I · Web viewEntre los acuerdos de interconexión firmados en la última década cabe mencionar por su importancia el contrato celebrado entre la Companhia de Interconexao Energetica

Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética

CEARE

Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico Económica de la Regulación Energética

Ciclo Avanzado

TESINA:

MODELOS DE INTEGRACIONENERGETICA REGIONAL

Grupo N° 2:Eleonora BorgoglioCarlos NanaMirta PiccininiEdgardo Vicente

Tutor:

Ing. Daniel Muguerza

Indice

INDICE ...........................................................................................................................................................................2

INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................................3

A. OBJETIVO Y FOCALIZACIÓN.............................................................................................................................3B. CONTEXTO.......................................................................................................................................................5C. SUPUESTOS ADOPTADOS..................................................................................................................................6D. ESTRUCTURA DEL TRABAJO.............................................................................................................................7

II. DESARROLLO..................................................................................................................................................8

A. STATUS QUO ACTUAL DEL MERCOSUR........................................................................................................81. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación...................................................................................8

a) Gas Natural...................................................................................................................................................................8b) Energía Eléctrica....................................................................................................................................................10

2. Desarrollo de la infraestructura..............................................................................................................13a) Gas Natural.................................................................................................................................................................13b) Energía Eléctrica....................................................................................................................................................17

3. Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes......................................................20a) Gas Natural.................................................................................................................................................................20b) Energía Eléctrica....................................................................................................................................................22

B. UNIÓN EUROPEA: LECCIONES DESDE UN MODELO MADURO........................................................................231. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación.................................................................................26

a) Gas Natural.................................................................................................................................................................26b) Energía Eléctrica....................................................................................................................................................27



C. MERCOSUR: OPORTUNIDADES Y BARRERAS DETECTADAS EN UN MODELO INMADURO...........................431. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación.................................................................................44

a) Gas Natural.................................................................................................................................................................44b) Energía Eléctrica....................................................................................................................................................45



III. CONCLUSIONES............................................................................................................................................51

A. PROPUESTAS PARA EL CAMBIO......................................................................................................................53B. ROLES A DESEMPEÑAR POR EL ESTADO Y POR LAS FUERZAS DEL MERCADO...............................................54

IV. FUENTES DE INFORMACIÓN Y BIBLIOGRAFÍA.................................................................................57

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I. Introducción

A. Objetivo y Focalización

El tema central de esta tesina es el análisis de distintos modelos de integración energética en el ámbito regional y su impacto en los efectos sobre los usuarios finales de la energía.

Identificamos al objetivo básico de todo proceso de integración –en general- como el de la búsqueda de mecanismos y alternativas que beneficien a los países integrantes del mismo, en uno o varios aspectos. Estos aspectos pueden originarse en función de estímulos exógenos (foco estratégico para competencia con otros agrupamientos regionales (MCE vs. EEUU)) o endógenos (crear un mercado interno más amplio y atractivo para transacciones entre los países miembros (Integración energética MERCOSUR)). Este objetivo básico debe entenderse subyacente en todo el trabajo.

El objetivo declarado precedentemente puede ser encauzado, en términos generales, facilitando los procesos de competencia entre los distintos países de la región objeto. En relación con este tema, nuestro trabajo gira y afirma que: (a) la competencia requiere promover la libre vinculación entre múltiples oferentes y demandantes; (b) en Gas Natural y Energía Eléctrica el vínculo transaccional está constituido por redes de alto costo y difícil materialización, y; (c) finalmente (y concatenando los dos puntos anteriores) resulta imperioso evitar el abuso de poder y prácticas anticompetitivas de aquellos “stakeholders” hegemónicos, tanto en la oferta cuanto en la demanda de energía.

En esta lógica e inteligencia, nuestro análisis se centra en los aspectos relacionados con: (i) el estudio de mayores ámbitos de liberalización de mercados (punto (a)); (ii) el desarrollo de la infraestructura de interconexión, en cuanto materializa los mercados por vinculación entre oferta y demanda (punto (b) del párrafo anterior), y; ; (iii) el monitoreo del mercado en función de evitar la concentración, el abuso de poder y las prácticas que vayan en detrimento de la competencia, en escala regional (punto (c)).

El tópico de la liberalización de los mercados resulta de tratamiento obligado en la estructuración de un tablero energético regional, con el fin de darle mayor transparencia y pragmatismo al mercado y por ende permitir una formación de precios realista en la cadena de valor de toda la economía. Este tema radica, fundamentalmente, en la posibilidad de vinculación libre y organizada de los actores de producción y consumo de energía. En la actualidad existen impedimentos de todo tipo (físicos, económicos, regulatorios y hasta legales) que hacen del intercambio libre un objetivo no tan fácilmente alcanzable en el tiempo. Tengamos en cuenta que el efecto de una liberalización o desregulación de ciertos mercados disputables, genera un efecto que apunta a sincerar los precios del bien transado y por lo tanto a la disminución de los costos que de la energía dependan. El objetivo básico del proceso de integración es el de permitir la satisfacción del punto referido a la libre vinculación entre ambas partes de un mercado: Oferta y Demanda.

En cuanto al desarrollo de la infraestructura, la indiscutible condición de monopolio natural de las redes, complica la formulación de los estímulos y/o señales del mercado “per se” para realizar las inversiones, la escala de estas es elevada e importante y además una vez realizadas representa costos hundidos. Al respecto debe tenerse en cuenta la localización de los recursos,

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tanto de gas como hídricos, deben evaluarse los costos de las obras, instalación de centrales de Ciclo Combinado o hidráulicas, y producción del vínculo, gasoducto o red de transmisión.

Por último, en lo que respecta al monitoreo de las condiciones de competencia dentro de los oferentes y demandantes de energía, resulta una variable esencial para ser analizada, en función del peso específico de organizaciones tales como Petrobras, Repsol YPF y las restantes empresas energéticas de la región, asimismo como los grandes consumidores de energía y sus asociaciones sectoriales. En función de que acciones colutorias en las transacciones de exportación e importación de energía pueden distorsionar artificialmente los precios de la misma, la idea de un control sobre los ejercicios de poder y roles de las Compañías que extraen o producen energía, como de aquellas que la comercializan (en ambos casos podemos estar frente a Compañías privadas o estatales), tiene un impacto directo en la generación y redistribución de la renta, sobre todo en países con un bajo Nivel Socio Económico generalizado de la sociedad, como el caso que nos ocupa. El objetivo a ser planteado en el proceso regional, implica que el alcance hegemónico debe ser controlado y el comportamiento abusivo prohibido y penalizado. Esto se logra mediante el fomento de instituciones fuertes e independientes y mediante un marco legal claro con alcance supranacional.

La finalidad del análisis es la de facilitar las transacciones de oferta y demanda energética, la reducción de costos de la energía y la racionalización de las inversiones, para que el costo marginal de largo plazo (CMLP) sea eficiente y auto sustentable en el tiempo.

En el desarrollo del trabajo hemos pasado revista a los temas de convergencia regulatoria y medidas complementarias, tendientes a poder trazar un sendero regulatorio y de negocios, que tenga implícito a los tres puntos focales, a través de la eliminación o minimización de las asimetrías regulatorias que dificultan los procesos de negocios y de integración. Dado el alcance del trabajo, nos limitaremos a mencionar los aspectos sustantivos que deberían ser tenidos en cuenta, al momento de diseñar un marco regulatorio que permita vincular libre y eficientemente la oferta y la demanda energética: libertad de acceso a las redes, trato no discriminatorio a ingresantes, tarificación basada en criterios económicos. Como veremos, estos aspectos son esenciales en la construcción de un mercado integrado, pero al mismo tiempo apreciaremos que en la actualidad, el tratamiento de estos aspectos no es homogéneos en los países y asimismo en cada negocio (Energía Eléctrica y Gas).

Del mismo modo, hemos hecho un análisis pragmático de los roles que tanto el Estado (a través de cualquiera de sus poderes, organismos o entes), cuanto el “Mercado”, entendido como iniciativa privada, podrían desempeñar en un objetivo de integración energética, como el analizado.

Para precisar aún más el alcance de nuestro trabajo, es menester aclarar los límites conceptuales que tuvimos en cuenta al estudiar el tema propuesto. En primer término, y si bien el temario original del trabajo nos remitía al MERCOSUR ampliado, por cuestiones de practicidad y prolijidad teórica, hemos optado por realizar una focalización geográfica aún mayor: el estudio se centrará en las sinergias y complementariedades que pueden ser encontradas entre Argentina, Brasil y Bolivia y en lo específicamente atinente a energía eléctrica y gas natural. Ambos energéticos necesitan la red de transporte, gasoducto o red transmisión, para conectar oferta y demanda y deberá tenerse en cuenta la localización de cada recurso para determinar la necesidad de cada vínculo.

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B. Contexto

La evolución del grado de interrelación entre los países de una región, va pasando por diferentes grados de madurez. En términos conceptuales, en la actualidad, el MERCOSUR se encuentra en el estadio de Unión aduanera imperfecta, más que en uno de integración1.

El camino a recorrer en pos de un objetivo de integración energética es el resultado de alineaciones o sincronizaciones previas, que sirvan de marco o “paraguas” para llegar a ella. Concretamente, de nada sirve pensar en una integración focalizada (energía, educación, tipo de cambio), sino se fijan antes algunos criterios estratégicos o de políticas de estado, generadas endógenamente en cada país. En este sentido, podríamos asemejar el proceso de integración a una escalera, en donde en primer término se pueda consensuar un debate interno y nacional a cada país, para lograr afianzar la línea de macro política y luego poder avanzar sobre acuerdos de integración política, económica, etc. que sean reales pilares de un desarrollo comunitario. En tal sentido, resultan vitales los conceptos de Cooperación y Coordinación, inherentes a todo proceso de integración de partes diferentes2. En lo referido a Cooperación, la misma es entendida como un trabajo conjunto en pos de alcanzar objetivos comunes a dos o más partes. El concepto de Coordinación, está referido al ajuste del funcionamiento de dos o más partes, para poder lograr una acción armónica para las mismas. Estos conceptos son el fondo de la problemática de la Integración, en cualquiera de sus órdenes.

En la actualidad, podemos ver en los países objeto de este estudio, diferentes grados de desarrollo en términos de las diferentes variables del análisis:

Producción de energía : Argentina y Bolivia son grandes productores de gas. Argentina tiene una amplia participación del combustible en su matriz energética, Bolivia y Brasil no tanto. Brasil tiene una base energética hidroeléctrica muy fuerte (existen, asimismo, centrales de acumulación algunas importantes de carácter plurianual), teniendo mayor potencial para exportar capacidad eléctrica interrumpible, que para la importación.

Promoción de la inversión y del negocio : tanto en Bolivia como en Brasil (fundamentalmente) el régimen decisor de nuevas jugadas estratégicas, pertenece al ámbito estatal, en cambio en Argentina, pertenecían3 al ámbito privado, basado en el marco regulatorio establecido por el Estado (Otorgante del SSPP o actividad de Interés General).

Jugadores hegemónicos : Brasil posicionó a sus empresas estatales como jugadores dominantes de las decisiones de los grandes negocios de la región. Argentina tiene jugadores hegemónicos, pero que pertenecen al ámbito privado, verificándose una desarticulación entre las políticas de estado y las tácticas empresariales (las “jugadas” de las empresas, generalmente obedecen a objetivos distintos de los que establecería el gobierno a través de la fijación de políticas de estado), a diferencia de nuestro socio y principal miembro del MERCOSUR (las empresas estatales brasileñas son capaces de reflejar de un modo más eficiente, las políticas o estrategias energéticas del gobierno central, precisamente por su composición accionaria). El grado de concentración económica en los mercados, por parte de las compañías del Estado brasileño, y de los demás jugadores hegemónicos en Argentina y Bolivia, supone el

1Clase magistral de la Lic. Eugenia Crespo Armengol – Teorías de la integración económica – CEARE (2003) 2 Ken Costello, Clase magistral CEARE – 4 de setiembre de 2003.3 Hasta la derogación de la ley de convertibilidad y ruptura de los contratos básicos de infraestructura. En lo sucesivo, se estima en incremento la participación estatal en definiciones de políticas y estrategias energéticas.

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riesgo de caer en prácticas anticompetitivas basadas en el abuso de poder dominante en perjuicio de los usuarios finales, principalmente sobre los cautivos.

Reformas hacia la competencia y la eficiencia : Argentina cuenta con una experiencia en el desarrollo y aplicación de marcos regulatorios, que no cuenta con similitudes en sus países vecinos. Brasil y Bolivia no registran marcos regulatorios formales y establecidos, con lo que el sendero de convergencia debería tender hacia un punto intermedio entre ambos, tal vez más cercano al extremo argentino.

Acceso a redes: este aspecto merece especial atención, dado que en la región el tratamiento regulatorio actual es bastante diferente cada país y en cada tipo de sistema energético. Las posiciones más fuertemente asimétricas pueden ejemplificarse en el sistema de transporte de gas argentino vs. El brasileño: (en Argentina el acceso es de carácter regulado y basado en términos de costo por distancia, mientras que en Brasil el mismo es negociado con el operador y basado en un costo flat o estampillado, tratamiento que supone un ejercicio del poder de mercado bastante tangible).

C. Supuestos adoptados

Qué es lo que entendemos por Integración Energética A lo largo del trabajo definimos a la integración como la acción y efecto de integrar: vale decir constituir las partes un todo, generar una unidad mayor que la suma de sus partes. En lo estrictamente energético, denominaremos en este trabajo “Integración Energética” como al proceso voluntario, programático y coherente cuya finalidad es la de facilitar la libre vinculación entre los agentes de la oferta y demanda de energía a nivel regional, vale decir, permitir un mejor uso y aprovechamiento tanto de las fuentes energéticas, como de la infraestructura requerida para su generación y logística de abastecimiento (Redes, instalaciones auxiliares, etc.) y de mejores condiciones en cantidades y precios, para los usuarios finales.

La integración regional es “Política de Estado” de cada país integrante de la región

Asumimos que la integración regional es un desafío y una obligación innegable en la agenda política de los países del cono sur, principalmente Argentina y Brasil, por ser los de mayor masa crítica en casi todos los órdenes. La razón principal por la que asumimos esta afirmación es que a través de un movimiento de este tipo se podría lograr un mejoramiento de las condiciones y precios al usuario final del suministro de energía, basándonos en las mutuas y múltiples complementariedades posibles a todo nivel.Profundizando lo antedicho, asumimos que los gobiernos de los países de la región tienen un interés real y se encuentran embarcados en el proceso de integración general.

Convergencia política y formación de núcleos duros en la agenda de cada país

Independientemente de la declaración de política de estado de la Integración regional, asumimos que en cada país integrante se estructurará una plataforma política de convergencia, que permita coordinar las acciones individuales de cada país, bajo el paraguas de la región. En tal sentido deben forjarse los núcleos duros que darán marco a las políticas de estado que deben ser fijadas para transitar el nuevo camino conjunto.

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Sin este sendero político, entendemos poco viable el arribar a un objetivo como el propuesto.

La integración agrega valor económico y confiabilidad palpables al sistema en general (Energía eléctrica y Gas)

Existen, en el tema energético, mutuas complementariedades que son palpables cuando cotejamos fuentes y precios de la energía, infraestructura de transporte / transmisión y ciclos de picos y valles en los diferentes países de la región. Sin desmedro de lo analizado en el capítulo de “Desarrollo”, podemos citar a los trabajos realizados por la CIER4, OLADE5, ARPEL6 y MCE7 , como trazadores de un marco de objetivo deseable para el mediano plazo, en lo que respecta a indicadores de confiabilidad y costos del sistema integrado.

Los países integrantes podrán administrar el tránsito hacia la integración, aún a pesar de la transferencia de rentas emergentes de la misma

Considerando que en algunos países de la región, las empresas estatales (especialmente en la R. F. Del Brasil) se encontrarían en un futuro hipotético con precios de la energía inferiores a los actuales y por ende con una generación de recursos sectoriales inferior a la actual, se estaría atentando contra los esfuerzos integracionistas en el ámbito energético. A tal efecto, la posición de la CIER8 señala que los beneficios de las interconexiones son cuantificables por las reducciones de costos que estas posibilitan en los sistemas integrados. Asimismo se señala que estas reducciones generan una redistribución de renta que afectan intereses de distintos agentes, que pueden afectar los esfuerzos inducidos para la consecución de la integración regional, a través del bloqueo o resistencia al cambio. Particularmente, en Brasil, esto es notoriamente visible (según los estudios presentados en dicho trabajo) en la renta cedida por los generadores eléctricos hacia los consumidores finales.

D. Estructura del trabajo

El trabajo fue estructurado mediante el análisis por separado de: (i) la situación actual del MERCOSUR, (ii) las lecciones encontradas en un modelo maduro, tal como la experiencia europea, y; (iii) las barreras y oportunidades encontradas en un modelo inmaduro, tal como el del MERCOSUR, visto a través de la óptica de las propuestas regionales de la CIER, OLADE e IIRSA, siempre focalizándonos en los aspectos de integración que favorezcan los tres puntos señalados inicialmente.

En tal sentido, la estructura lógica del capítulo “DESARROLLO” del trabajo es la siguiente:

4 Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos – (Junio 2000) – Trabajo encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos S.A., Power Systems Research Inc. et Al.5 La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la Experiencia Europea – OLADE (Setiembre 2000)6 Integración Gasífera en el MERCOSUR – ARPEL – Trabajo elaborado por Raúl García Consultores (Junio 2003)7 Directiva de Gas y normas complementarias.8 Ponencia “Una visión de las Interconexiones Eléctricas Regionales y la Integración” del CP Carlos Pombo, Presidente de la CIER, CEARE (Setiembre 2003)

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Situación analizada

Desregulación Infraestructura Monitoreo poder de Mercado

GN EE GN EE GN EE

Actual

Europea

Sectorial MERCOSUR

En el análisis propuesto se detallará para cada una de las situaciones analizadas (actual, mercado europeo y propuestas sectoriales MERCOSUR) el Status Quo para el Gas Natural y la Energía eléctrica, para las dimensiones de análisis planteado en el trabajo:

Facilitación del desarrollo de la Infraestructura Vigilancia de los actores regionales, en el sentido de no permitir actitudes colusivas ni

abusos del poder del mercado que detentan Mecanismos que favorezcan la desregulación de los mercados disputables Finalmente se exponen en el capítulo de conclusiones, (i) las propuestas que pudieron ser recopiladas del análisis paralelo de intentos integracionistas exitosos y desde el punto de vista sectorial (eléctrico o gasífero); (ii) roles a desempeñar por los estados e interesados privados en un entorno de integración regional, y; (iii) las conclusiones y cierre del trabajo aquí propuesto.

II. Desarrollo

A. Status Quo actual del MERCOSUR

En este apartado se detallan los aspectos que encontramos como salientes, respecto de la situación actual del MERCOSUR, en referencia con los aspectos focales del trabajo. Como ya fue mencionado y se estructuró para los diferentes sub capítulos que siguen, segmentamos el análisis de cada punto, según la visión del negocio del gas natural, por un lado y de la electricidad, por otro.

