Maestría Procesos de Integración Regional MERCOSUR

Universidad de Buenos Aires (UBA)

Orientación en Desarrollo Económico

Juliana Gómez

La Energía en el MERCOSUR

INDICE

Sinopsis

1. INTROUCCION

2. PANORAMA ENERGETICO MERCOSUR (POR PAIS)

2.1 Normativa de la Política Energética

2.2 Matriz Energética Primaria

2.3 Gas Y Petróleo Convencional y no Convencional

3. NORMATIVA ENERGETICA DEL MERCOSUR

3.1. Decisiones del CMC y Resoluciones del GMC

3.2 SGT 9: Energía

3.3 Proyectos Energéticos

3.4 Integración Energética

4. ESTRUCTURA ENERGETICA PRIMARIA EN EL MERCOSUR

4.1 Estructura Producción Energía Primaria

4.2 Consumo Energético Final

4.3 Consumo Final Energetico Por Sectores

5. CONCLUSIONES

6. BIBLIOGRAFIA

Sinopsis

Durante la década de los 90, se ha podido apreciar que América Latina se ha sumergido con gran fuerza en los procesos de integración a nivel regional, sobre todo para el fortalecimiento de su posición como jugador en el mercado internacional. Pero como es bien sabido, las economías latinoamericanas han sido muy rezagadas de la coyuntura mundial, lo que ha llevado a que los países decidan formar mayores lazos, que les consolide como actores más significativos en dichos ámbitos; o al menos más de lo que pueden llegar a ser, si se presentan como jugadores individuales.

A este respecto, cabe evidenciar que bajo un proceso de regionalización es posible captar las ventajas comparativas de cada país y mucho más cuando se pone sobre la mesa la cuestión energética, que acarrea en sí misma la necesidad de aprovechamiento de los recursos energéticos de los países vinculados en veras a su complementación y por su puesto a la optimización del abastecimiento territorial. Pese a ello, en la conjunción de intereses, saltan a la vista las asimetrías que tomadas en términos de recursos naturales básicamente no renovables; y a ello sumadas las carencias en infraestructura, transporte, entre otras; encarnan la falta de lineamientos comunes para la formación de políticas que consoliden la integración Energética, como se observará en el caso que a este trabajo compete, el MERCOSUR.

INTRODUCCION

El MERCOSUR, es uno de los procesos de integración más exitosos de Latinoamérica, sobre todo si se le compara con diferentes bloques de la región como pueden ser la CAN, la UNASUR, entre otros. De esta manera se encuentra que el MERCOSUR, a diferencia de otros procesos, ha logrado consolidar estructuras normativas, que le han permitido generar políticas sólidas de integración y consolidación del bloque, lo que se puede ver legiblemente con la permeación de otras áreas como la social, política y cultural, mas allá de la enteramente económica-comercial.

En este orden, y siguiendo la lógica de su origen, hacia la complementariedad de las economías integradas; el MERCOSUR, ha abierto horizontes de inversión en diferentes ámbitos, siendo uno de los más importantes el energético. El bloque, presenta un fuerte potencial de energía que varía de un país a otro, tanto en volumen como en fuente; donde las energías renovables y sustentables, representan un considerable insumo, para el desarrollo de la integración energética.

Con todo y esto, es importante mencionar, que la matriz energética del MERCOSUR, se estructuró en base a energías no renovables convencionales, generándose con ello el consumo a gran escala de combustibles fósiles a nivel domestico. El incremento de la demanda y el aumento de los precios del petróleo, ha llevado a que los países de la región, proyecten la diversificación de la matriz energética, con el desarrollo de las fuentes alternativas, sin cambiar la matriz de consumo existente. Esto siendo consientes de los altos costos que representa el desarrollo de los combustibles fósiles, en particular y como ya se dijo el petróleo, por representar impactos ambientales de significación, y por la condición de dependencia que produce en países sin reservas propias o con reservas agotables a corto plazo, como es el caso de Paraguay, Uruguay y en cierta medida Argentina, como lo expone la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Vale la pena, decir que la Industria, es el sector que representa el mayor crecimiento económico y por supuesto el mas grande consumidor energético; los sectores vinculados a la exportación, consumen la mitad de la energía destinada a la industria; de ahí que se piense el desarrollo del parque industrial en términos de tecnologías más eficientes, que de igual manera es preocupante ya que las mismas sugieren el abordaje de alrededor del 10% de energía en su producción.

A pesar, del MERCOSUR contar con abundancia de recursos naturales, que son volcados a la implementación del sector de la energía, de tener una diversidad territorial que le permite diversificar su fuentes en función de sus necesidades de consumo y de contar con infraestructura de interconexión energética a nivel nacional para llevar a cabo proyectos de suministros, que pueden ser proyectados a escala regional; presenta grandes asimetrías entre sus miembros, las que les han sido por obstáculo en la concreción de políticas efectivas que logren el fortalecimiento de la integración energética, ya que la mayoría son pensadas a nivel nacional y no como bloque colocando intereses individualistas en detrimento de los colectivos.

Se han hecho esfuerzos por la concreción de políticas que incentiven esta integración energética y prueba de ello han sido los proyectos que se han implementado entre los Estados miembros: Sistema Itaipu; Hidroeléctrica Corpus Christi; Hidroeléctrica Garabí; Yaciretá a cota 83, por solo nombrar algunos, todos ellos bajo el marco de la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana (IIRSA). Pero aun así, dichos proyectos no han logrado generar mayores avances hacia la integración, ya que no han arrojado los resultados esperados.

