa Bolivariana para las Américas (ALBA) se crea en diciembre de 2004 con la firma de su tratado constitutivo por parte de Cuba y Venezuela. En 2006 se incorporó Bolivia y en 2007 lo hicieron Nicaragua y Dominica; en 2008 se sumó Honduras. Se trata de un esquema de integración basado en principios de cooperación, solidaridad y complementariedad, que surge como una alternativa al modelo neoliberal, el cual ha profundizado las asimetrías estructurales y favorecido la acumulación de riquezas.

Esta propuesta de integración se basa en la creación de mecanismos para fomentar ventajas cooperativas entre las naciones que permitan compensar las asimetrías existentes entre los países del hemisferio. Intenta atacar los obstáculos que impiden la verdadera integración como son la pobreza y la exclusión social; el intercambio desigual y las condiciones inequitativas de las relaciones internacionales, el acceso a la información, a la tecnología y al conocimiento; aspira a construir consensos, para repensar los acuerdos de integración en función de alcanzar un desarrollo endógeno nacional y regional que erradique la pobreza, corrija las desigualdades sociales y asegure una creciente calidad de vida para los pueblos.

El ALBA le otorga prioridad a la negociación en bloques subregionales, abriendo nuevos espacios de consulta a fin de profundizar el conocimiento de nuestras posiciones e identificar espacios de interés común que permitan constituir alianzas estratégicas y presentar posiciones similares en el proceso de negociación.

En el sector energético, el ALBA ha impreso sus principios en cada uno de los acuerdos, proyectos e iniciativas que ha llevado a cabo hasta el momento, lo que implica un cambio de enfoque en la integración energética. Su instrumentación es concebida como una alianza estratégica entre las empresas energéticas nacionales con el objetivo de fortalecerlas y convertirlas en instrumentos eficaces y eficientes para garantizar el suministro energético, así como su integración posterior como el medio para contribuir al desarrollo regional.

Se parte de la consideración que la integración energética es un asunto de los Estados y de los Gobiernos -lo cual no implica la exclusión de sectores empresariales privados- a fin de que los esfuerzos estén guiados por una voluntad política, con visión económica y vocación social. De la misma forma, plantea la complementariedad económica y tiene como fin reducir los costos energéticos derivados de factores especulativos y geopolíticos en los países del territorio latinoamericano y caribeño. La integración en este campo, es una iniciativa a desarrollarse en forma progresiva, a través de acciones y acuerdos bilaterales o subregionales.

En este contexto, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas del año 2000 fue suscrito en la primera etapa por diez países de Centroamérica y el Caribe: Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua; Panamá y República Dominicana, aunque el gobierno de Venezuela anuncio su disposición de ampliarlo a todos los países que lo solicitaran y reúnan las características necesarias. En el marco de este acuerdo de cooperación energética se establece la venta de crudo o productos refinados, sobre la base de un pago con 15 años de plazo para la amortización de capital, un periodo de gracia para el pago del capital de hasta un año y una tasa de interés anual del 2%. Los volúmenes de crudo que recibirán los países varían en función de sus características, de la estructura energética y de consumo de cada país. (Anexo 15) Además se incluye la facilidad de intercambiar en forma directa petróleo y derivados por bienes y servicios producidos en las naciones receptoras.

Se llegó a la determinación de que este acuerdo funcionara en paralelo al de San José pues según el gobierno de Venezuela, este no fue creado para eliminar el Pacto de San José sino para complementarlo, aunque se ha señalado la rigidez que ha ido adoptando el Acuerdo al no facilitar su modificación para incorporar a otros países.