1. Aspectos referidos al fomento de la Desregulación

a) Gas Natural

En función de los principales aspectos referidos a la situación actual del MERCOSUR respecto del fomento de la desregulación de los mercados y su liberalización, pasaremos un rápido punteo de sus principales temas o puntos característicos:

El principio general de Acceso Abierto (ó Regulado) no tiene un tratamiento homogéneo en la región: mientras en Argentina, por ejemplo, este es una atribución regulatoriamente contemplada como requisito del sistema, en Brasil no funciona de este

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modo. El acceso negociado se utiliza en este país, como resultado de indefiniciones de política regulatoria para el acceso a los gasoductos. Esta pauta característica tiene íntima relación con la integración en la propiedad de toda o casi toda la cadena de valor de la industria del gas (en manos de Petrobras), como ya veremos más adelante. Esta característica del sistema brasilero otorga prioridades y privilegios en los contratos de suministro del commodity y en los contratos de reserva de capacidad de transporte.Entendemos que la modificación del sistema de acceso debería ser unificado en la región, no solo por cuestiones de homogeneidad, sino porque sin esta conceptualización no se viabiliza un proceso integracionista, al dificultarse la libre vinculación entre agentes productores y usuarios internacionales.

Marcos Regulatorios con Escasos instrumentos que tiendan a la liberalización de los principales mercados desafiables: en la actualidad, los mercados desafiables (aquellos para los cuales existen condiciones de libre competencia más notorias que para los mercados cautivos) tienen, a nivel regional, una oferta bastante limitada para hacer uso de la diversidad de productores y comercializadores, sobre todo en el mercado brasileño. No parece factible en el corto plazo que los instrumentos regulatorios que se legislan esta problemática puedan ser modificados sin una revisión de las condiciones contractuales de las concesiones de prestación. Un adecuado grado de apertura del mercado desafiable facilita el acceso y las opciones en el esquema segmentado de prestación. La existencia de diversidad de comercializadores, usuarios-, y de volúmenes importantes de transacciones de gas y transporte son ingredientes necesarios (pero no suficientes) para definir un mercado competitivo. Sin instrumentar las compensaciones y los precios adecuados, el grado de apertura permanecerá bajo y solamente será una actividad a ser realizada por los distribuidores y comercializadores con intereses en la cadena de prestación principalmente, y estos últimos negociando con los anteriores.

Existencia de subsidios al Gas en Boca de Pozo: la divergencia entre los países de la región (en Argentina casi no se registran subsidios, y los precios del gas exteriorizaban de manera bastante eficiente (hasta 2001) el costo económico de la energía, mientras que en Brasil existen subsidios sectoriales, especialmente para la generación térmica). La existencia de este tipo de discriminación torna dificultosa la creación de un amplio y transparente mercado liberalizado o desregulado.

Transparencia de los precios: en sintonía con el punto anterior, no existe un consenso al respecto. Los precios de la energía no son transparentes en todo el ámbito regional, independientemente de las excepciones (si bien los mercados argentino y boliviano registran reglas de formación de precios objetivas, en el ámbito brasileño, existen todavía algunos ingredientes de políticas de precio dirigidas). Este es un ingrediente clave para estructurar un mercado desafiable real y regido por las leyes del mercado.

Definición del mercado desafiable (y por ende tope máximo y límites del mercado cautivo): la estrategia energética brasileña al respecto se ubica en un estado embrionario que atenta contra el establecimiento de mecanismos pautados de apertura. En dicho país, se estableció que durante quince años el mercado, en su generalidad, permanezca cautivo de las prestadoras actuales de los servicios. Ahondando en este sentido, el "By - Pass" comercial está estrictamente condicionado mientras que el físico totalmente prohibido. En este sentido las transacciones de los comercializadores, se encuentran muy restringidas, imposibilitando la creación de un ámbito competitivo que garantice un ámbito de negocios tendiente a la eficientización (baja de precios y tarifas). En

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contraposición, si bien en la Argentina no se llegó a un punto programático como el europeo (en general) ya se logró, desde hace varios años, instaurar los límites del mercado desafiable: consumos industriales y comerciales superiores a los 5.000 m³ diarios.

Como se desprende de lo antedicho, la situación presenta bastantes asimetrías en la región. Estas no ayudan a la creación de un verdadero mercado energético con auténticas “libertades” para producir y colocar energía ó para elegir proveedores de gas y transporte.

Para acentuar aún más las divergencias entre los mecanismos regulatorios referidos a la liberalización del mercado del GN entre Argentina y Brasil, podemos resumir el siguiente cuadro9, la visión global respecto de la regulación hoy existente en ambos países, respecto del gas natural:

País

Promoción de la competencia

Desregulación del mercado

Actual TendenciaArgentina M Inc.??Brasil B Inc.??

B = BajoM = MedioInc.?? = Se ignora, pero se presupone un incremento en la tendencia

b) Energía Eléctrica

Respecto de las señales que se reciben para el desarrollo de las interconexiones en el MERCOSUR podemos ver los principales temas característicos:

ARGENTINAEs un país cuyo mercado está desarrollado y en el cual los cambios reglamentarios que se suceden son debidos a la evolución natural del sistema.

Se pueden realizar los siguientes comentarios a las señales que reciben los inversores:

Los contratos firmes: La regulación existente, especialmente aquella asociada a contratos firmes y a transporte firme, permite el desarrollo de estos contratos y la transmisión asociada. Se ha permitido el acceso regulado a la capacidad remanente, que si bien reduce los incentivos que puede tener el inversor, por otro lado permite un uso mas eficiente y el desarrollo de un mercado competitivo.

El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al libre acceso a la transmisión. La actividad de comercialización está habilitada regulatoriamente aunque limitada por la

9 Aspectos Regulatorios de la Integración Gasífera – Argentina / Brasil – Curso Avanzado de la Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico Económica de la Regulación Energética – Lic. Raúl García - CEARE – Agosto 2003

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metodología de asignación de precios a los usuarios cautivos, que no facilita la realización de contratos.

El reconocimiento de los distintos servicios de la potencia: La regulación vigente no reconoce los distintos servicios que presta la potencia.

Los intercambios de oportunidad: Las limitaciones que existen están asociadas a la falta de un mercado común con reglas coordinadas. Por ejemplo, el costo de la potencia en exportaciones spot, la expansión dela transmisión y el reconocimiento de los cargos de transmisión.

Los servicios complementarios: Están reconocidos exclusivamente dentro del ámbito nacional y se trasladan las responsabilidades asimilando la de los comercializadores internacionales a la de los agentes nacionales.

El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión si bien es extremadamente abierto al ingreso de nuevos comercializadores, tiene elementos en el diseño que deberían ser analizados en el marco de una integración nacional.

La falta de reconocimiento de las inversiones como se realiza al sistema existente, la falta de aplicación efectiva del transporte firme en el país, asi como la imposibilidad de expandir el mismo asociado a intercambios de oportunidad son limitantes para la etapa de consolidación de las interconexiones.

La confiabilidad: Si bien Argentina ha avanzado mucho en los temas asociados a la confiabilidad del servicio, ésta no ha alcanzado un nivel de homologación adecuado y el sistema permite transferencias de calidad sin una compensación adecuada.

El nivel de desconexión de generación es un tema sobre el que Argentina debería realizar un exhaustivo análisis.

BOLIVIA

Es un país cuyo mercado ya ha sido desarrollado. No obstante todavía tiene algunos aspectos regulatorios en profundización.

Los contratos firmes: El desarrollo de los contratos firmes está avalado por la regulación existente que los define. En cambio el transporte firme en la interconexión debe ser definido.

El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al acceso de la transmisión. Con respecto a las funciones de comercialización están limitadas por la magnitud de merado y la ausencia de esa figura en términos formales.

El reconocimiento de los distintos servicios de la potencia: La regulación asociada al reconocimiento de potencia está en análisis. No se reconoce los distintos servicios en los que se puede dividir la potencia puesta a disposición.

Los intercambios de oportunidad: No están desarrolladas las normas operativas asociadas.

Los servicios complementarios: No están desarrolladas las normas de detalle.

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El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión se abona aplicando una metodología de uso por área de influencia asignando los cargos para los generadores y para la demanda. Cada demanda abona su participación en el uso del área asignada a la demanda en proporción a su requerimiento máximo.

El uso de las instalaciones de transporte fuera del Sistema Troncal de Interconexión, destinadas a transportar electricidad para exportación debe ser convenido entre el exportador y el Transmisor. Esto introduce un trato discriminatorio para la exportación con respecto al sistema nacional.

La confiabilidad: Están en desarrollo estudios para definir los niveles de desempeño mínimo requeridos aunque existen niveles provisorios. De todos modos se requiere mucho más desarrollo en el tema para disponer de una confiabilidad homologable.

Las restricciones mencionadas son sólo técnicas, dado que las interconexiones que se realizarán entre Brasil y Bolivia se pueden asemejar a la conexión de un generador aislado por la diferencia de tamaño relativo. Es más quizás exista algún sobreincentivo debido a que los cargos de transporte que aplica Brasil no son proporcionales a la distancia de transmisión.

BRASIL

Es un país cuya regulación está desarrollada, pero que todavía está en estado de transición debido especialmente a las privatizaciones pendientes y a la existencia de contratos iniciales que desaparecen a partir del año 2003.

Se pueden realizar los siguientes comentarios a las señales que reciben los inversores:

Los contratos firmes: El desarrollo de los contratos firmes está adecuadamente sostenido con la regulación existente que define los contratos firmes y el transporte de uso exclusivo. No obstante la asignación de los racionamientos del sistema de manera proporcional con independencia del contrato firme asociado representa un desincentivo a la realización de exportaciones.

El libre acceso y comercialización: No existen limitaciones al libre acceso a la transmisión, excepto aquellas producto del sistema de planificación impuesto que puede trabar la realización de una interconexión o indicar el punto más conveniente reduciendo la libertad del mercado. El uso exclusivo que se le asigna a la interconexión y la necesidad de negociar el libre acceso son una limitación al intercambio de oportunidad.

El reconocimiento de los distintos servicios de potencia: El reconocimiento del pago de potencia está siendo desarrollado y en proceso de aprobación.

Los intercambios de oportunidad: Los intercambios de oportunidad tienen las limitaciones mencionadas respecto de las transmisión y las correspondientes a la falta de un mercado regional.

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Los servicios complementarios: Sólo son reconocidos dentro del ámbito nacional y no hay normas respecto a los intercambios internacionales.

El servicio de transmisión nacional: El servicio de transmisión tiene elementos en el diseño regulatorio que deberían ser analizados en el marco de una integración regional eficiente, tales como el pago de una proporción del cargo de transmisión estampillado, y el pago del cargo de transmisión por exportación en función de su máximo requerimiento.

La confiabilidad: Si bien Brasil tiene un sistema muy desarrollado no ha alcanzado un nivel de homologación adecuado especialmente porque no está sometido plenamente a las fuerzas del mercado.

El nivel de desconexión de generación y el uso de la transmisión en condiciones de emergencia son temas en los que resultaría conveniente que exista una mayor precisión.

La magnitud del mercado brasileño comparada con la de sus vecinos y sus requerimientos de energía hace que sea el gran motorizador regional de las interconexiones regionales, por lo que sus políticas son críticas en ese desarrollo.

2. Desarrollo de la infraestructura

a) Gas Natural

El número y magnitud de los proyectos de infraestructura nuevos emprendidos en el curso de la década del ´90 con eje en el capital privado de riesgo, contrasta con las pocas conexiones logradas en los años anteriores con visiones más intervencionistas por parte del Estado.. Las líneas de transporte de gas, habilitadas hasta la fecha con fines de integración internacional, totalizan un volumen diario del orden de los 60 millones de metros cúbicos. Este volumen diario, implica un movimiento de gas, equivalente al 60% de la capacidad instalada para el transporte en Argentina, lo que da una idea del potencial comercial ya hundido.

No solo la demanda regional de gas en la región fue el "Driver" del desarrollo de los ductos: los importantes descubrimientos de gas en Bolivia a partir de 1997 y la fuerte interdependencia generación eléctrica – suministro de gas natural (para ciclos combinados), basados en la diversificación de la oferta eléctrica, tallaron de manera crucial en los desarrollos de la segunda mitad de la década pasada. La Tabla que se menciona a continuación ilustra respecto de la infraestructura gasífera de conexión instalada en la región: en la actualidad existen en operación 14 vínculos entre países. Dichos vínculos totalizaron hasta la fecha una extensión de unos 8.200 kilómetros de gasoductos y U$S 4.338 millones de inversiones acumuladas. En este sentido es importante remarcar que las exportaciones de gas, desde Bolivia y Argentina, alcanzaron durante 2002 alrededor de 29 MM m3-día (18% del total de demanda de la región).

Nombre Cabecera Capacidad % Long. Diám. Hab. Año

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MMm3 Utilización Km Pulgadas

Methanex SIP Cabo Vírgenes – Dungeness 2 86 % 1,2 8 1999Methanex PAN S.Sebastián-Cca.Austral 2 96 % 48 10 1997Methanex YPF El Cóndor - Cca. Austral 2 94 % 8 12 1999

Gas Andes La Mora – Mendoza 10 69 % 465 24 1997Gas Pacífico Loma La Lata Neuquen 9 31 % 540 20 1999

Atacama Cornejo - Cca. Noroeste 9 67 % 942 20 1999Norandino Pichanal-Salta 9 46 % 1055 20 1999

Paraná-Paysandú Paraná-E.Rios 1 7 % 155 10 1999A. Brasileira-Uruguayana Aldea Brasilera E. Rios 10 73 % 470 24 2000Buenos Aires-Montevideo Punta Lara – Bs.As. 3 0,4 % 210 18-24 2002

Cuiaba. San Miguel – Bolivia 3 51 % 623 18 2000Bolivia-Brasil S.C.de la Sierra-Bolivia 30 39 % 1800 32 2000

San Pablo-Porto Alegre San Pablo – Brasil 6 S/d% 1165 24-16 2000Transierra Yacuiba-Bolivia 20 S/d% 441 32 2003

Como se puede apreciar no toda la expansión en líneas de exportación son sólida y cabalmente explotadas en la actualidad (se estima en un 50%, el índice de utilización de la capacidad instalada en transporte, lo que nos da una idea del alto potencial de flujos disponible para negociar), dado que tanto los gasoductos hacia Chile (a excepción de la serie Methanex, cuya finalidad es diferente a las de los gasoductos de suministro a distribución), como el ducto Bolivia – Brasil, como el ducto Buenos Aires – Montevideo, por solo mencionar algunos, presentan un bajo perfil de utilización real / capacidad instalada.

Existen otros proyectos en estudio y construcción, tal como los que siguen:

Nombre Cabecera Capacidad MMm3

Long. Km

Diámetro Pulgadas Hab. Año

Uruguayana-Porto Alegre Uruguayana – Brasil 12 615 24 2005Montevideo - Porto Alegre Montevideo – Uruguay 15 900 24 2006

Transiguazú Cornejo – Cca. Noroeste 35 1900 24-30 2007

Hasta la fecha, en la Argentina los proyectos respondieron, ante todo, a iniciativas comerciales privadas más que a planes orgánicos de desarrollo. La velocidad de implementación fue notable, ya que los proyectos fueron desencadenados y ejecutados en muy pocos años. Esta expansión desarticulada y con fines puntuales tiene un gran ausente: la integración regional de las cuencas de oferta y de los polos de demanda, vía gasoductos y troncales, cuestión que implica la ausencia de un mercado más amplio y con mayores oportunidades para proveedores y consumidores.

Esto es así, dado que una vez determinadas las necesidades físicas, surgen los requerimientos de capital necesarios para poder materializar la construcción de los proyectos de vinculación por redes. Evidentemente, los proyectos “cerrados” en términos de contratos o condiciones comerciales, han sido los que primariamente fueron desarrollados. Los restantes o no cristalizaron o cuentan, como ya mencionamos, con un bajo nivel de utilización, principalmente, por falta de maduración de una política orgánica. Hoy día, el tema del fondeo de estos mega emprendimientos es un problema crucial, dado que nadie discute los beneficios

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Los vínculos físicos que parcialmente permitieron integrar la oferta y la demanda de gas entre los países del Cono Sur tuvieron un impacto regulatorio de importancia: en la orientación de las regulaciones ya existentes en cada uno de los países; en convertir a los contratos de gas en una referencia para la formación de los precios en el mercado doméstico de cada país; en términos de crear el marco de garantías necesarias para la realización de los proyectos y asegurar el flujo de inversiones al sector; en la acción regulatoria posterior resultante de la tensión creada por las garantías de mercado implícitas en los contratos y los requerimientos de una utilización intensiva y amplia de la infraestructura por los agentes de la industria; y en la revaloración de la regulación amplia ex ante versus la regulación caso por caso, a efectos de promover un campo de juego nivelado para las inversiones y disminuir los conflictos regulatorios en la industria.

El 87% del gas exportado desde Argentina tiene como destino Chile, mientras que el restante 13% va dirigido hacia Brasil (Uruguay tiene una participación inferior al 1%).

Respecto de cómo se halla regulada la expansión de los sistemas de transporte, este parecería ser uno de los pocos ítems donde existe no-solo amplia coincidencia (al menos en términos de marco regulatorio), sino una postura favorable a los intereses de todo el negocio: Concursos abiertos de asignación de capacidad firme (“Open Season”). Esta metodología permite asignar cada peso de inversión a un contrato firme que garantiza el “llenado” del gasoducto, otorgando una señal económica favorable a las expansiones. Recordemos la evolución de la capacidad de transporte de gas, bajo esta mecánica, versus la evolución de la capacidad instalada de electricidad, en el mismo tiempo (ambas, obviamente, en Argentina).

En lo que respecta a modelos regulatorios adoptados en la región y su impacto en lo que se refiere a la promoción y ejecución de infraestructura de transporte que vincule dos o más países, convivieron dos tipos de modelos10: i) el “Compacto Normativo Integral” (Argentina), con un modelo de (ii) Regulación de Baja Intensidad (Chile, Brasil).

Los principales hallazgos del primero de los citados fueron los siguientes:

La regulación de las actividades es pública y conocida para todos, lo que dota de transparencia las negociaciones evitando discriminaciones,

Los servicios, las tarifas y los contratos son uniformes, Bajo nivel de conflictividad.

En lo que respecta al segundo de los modelos citados, podemos resumir los siguientes puntos de referencia:

Mientras que en Chile, en lo referido al Transporte, funcionó de manera exitosa, En Brasil su éxito fue parcial: permitió el desarrollo de gasoductos de integración, pero

no facilitó el libre y transparente acceso al mismo por parte de los clientes, como ya vimos en el punto precedente.

Otro tema que es importante destacar, viene dado por las oportunidades y la metodología para acceder al título de Transportista: estas también pueden clasificarse en dos grupos coincidentes con los del ítem anterior. De esta manera, la Concesión por licitación pública se utiliza en Argentina, Bolivia, Uruguay y en Brasil (Distribución); mientras que Chile y Brasil (Transporte) se valen de las Autorizaciones Directas.