Así en el presente trabajo se expondrá al lector, el panorama energético de cada país miembro observando la composición de su matriz energética primaria, destacando también la importancia en el uso de energía no convencional; así mismo se analizará la normativa de los Estados en materia de energía, para de esta manera mirar su compatibilidad con la del bloque; revisando las decisiones del CMC y resoluciones del GCM, al igual que las políticas impulsas por el SGT 9 y los proyectos realizados por el bloque encaminados a la integración económica. Una ves revisado su marco normativo, se examinará la matriz energética a nivel de bloque, estudiando su dependencia hacia las diferentes fuentes convencionales y no convencionales. Para terminar se plantearán las conclusiones pertinentes al caso.

2. PANORAMA ENERGETICO MERCOSUR (POR PAIS)

Para analizar el panorama energético del MERCOSUR, es necesario generar el desglose por país, para observar la legislación energética que aplica en cada Estado, y mirar su complementación en dirección al bloque.

2.1 ARGENTINA: Normativa de la Política Energética

Con la ley 24.065 de 1991, se estipula el REGIMEN DE LA ENERGIA ELECTRICA, cuyo objeto es la división de la industria en 3 segmentos: Generación, transporte y distribución de electricidad.Generación: La actividad de generación, en cualquiera de sus modalidades, destinada total o parcialmente a abastecer de energía a un servicio público será considerada de interés general, afectada a dicho servicio y encuadrada en las normas legales y reglamentarias que aseguren el normal funcionamiento del mismo. 46 COMPAÑÍAS COMPITEN A TRAVÉS DE COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN (SEGMENTO DESREGULADO).

Los objetivos para la política nacional en materia de abastecimiento, transporte y distribución de electricidad son: a) Proteger adecuadamente los derechos de los usuarios; b) Promover la competitividad de los mercados de producción y demanda de electricidad y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo; c) Promover la operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e instalación de transporte y distribución de electricidad; d) Regular las actividades del transporte y la distribución de electricidad, asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables; e) Incentivar el abastecimiento, transporte, distribución y uso eficiente de la electricidad fijando metodologías tarifarias apropiadas; f) Alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible.

El transporte y la distribución de electricidad deberán prioritariamente ser realizados por personas jurídicas privadas a las que el Poder Ejecutivo les haya otorgado las correspondientes concesiones de conformidad con las disposiciones de las leyes 15.336, 23.696 y de la presente ley. En trasporte (7 FIRMAS, 6 REGIONES Y 25.000 KMS) y distribución (10 EMPRESAS): sujetos a controles y a “PRICE-CAP” –monopolios naturales regulados1.

1 (S.A). LEY Nº 24.065 REGIMEN DE LA ENERGIA ELECTRICA. (16 de enero de 1992). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://mepriv.mecon.gov.ar/Normas/24065.htm

Su regulación esta dada por políticas, supervisión y control EX POST a cargo de la Secretaria de Energía; Contralor operador del transporte y EDESUR, EDENOR y EDELAP a cargo del ENRE; el EPRES controla distribuidoras provinciales; el operador del despacho del sistema es CAMMESA, controlado por la Secretaria de Energía con el 20%(Golden Share) y con 4 accionistas privados (asociaciones)2.

Ley 25.561 de 2002, DE EMERGENCIA PUBLICA Y DE REFORMA DEL RÉGIMEN CAMBIARIO, en la que se estipula básicamente la Emergencia Pública en Materia Social, Económica, Administrativa, Financiera y Cambiaria; El Control y Congelamiento de Tarifas; La Regulación de Exportación; La Pesificación de Tarifas; La Pesificación Asimétrica; Las Inversiones del Estado y mixtas3.

Regulación Mercado de Hidrocarburos: Ley N° 17.319 de Hidrocarburos, con la cual se rige su exploración y explotación

Petróleo

Es necesario desatacar los Decretos Nº 1055/89, Nº 1212/89 y Nº 1589/89, conocidos como los Decretos de Desregulación, con los que se buscó la participación al sector privado en la actividad petrolera, sin renunciar (a) al planeamiento y al control estratégico del sector hidrocarburos, b) a la adecuada distribución de la renta petrolera, y c) a la utilización de YPF como instrumento de política energética. Estos Decretos, consagraban el principio de libre disponibilidad de los hidrocarburos, pero subordinada al autoabastecimiento del mercado interno e incluso también subordinado a otros objetivos, tales como el desarrollo de todo el potencial de la industria petroquímica local.

a) En el Decreto 1055/89 se declara prioritario incrementar la producción nacional de hidrocarburos para asegurar el autoabastecimiento interno y alcanzar el desarrollo pleno de las industrias petroquímicas;

b) En el Decreto Nº 1212/89 se reafirma el principio de prioridad del abastecimiento interno, y de políticas activas en materia de energía

(c) En el artículo 1º del Decreto Nº 1055/89 se insiste en la prioridad al abastecimiento interno, y se remite al artículo 6º de la Ley 17.319 (la Ley de Hidrocarburos), en el cual también las exportaciones quedan sujetas al abastecimiento previo del mercado interno

2 Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

3 (S.A). LEY Nº 25.561. (Enero 6 de 2002). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.mecon.gov.ar/digesto/leyes/ley25561.htm

Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

Gas

La privatización del Servicio Público de Gas ocurrió en Diciembre de 1992. Su Normativa Regulatoria fue estipulada por la Ley 24.076, sus Decretos Reglamentarios, y lo establecido en las Licencias de Transporte y Distribución (Decretos 1.738/92 y 2.255/92). En la actualidad Dec. PEN 180 y 181/04 y Res. SE 265 y 503/04. Traslado del precio del Gas Natural en Boca de Pozo a Tarifa (Pass Through). Se dio la separación vertical y horizontal de la industria en 3 etapas: Producción, Transporte y Distribución. La Separación Horizontal o Geográfica se realizó conforme dos empresas de Transporte y ocho “Monopolios Naturales” de Distribución

Ley 26741, por la que se declara la expropiación de YPF: Artículo 1º de la Ley 26741: Debe dárse de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la explotación, industrialización, transporte, y comercialización de hidrocarburos…

Artículo 7º de la Ley 26741: declárese de utilidad pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones clase D de dicha empresa pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas… Articulo 8°.- Las acciones sujetas a expropiación de las empresas YPF Sociedad Anónima y Repsol YPF Gas S.A., en cumplimiento del artículo precedente, quedarán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y uno por ciento (51%) pertenecerá al Estado Nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal De Estados Productores De Hidrocarburos4.

