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.