10 Esta apertura sistemática es mencionada en el trabajo de ARPEL ya citado.

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La rigurosidad del sistema de Concesiones está morigerada en Argentina y en Bolivia por su concurrencia con los derechos de los Productores a convertirse en Transportistas sin concurso.

Por el otro lado Argentina también permitió la realización de gasoductos laterales (expansiones para exportación) realizadas por terceros interesados sin concurso, mediante la exigencia de un acuerdo previo con Transportistas preexistentes,

En el caso Chileno el sistema funcionó convenientemente por la presencia de diversos jugadores en igualdad de condiciones para competir por las autorizaciones.

Como conclusión de este tópico podemos citar que, la flexibilidad que fue necesaria introducir en Argentina para facilitar el desarrollo de los proyectos en el sector gasífero nos dice que el esquema de Licitaciones no es el más adecuado para un activo desarrollo de infraestructura de interconexión, máxime cuando coexisten sistemas regulatorios diferentes entre los países conectados.

Un tema central en la expansión de redes de transporte de vinculación internacional, que presenta fuertes asincronías en los diferentes países, es el de cómo reflejan las tarifas de transporte sus costos económicos: si bien en Argentina y Bolivia las tarifas de transporte de gas reflejan el factor distancia en su costo, las tarifas brasileñas no responden adecuadamente a estos “Drivers”, quedando establecido una única tarifa sin efecto distancia, no permitiendo la generación de señales adecuadas de costos en las actividades de extensión, ampliación y operación de los ductos.

Es esencial procurar el establecimiento de una política similar en los países vinculados, para evitar distorsiones y futuros conflictos en el aprovechamiento de las ventajas comparativas y servir eficientemente a los usuarios. En ese aspecto vale señalar las siguientes cuestiones:

El Protocolo de Integración entre Argentina y Brasil hace referencia a principios tarifarios que no son aplicados correctamente (aplicación del principio de acceso abierto, tarifas reguladas basadas en costos económicos),

Los principios integradores incluidos en el memorando de entendimiento para la integración gasífera firmado entre ambos países, tampoco son satisfechos (Condiciones competitivas en la producción de gas; el ya citado de tarifas basadas en costos; Apertura de los mercados desafiables, etc.)

Las tarifas de transporte no reflejaron los "Drivers" de los costos económicos, para los servicios básicos y ello ha generado conflictos de diverso tipo a la hora de su resolución.

El factor “distancia” no ha sido adecuadamente tenido en cuenta, en la construcción de tarifas de transporte internacional, en especial teniendo en cuenta el carácter poco mallado de las redes de transporte. Esta es la metodología impulsada e implementada en el Brasil (tarifa de transporte uniforme). La misma no promueve una integración sana y de hecho perjudica la potencialidad de los beneficios implícitos en un movimiento integracionista regional. Más bien responde a estrategias de conservadurismo por parte de Petrobras. El transporte en Brasil tiene una tarifa de estampillado, que se suma al acceso negociado a las redes, lo que reduce notablemente los beneficios de un esquema de mercado, al introducir distorsiones que limitan el accionar de los agentes comercializadores de gas que, sin dudas, generan mayores beneficios para los usuarios finales industriales, comerciales o de gran porte.

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Los beneficios de la interconexión eléctrica o, en su caso, de la integración eléctrica, se encuentran en directa concordancia con las particularidades de la región. Estos beneficios comunes a cualquier proceso de interconexión o integración se presentan en la región del MERCOSUR y los países asociados con características que los tornan realmente importantes. En este sentido podemos decir que, Argentina se inserta en una región en la cual los países que la componen presentan situaciones heterogéneas respecto de sus matrices energéticas y que tanto la interconexión como la integración producen los beneficios antes mencionados.

Argentina posee excedentes en energía primaria y secundaria; Bolivia tiene excedentes importantes en energía primaria, aunque realiza pequeñas importaciones de energía secundaria para auto-abastecerse; Paraguay posee la particularidad de ser superavitario con las represas de Yaciretá e Itaipú funcionando a pleno; Brasil se encuentra en los límites de autoabastecimiento, y requiere aportes de energía y Uruguay y Chile son dependientes en energía primaria.

El principal recurso energético con que cuenta el MERCOSUR es su potencial hidroeléctrico, el cual representa (año 1992) el 52% del total de recursos energéticos disponibles en la región. La importancia de este potencial en cada uno de los países puede verse a través de los siguientes porcentajes: en Argentina 58% del total de recursos, en Brasil 50% del total (según estimación conservadora), en Paraguay 45% del total y en Uruguay 74%.

Los hidrocarburos líquidos y gaseosos constituyen solamente el 11% de los recursos energéticos del MERCOSUR, de los cuales el 6% corresponden a reservas probadas de petróleo y el 5% a reservas de gas natural. El carbón mineral representa el 16% de las reservas totales de energía del MERCOSUR, localizándose más del 90% de las mismas en Brasil.

La interconexión eléctrica se enmarca en una interconexión energética de la región ya que existen tanto represas de generación hidroeléctricas compartidas, como gasoductos y oleoductos.

Entre estas obras de interconexión podemos mencionar:

Represas de generación hidroeléctrica compartidas en la región:

Sobre el Río Paraná se encuentran las de Yaciretá (Argentina-Paraguay) y de Itaipú (Brasil Paraguay),

a) En el Río Uruguay se ubica la de Salto Grande (Argentina-Uruguay).

Existen, asimismo, estudios avanzados para la construcción de otras represas en cursos de agua fronterizos, sobre los ríos Uruguay y Paraná.

En la interconexión eléctrica los primeros pasos se dieron con las represas compartidas; por ejemplo, en Salto Grande se interconectaron los sistemas eléctricos de Argentina y Uruguay, y durante muchos años este último país exportó excedentes de energía al primero.

Complementariamente existen interconexiones eléctricas en Brasil y Uruguay, y recientemente se finalizó la negociación para la vinculación entre Argentina y Brasil a través de la interconexión Rincón- Garaby.

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La interconexión eléctrica que se comenzó a desarrollar bajo el sistema de prestación estatal del servicio de energía eléctrica se ha desarrollado de forma creciente en la última década. Luego de los procesos de transformación llevados a cabo en el sector eléctrico por los países de la región la interconexión se ha expandido a partir de inversiones llevada a cabo por agentes privados.

En un marco de integración de la región, fue precisamente en el sector energía donde se dieron los primeros y más tempranos avances en la vinculación entre los países. La Central Hidroeléctrica de Acaray (Paraguay) fue interconectada a Misiones (Argentina) a fines de los 60; poco tiempo después, en la década de los años 70, se construyó la represa de Salto Grande, en el Río Uruguay (compartida entre Argentina y Uruguay).

Entre los acuerdos de interconexión firmados en la última década cabe mencionar por su importancia el contrato celebrado entre la Companhia de Interconexao Energetica (CIEN), empresa adjudicataria de la licitación internacional, y Geralsul, Furnas y Electrosul, empresas concesionarias de servicios públicos de energía eléctrica del Brasil, para la importación de potencia firme con energía asociada.

Las inversiones realizadas en el sector eléctrico en nuestro país en los últimos años permitieron la incorporación de nuevos equipos de alta eficiencia (ciclos combinados) que, junto con los avances definitorios de Yacyretá, han producido excedentes exportables. Tomando en cuenta diversos proyectos de exportación, la Secretaría de Energía estableció en la Resolución SE Nº299/98, la necesidad de asegurar que los niveles exportables resulten compatibles con las reservas del sistema.

Es importante señalar que las interconexiones eléctricas de nuestro país con el resto de países de la región se han desarrollado aún a pesar de la existencia de barreras regulatorias e institucionales. En efecto, como principal barrera regulatoria, se puede señalar que en la actualidad la regulación de los mercados eléctricos de cada país considera la exportación como demanda en la frontera y la importación como generación. Analizando las restricciones que existen al desarrollo eficiente de las interconexiones entre países de la región, especialmente las asociadas a estándares y normas técnicas, operacionales, y comerciales podemos acotar lo siguiente:

Las interconexiones internacionales en la región son un medio para lograr que los consumidores accedan a un servicio eléctrico más eficiente, incremento en la garantía de suministro, y mejora en la calidad y seguridad del servicio.

El desarrollo de las interconexiones que se justifican desde una optimización del conjunto puede ser realizado por la actividad privada a su riesgo si lograra captar adecuadamente parte de la renta que las mismas introducen en el sector por los diferentes servicios antes mencionados.

Actualmente el desarrollo de los intercambios regionales se encuentra limitado en su alcance y eficiencia debido a que los servicios auxiliares no son compartidos, las señales económicas no siempre incentivan el uso de la potencia disponible, las transferencias spot, de oportunidad u ocasionales están restringidas, las normas de calidad no son generalmente homologables ni permiten una evaluación económica adecuada de las transferencias de calidad, el gas y la electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético y no existe una adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e importación.

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La eliminación de las restricciones generales que se han destacado y aquellas específicas de cada interconexión, exige un trabajo de detalle en la regulación de cada mercado y en los convenios de interconexión, que difícilmente se pueda realizar con la coordinación y la visión regional necesaria para asegurar el éxito del proceso si no se dispone de un plan general donde se establezca el objetivo de largo plazo.

Por lo antes mencionado podemos decir que solo se logrará la máxima eficiencia cuando se forme un mercado regional que cumpla con los mismos lineamientos de organización que los mercados nacionales.

Podemos ver que las señales que reciben los inversores para el desarrollo de las interconexiones no son homogéneas entre los países de la región:

Argentina: La falta de reconocimiento de las inversiones en el sistema de transmisión existente, la falta de aplicación efectiva del transporte firme en el país, así como la imposibilidad de expandir el mismo asociado a intercambios de oportunidad son condicionantes para la etapa de consolidación de las interconexiones. Si bien la Argentina a avanzado mucho en los temas asociados a la confiabilidad de servicio esta no ha alcanzado un nivel de homologación adecuado.

Bolivia: En algunos temas se están desarrollando los detalles reglamentarios, entre ellos los asociados al reconocimiento de la potencia. El servicio de transmisión nacional tiene un sistema que asigna los cargos en función del uso. El área asignada a la demanda se abona en forma estampillada pudiendo introducir restricciones a las interconexiones eficientes. Además el uso de las interconexiones de transmisión fuera del Sistema Troncal de Interconexión, destinadas a transportar electricidad para exportación, debe ser convenido entre exportador y el transmisor introduciendo un tratamiento diferenciado. Respecto a la confiabilidad de servicios, se requiere un mayor desarrollo para alcanzar un nivel de confiabilidad homologable.

Brasil: Los compromisos firmes de exportación están sujetos a las mismas condiciones de racionamiento que el resto del sistema nacional. El reconocimiento de la potencia está en desarrollo y los servicios complementarios están restringidos al ámbito nacional. El servicio de transmisión tiene elementos en el diseño que deberían ser analizados en el marco de una integración eficiente regional, tales como el pago de una parte de los cargos de transmisión estampillados, el pago del cargo de transporte por exportación en función de su máximo requerimiento y el uso exclusivo y la necesidad de negociar el libre acceso que se le asigna a las interconexiones internacionales. Con respecto a la confiabilidad, si bien Brasil tiene un sistema muy desarrollado no ha alcanzado un adecuado nivel de homologación, es decir, adaptado a los requerimientos del mercado.

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3. Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes

a) Gas Natural

El capital privado no siempre encontró, en las re - estructuraciones llevadas a cabo en la industria del gas del cono sur, las condiciones ideales para una participación directa en cualquiera de los eslabones de la cadena de valor de la industria. En este sentido se favorecieron las asociaciones estratégicas y la integración de los negocios debido al efecto de: i) Marcos regulatorios no estructurados deliberadamente para favorecer la libre – competencia, que fueron mejor aprovechadas por las empresas integradas con participación estatal (recordemos el sistema regulatorio de “Baja Intensidad” estructurado en Brasil para el Transporte de gas, que mencionáramos precedentemente), ii) en este sentido, especial atención merecen (en la estructura de negocios brasileña) la ausencia de un marco 100% competitivo en el tema de libertades de contratación y acceso a redes, conjugado con un monopolio de servicio (Petrobras – Accesos negociados), que atentaron de manera explícita contra uno de los pilares básicos de la prestación moderna de los SSPP y del establecimiento de la Actividad de la Regulación el Acceso Abierto a las redes; iii) las funciones regulatorias, en este caso tienen un desenvolvimiento especial, puesto que tanto regulador, como regulado pertenecen al ámbito estatal, pudiendo coordinar de manera más efectiva, de esta manera, las políticas energéticas estatales.

Este planteo político genera los siguientes desajustes o asincronías:

Un marco regulatorio débil o de “Baja Intensidad”, resta transparencia a las transacciones.

La negociación de contratos de transporte de manera particular e individualizada entre Ingresante y operador, genera la posibilidad de tratamientos que pueden ser proteccionistas o conservadores, que discriminan condiciones de acceso y contratación, en contraposición con un tipo de acceso regulado “ex – ante”. Exacerbación del abuso de poder dominante.

Este sistema debería favorecer la obtención de financiamiento por el carácter integrado del negocio. No existen condiciones de libre competencia, en la práctica, para el desarrollo del negocio regional de transporte.

A pesar de todo lo mencionado, los Protocolos de Integración Energética no incluyen compromisos o reservas en lo que respecta a la integración vertical en la cadena de la Industria, con lo que se han dificultado las posibilidades de acceso a la infraestructura de uso común, afectado el volumen del intercambio y las chances de acelerar la integración. Esta falta de previsión en los gestores de los protocolos madre, ha encorsetado el desarrollo energético regional.

En este sentido una de las diferencias regulatorias más relevantes entre Argentina y Brasil, reside en que mientras en Argentina se prohíbe la integración vertical directa o indirecta entre los eslabones de la cadena; en Brasil no existe ningún impedimento para ello, salvo la exigencia de formar empresas separadas. Surge aquí una asincronía no detectada en el protocolo de integración.

Como se desprende de lo mencionado, especial sensibilidad tiene el posicionamiento de las compañías petroleras en el MERCOSUR, dado que la actividad de producción, que

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esencialmente tiene costos de exploración y explotación en dólares, es una actividad de riesgo. En Argentina hoy se encuentra remunerada con un control de precios que desalienta al productor a invertir en nuevos pozos de gas o que margina a aquellos que tienen en su poder la explotación de pozos de gas dedicados. Todo esto no hace más que atentar contra el equilibrio de largo plazo del mercado (la oferta irá disminuyendo y no habrá capacidad para poder incorporar nuevos consumos locales o de exportación). En nuestro país el principal actor emergente es Repsol – YPF, con una alta y hegemónica participación en el mercado argentino.

Es de destacar el "role playing" jugado por Petrobras, quien en su posicionamiento ha planteado un comportamiento, presuntamente defensivo: Hoy es el mayor operador de gas en Bolivia y se posicionó fuertemente en Argentina, comprando la segunda empresa en cantidad de reservas comprobadas, sino que además, se embarcó en el megaproyecto de construcción del gasoducto Santa Cruz de la Sierras– San Pablo (oferta de energía – oferta de capacidad de transporte). En este intento por la hegemonización del gas Boliviano, se puede ver un planteo estratégico muy fuerte, que debe ser contenido institucionalmente y en el diseño de las infraestructuras que posibiliten derribar las barreras anticompetitivas y colutorias de los “big players” petroleros regionales.

Pero se debe tener en cuenta que los restantes jugadores no se han quedado de brazos cruzados, y tanto British Gas, como Amoco, Repsol YPF y Total Fina Elf, han ubicado sus fichas, de manera tal de responder a sus expectativas de segmentación del mercado.

Este planteo estratégico no hace otra cosa que ubicar a un jugador como oferente de un lado de la frontera y demandante desde el otro, con lo que se hace muy difícil poder operar en un esquema de negocio con garantías de no-ejercicio de poder de mercado.

Al respecto, no debe olvidarse, que en la costa paulista, la petrolera estatal brasileña está hace años explorando pozos de altísima profundidad, en los cuales habría interesantes reservas comprobadas de gas, en zonas muy cercanas a la costa de San Pablo (gran centro de consumos). Esto no haría otra cosa que fortalecer su posición hegemónica regional.

Las señales de precios generadas, respecto de la transparencia de los precios del gas, son erráticas: mientras que en Argentina y, como ya dijimos, hasta 2001 funcionaban bastante bien, en Brasil no existe hasta el momento una clara identificación de los costos económicos versus el precio del energético. Esto le quita, no solo competitividad al mercado, sino también que genera un cono de sombras respecto del ya mencionado posicionamiento de Petrobras en todo el cono sur.

Sumado a todo lo dicho precedentemente, se encuentra el tema de la fijación de las tarifas de transporte: la región no cuenta con unicidad de criterios y los mercados brasileros tienen montado un esquema del tipo estampillado, en el que la tarifa de transporte en territorio y para clientes del Brasil son las mismas ya sea a dos kilómetros de la frontera con Bolivia o directamente en la ciudad de Río de Janeiro. La ausencia de una tarifación basada en distancia (como en la Argentina) y en el "Net Back Pricing", no permite estructurar un mercado competitivo y eficiente en términos económicos.

Otra deuda pendiente de toda la región es la de vertebrar medidas Regulatorias que impulsen claramente el establecimiento de Comercializadores. En Brasil Petrobras limita históricamente el establecimiento de un grupo de "traders" de peso y con impacto en el negocio, mientras que

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en Argentina estos actores, si bien existen, no han logrado un volumen de negocios atractivo, hasta la fecha (condicionado fuertemente por el dictado de la ley 25.561).

Para acentuar aún más las divergencias entre los mecanismos regulatorios referidos al control de las actividades monopólicas de los agentes del GN entre Argentina y Brasil, podemos apelar al análisis ya mencionado previamente, respecto de la visión global respecto de la regulación hoy existente en ambos países, respecto del gas natural:

País

Grado de intervención del gobierno

Intensidad de la regulación

Presencia del gobierno en el sector

Intervención del gobierno en la

formación de preciosActual Tendencia Actual Tendencia Actual Tendencia

Argentina M ¿? B ¿? B ¿?Brasil B Inc. A = A Red

A = AltoB = BajoM = Medio¿? = Se IgnoraRed = Se presume una reducciónInc. = Incremento en la tendenciaInc.?? = Se ignora, pero se presupone un incremento en la tendencia

Un comentario final merece la ausencia, en términos regionales, de un ámbito institucional y de reglas para el monitoreo de la apertura y competencia de los diferentes mercados del MERCOSUR. Para no ingresar en materia de otras tesinas de este Ciclo Avanzado, solo mencionaremos que si bien a nivel de cada país existe algún grado de desarrollo de instituciones que protegen al comportamiento competitivo de los mercados, parecería ser que todavía no se logró un consenso lo suficientemente amplio como para establecer el funcionamiento de este tipo de organismos supranacionales. Merecen especial tratamiento los siguientes, sin ánimos de ser taxativos ni limitativos:

Tribunal regional para dirimir conflictos Ente de protección de la competencia y monitoreo de los mercados más importantes Ente regulador supranacional

b) Energía EléctricaSolo se logrará la máxima eficiencia cuando se forme un mercado regional que cumpla con los mismos lineamientos de organización que los mercados nacionales.