YPF: PLAN ESTRATÉGICO 2013-2017, cuyo objetivo es revertir la caída de la producción de petróleo y gas del -6% anual entre 2004-2011, a un crecimiento del +6% anual entre 2012-2017. el mismo estará dado en 3 etapas: 1. Alto Impacto: recuperar la credibilidad, con una nueva plataforma de trabajo para revertir la tendencia negativa. 2. Crecimiento: basado en la recuperación de yacimientos maduros, desarrollo de recursos no convencionales, inversiones en refino y comercialización. 3. Nuevo Paradigma para cambiar el futuro del sector energético: desarrollo masivo de recursos no convencionales y expansión global5.

2.2 Matriz Energética Primaria Argentina

4 (S.A). YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES ley 26.741. (Mayo 4 de 2012). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/195000-199999/196894/norma.htm

5 (S.A). YPF. (S.F). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/YPF%20Hechos%20Relevantes/05-06-2012%20Presentaci%C3%B3n%20Avance%20Plan%20Estrat%C3%A9gico.pdf

Como se puede observar, la matriz energética Argentina depende en gran manera del gas y el petróleo que traducen el 86,6% del consumo total de energía de este país, con un 51,6% y 35,0% respectivamente, contabilizados al año de 2009.

Los Hidrocarburos líquidos y gaseosos han representado la parte substancial del Consumo energético y en los últimos puede decirse 40 años no se ha logrado disminuir su importancia.La participación del Gas Natural es algo inminente desde la época de las privatizaciones, y en lo que Argentina respecta es la principal fuente energética.

El Gas Natural ha sustituido al Petróleo (considerado como sus derivados) en la mayoría de los sectores de consumo; por ejemplo en el Residencial, en una primera época junto al GLP, desplazando al Queroseno; en el Transporte pugnando con las Naftas; en la Industria sustituyendo al Fuel Oil; en la Generación de Electricidad, no sólo al Fuel Oil y Gas Oil, sino convirtiéndose en el fundamento de las centrales térmicas en desmedro de la expansión de la hidráulica y nuclear. Por otra parte, el carbón, con el que se cuentan importantes reservas, asoma con una participación muy baja en la matriz de energía; esto gracias al fracaso de la explotación del Yacimiento de Río Turbio y a la disponibilidad de los hidrocarburos gaseosos y líquidos; de todas maneras vasta decir que su aporte no fue muy significativo ya que Argentina pasó directamente de las biomasas (leña) a los hidrocarburos líquidos y gaseosos.En la generación de Equipamiento Eléctrico, hasta el 2000, se da el desplazamiento de los Derivados de Petróleo principalmente por GN, consecuencia de la utilización de la Hidroelectricidad y en menor medida por Combustibles nucleares. Después del año mencionado, el Petróleo recupera participación, debido fundamentalmente a la escasez de GN local y al práctico abandono de la Hidroelectricidad y la Nuclear6.

6(S.A). La Matriz Energética Argentina y la Política Energética. (20/04/2012). Recuperado El 15 de diciembre En: http://www.barilochesemanal.com.ar/noticias/la-matriz-energetica-argentina-y-la-politica-energetica-_67

Reservas de hidrocarburos (Petróleo y Gas)

Según los datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación en agosto de 2012, de las reservas de hidrocarburos correspondientes al 31 de diciembre de 2011; se observa claramente la constante caída de las mismas, lo que se viene dando en Argentina casi interrumpidamente desde el año 2000 en el caso de gas natural y desde 1999 en el caso del petróleo, cuyas reservas comprobadas también han disminuido, exceptuando el año de 2006, considerado un periodo de recuperación.

Las reservas comprobadas de gas natural cayeron entre 2010 y 2011 en 7%, y acumulan una caída de 50% en los últimos diez años, mientras que las reservas comprobadas de petróleo cayeron 2% entre 2010 y 2011, acumulando una caída del 12% entre 2002 y el último año.

Las reservas comprobadas totales de hidrocarburos (en TEP2) se redujeron entre 2002 y 2011 un 41%, profundizándose las caídas descriptas en informes anteriores.

Petróleo

Las reservas comprobadas de petróleo eran, al 31 de diciembre de 2011, de 393.996 miles de metros cúbicos; 2% menores que las disponibles al final de 2010, y 12% menores que el 31 de diciembre de 2002. El 31 de diciembre de 2011, las reservas comprobadas de petróleo equivalían a 11,85 años al ritmo de producción actual, seis meses más que a fines de 2010. Es de destacar que este incremento en el horizonte de reservas responde a una sostenida caída de la producción (6% entre 2010 y 2011), que se da a un ritmo mayor que la caída de las reservas.

Como en el caso del gas natural, hay una disminución en las reservas comprobadas de petróleo en todas las cuencas, a excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, que representa el 65% de las reservas comprobadas del país, y que experimentó entre 2010 y 2011 un incremento del 2% en las mismas, acumulando un 37% de incremento desde 2002, crecimiento que parece estarse desacelerando.

En la cuenca Neuquina, que contiene el 22% de las reservas comprobadas de petróleo, presentó una caída del 10% entre 2010 y 2011, acumulando una caída del 53%, en aceleración desde el año 2002.

Gas Natural

Las reservas comprobadas de gas natural eran, al 31 de diciembre de 2011, de 332.510 millones de metros cúbicos, lo que equivale al 50% de las reservas comprobadas diez años antes. A excepción de la cuenca del Golfo San Jorge, cuyas reservas crecieron 6%, las reservas comprobadas de gas natural disminuyeron en todas las cuencas. En particular, la cuenca Neuquina, que contenía a fines de 2011 el 44% de las reservas comprobadas de gas natural, presenta una disminución del 10% acumulando desde 2002 una caída del 58%. A pesar de que la producción de gas natural es decreciente desde el año 2004, el horizonte de reservas continúa disminuyendo: al 31 de diciembre de 2011 era de 7,3 años, poco más que la mitad que el valor correspondiente al año 20027.

7 Luciano Caratori. INFORME: EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ARGENTINA ENTRE 2002 y 2011. (14 de agosto de 2012). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.iae.org.ar/especiales/informe_reservas_2011.pdf

Producción de Petróleo y Gas

Como lo muestra el grafico, la producción de petróleo aumentó entre los años 1990 y 1998, pasando de 517 mil barriles diarios ese año a 890 mil barriles en 1998. Sin embargo, a partir de allí la producción sufrió una reducción ininterrumpida hasta un piso de 607 mil barriles diarios en 2011. Esto es, en catorce años la producción de petróleo del país cayó un 32% y ya se ubica en niveles similares a los registrados en 1992. Para el caso del gas, el comportamiento es similar. Luego de aumentar significativamente hasta 2006 (pasando de producir 17,8 billones de metros cúbicos anuales en 1990 a 46,1 aquel año), la producción de gas sufrió una disminución del 16% en seis años ubicándose en 38,8 billones de metros cúbicos el año pasado. En sentido opuesto, a nivel regional la producción de petróleo aumentó un 7% durante el período 1998-2011 y; en el caso del gas, la producción regional creció un 11% entre 2006 y 20118. 

Fuerte Dependencia Hacia El Gas

8 Joaquín Berro Madero. El desafío que plantea la producción de petróleo y gas en la Argentina. (26 de Junio de 2012) Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.elpatagonico.net/nota/157541/

Argentina, como se ha mostrado a lo largo de este escrito es líder en el escenario mundial en materia de consumo de gas, que representa más de la mitad del consumo total energético; y como lo expone Alieto Aldo Guadagni, el gas es muy importante, ya que ningún país del mundo tiene más de 1,8 millones de vehículos que utilizan GNC, la generación eléctrica de origen térmica depende principalmente del gas, toda la industria petroquímica utiliza el gas como insumo, mientras que las familias y las empresas utilizan principalmente el gas como fuente combustible y de calor.

Consumo de gas natural por segmento de usuarios

% Incre. Consumo 93/2010 (%)

Incre. Consumo 2011

Residencial 24,4 62,9 5,4Comercial 3,3 44,0 3,9Industrial 28,0 61,3 6,0Ind. Cerri 3,8 22,3Ctral.electr. 29,0 85,0 12,7Ctral.electr.Boca de pozo 1,4GNC 7,0 250,3 3,9Entes oficiales 3,1 30,7 -2,0 TOTAL CONSUMO

100, 0 73,2 6,9

Fuente: Econométrica S.A economic research and forecasts

A partir del año 2002 el consumo interno de gas aumento el 47 por ciento. En el mismo periodo la producción se mantuvo estancada, habiendo caído a partir del 2005. Esto explica el fuerte incremento de las importaciones de alto costo. En el 2011 aumenta fuertemente el consumo de gas para generación de energía eléctrica. La industria y el comercio representan el 35,1% del consumo total de gas y si se le suma el consumo de las centrales eléctricas tenemos casi el 2/3 del consumo total gasífero.Se evidencia una diferencia en la evolución del consumo gasífero en las dos ultimas décadas; en los noventa la cantidad de usuarios y las redes de distribución crecieron por encima del crecimiento del consumo familiar. A partir del 2002 pasa lo contrario: el consumo familiar crece más del doble del número de consumidores conectados a redes, cuya capacidad crece menos de la mitad del crecimiento del consumo residencial.

Incremento Anual (%)

1992-2001 2002-2010Cant.usuarios resid 3,1 1,7Consumo residencial 1,9 3.6

Capacidad gasoductos 5,8 1,9Redes de distrib. gas 5,8 1,6Fuente Santiago Urbiztondo (FIEL). Cifras de ENARSA™

En los últimos años (2002-2010) el consumo familiar de gas aumentó más que la cantidad de usuarios, lo contrario a lo que había ocurrido entre 1992 y 2001. La capacidad de los

gasoductos y de la extensión de redes de distribución también creció mucho menos entre 2002-2010 que en el periodo 1992-2001. Esta evolución del consumo en los últimos años margina principalmente a los más pobres, ya que según el Censo del 2010 aun el 44% de la población carece de acceso al gas natural. Lo preocupante desde el punto de vista de la distribución del ingreso y los subsidios fiscales energéticos, es que en el segmento mas pobre de la población el 60 %carece de gas por redes. NO ACCEDEN AL GAS POR RED Y CONSUMEN GARRAFAS: 44% de la población total (según Censo 2010); 8% del 20% más rico de la población; 60% del 20% más pobre de la población.

Exportaciones e Importaciones de Energía 

El sector energético dejó de aportar a la balanza comercial y comienza a registrar crecientes saldos negativos gracias a la caída en la exploración y a la disminución de las reservas; lo que ha llevado a tener que importar los hidrocarburos del exterior; como ha sido el caso de la fuerte dependencia que ha registrado en los últimos años Argentina por el gas de Bolivia9.

Convenio de Gas con Bolivia

El comercio de gas entre ambos países comienza a partir de septiembre de 1999 Pluspetrol inició la exportación de Gas Natural a la República Argentina vía el gasoducto Bermejo – Aguas Blancas. A partir de noviembre de 2001 Pluspetrol exportó Gas Natural del campo Madrejones Boliviano a través de un gasoducto exclusivo Madrejones – Campo Durán. Después, las exportaciones se realizan del campo Tacobo por Madrejones. 