Podemos referir algunas condiciones necesarias para poder obtener una mayor complementariedad de los mercados productores de energía:

1. Convergencia regulatoria, en especial en la defensa de la competencia y en el diseño tarifario;

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2. Eliminar las restricciones de flujos en ambos sentidos, en las fronteras argentino – boliviana – brasileña

3. Alineamiento de los precios eléctricos en toda la región, para hacerla sustentable4. Reducción paulatina hasta su eliminación, de los subsidios explícitos a combustibles (GLP,

Fuel Oil, etc.)

El desarrollo de mercados eficientes, requiere que los mercados nacionales permitan intercambios internacionales, promuevan la eficiencia, la no discriminación y reciprocidad, respeten los contratos, realicen el despacho económico (incluyendo oferta y demanda agregadas en las interconexiones internacionales), respeten los criterios generales de seguridad e información y seguridad jurídica. Para ello es necesario que exista un acuerdo que habilite un tipo de regulación como la indicada, tal como se ha realizado en la zona del MERCOSUR.

Analizando específicamente la interconexión, se requiere que la metodología de expansión de las interconexiones sea consistente con las señales regulatorias asignadas, que se permita la optimización del uso de los servicios auxiliares, y que se conozca los compromisos de suministros firmes.

B. Unión Europea: Lecciones desde un modelo maduro

En este apartado pasaremos revista a los principales hitos que emergen del proceso de integración encarado en la Unión Europea, tomado como punto de referencia de modelo maduro, con sus errores y con sus aciertos, señalando los temas más interesantes desde la perspectiva integracionista sudamericana.

La energía ha sido el pilar básico en la construcción de la Unión Europea. El sistema eléctrico interconectado ha sido importante no - solo en el ámbito del desarrollo económico de las naciones europeas sino que ha consolidado entre ellas un espíritu de cooperación y de comportamiento del conocimiento de las responsabilidades de indudable repercusión en lo social y político. Medio siglo de historia avala al sistema eléctrico interconectado europeo como el más grande y seguro del mundo.

El tratado que establece la Comunidad Europea ha sido el texto legal fundamental que ha orientado el proceso de la integración europea, especialmente en el sector energético, donde suplió, efectivamente en la mayoría de los casos, la falta de una política energética común de la unión europea (UE). Las reglas generales y las disposiciones sobre el libre movimiento de los bienes, las personas, los servicios y el capital, sobre prácticas no discriminatorias por parte de los monopolios estatales, etc., permitieron el cumplimiento gradual de una amplia gama de condiciones económicas, necesarias para el desarrollo sin obstáculos del mercado interno de la energía.

La comunidad apunta a fomentar la optimización de los recursos, estimular sinergias y evitar duplicaciones. No se puede desarrollar una política energética independientemente de otras políticas y actividades relevantes de la comunidad. De fundamental importancia para el sector energético es el desarrollo paralelo y, a veces, interactivo de otros tipos de políticas e instrumentos de la comunidad

La comisión tomó un largo período, de casi 10 años, para desarrollar esquemas alternativos de liberalización de mercados que fueran ampliamente aceptados, incorporando un enfoque más

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conservador (gradual en etapas) y más puntual, que llevó a la promulgación de las Directivas de Electricidad (1996) y de Gas (1998).

Los primeros elementos de la transformación del mercado europeo están contenidos en las Directivas 90/377/CEE del 29 de junio de 1990, relativa a un procedimiento comunitario que garantice la transparencia de los precios aplicables a los consumidores industriales finales de gas y de electricidad y 90/547/CEE del 29 de octubre de 1990, relativa al tránsito de electricidad por las grandes redes.

Sin embargo, ambas Decisiones fueron preliminares, siendo que el concepto del mercado interior tuvo recién un principio cierto de ejecución mediante el dictado de la Directiva 96/92/CE por el Parlamento Europeo y el Consejo de la Comunidad, con fecha 19 de diciembre de 1996.

La Directiva 92/96/CE establece normas comunes de generación, transmisión y distribución de electricidad y define las modalidades de organización y funcionamiento del sector de la electricidad, el acceso al mercado, los criterios y procedimientos aplicables respecto de las licitaciones y autorizaciones, así como de explotación de las redes. Establece también los plazos máximos dentro de los cuales los Estados Miembros deberán adecuar su organización sectorial a lo previsto.

Pese a parecer un desarrollo importante en comparación con la situación preexistente de empresas integradas e intercambios - esencialmente - de excedentes, los Reguladores y los agentes europeos manifiestan su inquietud por la lentitud de los cambios.

A efectos de brindar dinamismo a la transformación hacia el mercado interior se ha creado el llamado Foro de Florencia, donde participan todos los actores, tanto institucionales como comerciales más una nueva institución, el Consejo de Reguladores Europeos (CEER), constituida para el tratamiento de los problemas comunitarios.

Entre los aspectos que el Foro ha identificado como prioritario está la armonización regulatoria. La tendencia que se observa al realizar el análisis de los documentos del CEER es que los Reguladores consideran que el paradigma del transporte transeuropeo debe aproximar los siguientes criterios:

Enviar señales económicas a los usuarios de la red basadas en los precios marginales de corto plazo, comprendiendo pérdidas y congestión, es decir un sistema de precios nodales.

Imputar los ingresos tarifarios del transporte al pago parcial de los costos de la red.

Cargar a los usuarios con el monto faltante para completar el ingreso requerido.

En relación con la expansión de los enlaces internacionales, la CEER está estudiando los cuellos de botella más significativos, identificando tres problemas:

La actual capacidad de interconexión es insuficiente para promover CBT eficientes.

La inexistencia de instituciones de carácter comunitario y ejecutivo que faciliten la recepción de propuestas de expansión, la gestión del proceso administrativo de la expansión, la asignación de sus costos, la resolución de los problemas medioambientales y la detección y eliminación de barreras regulatorias.

No existen los procedimientos necesarios para establecer de manera transparente la justificación de un refuerzo que deba ser realizado en beneficio del conjunto de los sistemas

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nacionales, la identificación de los beneficiarios y la asignación transparente y equitativa de sus costos a esos beneficiarios.

Principales Problemas Identificados

El Mercado Interior europeo de la energía eléctrica no tiene aún existencia real. El análisis de los documentos comunitarios permite establecer que el criterio seguido es promover la constitución de mercados regionales para, a posteriori, integrarlos en un único Mercado Europeo.

Conviene indicar que la tarea parece ciclópea, considerando que existen varios problemas pendientes, entre ellos:

Los distintos Mercados Regionales han evolucionado cada uno con una regulación propia, no existiendo al presente un modelo aceptado para su armonización y para el desarrollo de mercados incipientes como en el caso de EE.UU., donde la FERC ha elaborado un modelo que, pese a ser discutido, sirve como pauta para la evolución ordenada.

La capacidad de interconexión entre regiones es insuficiente y, en alguna medida, se encuentra asignada a contratos bilaterales preexistentes, que dificultan los intercambios eficientes.

No existe aún un regulador comunitario que pueda dar pautas de validez general

Nueva Directiva del Parlamento Europeo

El 15 de Julio de 2003 se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo del 26 de junio de 2003 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92 /CE.

La Directiva 92/96 ha puesto de manifiesto las ventajas que pueden derivarse del mercado interior de electricidad en lo que se refiere a mayor eficacia, reducciones en los precios, mejora de la calidad de servicio y mayor competitividad. La Directiva 54 considera que subsisten deficiencias importantes y es posible mejorar el funcionamiento del mercado, en particular son necesarias medidas concretas para garantizar condiciones equitativas en el ámbito de la generación y para reducir el riesgo de que aparezcan posiciones dominantes y comportamiento abusivo, garantizando así tarifas de transporte y distribución no discriminatorias mediante un acceso a la red basado en tarifas publicadas antes de su entrada en vigor, y velando por la protección de los derechos de los pequeños clientes y de los clientes vulnerables y la publicación de información sobres las fuentes de energía para producción de electricidad, así como referencia a las fuentes, cuando estén disponibles, que faciliten información sobre su impacto medioambiental.

Además de la Directiva mencionada, se sancionaron otras normas relevantes a tener en cuenta para el análisis. En adelante, se tratarán los puntos o variables relevantes que se consideraron para el desarrollo del presente trabajo, tomando cada uno de los puntos o variables separadamente para Gas y Energía Eléctrica.

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a) Gas Natural

En el caso de la integración energética de la Unión Europea hubo un minucioso análisis de la problemática sectorial de cada país que concluyó en un diagnóstico abarcativo de todos los aspectos de modificación requerida y a una agenda que llevaba implícita un sendero de convergencia. A continuación resumimos los principales puntos que pudimos reseñar:

Para empezar, el proceso de integración energética se enfrentó con las diferentes estructuras de organización en las industrias gasíferas de los países miembro, que, entre otros, implicaban los siguientes inconvenientes de arranque:

En general, las Empresas eran Públicas e integradas; Se encontraban establecidos Derechos de Exclusividad para el comercio internacional de

gas; Los mercados eran cautivos de las empresas integradas. No existía competencia.

Toda la configuración implicaba que los negocios estaban estructurados fronteras adentro y para las fronteras adentro. No había, naturalmente, una preparación para el comercio internacional basado en la integración y la cooperación, sino una estructura de SSPP públicos.

La Directiva de Gas de 1998 se estructuró, entonces, con un proceso de apertura de los mercados y de introducción de competencia pautado en forma gradual a través del cumplimiento de una agenda por parte de los países, que implicaban modificaciones de los Marcos Regulatorios.

Atentos a la situación de arranque y teniendo en mente un mercado unificado basado en la complementariedad, cooperación y coordinación de recursos, se identificaron los factores clave en el proceso de integración encarado en la Unión Europea. Espacialmente en el proceso de apertura y unificación del mercado se identificaron temas centrales sobre los cuales se dispusieron medidas concretas respecto de la desregulación de mercados y clientes:

Diversificación de la Oferta en el mercado “Upstream”. En Europa también encontramos el problema de la concentración económica del gas en manos de pocos proveedores, algunos países optaron por establecer programas de reventa de gas a las empresas que detentaban un poder significativo del mercado bajo los cuales se les obligaba a desprenderse de un porcentaje de su gas.

Fijación del objetivo de apertura total del mercado de distribución. Prácticamente todos los países miembros tienen prevista la apertura total del mercado, obviamente en forma escalonada. En promedio, actualmente el 80% de la demanda de gas de UE está abierta a la competencia; y llegará al 90% en el 2005. Los Estados miembros garantizarán que los clientes cualificados para elegir proveedor sean: desde el 1º de enero de 2004 todos los usuarios no residenciales y desde el 1º de enero de 2005 todos los clientes.

“Open Access”: el sistema de acceso regulado (similar al Argentino) a las redes y a tarifas reguladas y de publicación, fue una medida central en todo el proceso. Casi todas las actividades de transporte y distribución estructuradas en los últimos quince años han hecho del Acceso no discriminatorio a las redes una herramienta obligada para el objetivo de un mercado claro y transparente. Si bien en un principio la Directiva de

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Gas daba la libertad de optar por un ATR (acceso de terceros a las redes) regulado ó negociado, en un estadío superior se corrigió el rumbo y se instauró el sistema hoy vigente (acceso abierto, tarifas reguladas y publicadas). Estas tarifas deben ser aplicadas a todos los clientes elegibles o cualificados, en forma objetiva y sin discriminación.

Separación de actividades: el proceso de integración fue pensado de manera tal de poder desarticular las industrias integradas con que se contaba previo el lanzamiento de la Unión. Se consideró vital la desintegración de la industria en varias cadenas de valor (Producción – Transporte – Distribución – Comercialización). Como requisito de mínima se exigió que la apertura fuese al menos legal, si no accionaria. Al respecto quedó bien claro que el proceso de competencia fue más importante y efectivo en los países con procedimientos regulatorios más fuertes y con una separación de la propiedad real y efectiva (tal como el caso de Argentina).

Un mercado integrado requiere condiciones comerciales que impliquen señales de precios representativas de lo que sucede en la red: Las tarifas de acceso y los regímenes tarifarios deben reflejar criterios económicos. Los procedimientos de acceso deben ser flexibles y transparentes. Con ello se eliminan los precios, tarifas y condiciones artificiales que alejan de la realidad los avisos de congestión y necesidad de mayor infraestructura.

Hacia finales del año 2002 se analizó la situación del mercado de Gas en la Unión Europea, luego de varios años e intentos de dispar éxito en la práctica y se actualizó el esquema – objetivo de liberalización de la industria. Entre los puntos que se destacan como relevantes figuran:

Todos los países miembros -excepto Francia y Luxemburgo- tienen prevista la apertura total del mercado

En promedio, el 80% de la demanda de gas de UE estaba, a ese momento, abierta a la competencia; y llegará al 90% en 2005

Todos los Estados miembros, menos Alemania y Francia, han elegido un acceso regulado a las redes, en contraposición al acceso negociado.


Como se mencionara en la introducción del presente punto A de análisis, referente al estudio del caso de la Unión Europea, en este ítem en particular, se tratarán los Aspectos referidos al fomento de la Desregulación para el caso de la Energía Eléctrica.

También se citaron las normas respecto al Mercado Interior de la Electricidad en el Mercado Europeo, respecto a la energía eléctrica. Resta mencionar que se analizaron la Directiva 54, el Reglamento 1228 y la Decisión 1229 del Parlamento Europeo, todas sancionadas durante el año 2003. El Reglamento 2236 del año 1995 merece un análisis detallado, las normas previas y/o complementarias de las mencionadas también han sido analizadas, pero centraremos la atención en los puntos que mencionamos oportunamente.

Es importante señalar, que en el desarrollo de cada una de las variables, algunos ítems u objetivos pueden ser los mismos; aunque pueda parecer reiterativo se desea señalar todos los aspectos considerados relevantes en cada variable, por lo general, algunos objetivos van de la mano para más de una de las variables que analizamos.

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Respecto al punto que nos convoca, Aspectos referidos al fomento de la Desregulación, la Directiva 54/2003 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad ha considerado los siguientes objetivos:

Deberá conformarse un mercado interior plenamente abierto que permita a todos los consumidores elegir libremente a sus suministradores y a todos los suministradores abastecer libremente a sus clientes para que sea compatible con la libre circulación de mercancías, la libre prestación de servicios y la libertad de establecimiento que el Tratado garantiza a los ciudadanos europeos.

Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior competitivo están relacionados con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los distintos grados de apertura de los mercados entre los Estados miembros.

Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso a la red no discriminatorio, transparente y a precios razonables.

Para completar el mercado interior de la electricidad, los gestores de redes de transporte o distribución puedan acceder a la red en condiciones no discriminatorias, estos pueden constar de una o más empresas.

En caso de que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y transporte se deberán gestionar a través de entidades jurídicamente independientes. También es conveniente que los gestores de las redes de transporte y de distribución tengan derechos de decisión efectivos respecto de los activos necesarios para mantener, gestionar y desarrollar las redes cuando la propiedad y la gestión de dichos activos correspondan a una empresa integrada verticalmente. Es necesario que pueda garantizarse la independencia de los gestores de redes de distribución y de los gestores de redes de transporte, especialmente con respecto a intereses de generación y de suministro. Por consiguiente, deben establecerse estructuras de gestión independientes entre gestores de redes de distribución y gestores de redes de transporte y cualquier empresa de generación/suministro. No obstante, es importante distinguir entre dicha separación jurídica y la separación de la propiedad. La separación jurídica no implica un cambio en la propiedad de los activos y nada impide el empleo de condiciones similares o idénticas que apliquen en toda la empresa integrada verticalmente. Sin embargo, un proceso decisorio no discriminatorio debe estar garantizado mediante medidas organizativas respecto de la independencia de los responsables de las decisiones.

Los consumidores de electricidad deben poder elegir libremente a su suministrador. Sin embargo, conviene adoptar un enfoque progresivo para la realización del mercado interior de la electricidad, a fin de que las empresas puedan adaptarse y garantizar que se establezcan las medidas y regímenes adecuados para proteger los intereses de los consumidores y asegurar que éstos tengan un derecho real y efectivo de elección de su suministrador.

La apertura progresiva del mercado a la plena competencia debe permitir tan pronto como sea posible eliminar los desequilibrios entre Estados miembros. Debiendo garantizarse la transparencia y la seguridad jurídica en la aplicación de la Directiva que se describe.

Tomando como referencia lo mencionado en los bullets precedentes, a continuación se detallan algunos de los puntos que sancionó el Parlamento Europeo:

La organización del acceso a la red, acceso de terceros:

1. Los Estados miembros garantizarán la aplicación de un sistema de acceso de terceros a las redes de transporte y distribución basado en tarifas publicadas, aplicables a todos los clientes

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cualificados de forma objetiva y sin discriminación entre usuarios de la red. Los Estados miembros velarán por que dichas tarifas, o las metodologías para su cálculo, sean aprobadas antes de su entrada en vigor y por que tales tarifas, así como las metodologías, en caso de que sólo se aprueben las metodologías, se publiquen antes de su entrada en vigor.

2. El gestor de red de transporte o de distribución podrá denegar el acceso en caso de que no se disponga de la capacidad necesaria. La denegación deberá motivarse debidamente. Cuando se deniegue el acceso, los Estados miembros garantizarán, si procede, que el gestor de red de transporte o distribución proporcione la información oportuna sobre las medidas necesarias para reforzar la red. Podrá solicitarse a quien pida dicha información el pago de una cantidad razonable que refleje el coste del suministro de tal información.

En cuanto a la Apertura del mercado y reciprocidad se sancionó:

1. Los Estados miembros garantizarán que los clientes cualificados sean: hasta el 1 de julio de 2004, los clientes cualificados mencionados en los apartados 1 a 3 del artículo 19 de la Directiva 96/92/CE. Los Estados miembros publicarán anualmente, a más tardar el 31 de enero, los criterios de definición de estos clientes cualificados; a partir del 1 de julio de 2004, a más tardar, todos los clientes no domésticos; a partir del 1 de julio de 2007, todos los clientes.

2. Para evitar desequilibrios en la apertura de los mercados de la electricidad:

a) no podrán prohibirse los contratos de suministro de electricidad con un cliente cualificado de la red de otro Estado miembro si el cliente está considerado cualificado en las dos redes;

b) en los casos en que las transacciones descritas en la letra a) sean denegadas debido a que el cliente esté cualificado sólo en una de las dos redes, la Comisión, teniendo en cuenta la situación del mercado y el interés común, podrá obligar a la parte denegante a efectuar el suministro solicitado a petición del Estado miembro en el que esté situado el cliente cualificado.

El Reglamento (CE) nº 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad, ha considerado los siguientes lineamientos en cuanto a la variable en análisis:

- Durante el año 2000, el Consejo Europeo pidió que se realizaran rápidamente los trabajos necesarios para completar el mercado interior en los sectores de la electricidad y el gas, y para acelerar la liberalización a fin de lograr un mercado interior completamente operativo.

- Debe fomentarse la creación del mercado interior mediante la intensificación del comercio de electricidad, actualmente poco desarrollado en comparación con otros sectores de la economía.