Desde junio de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz – Yacuiba Gas Natural producido por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y a partir del 29 de abril de 2005 de Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. del campo Tacobo. Los contratos de compra venta de gas YPFB – Pluspetrol S.A., YPFB – Petrobras Energía S.A. y Repsol YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA a partir del 1º de septiembre, 14 de septiembre y 19 de octubre de 2006, respectivamente. 

A raíz del Convenio Marco para la Venta de Gas Natural, firmado entre los Gobiernos de Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribe el Contrato de

9 Alieto Aldo Guadagni. “Presente y Futuro del Gas en la Argentina”. (Febrero 2012). Recuperado el 15 de diciembre En: http://www.iae.org.ar/Econometrica_FEB_2012.pdf

Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA, el mismo que está en vigencia a partir de enero de 2007, con el compromiso de exportar 7.7 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) los años 2007 y 2008, 16.0 MMmcd el 2009 y 27.7 MMmcd desde el año 2010 hasta el 202610. 

A la fecha, Bolivia no cumplió el convenio firmado entre 2007 y 2009, por el que debía suministrar a la Argentina 7,7 millones de m3; entregando alrededor de 3 millones m3 en ese periodo. La renegociación mas vigente de ese contrato se da en el 2012, introduciendo suministro ininterrumpible por 2,7 millones de m3 diarios.

2.3 Gas y Petróleo No Convencional

Según la US Energy Agency, Argentina aparece en el tercer lugar de recursos del ranking Mundial de shale gas, técnicamente recuperables con 774 trillones de pies cúbicos. La cuenca argentina con mayores posibilidades es la neuquina, donde se destaca la formación geológica Vaca Muerta.

En diciembre del 2010 YPF anuncio que habían detectado 4,5 TCF de “tight gas”, en el área de Loma de La Lata (Neuquén); posteriormente en mayo del 2011 YPF volvió a anunciar alentadores resultados en el área de Vaca Muerta, identificando posibilidades de recursos de “shale gas”.

A fines del 2011 Exxon Mobil acordó con la empresa canadiense Americas Petrogas Inc, explorar reservas no convencionales en Argentina, en el área de Los Toldos (Neuquén). Igualmente CHEVRON, realizo un acuerdo por u$s 1.500 millones. El acuerdo implica un desembolso inicial de u$s1.240 millones que permitirá el desarrollo de la primera fase en una zona de 20 kilómetros cuadrados de una nueva área denominada General Enrique Mosconi, ubicada en Loma La Lata Norte y Loma Campana. Este primer piloto incluye la perforación de más de 100 pozos11.

No menos importante es el acuerdo con Dow, quien hará una inversión de U$S 120 millones, mientras que YPF aportará U$S 68 millones adicionales. Se desarrollará en el bloque "El Orejano", ubicado en el noroeste de la provincia de Neuquén y es una ventana de gas de la formación Vaca Muerta. Inicialmente se realizarán 16 pozos de extracción de shale-gas12.  Los números apuntan a la elevación de los costos  de producir shale o tight

10 (S.A). EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL. (S.F). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.ypfb.gob.bo/documentos/2010_inf_tecnica_financiera/informes/2011_ENERO_JUNIO/g.%20COMERCIALIZACION%20DE%20GAS%20NATURAL/(Texto)%20Comercializacion%20de%20Gas%20Natural.pdf

11 (S.A). Acuerdo: Chevron invertirá u$s 1240 millones en Vaca Muerta.  (17 de Julio de 2013).

Recuperado el 15 de diciembre En:  http://www.elcomercial.com.ar/index.php?option=com_content&view=article&id=114617:acuerdo-chevron-invertira-us-1240-millones-en-vaca-muerta&catid=9:edicion-digital&Itemid=65

12 (S.A). YPF firmó un acuerdo con Dow para extraer shale-gas en Vaca Muerta. (24 de septiembre de 2013). Recuperado el 15 de diciembre de 2013 En: http://www.lanacion.com.ar/1622877-ypf-firmo-un-acuerdo-con-dow-para-extraer-shale-gas-en-vaca-muerta

gas, en comparación a los de producir gas convencional. Así y todo, sigue resultando mas favorable que la importación de GNL, que representa valores mas altos de importación.

Brasil: Normativa de la Política Energética

Con  el periodo de monopolio estatal sobre las actividades de explotación y  producción de petróleo y gas natural, ejercido de forma exclusiva por Petrobras  desde su creación en 1954; en 1995, el Congreso Nacional aprobó la Enmienda Constitucional n.º 9, que flexibilizó el monopolio del sector; esta enmienda autorizó a la Unión a contratar empresas estatales o privadas para llevar a cabo las actividades de búsqueda y exploración de los yacimientos de petróleo y gas natural y otros hidrocarburos líquidos, de refino del petróleo nacional o extranjero, de importación y exportación de los productos y derivados básicos resultantes de las actividades de investigación y refino, el transporte marítimo, así como el transporte, a través de conducto, de petróleo bruto, sus derivados y gas natural de cualquier origen.

Ley 9.478 de 1997 "Lei do Petróleo", esta ley instituyó los principios de la política energética nacional y  creó el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) e instituyó la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles ( ANP), órgano regulador del sector del petróleo y el gas natural en Brasil. La Ley del Petróleo estableció un nuevo andamiaje institucional y regulatorio para este sector, además de determinar la flexibilización del monopolio del Estado ejercido desde el año 1954 por Petrobras, habiendo sido posteriormente regulada por el Decreto Presidencial 2.455 de 1998.  La Ley 9.478/97 y el Decreto Presidencial 2.455/98 constituyen las principales disposiciones jurídicas del nuevo marco regulador del sector del petróleo y gas natural en Brasil. 

Las competencias de la ANP son: La regulación es la base de acción de la ANP, el control es la acción ejecutiva de represión de las conductas que infrinjan la legislación y la promoción es la acción contratante ejercida por la agencia; también le compete  implementar, en su esfera de atribuciones, la Política Nacional sobre Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, contenida en la Política Energética Nacional que emane del CNPE13.