- Deben aplicarse normas equitativas, ajustadas a los costes, transparentes y directamente aplicables, que tengan en cuenta la comparación de gestores de redes eficientes en zonas estructuralmente comparables, en materia de tarificación transfronteriza y asignación de la capacidad de interconexión disponible, que completen las disposiciones de la Directiva

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96/92/CE, a fin de garantizar el acceso efectivo a las redes de transporte con objeto de realizar transacciones transfronterizas.

- El Consejo de Energía durante el año 2000 invitó en sus conclusiones a la Comisión, a los Estados miembros y a las autoridades reguladoras nacionales/administraciones nacionales a que garantizasen una aplicación oportuna de las medidas de gestión de la congestión y, en coordinación con los Operadores Europeos del Sistema de Transporte (ETSO), a una rápida introducción de un sistema de tarificación sólido para el largo plazo que proporcione las señales adecuadas de reparto de los costes a los operadores del mercado.

- Los problemas de congestión deben tratarse con métodos aplicados que proporcionen indicadores económicos correctos a los gestores de redes de transporte y a los participantes del mercado, y se basen en mecanismos de mercado.

- Deben establecerse procedimientos que permitan a la Comisión adoptar decisiones y directrices en materia de tarifación y asignación de capacidad, asegurando la participación de las autoridades reguladoras de los Estados miembros en este proceso a través de su asociación europea. Las autoridades reguladoras, junto con otras autoridades competentes de los Estados miembros, deben contribuir al buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.


a) Gas Natural

En relación con la problemática del refuerzo y la expansión de la infraestructura de transporte de gas, la Unión Europea necesitó replantear su esquema de negocios, en función del carácter nacional e integrado de cada compañía de SSPP de gas natural, pre – integración, hacia un modelo que, desintegrado verticalmente y con nuevos jugadores en escena, satisfaga los requisitos de seguridad de suministro, complementariedad energética y una adecuada prospectiva que minimice la congestión de los puntos de interconexión.

A tal fin, entre los temas inherentes a la integración energética, se situaron los siguientes:

Creación de un Marco de Seguridad de Abastecimiento: Debido a la creciente interdependencia energética entre los países de la Unión y a la creciente importación de energía desde países extra comunitarios, se determinó que se requieren arreglos que garanticen los suministros dentro de la región.

Definición de un Plan de Crisis: con el mismo objetivo que el citado en el punto previo, y en sintonía con el marco de suministro, se definió como de vital importancia la creación de un plan de crisis que permita discernir cuáles son los actores y cuáles son las medidas a aplicar en momentos de “cuellos de botella” en el suministro. Obviamente, fundan estos objetivos los conceptos de coordinación y cooperación, que se encuentran subyacentes en todo proceso de integración.

Nueva infraestructura para los vínculos congestionados. Siendo los vínculos físicos la condición inicial para cualquier integración de los mercados que apuesten a la integración a nivel transaccional del gas, los países de la región deben constatar fehacientemente cuellos de botella críticos en los vínculos de interconexión que no

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surjan de congestión creada discrecionalmente por parte de empresas existentes, identificando iniciativas hechas por inversores y creando condiciones favorables desde el punto de vista regulatorio para el desarrollo de esos proyectos de interconexión.

Al respecto, en un informe emitido por la Comisión (2001) y presentado al Parlamento y al Consejo, se efectúa un diagnóstico de los ductos de interconexión existentes a dicha fecha y su utilización eficiente. En dicho informe se resalta la importancia de mantener un nivel de infraestructura adecuado a las necesidades de tráfico de gas. Señala, asimismo, que la existencia de continuos y persistentes niveles de congestión no constituyen un campo fértil para el desarrollo de un mercado de gas maduro.

Según concluye el trabajo, la congestión persistente en las interconexiones puede originarse en la utilización sub – óptimas de las instalaciones, ó en la inexistencia de capacidad de transporte internacional suficiente. Sin embargo, observa que la barrera más significativa al respecto viene dada por la estructura verticalmente integrada de las empresas pre - existentes que, en muchos de los casos, pueden tener pocos incentivos en resolver los problemas de congestión en las interconexiones en vistas de la adopción de políticas conservadoras o defensivas.

Otros ingredientes que intervienen en una baja dinámica expansionista de la infraestructura de transporte de gas vienen dados por: (i) Estructuras tarifarias de transporte diferente de la del resto de países; (ii) Procedimientos de reserva de capacidad poco flexibles (no dan flexibilidad para cambiar fuentes de provisión del gas sin que aumenten sus costos; condiciones inflexibles para contratos de capacidad por menores tiempos que conducen a cargos más elevados, no permiten calcular la capacidad disponible de transporte; no permiten el ejercicio de un mercado secundario de reventa de capacidad no utilizada). Estos temas restringen el grado de intercambios entre los países. Estas distorsiones indicarían porqué se están constatando bajos niveles de utilización de los ductos de interconexión.

En esta línea, hacia finales de la Comisión realizó una serie de propuestas tendientes a fomentar la ejecución de más y mejores vínculos de transporte de gas y a una mejor utilización de la inversión hundida:

Uso Eficiente de Infraestructura: Propone modificaciones al régimen regulatorio, con el fin de incrementar la eficiencia en la utilización de la capacidad instalada. Básicamente estas modificaciones, atañen a mecanismos que permitan incrementar la transparencia de las decisiones tomadas y los flujos transados en las redes de Alta Presión.

Adopción de un rol de “sponsor” más que de planificador: la propuesta es la de identificar los obstáculos existentes (físicos, legales, regulatorios, etc.) para la maduración de los proyectos y la promoción de medidas que coadyuven a su materialización.

Adopción de un rol de “facilitador” económico de los proyectos, mediante créditos blandos tendientes a viabilizar la ejecución de las redes

Búsqueda de los compromisos políticos de cada país miembro, en función de la creación de condiciones que permitan madurar la ejecución de los gasoductos.

Un punto fundamental resulta el de la armonización y sincronización de las pautas regulatorias inherentes a los proyectos, de la normativa técnica, de la emisión de Autorizaciones y permisos, etc.

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La cuestión más relevante en el desarrollo del presente análisis obviamente es el Desarrollo de la Infraestructura. La oferta y la demanda de energéticos como cualquier otro bien o servicio deben poder contactarse e intercambiar y poder circular libremente entre la región, para lo cual es necesario disponer de las redes de transmisión. Ello conlleva a la necesidad de contar con la infraestructura de redes para realizar las operaciones, en este sentido, lo que nos interesa, son las redes transfronterizas que comunican entre sí a distintos países de la Unión Europea.

Como se mencionó en el análisis de la variable referida al fomento de la desregulación, se estudiaron las últimas Normas del Parlamento Europeo. En este caso en particular se tratará con detalle el Reglamento N° 2236/95 del Consejo del año 1995 por el que se determinan las normas generales para la concesión de ayudas financieras comunitarias en el ámbito de las redes transeuropeas. El Reglamento mencionado ha sido modificado por varias normas posteriores, es útil en principio tomar de éste los lineamientos de cómo se proveen los fondos para los financiamientos, también deberá tenerse en cuenta que se modificaron proyectos y normas generales de acceso a las redes que se estudiarán más adelante.

El artículo 129 C del Tratado dispone que la Comunidad elabore un conjunto de orientaciones relativas a los objetivos, prioridades y grandes líneas de las acciones previstas en el ámbito de las redes transeuropeas y que podrá apoyar los esfuerzos financieros de los Estados miembros en la realización de las redes transeuropeas.

El Reglamento aludido considera, en cuanto a la financiación de las redes, que deberá propiciarse una mayor participación del capital privado y potenciarse la cooperación entre el sector público y el sector privado.

Otras consideraciones que tiene en cuenta el reglamento son las siguientes:

- La ayuda comunitaria puede dirigirse, a estudios de viabilidad, garantías de créditos o bonificaciones de intereses; dichas bonificaciones y garantías se refieren, en particular, al apoyo financiero del Banco Europeo de Inversiones u otras entidades financieras públicas o privadas; que, en determinados casos debidamente justificados, podrán preverse subvenciones directas de la inversión.

- Las garantías de crédito serán concedidas sobre una base comercial por el Fondo Europeo de Inversiones o por otras entidades financieras, y una ayuda financiera comunitaria podría cubrir totalmente o en parte las primas abonadas por los beneficiarios de dichas garantías.

- La ayuda comunitaria está destinada esencialmente a la superación de los obstáculos financieros que pudieran surgir en la fase inicial de un proyecto.

- Conviene asimismo tomar en consideración otros aspectos tales como el efecto de estimulación de la financiación pública y privada, los efectos socioeconómicos directos o indirectos de los proyectos, en particular los efectos en el empleo, así como las consecuencias medioambientales.

- La Comisión debe velar por que exista una coordinación eficaz de las acciones comunitarias que afecten a las redes transeuropeas, en especial entre los recursos concedidos para la financiación de dichas redes y los concedidos por los Fondos estructurales, el Fondo de Cohesión, el Fondo Europeo de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones

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Finalmente podemos citar algunas de las definiciones en cuanto al ámbito de aplicación, requisitos para la concesión de la ayuda, criterios de selección de las obras, compatibilidades y recursos presupuestarios:

El Reglamento define las condiciones, modalidades y procedimientos de concesión de ayudas comunitarias en favor de proyectos de interés común en el campo de las redes transeuropeas de infraestructuras de transporte, telecomunicaciones y energía.

Los requisitos para la concesión de la ayuda son:

1. Solamente podrá concederse ayuda comunitaria a los proyectos de interés común. Podrá concederse ayuda también para partes de proyectos, en la medida en que dichas partes constituyan unidades independientes desde los puntos de vista técnico y financiero.

2. Podrán optar a la ayuda los proyectos que estén financiados por los Estados miembros o por autoridades regionales o locales o por organismos que trabajen en un marco administrativo o legal que los equipare a entidades públicas, en especial las empresas públicas o privadas que gestionen servicios públicos o de interés público. Se considerará que un proyecto está financiado por un Estado miembro cada vez que sea realizado o esté directamente financiado por una autoridad pública o reciba ayudas públicas o procedentes de recursos públicos, en la forma que sea, concedidas por organismos nacionales, regionales o locales.

Criterios de selección de los proyectos

Se concederá ayuda a los proyectos en función de la medida en que contribuyan a la consecución de los objetivos enunciados en el artículo 129 B del Tratado y de los demás objetivos y prioridades definidos en las orientaciones a que se refiere el apartado 1 del artículo 129 C.

La ayuda comunitaria se destinará a los proyectos que tengan viabilidad económica potencial y cuya rentabilidad financiera, en el momento de la solicitud, se considere insuficiente.

La decisión de conceder ayuda comunitaria debería también tener en cuenta:- la madurez del proyecto,- el efecto de estímulo que la intervención comunitaria ejercerá en la financiación pública y privada,- la solidez del dispositivo financiero del proyecto,- los efectos socioeconómicos directos e indirectos, sobre todo en el empleo,- las consecuencias medioambientales.

Se tendrá en cuenta asimismo, sobre todo para los proyectos transfronterizos, la coordinación en el tiempo de las distintas partes de dichos proyectos.

En cuanto a la Compatibilidad, los proyectos financiados por lo dispuesto en el Reglamento deberán cumplir las disposiciones del Derecho comunitario y de las políticas comunitarias, en particular en materia de protección del medio ambiente, de competencia y de adjudicación de contratos públicos.

En el Reglamento se había definido en su oportunidad los recursos presupuestarios, cuyo importe de referencia financiera para la ejecución, para el período 1995-1999, ascendía a 2 345

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millones de euros. La autoridad presupuestaria otorgará los créditos anuales dentro de los límites de las perspectivas financieras.

Hasta aquí se desarrollo el tema concerniente a los proyectos de inversión en infraestructura respecto a las definiciones de interés común de la comunidad y su financiamiento; este punto lo asumimos como sumamente relevante para arribar a nuestras conclusiones finales respecto a la iniciativa y estímulo para la realización de inversiones en infraestructura.

Seguidamente, aunque podría haber sido el principio del análisis de esta variable, se describirán las consideraciones del Parlamento Europeo sobre el mercado interior de electricidad referido al desarrollo de Infraestructura.

La Directiva 54 del 2003 ha considerado los siguientes principios:

- Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior plenamente operativo y competitivo están relacionados con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los distintos grados de apertura de los mercados entre los Estados miembros.

- Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso a la red no discriminatorio, transparente y a precios razonables.

- Los gestores de redes de transporte o distribución puedan acceder a la red en condiciones no discriminatorias. Un gestor de red de transporte o distribución puede constar de una o más empresas.

- A fin de garantizar un acceso eficaz y no discriminatorio a la red, es conveniente que, en caso de que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y transporte se gestionen a través de entidades jurídicamente independientes.

- Las medidas aplicadas por los Estados miembros para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados, recurriendo, en su caso, a todos los instrumentos nacionales o comunitarios existentes. Esos instrumentos podrán incluir mecanismos de responsabilidad para garantizar la inversión necesaria.

La Decisión Nº 1229/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo del 26 de junio de 2003 establece un conjunto de orientaciones sobre las redes transeuropeas en el sector de la energía, además, ha perfeccionado los lineamientos citados en el Reglamento Nº 2236/95, así como también actualiza el listado de los proyectos de interés común y prioritarios, la decisión considera:

- Con posterioridad a la adopción de la decisión 1254/96, ha surgido la necesidad de añadir nuevas prioridades, a fin de poner de relieve los proyectos que revisten una importancia particular, de actualizar la lista de los proyectos y de adaptar el procedimiento utilizado para la identificación de proyectos.

- Las nuevas prioridades resultan, por una parte, de la realización de un mercado interior de la energía más abierto y competitivo, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural. Las nuevas prioridades se ajustan a las conclusiones del Consejo Europeo sobre el desarrollo de las infraestructuras necesarias para el funcionamiento del

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mercado de la energía. Debe hacerse un esfuerzo especial para lograr el objetivo de hacer un mayor uso de las fuentes de energía renovables, contribuyendo así a impulsar una política de desarrollo sostenible.

- Por norma, la construcción y el mantenimiento de la infraestructura energética deben estar sujetos a los principios del mercado. Esto se ajusta también a las propuestas de la Comisión de consecución del mercado interior de la energía y a las normas comunes en materia de competencia, que tienen como objetivo la creación de un mercado interior de la energía más abierto y competitivo. Por lo tanto, la ayuda financiera comunitaria concedida para fines de construcción y mantenimiento ha de tener un carácter muy excepcional. Estas excepciones deben estar debidamente justificadas.

- La infraestructura energética debe construirse y mantenerse de manera que permita que el mercado interior de la energía funcione de manera eficiente, sin apartarse de los criterios de un servicio estratégico y, cuando proceda, universal. Las prioridades resultan asimismo de la creciente importancia de las redes transeuropeas de energía para diversificar el abastecimiento de gas de la Comunidad, para integrar las redes energéticas de los países candidatos y para garantizar el funcionamiento coordinado de las redes eléctricas de Europa y de las cuencas del Mar Mediterráneo y del Mar Negro.

- Es necesario poner de relieve, entre los proyectos pertenecientes a las redes transeuropeas de energía, proyectos prioritarios que tienen un valor muy importante para el funcionamiento del mercado interior de la energía o para la seguridad del abastecimiento energético.

- La adaptación del procedimiento de identificación de los proyectos pertenecientes a las redes transeuropeas de energía resulta necesaria a fin de aplicar de forma armoniosa el Reglamento (CE) no 2236/95 del Consejo, de 18 de septiembre de 1995, por el que se determinan las normas generales para la concesión de ayudas financieras comunitarias en el ámbito de las redes transeuropeas

- El procedimiento de identificación de los proyectos pertenecientes a las redes transeuropeas de energía debe adaptarse mediante un proceso a dos niveles, a saber, un primer nivel que identificaría un número limitado de proyectos de interés común definidos temáticamente y un segundo nivel que describiría de forma detallada los proyectos, denominados especificaciones.

- Dado que las especificaciones de los proyectos pueden cambiar, se recogen con carácter indicativo. La Comisión debe, pues, continuar estando facultada para actualizarlos. Dado que el proyecto puede tener considerables implicaciones políticas y económicas, debe encontrarse un equilibrio adecuado entre supervisión legislativa y flexibilidad a la hora de determinar qué proyectos merecen recibir ayudas comunitarias.

- Uno de los criterios que debe tenerse en cuenta para los proyectos es que presenten viabilidad económica. La evaluación de la viabilidad económica se basará en el análisis costo/beneficio teniendo en cuenta todos los costos y beneficios incluidos aquellos a medio y largo plazo vinculados a los aspectos medioambientales, la seguridad de abastecimiento y la contribución a la cohesión económica y social.

Seguidamente, se detallarán los lineamientos relativos a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad, estos fueron considerados y sancionados por el Reglamento Nº 1228/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo del año 2003.

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Las condiciones de acceso a la red son fundamentales de analizar para el desarrollo de la infraestructura, básicamente el problema tarifario. El Reglamento citado a considerado los siguientes principios:

- El Consejo de Energía invitó en sus conclusiones a la Comisión, a los Estados miembros y a las autoridades reguladoras nacionales/administraciones nacionales a que garantizasen una aplicación oportuna de las medidas de gestión de la congestión y, en coordinación con los Operadores Europeos del Sistema de Transporte (ETSO), a una rápida introducción de un sistema de tarificación sólido para el largo plazo que proporcione las señales adecuadas de reparto de los costes a los operadores del mercado.

- Sería necesario un sistema adecuado de incentivos de ubicación a largo plazo, basado en el principio de que el nivel de tarifas de acceso a la red debe reflejar, el equilibrio entre la producción y el consumo de la región de que se trate, partiendo de la base de una diferenciación de las tarifas de acceso a la red para los productores y/o consumidores.

- No sería apropiado imponer tarifas en función de la distancia o, en caso de que se proporcionen incentivos de ubicación adecuados, una tarifa específica aplicable únicamente a los exportadores o los importadores, además de la tarifa general por el acceso a la red nacional.

- Para lograr una competencia efectiva en el mercado interior debe establecerse una tarificación no discriminatoria y transparente por la utilización de la red.

- Debe evitarse que las normas divergentes en materia de seguridad, de explotación y de planificación utilizadas por los gestores de redes conduzcan a una distorsión de la competencia.

- Los problemas de congestión pueden tratarse por distintos métodos, pero estos deben basarse en mecanismos de mercado.

- Las normas deben ser equitativas para impulsar la competencia, debe establecerse un mecanismo de compensación por los flujos eléctricos y fijar principios armonizados sobre tarifas de transporte y asignación de la capacidad de interconexión disponible.

- En cuanto a las compensaciones, los gestores de redes serán compensados por los costos que les suponga acoger flujos eléctricos transfronterizos, se podrán incorporar ajustes posteriores para reconocer los costos realmente soportados, los costos se establecerán sobre la base de los costos marginales medios prospectivos a largo plazo teniendo en cuenta las pérdidas, las inversiones en infraestructuras nuevas y un porcentaje adecuado del costo de las infraestructuras existentes.

- Los productores y consumidores podrán tener una tarifa de acceso a la red. La proporción de la cuantía total de estas tarifas a cargo de los productores deberá ser inferior a la proporción a cargo de los consumidores.

- En cuanto a los principios de congestión, los problemas de congestión de la red se resolverán mediante métodos no basados en transacciones, sino, en métodos que no impliquen una selección entre los contratos de los distintos operadores del mercado.

- Se han fijado principios básicos con directrices para la aparición de nuevos interconectores con salvedades de cargos o costes en determinados casos.

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- Existen numerosas directrices y reglamentaciones para esta variable basadas en el monitoreo del mercado, por lo que se consideró pertinente extender su tratamiento en el siguiente punto de análisis sobre “Monitoreo del uso del poder de mercado de los actores dominantes”.


a) Gas Natural

Como mencionáramos previamente, existieron condicionamientos de arranque en el proceso de integración europeo: particularmente, respecto del ejercicio de poder de mercado, debemos recordar que el punto de partida del proceso, contaba con un colectivo de empresas públicas verticalmente integradas de manera monopólica y haciendo uso no solo de estas ventajas, sino de los abusos de los gobiernos de turno. En este orden, estas empresas detentaban la exclusividad para el comercio internacional de gas, de manera absoluta. También debemos recordar que los mercados eran, entonces, absolutamente cautivos de las mencionadas precedentemente.

Hecha esta breve introducción, se detallan a continuación los principales hallazgos del proceso de integración energética europeo, focalizado en la limitación del abuso del poder de mercado de las compañías intervinientes11.

Grado de apertura del mercado de transporte / distribución. La apertura desigual del mercado crea un ambiente poco propicio para la competencia. Evidentemente, una empresa que opera en situación monopólica tiene mayores oportunidades de uso y abuso de su poder de mercado, que otra empresa instalada en un ámbito de competencia. A mayor apertura y desregulación de mercados disputables y concurrencia de empresas oferentes, tanto menor será la oportunidad de ejercer acciones colutorias.

Incremento de los oferentes de energía. un problema que es necesario resolver antes de abrir la competencia en el “downstream”, es el de crear condiciones competitivas en la oferta y/o comercialización de gas. Este punto es de vital importancia en el estudio de este apartado del trabajo, ya que a mayor competencia, menor posibilidad de ejercer un abuso de poder hegemónico.

Implementación de ATR (Acceso de Terceros a las Redes) regulados: basadas en tarifas publicadas, de aplicación general a todos los clientes, en forma objetiva y sin discriminación. Esta característica se complementa con un método de cálculo tarifario aprobado ex - ante por la Autoridad Reguladora a nivel nacional de cada país miembro.

Separación de registros contables y administrativos. La Directiva de Gas definía originalmente una separación de cuentas entre actividades de Transporte y Distribución y de comercialización del gas de las empresas verticalmente integradas. En el 2001 el Consejo emitió una morigeración a dicha exigencia y hoy promueve una separación, al menos legal (no ya perentoriamente a nivel accionario) del operador de la red entre esas actividades. De la experiencia europea, como ya señaláramos previamente, se ha

11 Algunos de los hallazgos se superponen con las lecciones encontradas para una efectiva desregulación o liberalización del mercado, reseñados precedentemente.

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demostrado que la competencia ha sido mayor en países que implementaron procedimientos regulatorios más vigorosos y una separación total de la propiedad de las actividades en la cadena. El Parlamento Europeo también considera que un tipo de regulación más estricta del nivel de integración por propiedad favorecería la competencia en el sector evitando actitudes de discriminación en contra de terceros. El nivel insuficiente de separación contable (“unbundling”) era contraproducente bajo un régimen de acceso negociado y había sido dificultoso verificar la no existencia de discriminación del operador de la red a favor de su comercializador afiliado en contra de terceros (posición defensiva).

Congestión en vínculos transfronterizos. La protección de las posiciones estratégicas asumidas por las empresas existentes, hacen que existan pocos incentivos para la resolución de problemas de “cuellos de botella” en ductos de integración. En este sentido, la regulación vigente debería estar atenta a la verificación de congestiones “ficticias” surgidas de la tarificación no homogénea y procedimientos de asignación de capacidad poco transparentes, restringiendo, de esta manera, la competencia. Es por ello que resulta ampliamente recomendable, encarar el problema de las tarifas y de la asignación de capacidad firme, en función de los costos económicos de cada servicio.

Participación e Independencia de la Autoridad Regulatoria (AR). La intervención de la AR ex post ha dificultado una regulación efectiva, según se pudo comprobar empíricamente, es posible garantizar mayor competencia implementando procedimientos ex ante, principalmente en materia de tarifas y acceso, aprobados por una Autoridad Reguladora independiente a nivel nacional con funciones no sólo para determinar métodos para establecer condiciones de acceso y las tarifas; sino también con poder para ordenar que los agentes modifiquen las mismas en caso de que sean no razonables y discriminatorias.

Posteriormente (2002), la Comisión propuso una serie de nuevas medidas tendientes a favorecer la ya mencionada expansión de gasoductos y su utilización eficiente. Dentro de los puntos tratados referimos aquellos que tratan temas tangenciales a la vigilancia de actitudes pro competitivas, por parte de las empresas del rubro:

Compañías de Gas integradas: deberán cuentas separadas para sus actividades de transporte, distribución, comercialización, GNL y almacenamiento, llevando adicionalmente cuentas por separado de las actividades de suministro a clientes disputables (libres para elegir proveedor) y cautivos. Recordemos que un esquema similar se intentó imponer en Argentina en ocasión de la malograda II Revisión Quinquenal de Tarifas (2001).

ATR: Solicitó compromiso de cada Estado para velar porque las tarifas y condiciones de acceso a redes de cada nación sea establecida por la AR de cada País, de forma previa y con mecanismos claros y transparentes, obviamente dentro del paraguas de política energética europea.

Marco de vigilancia del desarrollo de la competencia: La Comisión controlará y examinará la aplicación de la Directiva del Gas y presentará un Informe General al Parlamento Europeo y al Consejo sobre “benchmarking” en la aplicación de la misma antes de que acabe el primer año siguiente a la entrada en vigor de la Directiva y luego con periodicidad mensual, que incluirá, al menos, los siguientes puntos:

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o Avances, obstáculos, posiciones dominantes en el mercado,o Evaluación sobre si los requisitos en materia de separación y tarificación han

permitido un acceso no discriminatorio a la red comunitaria,o Análisis respecto a los niveles de capacidad de la red comunitaria y la seguridad

de suministro, y el equilibrio existente y previsto en la oferta y demanda habida cuenta de la capacidad física de intercambio entre las diversas zonas.

o Requisitos de armonización necesarios que promuevan mayor competencia en el mercado,

o Recomendaciones


En el desarrollo de este punto se han tenido en cuenta numerosos aspectos y la descripción de los mismos es por demás extensa, por lo tanto se puntualizará en los temas más relevantes.

Uno de ellos es la creación por parte de los Estados Miembros de uno o varios organismos competentes con la función de autoridades reguladoras, estas autoridades serán totalmente independientes de los intereses del sector de la electricidad.

Otro aspecto es el objetivo por el cual se le concedió importancia en el desarrollo del presente a este aspecto de la Regulación es el de lograr los mayores beneficios para todos los actores intervinientes, más precisamente, minimizar los costos del abastecimiento y, consecuentemente y principalmente minimizar los costos de los usuarios maximizando el beneficio o la utilidad de la prestación del servicio.

Al efecto mencionado precedentemente la Directiva Nº 54 del Parlamento Europeo del año 2003 considera que “Los Estados miembros deben garantizar que los clientes domésticos y, cuando los Estados miembros lo consideren adecuado, las pequeñas empresas tengan derecho a un suministro de electricidad de una calidad determinada a unos precios claramente comparables, transparentes y razonables. Para mantener el elevado nivel de servicio público en la Comunidad, todas las medidas adoptadas por los Estados miembros para alcanzar estos objetivos han de notificarse periódicamente a la Comisión.” También, que “Es importante que los Estados miembros adopten las medidas necesarias para proteger a los consumidores vulnerables en el contexto del mercado interior de la electricidad. Dichas medidas podrán diferir en función de las circunstancias concretas de cada Estado miembro, y podrán incluir medidas específicas relacionadas con el pago de las facturas de electricidad o medidas más generales adoptadas dentro del sistema de seguridad social. Cuando el servicio universal se preste también a pequeñas empresas, las medidas encaminadas a garantizar que se preste este servicio universal podrán variar según se trate de hogares o de pequeñas empresas.”

Además la Directiva considera los siguientes objetivos:

- Para garantizar un acceso eficaz y no discriminatorio a la red, es conveniente que, en caso de que existan empresas integradas verticalmente, las redes de distribución y transporte se gestionen a través de entidades jurídicamente independientes. La Comisión debe evaluar medidas de efecto equivalente, desarrolladas por los Estados miembros para alcanzar la finalidad de dicho requisito, y, cuando proceda, presentar propuestas para modificar la presente Directiva. También es conveniente que los gestores de las redes de transporte y de distribución

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tengan derechos de decisión efectivos respecto de los activos necesarios para mantener, gestionar y desarrollar las redes cuando la propiedad y la gestión de dichos activos correspondan a una empresa integrada verticalmente. Es necesario que pueda garantizarse la independencia de los gestores de redes de distribución y de los gestores de redes de transporte, especialmente con respecto a intereses de generación y de suministro. Por consiguiente, deben establecerse estructuras de gestión independientes entre gestores de redes de distribución y gestores de redes de transporte y cualquier empresa de generación/suministro. No obstante, es importante distinguir entre dicha separación jurídica y la separación de la propiedad. La separación jurídica no implica un cambio en la propiedad de los activos y nada impide el empleo de condiciones similares o idénticas que apliquen en toda la empresa integrada verticalmente. Sin embargo, un proceso decisorio no discriminatorio debe estar garantizado mediante medidas organizativas respecto de la independencia de los responsables de las decisiones.

- Las autoridades reguladoras nacionales deben poder fijar o aprobar las tarifas, o las metodologías de cálculo de las mismas, en función de una propuesta del gestor o los gestores de la red de transporte o distribución, o en función de una propuesta acordada entre estos últimos y los usuarios de la red. A la hora de llevar a cabo estas tareas, las autoridades reguladoras nacionales deben velar por que las tarifas de transporte y distribución no sean discriminatorias y reflejen los costes, y tomar en consideración los costes marginales de la red evitados a largo plazo merced a la generación distribuida y a las medidas de gestión de la demanda.

- Casi todos los Estados miembros han optado por abrir a la competencia el mercado de la producción de energía eléctrica mediante un procedimiento transparente de autorización. No obstante, los Estados miembros deben garantizar la posibilidad de contribuir a la seguridad del suministro a través del establecimiento de un procedimiento de licitación o un procedimiento equivalente en caso de que no sea suficiente la capacidad de producción obtenida con el procedimiento de autorización. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de recurrir, por razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías incipientes, al procedimiento de licitación para la adjudicación de nuevas capacidades con arreglo a criterios publicados. Estas nuevas capacidades incluyen, entre otras cosas, las energías renovables y la producción combinada de calor y electricidad.

- Para garantizar la seguridad del suministro, es necesario supervisar el equilibrio entre la oferta y la demanda en los distintos Estados miembros y, posteriormente, elaborar un informe sobre la situación a escala comunitaria, tomando en consideración la capacidad de interconexión entre las diversas zonas. Esta supervisión debe llevarse a cabo con antelación suficiente para poder adoptar las medidas oportunas si peligra dicha seguridad. La creación y el mantenimiento de la infraestructura de red necesaria, incluida la capacidad de interconexión, han de contribuir a asegurar un suministro estable de electricidad. El mantenimiento y la construcción de la infraestructura de red necesaria, incluida la capacidad de interconexión, y la generación descentralizada de energía eléctrica constituyen elementos importantes para garantizar un suministro estable de electricidad.

- La Comisión debe publicar un informe periódico con un análisis de las medidas adoptadas a escala nacional para alcanzar los objetivos de servicio público y una comparación de su eficacia, con el fin de formular recomendaciones sobre las medidas que convendría adoptar a escala nacional para alcanzar un alto nivel de servicio público.

- El cumplimiento de los requisitos de servicio público es una exigencia fundamental de la presente Directiva, y es importante que en ella se especifiquen normas mínimas comunes,

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respetadas por todos los Estados miembros, que tengan en cuenta los objetivos comunes de protección, seguridad del suministro, protección del medio ambiente y niveles equivalentes de competencia en todos los Estados miembros. Es importante que los requisitos de servicio público puedan interpretarse en el ámbito nacional, teniendo en cuenta las circunstancias nacionales y dentro del respeto del Derecho comunitario.

- Las medidas aplicadas por los Estados miembros para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados, recurriendo, en su caso, a todos los instrumentos nacionales o comunitarios existentes. Esos instrumentos podrán incluir mecanismos de responsabilidad para garantizar la inversión necesaria.

- Los Estados miembros podrán designar un suministrador de último recurso. Este suministrador podrá ser el departamento de ventas de una empresa integrada verticalmente, que también ejerza las funciones de distribución siempre que cumpla los requisitos de separación de la presente Directiva.

En relación a la creación de los organismos o autoridades reguladoras se ha definido lo siguiente:

- Los Estados miembros designarán uno o varios organismos competentes con la función de autoridades reguladoras. Estas autoridades serán totalmente independientes de los intereses del sector de la electricidad. Se encargarán, como mínimo, de garantizar la ausencia de discriminación, una auténtica competencia y un funcionamiento eficaz del mercado, supervisando como mínimo en particular:

a) las normas de gestión y asignación de capacidad de interconexión, consultando con las autoridades reguladoras de los Estados miembros con los que existan interconexiones;

b) todo mecanismo destinado a solventar la congestión de la capacidad en las redes eléctricas nacionales;

c) el tiempo utilizado por las empresas de transporte y distribución en efectuar conexiones y reparaciones;

d) la publicación de información adecuada por parte de los gestores de red de transporte y distribución sobre las interconexiones, la utilización de la red y la asignación de capacidades a las partes interesadas, habida cuenta de la necesidad de que la información no agregada sea considerada confidencial a efectos comerciales;

e) la separación efectiva de las cuentas de empresas integradas, con objeto de evitar subvenciones cruzadas entre actividades de generación, transporte, distribución y suministro;

f) las condiciones y tarifas de conexión aplicables a los nuevos productores de electricidad a fin de garantizar que son objetivas, transparentes y no discriminatorias, en particular tomando plenamente en consideración los costes y los beneficios de las diversas tecnologías de fuentes de energía renovables, generación distribuida y producción combinada de calor y electricidad.

g) la medida en que los gestores de redes de transporte y distribución están cumpliendo sus funciones;

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h) el nivel de transparencia y de competencia.

Las autoridades establecidas publicarán un informe anual sobre los resultados de sus actividades de supervisión, estipuladas en las letras a) a h).

- Las autoridades reguladoras se encargarán de determinar o aprobar, antes de su entrada en vigor, al menos las metodologías empleadas para calcular o establecer las condiciones de:

a) la conexión y el acceso a las redes nacionales, incluyendo las tarifas de transporte y distribución. Estas tarifas, o metodologías, harán posible que se proceda a las inversiones necesarias en las redes, que deberán realizarse de modo que permitan garantizar la viabilidad de dichas redes;

b) la prestación de servicios de equilibrado.

- Los Estados miembros podrán disponer que las autoridades reguladoras remitan al órgano pertinente del Estado miembro, para que éste adopte una decisión formal, las tarifas o, al menos, las metodologías mencionadas y las modificaciones. En ese caso, el órgano pertinente estará facultado para aprobar o rechazar un proyecto de decisión presentado por la autoridad reguladora.

Dichas tarifas, métodos o modificaciones de los mismos se publicarán junto con la decisión sobre la adopción formal.

Todo rechazo formal de un proyecto de decisión será también publicado, junto con su motivación.

- Las autoridades reguladoras estarán facultadas para exigir a los gestores de redes de transporte y distribución que modifiquen, en caso necesario, las condiciones, tarifas, normas, mecanismos y metodologías para garantizar que sean proporcionados y se apliquen de manera no discriminatoria.

- Toda parte que tenga una reclamación contra un gestor de red de transporte o distribución podrá presentar la reclamación ante la autoridad reguladora, quien, en su calidad de autoridad responsable de la resolución de conflictos, emitirá una decisión en el plazo de los dos meses siguientes a la recepción de la reclamación.

- Los Estados miembros adoptarán medidas para garantizar que las autoridades reguladoras estén en condiciones de desempeñar con eficacia y celeridad sus funciones mencionadas en los apartados 1 a 5.

- Los Estados miembros crearán los mecanismos oportunos y eficaces de regulación, control y transparencia, para evitar los abusos de posición dominante, especialmente en detrimento de los consumidores, así como toda práctica abusiva.Hasta 2010, ateniéndose a la legislación en materia de competencia, las autoridades competentes de los Estados miembros presentarán a la Comisión, a más tardar el 31 de julio de cada año, un informe sobre abusos de posición dominante, prácticas abusivas y conductas anticompetitivas.

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En dicho informe se examinarán asimismo los cambios en los modelos de propiedad y se enumerarán las medidas prácticas adoptadas a escala nacional para garantizar una variedad suficiente de participantes en el mercado o las medidas prácticas adoptadas para fomentar la interconexión y la competencia. A partir de 2010, las autoridades competentes presentarán tal informe cada dos años.

- Las autoridades reguladoras nacionales contribuirán al desarrollo del mercado interior y al establecimiento de unas condiciones equitativas mediante la cooperación mutua y con la Comisión de modo transparente.

C. MERCOSUR: Oportunidades y Barreras detectadas en un modelo inmaduro

Esta parte del trabajo toma los trabajos de investigación y análisis de diferentes agrupaciones sectoriales energéticas12, que han elevado sus propuestas y estudios en diversos ámbitos, con el fin de dejar en claro cuales son los requerimientos desde la visión de cada una de las mismas, en función del objetivo de integrar mercados de energía y permitir un desarrollo seguro y económicamente viable de la generación/producción, el transporte/transmisión y el consumo final de energía eléctrica y gas.

En el siguiente esquema podemos apreciar como fluiría la energía entre los diferentes países del MERCOSUR ampliado:

GasNatural Gas

Natural

E. Elect.

Gas Natural

GasNatural

GasNatural

E. Elect.

E. Elect.

Energ.Elect. Energ.

Elect.Energ.Elect.

Como podremos apreciar, muchos de los aspectos que mencionaremos ya fueron observados, desde otro punto de vista, en los comentarios referidos en los apartados referidos a la situación actual o a los apuntes desde la experiencia comunitaria europea.

12 Las denominamos así puesto que las alternativas que reseñamos, son aquellas mencionadas por CIER, ARPEL, OLADE e IIIR , para reconducir el modelo de integración energética del MERCOSUR. Las denominamos sectoriales, dado que, en general provienen de agrupaciones que representan a alguno de los sectores energéticos de la región, excepto la IIIR, que es un organismo de fomento.