En materia de Energía Eléctrica, en 1996 se crea la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL, por Ley Nº 9427 del 26/12, con la finalidad de regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.

Se autoriza a la ELETROBRÁS a retener participación accionaria en las empresas de generación que serán creadas a partir de la fisión de FURNAS, ELETROSUL, ELETRONORTE e CHESF. Por la Medida Provisoria Nº 1531, del 05/03/98, se autoriza al Poder Ejecutivo a reestructurar ELETROBRÁS y sus subsidiarias, y se autoriza la retirada gradual del Estado de los negocios de Energía Eléctrica. El 30 de septiembre de 1998.  se instituye el Mercado Mayorista de Energía Eléctrica - MAE y se crea el Operador Independiente del Sistema – ISO14. 

Matriz Energética Primaria

13 JOSÉ CESÁRIO CECCHI, FLORIVAL RODRIGUES DE CARVALHO, JACQUELINE BARBOZA MARIANO, TATHIANY RODRIGUES MOREIRA. CAPÍTULO 3: REGULACIÓN Y FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS EN BRASIL. (S.F). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: http://www.ariae.org/download/sistemas_energeticos/brasil.pdf

 Uso   Energético:  

El consumo de energía en Brasil en 2012 

Uso energético (consumo final): 3,4%

Energía disponible: 4,1%

Uso no energético y pérdidas: 80%

Esto indica que el crecimiento del consumo de energía final (personas y empresas) es menor que el crecimiento de la energía disponible y el aumento de las pérdidas es debido al aumento de la generación térmica; como lo argumenta el Ministerio de Minas y Energía del país. 

Participación de renovables en la matriz energética

En 2012 la participación de renovables se mantuvo entre las más elevadas del mundo con un 42%,  en comparación con el resto del mundo que participó con el 13,2%. Brasil tuvo una pequeña reducción comparado con el 2011 cuyo porcentaje respondía al 44,0%, debido a la menor oferta de energía hidráulica y etanol.

Repartición de la oferta energética

No Renovables con un 57,6%  divido en: Petróleo y derivados: 39,2%; Gas natural 11,5%; uranio 1,5%; Carbón mineral 5,4%.

Renovables con un 42,4% repartido en: Biomasa da caña 15,4%; hidráulica y electricidad  13,8%; Leña y carbón vegetal 9,1%;  lixívia y otras renovables 4,1%.

Oferta Interna de Energía en Mtep 2012

RENOVABLES 120,2: Energía hidráulica y electricidad 39,2; Biomasa da cana 43,6; Leña y Carbón; Vegetal 25,7; Otras renovables 11,8 

NO RENOVABLES 163,4   : Petróleo 111,2 ; Gas natural 32,6;  Carbón mineral 15,3; Uranio (U3O8) 4,3

Gas natural; petróleo y derivados representan el 97% de la oferta interna de energía. De la misma manera, es necesario mencionar que en el 2012 /2011, el consumo final de combustibles líquidos representó el 4,9% y el consumo final de energía eléctrica fue de 3,8 %, mayor que el PIB de 0,9%.

Consumo Final de Energía por Fuente 2012

Oleo diesel 18,3%; Oleo combustible 1,6%;  Gasolina 9,7%; GLP 3,2%; Queroseno 1,5%; Lixívia 1,8%; Otras fuentes 18,0%; Gas natural 7,2%; Leña 6,5%; Bagazo de caña 11,2%; Electricidad 16,9%; Etanol 4,2%. 

14 Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

El mayor consumo de energía en brasil esta dado por el sector industrial con el 35,1 %, seguido del transporte de carga y personas  con el 31,3%, que representan el 66,4% del uso energético del país; después se encuentra las residencias con el 9,4%; el sector energético con el 9,0%; el sector de servicios con el 4,5% y el agropecuario con el 4,1%. Para un total del 93,4% de uso energético y un restante del 6,6% del no uso energético15.

Matriz Eléctrica de Brasil

Fuente: Ministerio de Minas y Energía BRASIL

Como se observa alrededor del 85% de la energía eléctrica es renovable, con una fuerte utilización de la energía hidráulica.

Reservas de Petróleo y Gas (Criterio SPE)

15 Empresa de Pesquisa Energética. BALANÇO ENERGÉTICO NACIONAL 2013. (ano base 2012). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: https://ben.epe.gov.br/downloads/S%C3%ADntese%20do%20Relat%C3%B3rio%20Final_2013_Web.pdf

Fuente: PETROBRAS, Reservas Probadas (SPE).

Consumo y Producción de Petróleo 

Fuente: Ministerio de Minas y Energía BRASIL

Consumo y Producción de Gas

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Oportunidad Para el Autoabastecimiento de Hidrocarburos PRE SAL

PRE SAL,  se refiere a un conjunto de rocas ubicadas en las porciones marinas de gran parte de la costa brasileña, con potencial para la generación y acumulación de petróleo. Forma un intervalo de rocas que se extiende por debajo de una extensa capa de sal que, en determinadas áreas de la costa, alcanza un espesor de hasta 2.000 m. La profundidad total de esas rocas, que es la distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo por debajo de la capa de sal, puede llegar a más de 7 mil metros. Los mayores descubrimientos de petróleo, en Brasil, fueron realizados recientemente por Petrobras en la capa presal ubicada entre los estados de Santa Catarina y Espírito Santo, donde se

encontraron grandes volúmenes de crudo ligero. En la Cuenca de Santos, por ejemplo, el crudo ya identificado en el presal tiene una densidad de 28,5º API, baja acidez y bajo contenido de azufre. Son características de un petróleo de alta calidad y de mayor valor de mercado.

Los primeros resultados indican volúmenes muy expresivos. Para tener una idea, solo la acumulación de Tupi, en la Cuenca de Santos, tiene volúmenes recuperables estimados entre 5 y 8 mil millones de barriles de crudo equivalente (crudo más gas). A su vez, el pozo de Guará, también ubicado en la Cuenca de Santos, tiene volúmenes de 1,1 a 2 mil millones de barriles de petróleo ligero y gas natural, con una densidad de alrededor de 30º API.

Ya se concluyeron algunas etapas importantes: En mayo de este año Petrobras inició la prueba de larga duración del área de Tupi, con capacidad para procesar hasta 30 mil barriles diarios de petróleo. Un mes después, la Refinería de Capuava (Recap), en São Paulo, refinó el primer volumen de petróleo extraído de la capa presal de la Cuenca de Santos. Es un hito histórico en la industria petrolífera mundial16.

Cabe resaltar que La licitación para explotar la mayor reserva petrolera de Brasil atrajo a un solo consorcio integrado por Petrobras (40%), controlada por el Estado, la anglo-holandesa Shell y la francesa Total (20% cada una) y las estatales chinas CNPC y CNOOC (10% cada una)para explotar durante 35 años el campo de Libra, en los yacimientos del "presal" brasileño.que ofreció el mínimo exigido, pero la presencia fuerte de Shell y Total, y minoritaria de los chinos, permite al gobierno dar un suspiro de alivio17.

Gas y Petróleo No Convencional

Brasil figura en el puesto N° 10 del ranking mundial de reservas técnicamente recuperables de gas no convencional, conforme a los datos de IEA (2011). Los mapeos, apuntan a 5 cuencas con perspectivas de tener recursos no convencionales que son: Parnaíba, Parecis, São Francisco, Paraná y Recôncavo. 

La cuenca más avanzada donde se han realizado actividades exploratorias es la cuenca de São Francisco, donde fueron concedidos 39 bloques exploratorios. Entre las principales empresas con licencia para la exploración de estas cuencas se encuentra, Imetame, Cemig, Orteng, DELP, Shell, Petrobras y Petra.

En la cuenca Panaíba, 9 bloques fueron concedidos, mientras que en la 65 cuenca de Parecis, 6 bloques fueron objetivo de concesión. En la cuenca de Paraná, no hay bloques concedidos, a pesar de esa región contar con un elevado potencial. La región de Recôncavo fue la primera región productora de gas en el Brasil y hoy tiene 1.700 pozos en producción. La mayor ventaja de esa región, en relación a las demás, es que esta ya dispone de instalaciones de procesamiento e transporte, además de tener refinerías e fabricas de fertilizantes instaladas; lo que la hace la región mas promisoria para la exploración de los recursos no convencionales18.

16 PETROBRAS: http://www.petrobras.com/es/energia-y-tecnologia/fuentes-de-energia/presal/

17 (S.A). El petróleo pre sal en Brasil. (2013-11-01). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: http://www.laestrella.com.pa/online/noticias/2013/11/01/el-petroleo-pre-sal-en-brasil-181321.asp

El 28 de noviembre de 2013, La petrolera estatal Petrobras se adjudicó 49 de las 72 concesiones para explorar y explotar áreas con posibles reservas de gas no convencional que fueron subastadas por el Gobierno brasileño, informó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). El órgano regulador recaudó 165,9 millones de reales (unos 75,4 millones de dólares) con la concesión de los derechos para explotar los 49 bloques ubicados en las cinco cuencas del país.

Fueron doce empresas inscritas, de las que cuatro eran extranjeras, de tamaño pequeño o mediano: la colombiana Trayectoria Oil & Gas, la francesa GDF Suez, la canadiense Alvopetro y el grupo Geopark, con sede en Bermudas. La ANP consiguió otorgar 72 de los 240 bloques que ofreció y en dos cuencas no hubo pujas.

Las 3 empresas americanas se adjudicaron concesiones de forma individual, en tanto que GDF Suez formó parte de un consorcio vencedor junto a Petrobras. La colombiana se adjudicó cuatro concesiones tras ofrecer casi 3 millones de reales (1,3 millones de dólares aproximadamente) por los derechos sobre bloques ubicados en la cuenca Sergipe-Alagoas. Alvopetro venció la oferta por cuatro concesiones y Geopark, que actúa en varios países latinoamericanos, que quedó con una.

Los bloques de la cuenca del Recóncavo fueron precisamente los más disputados, juntos con los de la cuenca del Paraná. Según la ANP, las nuevas concesionarias tendrán que realizar inversiones de por lo menos 503,2 millones de reales (unos 228,7 millones de dólares) en la fase exploratoria, que durará entre 5 y 8  años19. 

Uruguay: Normativa de la Política Energética

Ley 8.764 de 1931, de creación de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) (10/14/1931); la misma atribuye a la  empresa el cometido de “explorar y administrar el monopolio del alcohol y  carburante nacional y de importar, rectificar y vender petróleo y sus derivados”. 

ANCAP es una empresa estatal, depende del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), en tanto que la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) realiza una función de contralor, vinculada a los aspectos relacionados con el nivel de tarifas e inversiones.

 Ley 14.181 de 1974, denominada Ley de Hidrocarburos, en la que se establecen disposiciones vinculadas a la exploración y explotación de hidrocarburos. 

18 Elisa Salomão Lage, Lucas Duarte Processi, Luiz Daniel Willcox de Souza, Priscila Branquinho das Dores, Pedro Paulo de Siqueira Galoppi. Gás não convencional: experiência americana e perspectivas para o mercado brasileiro. (S.F). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/export/sites/default/bndes_pt/Galerias/Arquivos/conhecimento/bnset/set3702.pdf

19 (S.A). Petrobras se adjudica mayoría de las concesiones de gas subastadas en Brasil. (28/11/13). Recuperado

el 16 de diciembre En: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/petroleo-y-gases-primarios/petrobras-se-adjudica-mayoria-de-las-concesiones-de-gas-subastadas-en-brasil_7i2qkCzBJYvalc6ITVWLP3/

 Ley 15.312: Establece que los precios de venta de los productos monopolizados por ANCAP deberán ser establecidos mediante la aprobación del Poder Ejecutivo (8/20/1982) 

 Decreto 584/993 de 1993, establece que el Ministerio de Industria, Energía y Minería fijará la política energética en materia de hidrocarburos y las normas generales que regulen dicha actividad. 