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a) Gas Natural

Los aspectos más sensibles, detectados como puntos de mejora respecto de un marco de mayor liberalización del negocio del gas natural en la región, son los siguientes:

Incremento de los niveles de desregulación y apertura: si bien el grado de apertura no es homogéneo, se requiere que, en general, todos los países se avoquen o a una profundización de la liberalización o directamente a encarar desde cero el proceso. Es aconsejable incrementar el número de clientes y de tipo de clientes a ser incorporados dentro del segmento de desafiables. Esto impactaría en mejores condiciones competitivas y en la aparición de mayores y mejores servicios conexos, y, adicionalmente, generaría un ámbito con menores ejercicios de poder dominante.

Tarifas de transporte basadas en los costos económicos del servicio: una profunda modificación debería sufrir el esquema vigente en algunos de los países regionales (vg. Brasil), en cuanto a como se compone y se forma el precio de acceso a las redes: las tarifas deben reflejar adecuadamente los costos de prestación del servicio, especialmente lo referido al componente distancia. En la actualidad, en Brasil se cobra una tarifa del tipo estampillado, en la que cualquier cliente paga lo mismo por su transporte, no importando donde se ubique físicamente. En este caso, sería mucho más razonable y permitiría un mayor tráfico de energía internacional, el contar con tarifas al estilo de las Argentinas, en donde –Ley 25.561 mediante- los costos del transporte varían según desde donde se compre el gas, hasta donde se desee transportarlo. El impacto de este criterio de costeo trae aparejado el uso eficiente de la infraestructura existente; arroja las señales económicas adecuadas para encarar la expansión de la misma; le da suma transparencia no solo a las tarifas, sino que hace más previsible las estrategias de posicionamiento de los operadores (empresas) regionales, reduciendo su poder de mercado; requiere mucha más publicidad de las transacciones, toda vez que de ellas se desprenden señales de congestión y necesidad de nuevas ampliaciones, y fundamentalmente; evitan la superposición de costos y la duplicación de tarifas para los usuarios que negocian gas a nivel internacional. Esto último, evidentemente tiene un impacto sobre los clientes finales, que puede ser de gran importancia a nivel agregado.

ATR regulado ex – ante: este concepto, en oposición al de acceso negociado, es vital en la generación de un marco desregulado y de liberalización pautada, aunque creciente. Este tipo de acceso a las redes de vinculación y transporte es condición obligatoria para poder concretar los beneficios de la liberalización. Este proceso transparente las decisiones empresarias, los costos inherentes al comercio internacional (aunque nacional también) y, fundamentalmente, será la que constituya la señal económica para dimensionar la necesidad de nueva infraestructura y permitir apreciar una utilización racional de la capacidad existente-.

Eliminación de subsidios: se requiere, en línea con lo apuntado precedentemente, que los precios del gas sean transparentados de manera total, dado que, en Brasil, por ejemplo, algunos clientes específicos gozan de gas en boca de pozo subsidiado para abaratar el costo de generación térmica. Esto no hace otra cosa que discriminar en pos de ciertos clientes y transfiere renta hacia un país y actividad dada. Este principio

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debería ser básico en el rediseño de un marco regulatorio regional o del modelo que debería inspirar a los marcos nacionales.

Desarrollo de “Hubs” (puntos de intersección de diferentes gasoductos): en un plano regional, el desarrollo de la red de interconexión gasífera debiera facilitar enormemente la formación de mercados más competitivos en los segmentos de transporte y distribución, y, por tanto, deben responder a un criterio de cooperación multilateral que permita a mediano plazo el desarrollo de interconexiones múltiples y “centros de distribución” donde confluyan diversas redes. La existencia de centros de transporte donde confluyan redes diversas de gasoductos (“Hubs”) permitiría estabilizar el flujo de gas a los mercados, reduciendo la necesidad de contratos bilaterales y fortaleciendo los mercados spot al menos en gas y transporte. Esta no es una previsión para el corto ni el mediano plazo, pero debe constituir parte de la visión estratégica de largo plazo para los gobiernos y los inversionistas.


Solo se logrará la máxima eficiencia cuando se forme un mercado regional que cumpla con los mismos lineamientos de organización que los mercados nacionales.

Podemos referir algunas condiciones necesarias para poder obtener una mayor complementariedad de los mercados productores de energía: (i) Convergencia regulatoria, en especial en la defensa de la competencia y en el diseño tarifario; (ii) Eliminar las restricciones de flujos en ambos sentidos, en las fronteras argentino – boliviana – brasileña; (iii) Alineamiento de los precios eléctricos en toda la región, para hacerla sustentable; (iv) reducción paulatina hasta su eliminación, de los subsidios explícitos a combustibles (GLP, Fuel Oil, etc.)


a) Gas Natural

El gas natural será la fuente energética con mayor dinamismo entre las usadas en centrales eléctricas concentrándose el uso de gas en las centrales turbogas, fundamentalmente en los ciclos combinados, de esta forma la potencia instalada en centrales turbogas pasaría del 7,4% del total en 1996 (9025Mw) al 21,2% en el 2010 (45993 Mw), esto último representa un aumento en el período del 410% o sea un 12,3% acumulativo en el lapso 1996/2010.

Como síntesis de alternativas para adecuar el proceso de integración en el Mercosur, podemos citar la siguientes medidas que fomenten y favorezcan el no solo el desarrollo de la infraestructura, sino también la utilización eficiente de la capacidad instalada.

ATR regulado: como mencionáramos reiteradas veces, esta metodología presenta ventajas en relación al acceso negociado en cuanto a menor grado de conflictividad. La adecuación de este último con procedimientos más transparentes se hace imprescindible para una eficiente utilización de la capacidad instalada y para una eficiente gestión de las ampliaciones. Al respecto recordemos la evolución de la capacidad de transporte instalada en Argentina y su evolución en el tiempo.

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Tarifas reflexivas del costo económico de los servicios: Las tarifas de transporte deben reflejar los costos de prestación local de cada país promoviendo el desarrollo y el uso eficiente de la infraestructura y la transparencia de precios y tarifas, con el fin de que las señales emitidas por el mercado, sean las que se requieran para eficientizar la utilización o para generar el estímulo que dispare las nuevas instalaciones.

Resulta esencial, entonces, contemplar en este sentido el efecto “distancia” que interviene en la conformación de la tarifa de transporte, dado que no debería tener el mismo costo un transporte de 10 Km. que uno de 1.500 Km.

Marco regulatorio Compacto: los puntos anteriores deberían ser complementados con marcos regulatorios compactos e integrales, dentro de cada país y siguiendo el paraguas de los protocolos y cartas de entendimiento. Una regulación en tal sentido implica un alcance amplio, previsible y transparente del contenido del marco, hecho que dota de transparencia las negociaciones evitando discriminaciones; los servicios, las tarifas y los contratos son uniformes, generándose baja conflictividad entre los jugadores del negocio (productores, transportistas, distribuidores, comercializadores y clientes.

Metodología para acceder al título de Transportista: como mencionáramos precedentemente los regímenes de acceso a la figura de transportista, puede clasificarse en dos grupos, la Concesión por licitación pública (Argentina, Bolivia, Uruguay y en Brasil (Distribución)); y Autorizaciones Directas (Chile y Brasil (Transporte)).

Al respecto podemos citar que, la flexibilidad que fue necesaria introducir en Argentina para facilitar el desarrollo de los proyectos en el sector gasífero nos dice que el esquema de Licitaciones no es el más adecuado para un activo desarrollo de infraestructura de interconexión, máxime cuando coexisten sistemas regulatorios diferentes entre los países conectados.


La Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER) desarrolló un programa cuyos objetivos fueron establecer las proyecciones de demanda y oferta eléctrica para cada país y para el conjunto hasta el año horizonte 2010, realizando la simulación de la operación futura del equipamiento previsto sobre corredores eléctricos seleccionados.El estudio concluyó en que las interconexiones permiten un importante incremento de la eficiencia de la producción debido a la complementariedad hidroeléctrica, la complementariedad hidrotérmica, las diferencias por diversidad horaria de las cargas y la complementariedad estacional.

El incremento de la eficiencia observado se obtiene por los ahorros obtenidos en el costo de la energía, la energía no despachable en años ricos, la eficiencia de centrales hidroeléctricas, la potencia requerida para asegurar el suministro ante situaciones de gran sequía, para asegurar el suministro de la demanda y ante situaciones de emergencia.

El desarrollo de las interconexiones puede ser realizado por la actividad privada a su riesgo si lograra captar adecuadamente parte de la renta que las mismas introducen en el sector en la producción de energía. Este supuesto, si bien fuerte, parece ser central en el establecimiento de

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los principios fundacionales del mercado regional: qué roles jugarán cada actor del mercado y qué funcionalidades se espera surjan “espontáneamente” del mercado y cuales emerjan desde una visión de planificación “óptima” de los recursos. A nuestro criterio, el andamiaje básico de los negocios deberían ser estructurados, permitiéndole a los emprendedores privados, el desarrollo de negocios que atiendan al fin comunitario básico de asegurar el intercambio de flujos energéticos libre y expandido en toda la región. Sin este input, la inversión deberá ser absorbida por los recursos fiscales.

Cuando los estados de calidad y confiabilidad son diversos se requiere que se llegue a soluciones económicas que compensen la diferencia de calidad o confiabilidad, reconociendo los costos de las fallas transferidas, los requerimientos de potencia, etc.

Si los precios en ambos lados reflejan correctamente los costos de la producción y de los servicios que se pueden transferir, las decisiones que resulten de los inversores que participan del proceso competitivo deberían acercarse a las “óptimas” en términos económicos y operativos. En caso contrario, la realización de las interconexiones se desviará de las óptimas, y habrá una pérdida de la eficiencia económica.

En la etapa inicial de integración, cuando existe diferencia entre los costos marginales de largo plazo, se pueden desarrollar interconexiones a partir de una gran diferencia entre ambos mercados o ante compromisos firmes y pocos flexibles. El inversor tratará de reducir los riesgos del mercado integrado por medio de contratos bilaterales que garanticen la recuperación de las inversiones realizadas (recordemos como operó el mercado chileno en el tema gasífero: los primeros contratos celebrados en la República hermana fueron aquellos que le permitieron generar masa crítica y estabilidad del factor de carga del gasoducto a habilitar. Una vez cuantificado el volumen base a negociar, se prosiguió con el desarrollo del negocio).

Actualmente el desarrollo de los intercambios regionales se encuentra limitado en su alcance y eficiencia debido a que los servicios auxiliares no son compartidos, las señales económicas no siempre incentivan el uso eficiente de la potencia disponible, las transferencias spot, de oportunidad u ocasionales están restringidas, las normas de calidad no son generalmente homologables ni permiten una evaluación económica adecuada de las transferencias de calidad, el gas y la electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético y no existe una adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e importación.

Según los estudios ya citados de la CIER13, se estima que la demanda eléctrica en Sudamérica crecería a una tasa promedio del 4,7% anual acumulativo hasta el 2010, lo cual incrementaría el consumo de los 545 TWh registrados en 1996 a 1030 TWh en el año 2010, previéndose alrededor de 95 GW en nuevas centrales con una participación hidroeléctrica que oscilaría alrededor del 68 % de la oferta total.

Como resultado de los mismos, las interconexiones seleccionadas fueron:

Pacto Andino: Perú – Ecuador – Colombia – Venezuela. Principalmente exportaciones desde Perú y Venezuela.

13 Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos – (Junio 2000) y CIER 02– Trabajo encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos S.A., Power Systems Research Inc. et Al.

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MERCOSUR: Argentina – Brasil – Uruguay. Complementariedad hidrotérmica según ciclos hidrológicos.

Chile – Perú Chile – Argentina: Exportaciones hacia Chile. Bolivia – Brasil: Exportaciones de energía desde Bolivia.

Estos estudios calculan que las reducciones de costos operativos resultantes del funcionamiento integrado, respecto al funcionamiento aislado, traerían ahorros sensiblemente favorables, los más significativos son:

- Argentina - Brasil: 653 millones U$S/año- Perú – Ecuador – Colombia - Venezuela: 310 millones U$S/año- Brasil - Uruguay: 63 millones U$S/año- Chile - Perú: 60 millones U$S/año

En lo atinente al MERCOSUR, las reducciones de costos surgen de la integración del mercado brasileño con el sistema argentino y uruguayo. Si bien ya existen emprendimientos binacionales de aprovechamiento hídrico y asimismo capacidad de interconexión de los sistemas (1.000 MW), una ampliación hasta 3.000 MW permitiría reducir los costos operativos en el orden de un 40% con un ahorro cercano a los 500 millones de dólares, una vez en régimen operativo, permitiéndose un ahorro de unos 160 millones de dólares adicionales, si la capacidad de transporte se incrementara unos 1.000 MW adicionales.

A partir del estudio mencionado, la CIER concluye que las interconexiones eléctricas de la región, permitirían alcanzar un notable incremento en la eficiencia productiva, en función de la complementariedad hidroeléctrica, la hidrotérmica y las diferencias por diversidad horaria y estacional de las cargas. En términos concretos (y para tener una idea de la capacidad de generación de recursos vía ahorro energético), el estudio menciona que los efectos de la materialización de estas interconexiones generarían un flujo de ahorros que permitiría la materialización de unos 23.000 kilómetros de líneas de EAT (500Kv) entre Argentina y Brasil. Este estudio fue realizado en la inteligencia de que con los ahorros generados se pueden abonar los cánones requeridos para las líneas mencionadas. Particularmente, se consideró que con el costo del cánon anual para el tendido de una red EAT es de U$S28.500 por kilómetro14.


a) Gas Natural

Respecto de este tópico, debemos tener en cuenta que Bolivia es el otro gran proveedor de gas del cono sur, por lo tanto el fortalecer una estructura física que permita el intercambio libre de gas entre los tres grandes pilares de la región (Argentina, con su gran oferta y gran demanda; Bolivia, con su enorme oferta, y; Brasil con su potencial de demanda en usos domésticos, productivos y centrales de producción eléctrica), debería posibilitar una mayor predictibilidad en el comportamiento del mercado, de los flujos y de la formación de un precio sustentable al largo plazo, que involucre todos los costos requeridos para el aseguramiento del servicio y de toda la actividad. 14 “Una visión de las interconexiones eléctricas regionales y la integración” – Carlos Pombo Presidente de la CIER – Setiembre de 2003 – Presentación académica en el CEARE.

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Si consideramos que la unión física entre Bolivia y Brasil está hecha, faltarían vertebrar redes de transporte que vinculan los yacimientos del NOA argentino con redes de exportación en el NEA hacia Brasil, y la unión del “Hub Buenos Aires”, con su salida hacia el sur brasileño, vía Mesopotamia o con la mayor explotación del Gasoducto Buenos Aires, Montevideo y su prolongación hacia el sur brasileño por territorio uruguayo.

Esto posibilitaría llegar a un razonable equilibrio en el precio del GN en boca de pozo, tanto en Bolivia como en Argentina y de esta manera poder plantear un marco económico estable y sustentable, que permita dar satisfacción a los proyectos energéticos regionales. Una solución como la mencionada, permitiría generar una estabilidad de precios basados en costos económicos, que alentaría los procesos inversores. A estos efectos deberá completarse el andamiaje institucional que permita establecer un marco de protección, no solo de las inversiones, sino de los consumidores finales, especialmente los cautivos.

Todo ello redundará inicialmente, en nuestro país, un incremento notable del precio del energético15, pero es un paso político que debe ser dado en aras de hacer económicamente viables las inversiones en exploración y producción de nuevos pozos de gas.

Surge, entonces, como de prioridad absoluta el establecimiento de instituciones, marcos legales y unidades de resolución de controversias, que privilegien lo regional y supranacional a los intereses individuales de un Estado o del empresariado local. Tal vez este sea el punto que presenta mayores incertidumbres en la estrategia integradora: el Brasil, sus políticas de estado y sus tácticas de satisfacción de las primeras.

Complementando lo antedicho, el contrapeso para la hegemonía brasileña en este tema, podría venir de la mano de un aceitamiento de los negocios gasíferos o de una mayor complementariedad e inversión en infraestructura entre Argentina y Bolivia, permitiendo interconectar ambos mercados y de esta manera reducir los índices de hegemonía económica de ambos mercados. En tal sentido se permitiría atenuar el impacto hegemónico de Petrobras y de Repsol YPF, como empresas independientes. Queda la incertidumbre de su comportamiento como bloque de interés e ignoramos si existe algún acuerdo marco de complementariedad estratégica. Los Indices de Herfindahl-Hirschman (HHI) podrían atenuarse y por lo tanto reducirse la capacidad de utilización de su poder, de las compañías hegemónicas de la región.

A continuación pasaremos revista a las alternativas de cambio propuestas desde lo sectorial, por parte de las agrupaciones empresarias o de afinidad de intereses:

Promoción de la diversificación de la oferta de gas: buena parte de lo apuntado en estos párrafos gira, entonces, en torno a la promoción e incremento de la oferta de gas, como instrumento de morigeración de los efectos no deseados de la extrema concentración de capital, mercado y poder, en manos de muy pocas empresas.

Generar un marco de garantías de las transacciones energéticas entre los países: la existencia de órganos con competencia regional ante problemas jurídicos o judiciales surgidos entre las partes,

15 Consideremos el efecto de la ley 25.561 que pesificó los contratos de abastecimiento de gas, originalmente planteados en dólares americanos. A nivel internacional, el gas se comercializa en dicha moneda, con lo que , en un entorno no intervenido económicamente, el costo del gas debería retomar un sendero de recuperación hacia un precio de equilibrio regional, obviamente en dicha moneda.

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genera un ámbito de confianza que permitiría dirimir cuestiones del tipo de las planteadas en los tribunales de defensa de la competencia.

Separación de actividades: además de facilitar opciones para la prestación de servicios a través del cumplimiento efectivo del acceso abierto se potencia con la no integración mayoritaria de la propiedad en los eslabones del servicio.


Si bien existen características específicas en cada país, y aún en cada interconexión, hay características generales de todos los mercados que introducen restricciones al desarrollo de los intercambios regionales de energía eléctrica. En términos generales éste desarrollo se encuentra limitado en su alcance y eficiencia porque:

Los servicios auxiliares no son compartidos

Las señales económicas no siempre incentivan el uso eficiente de la potencia disponible.

Las transferencias spot están restringidas.

Las normas de calidad no son generalmente homologables, y no permiten una evaluación económica adecuada de las transferencias de calidad.

El gas y la electricidad tienen asimetrías que introducen ineficiencias del sistema energético.

No existe adecuada reciprocidad entre los países para el tratamiento de la exportación e importación.

En los acuerdos de interconexión existentes, en general, hay restricciones adicionales debidas a que en la mayoría de los casos fueron realizados bajo regímenes del sector distintos a los vigentes.

Para mejorar la eficiencia y seguridad regional es necesario establecer los siguientes objetivos:

El logro de la máxima economía en los despachos con independencia del país en donde esté instalada la producción.

El fortalecer la comercialización intrafronteras.

Reducir al mínimo las interferencias al desarrollo comercial.

Mantener la confiabilidad de la red en niveles técnicamente factibles y económicamente sustentables.

El logro de esos objetivos requiere que se eliminen las restricciones generales que se han destacado y aquellas específicas de cada interconexión.Esa eliminación exige un trabajo de detalle en la regulación de cada mercado y en los convenios de interconexión existente.

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III.Conclusiones

Hasta aquí hemos descrito las realidades, experiencias de bloques económicos más consolidados y recomendaciones de agrupaciones sectoriales que se desenvuelven en los mercados energéticos latinoamericanos, referidas a temas de integración y de sus ventajas.

Cerrado el capítulo de análisis, vale la pena detenerse un poco en el principal incentivo que deberían encontrar los países del MERCOSUR para integrarse, en general, y particularmente a nivel energético: el desarrollo económico.

Si bien a escala mundial estamos en presencia de un período crítico, en el cono sur asistimos desde hace tres años, a un fenómeno de estancamiento y declinación de los países más importantes (Brasil y Argentina). De este estadío de estancamiento económico y social, se sale de una única manera Produciendo.

El desarrollo económico implica producción, fuentes de trabajo, consolidación de la economía y de la política y una mejora del nivel de vida de la sociedad.

Este desarrollo económico requiere recursos de todo tipo. En la base u orígenes de los recursos necesarios se encuentra la energía. Si hoy (recordemos que estamos en octubre de 2003, en Argentina) con un nivel de producción amesetado, tenemos algunos cuellos de botella para abastecer la demanda energética, es dable esperar que en un futuro y con cierto despegue de la actividad económica, tengamos serias dificultades en poder dar suministro suficiente y seguro tanto al sector productivo, cuanto al residencial.

Este tema presenta una dificultad adicional y es la de la ineficiencia de los procesos de producción de la región16. En virtud de estos, para el incremento de un 1% en el PBI, vamos a necesitar un incremento de un 1,5% en la capacidad instalada energética. Esto implica que si queremos crecer en los próximos diez años a una tasa de PBI importante, deberíamos acelerar el paso para anticipar los requerimientos energéticos que se requieren para lograr el primero.

Este razonamiento se complementa con los ejes temáticos de esta tesina:

1. Generar la expansión económica requiere;2. Generar la expansión energética, que requiere;3. Asegurar los flujos de energía y suministro seguro, que requiere;4. Articular un mercado en donde los agentes puedan vincularse libremente, que

requiere;5. La existencia de redes e infraestructura de interconexión internacional y nacional

suficientemente extendidas y de uso no discriminatorio, que requiere;6. El control y vigilancia de los agentes descriptos precedentemente, con el fin de

verificar el comportamiento competitivo de los mismos.

El desarrollo de las redes de interconexión, debe ser fomentado activamente en este proceso, dado que las redes nacionales existentes y por ejecutar, sumadas a las redes de interconexión o

16 Citamos, en esta parte, a la presentación del Ing. Montamat, en la que correlaciona evolución del PBI y del consumo de energía, durante la década de los noventa, llegando a la conclusión de que se requiere un 50% más de desarrollo energético que del económico, para abastecer a este último, a diferencia de los países desarrollados, en donde el incremento requerido es uno a uno. Clase magistral CEARE (Setiembre 2003) y diversas notas periodísticas publicadas en la prensa escrita nacional-.

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de integración, SON el mercado. Estas son las vinculaciones físicas por donde se materializan las transacciones, no son el sueño ideológico de un pensamiento desarrollista.

¿Por qué surge, entonces, cómo vital el tema de la integración?, precisamente porque si necesitamos de un gran despegue económico regional en un entorno de alta recesión y falta de recursos financieros para encarar proyectos energéticos, debemos apelar a la máxima eficiencia posible de los recursos existentes y a la maximización de la utilización de los perentoriamente necesarios. Estas maximizaciones se alcanzan analizando la complementariedad de fuentes de combustibles, de modulación estacional y horaria (particularmente en lo eléctrico), para lo cual se requieren una infinidad de ítems de convergencia, coordinación y cooperación regionales (conceptos muy claramente definidos, y ya referidos previamente, por el profesor Ken Costello).

Si bien escapa al alcance focal de esta tesina, existen algunos prerrequisitos obligatorios para la integración, que queremos dejar bien en claro:

1. Convergencia MACROECONÓMICA de los países del bloque.2. Convergencia en lo institucional y en los hitos de SEGURIDAD JURÍDICA3. Consensos sobre el OBJETIVO a mediano plazo de una integración perdurable.

En lo energético, el planteo central radica en explicitar si queremos:

a) Países con flujos comerciales de energía (esta es nuestra situación actual), ó;b) Países energéticamente integrados.

Antes de mencionar las propuestas que pudimos reseñar del análisis de las tres experiencias estudiadas, es menester resaltar la fragilidad de un sistema energético que navega en un mar de definiciones políticas pendulares y en ausencia de definiciones de políticas de estado (en Argentina esto es muy palpable, pero no debemos olvidar a la ausencia de decisiones y ejecutividad por parte del MERCOSUR como bloque). Recordemos, por ejemplo, que el negocio del GN y de la EE en Argentina fue y es aún modelo en el mundo por su avance, precocidad y ventajas demostradas. En este sentido, la integración física y económica de los países regionales, debería tener un rol estabilizador al mediano plazo del negocio de la energía, porque más allá de todo, no debemos olvidar que es un negocio.

Nota: si bien lo hemos mencionado tangencialmente en algún pasaje del trabajo, los alcances de la ley de emergencia 25.561 de nuestro país, entendemos que son coyunturales y de vigencia limitada y que en un plazo no muy extendido, los negocios energéticos retomarán una senda de normalización, sin duda que en otro escenario y condiciones económicas, pero con un sendero que nos lleve a la viabilidad de las condiciones económicas y financieras para materializar el incremento en los flujos y seguridad de suministro interna de cada país y regional, en un segundo acto.

A. Propuestas para el cambio

En función de lo visto precedentemente, podemos sintetizar que para lograr el desarrollo de un verdadero mercado integrado que facilite las transacciones entre los distintos agentes situados en los distintos países de la región, se requieren una serie de medidas tendientes a atender cada uno de los tres puntos focales del trabajo: (i) liberalización o desregulación de mercados desafiables; (ii) medidas tendientes a fomentar la construcción de nueva infraestructura, y; (iii) mecanismos legales e institucionales que prevengan las prácticas monopólicas. Como cambios

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marco para lograr estos cometidos, se requiere una convergencia entre las políticas energéticas / regulatorias de los diferentes países, en las que se aproximen las posiciones actuales de los países hasta un sendero de equivalencia que haga deseable y voluntaria la adhesión a una estructura integrada entre los mismos.

En tal sentido podemos remarcar los siguientes hitos, como pasos de acercamiento:

Incentivar la transparencia en las transacciones: Separar claramente los costos de los componentes de gas commodity y transporte, basando en costos económicos los precios de las transacciones y no en precios políticos o de transferencia.

Favorecer la entrada de nuevos oferentes: Reduciendo, en Argentina, el umbral de consumo elegible para convertirse en cliente desafiable. En Brasil, objetivar un cronograma desregulatorio plausible y alcanzable en el tiempo.

Pautar un tratamiento para los actores públicos (Petrobras) en el sentido de una mayor regulación que permita un mejor juego del mercado, sin posiciones abusivas.

En Brasil, desregular el mercado local de producción de gas. Desregular en Brasil el precio de los sustitutos del GN. Eliminación del estampillado del costo de transporte y tarifar en función de la distancia,

como ocurre en Argentina. Eliminación de subsidios cruzados en estructuras tarifarias, en Brasil. En Brasil, establecer un "Open Access" efectivo. Eliminación de los accesos negociados.

Creación de un marco regulatorio que aplique el acceso regulado como alternativa de generación de mayor transparencia.

En Brasil, definir los componentes de distribución, de manera clara y objetiva, para cuando se verifique una mayor desregulación a niveles comerciales / industriales.

Separación del negocio en producción, transporte, distribución y comercialización, con especial cuidado de la separación contable (“Unbundled Ownership”, es deseable a la mera separación contable de un mismo accionista).

Conceptualmente, las reglas más importantes que deberían formar parte de la agenda de concertación, deberían propender a:

i. Prohibición para el establecimiento de restricciones cuantitativas a los intercambiosii. Prohibición de la discriminación por parte de los monopolios estatalesiii. Aseguramiento del derecho de establecimiento y la libertad de ofrecer serviciosiv. Prohibición de comportamientos anticompetitivosv. Establecimiento de condiciones para el otorgamiento de asistencia estatal.vi. Aseguramiento de la libre circulación de energía hacia terceros países.

Como podemos apreciar los movimientos de los agentes económicos que deberían verificarse entre Argentina y Brasil, principalmente, deberían ser los opuestos: en Brasil desde un extremo de rol hegemónico del Estado y una regulación poco desarrollada, hacia una presencia más fuerte de las fuerzas del mercado y una mejor y mayor regulación, con límites claros al poder estatal. Mientras que en Argentina, el proceso debería implicar una modificación o acomodamiento de la regulación, al mediano plazo y para poder llevar un ritmo convergente más acompasado al ritmo impuesto desde Brasil.

En la problemática de la integración regional del gas, la experiencia internacional (EEUU, Europa, Canadá) también ha mostrado que las intersecciones de los grandes gasoductos

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troncales (hubs) se pueden convertir en formadores regionales de precios hacia el resto de la región, de modo que gobierne la “ley de un solo precio”. De esta manera las condiciones macroeconómicas del negocio, serían mucho más estables y previsibles al mediano plazo.

La experiencia de la Unión Europea hasta la fecha, muestra que la inclusión de un Capítulo específico para la energía en el Tratado Constitutivo, con un régimen explícito para el sector energético, puede traer grandes beneficios potenciales, en la medida en que facilitará la coherencia de acciones de la Comunidad en el campo energético y hará que esas acciones sean eficientes y visibles.

En cuanto a los sectores de Gas y Electricidad, la liberalización del mercado debería ejecutarse por etapas, con dos importantes hitos legislativos en el proceso:

i. Promulgación de la legislación facilitando el transporte transfronterizo de gas y electricidad con destino a, o con origen de, un Estado Miembro (la denominada Legislación de Tránsito).

ii. Promulgación de la legislación que establece reglas comunes para los mercados internos en gas y electricidad. Esta legislación, que efectivamente abra porciones previamente especificadas de mercados correspondientes, progresivamente y dentro de un cronograma fijo, debe disponer lo siguiente:

Eliminación de los derechos exclusivos para la producción de electricidad, así como para importaciones y exportaciones de gas y electricidad.

Establecimiento de la obligación de los operadores de redes de gas y electricidad para abrir el acceso de su sistema a los clientes elegibles (integrados por grandes consumidores industriales), quienes estarán libres de negociar sus suministros de gas y electricidad, con base comercial, con productores independientes y/o suministradores.

Acceso a las redes para la ejecución de los contratos de suministro entre los clientes elegibles y los productores/suministradores independientes es la piedra angular legislativa para una liberalización progresiva de los mercados de gas y electricidad.

B. Roles a desempeñar por el Estado y por las fuerzas del Mercado

Este es un tema central en el planteo de las políticas de estado y de la región. Durante el paso de los años, hemos asistido a un movimiento pendular (particularmente en Argentina) en lo que se refiere al grado de compromiso del Estado Nacional para con los negocios energéticos. Históricamente involucrado en toda la cadena de valor del gas y de la electricidad, durante los últimos doce años, asistimos a una transformación rápida y radical de la intervención del estado, pasando a desempeñar un rol de Regulador y traspasando al sector privado el rol de gestor de los negocios, desintegrando la cadena horizontal y verticalmente.

Es nuestra opinión que los Estados (incluyendo en esta denominación al bloque regional MERCOSUR, como un todo), debería continuar en la línea de ser el que garantice las condiciones del juego competitivo de la energía (tanto en el “upstream”, como en el “downstream”) y las pautas de desarrollo y articulación de los mercados a través de una regulación firme. No creemos que el estado deba gerenciar las industrias.

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Creemos, en cambio, que la actividad estatal debe orientarse, en primer término, a preparar los límites del terreno de juego (Mercado), el establecimiento de la regulación de base y los marcos de convergencia entre los países, la generación de un ámbito de mitigación de controversias o de su resolución. Pero, atentos a los comentarios previos de estas conclusiones y si es verdad que la prioridad es el desarrollo económico, necesitamos una presencia estatal en la determinación y priorización de las necesidades de inversiones en infraestructura de gasoductos y líneas de transmisión y en los mecanismos que aseguren su construcción, operación y mantenimiento por parte de la iniciativa privada, generando un esquema donde las señales económicas de precios y tarifas, sean claras y perdurables y donde una ley de hoy no sea derogada por una ley de mañana.

En tal sentido Nicholas Winser, CEO de la National Grid Company (USA), compañía donde se originó el desperfecto operativo que desencadenó la crisis energética del “blackout” del 14 de agosto ppdo., en su declaración testimonial ante el Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes, por este acontecimiento (4 de setiembre de 2003) señaló, entre otras cosas los siguientes puntos (se cita textualmente en inglés, para no perder el sentido del texto y para entender en un sentido amplio el tono de las recomendaciones formales del operador) que los encargados de generar las políticas energéticas, deberían considerar para evitar que se sucedan problemas como el mencionado previamente:

Promoting Independent Transmission Companies: For too long, the electricity delivery system has been the forgotten element of the Nation’s electricity infrastructure, largely left to fend for itself while market participants focus on new generating plants. The events of August 14th reveal the dangers of treating the delivery system as an afterthought. Independent transmission companies that will focus their business plans on the ownership and efficient operation of the grid and in making the investments needed to bring it in line with the demands of the 21st century are critically needed. As proactive managers and operators of transmission assets they will be well-positioned to minimize instances when it is necessary to resort to automatic protective systems. They also will be positioned and motivated to maximize the use of existing transmission facilities and rights of way. They will be able to make the needed investments in the energy delivery infrastructure free of competing demands for generation investments. Moreover, they will promote open and non-discriminatory transmission service because they have no generation interests to favor. For this sector to develop, Congress must reform the tax laws to remove impediments to transfers of transmission assets to new independent owners and must repeal the Public Utility Holding Company Act, which limits the expansion potential of independent transmission companies. FERC also must allow these companies sufficient authority over their assets to enable them to do the job and enable them to employ performance-based rates that reward increased efficiency.

Effective Transmission Planning and Expansion Policies: To ensure that the transmission grid upon which we all rely is adequate to serve current and projected needs, regional transmission planning processes must be established to regularly assess the need for upgrades both to improve and enhance reliability and to remove bottlenecks that limit customers’ access to cheaper electricity. To be effective, those processes must be streamlined. They must not afford opportunities for market participants that profit from existing bottlenecks (because they keep competing suppliers from reaching their markets) to delay or frustrate needed expansion projects. In particular, needed upgrades must not be put on hold by requirements that utilities search for voluntary participant funding or regulators

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resolve debates over cost allocation. Instead, regional planning processes should look to the region’s utilities to make the grid upgrades required both to preserve reliability and expand customers’ access to lower cost power.

Rational and Stable Transmission Pricing. The transmission grid needs significant upgrades to enable it to handle the increased demands now placed upon it both for reliability and for efficiency. FERC must establish transmission pricing policies that give utilities adequate assurance that they will recover investments in system upgrades. Those policies must recognize, as the events of August 14th make clear, that customers and generators throughout the region rely on and benefit from a reliable and robust transmission system and should bear a fair share of its costs. Policies must also be stable enough that a utility can rely on them to return its investment over many years and be simple enough to apply so that critically needed delivery system upgrades are not delayed by battles to allocate costs to different customer groups.

Removing Barriers to Siting Transmission Facilities. FERC lacks the authority to grant certificates for interstate electric transmission projects, even though it has had that authority for natural gas pipelines for decades. This regulatory gap makes it profoundly difficult to site, construct, or modernize transmission facilities, particularly between states and market regions, even when the need for greater grid capacity is clear. Congress should, at a minimum, grant FERC backstop siting authority for electric transmission projects.

Como se puede apreciar, las necesidades de un mercado maduro, integrado (aunque sea en partes de regiones de Estados Unidos y Canadá) de manera diferente a la propuesta para el Mercosur, plantea necesidades similares, especialmente en los aspectos de planeamiento de sistemas de transporte eléctricos confiables en cuanto a seguridad y backup de suministro.

Debemos recordar que para una gran cantidad de bienes el transporte es también una actividad competitiva y por lo tanto puede prescindirse de la regulación de precios por parte del Estado. Más bien, el rol de este último es garantizar a través de leyes e instituciones la defensa de la competencia. Sin embargo, en el transporte y distribución de electricidad y gas el Estado se preserva un papel importante en la regulación directa de la actividad por sus características de monopolio natural y externalidades relacionadas a las cuestiones ambientales y de seguridad (se regulan las condiciones de entrada/ salida a los agentes, precios, calidad, etc.).

Creemos que, con ajustes, la experiencia Argentina es muy positiva e iluminadora de lo que debería ser el sendero a caminar por la industria energética de la región, asumiendo el Estado un rol planificador de referencia mucho más fuerte que hasta el momento.

IV. Fuentes de Información y Bibliografía

Diccionario de la Real Academia Española. “Integración Gasífera en el MERCOSUR” – Arpel (Junio 2003) Proyecto CIER 03 – Fase I – Interconexiones Regionales de Mercados Eléctricos –

(Junio 2000) – Trabajo encargado por la CIER y elaborado por Mercados Energéticos S.A., Power Systems Research Inc. et Al.

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La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la Experiencia Europea – OLADE (Setiembre 2000)

Integración Gasífera en el MERCOSUR – ARPEL – Trabajo elaborado por Raúl García Consultores (Junio 2003)

Directiva de Gas y normas complementarias. Ponencia “Una visión de las Interconexiones Eléctricas Regionales y la Integración” del

CP Carlos Pombo, Presidente de la CIER, CEARE (Setiembre 2003) Aspectos Regulatorios de la Integración Gasífera – Argentina / Brasil – Curso Avanzado

de la Carrera de Especialización en la Estructura Jurídico Económica de la Regulación Energética – Lic. Raúl García - CEARE – Agosto 2003

Clase magistral CEARE (Setiembre 2003) y diversas notas periodísticas publicadas en la prensa escrita nacional- Daniel Montamat.

“Los precios del gas y la electricidad en la región” – Daniel Ridelener – Revista Petrotécnica (agosto 2002).

“Hacia la integración jurídico – regulatoria transnacional”. Daniel Alvarez – Revista Petrotécnica (Agosto 2002).

“Opening Up to Choice – Launching the single european gas market”. European Commision (2002)

Summary of Statement of Nicholas P. Winser on behalf of National Grid USA Before the United States House of Representatives Committee on Energy and Commerce (September 4, 2003)

Diario Oficial de la Unión Europea “La regulación económica” Lasheras Miguel Angel Comisión Nacional de Energía – España “Reflexiones sobre la integración energética en el Cono Sur” – Alberto Guimaraes –

Revista Petrotécnia Agosto, 2003 “Integración regional y aprovechamiento de las cuencas hídricas” – Silvio Resnich –

Revista Petrotécnia (Agosto 2003)

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I · Web viewEntre los acuerdos de interconexión firmados en la última década cabe mencionar por su importancia el contrato celebrado entre la Companhia de Interconexao Energetica