Ley 17.598 de 2002, crea la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA), a cargo de la regulación y el control de las actividades correspondientes a los sectores de  electricidad, hidrocarburos (petróleo y gas) y los servicios de agua y saneamiento.

Decreto 514 de 2003, por el cual se autoriza en forma transitoria a las distribuidoras con contratos con ANCAP (que vencían a fines de 2003) a continuar desarrollando la distribución de combustibles líquidos, hasta el otorgamiento de nuevas autorizaciones por parte del Poder Ejecutivo. Por lo tanto, la distribución de combustibles líquidos se encuentra actualmente regulada a través de los contratos establecidos por ANCAP con

Petróleo

Decreto 930 de 1993, a través del cual el PE habilita la contratación petrolera del “upstream” a través de diversas modalidades de contratación. 

Ley 15.242, del Código de Minería.

Ley 16.213, establece incentivos fiscales para las empresas contratistas de exploración y explotación de hidrocarburos.

Decreto 454 de 2006, define el régimen de presentación de ofertas para la adjudicación de contratos de prospección, exploración y explotación de hidrocarburos.

Gas Natural

Decreto 78 de 1999, aprueba la regulación del servicio nacional de importación, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural.

Decreto 324 de 1997, regula las actividades de importación, transporte, almacenamiento y distribución de gas natural. 

Decreto 428 de 1997, regula la distribución de gas natural por redes y fija los objetivos de la distribución de gas.

Decreto 435 de 1996: Reglamento del Sistema de Abastecimiento de Gas.

A partir de la aprobación en el año 1997 de la Ley de Marco Regulatorio del Sector Eléctrico (Ley 16.832), se inicia el proceso de reforma del sector energético e introducen modificaciones en la estructura institucional del sector eléctrico. 

Situación Energética

Uruguay no dispone de reservas de combustibles fósiles por lo que la oferta es importada. La importación de petróleo crudo representa en promedio entre el 55% y 60% de la oferta primaria de energía, determinando una fuerte dependencia de las condiciones de abastecimiento del mercado externo. La participación del petróleo en la matriz energética, depende fuertemente de las condiciones de hidraulicidad anual.

En los últimos años se viene registrando un consumo en aumento de derivados del transporte, lo que de la mano del agotamiento de la capacidad de generación hidroeléctrica para atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, determina una fuerte presión  sobre la demanda de petróleo y derivados.

Así el consumo de derivados del petróleo representa la principal fuente energética a nivel nacional, con un consumo de 1249 Ktep y una participación del 54% del consumo final de energía20.

Paraguay: Normativa de la Política Energética

Ley 779 de 1995 Hidrocarburos, por la cual se establece el régimen legal para la Prospección, Exploración y Explotación de petróleo y otros hidrocarburos. Sustituyó a la antigua ley 675 de 1960.

Decreto 10.183 de 2000, por el cual se permite la libre importación, exportación y comercialización de naftas, a las empresas privadas distribuidoras que sean autorizadas por el Ministerio de Industria y Comercio

 Decreto 10.911 de 2000, por el que se reglamenta la refinación, importación, distribución y comercialización de todos los combustibles derivados del petróleo y alcohol carburante.

Ley 1182 de 1985, por la que se crea Petropar y autoriza al Ejecutivo a fijar los precios de los hidrocarburos a propuesta de Petropar.

Decreto 11291/70: Concerniente a GLP

Situación Energética

Sin reservas petroleras probadas, Paraguay depende totalmente de la  importación de crudo y productos para cubrir sus necesidades de productos petroleros. En términos generales, el petróleo constituye aproximadamente el 46% del consumo de energía del país. El consumo de energía per cápita es sin embargo muy bajo: menos de 70 millones de BTU/año.

El país no produce ni consume gas natural, pero en los últimos años ha iniciado proyectos a nivel regional para la construcción de gasoductos; pese a esto a no han habido mayores avances.

En adición a la electricidad producida y al consumo de biomasa en general y de madera en particular, la matriz energética del país depende del sector combustibles el cual se

20 (S.A). MARCOS REGULATORIOS Y EL ROL DE LAS EMPRESAS ESTATALES DE HIDROCARBUROS ESTUDIO DE CASO:URUGUAY. (2007). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: http://temp2.olade.org/documentos2/hidrocarburos/MARCOS%20REGULATORIOS%20-%20ESTUDIO%20DE%20CASO%20URUGUAY.pdf

basa en la importación de productos petroleros y en la producción muy limitada de la única refinería, propiedad del Estado y situada en las afueras de Asunción. En esta refinería se realizan algunas mezclas de gasolinas con alcohol y se obtienen volúmenes muy reducidos de otros productos intermedios21.

Paraguay es un país altamente dependiente de la energía hidroeléctrica, que se genera a partir de tres grandes represas. Exporta diez veces lo que consume de electricidad, tornándolo una excepción en el contexto regional. Hasta los años 60 el país era deficitario en términos energéticos, cambiando radicalmente con la puesta en marcha de las centrales de Acaray (nacional), Itaipú y Yacyretá (binacionales), que extendieron las redes de transmisión por todo el país. Las tres centrales concentran la casi totalidad de la producción eléctrica (97% de la capacidad instalada nacional) y paraguay solo consume el 13% de la energía hidroeléctrica producida22.

3. NORMATIVA ENERGÉTICA EN EL MERCOSUR

3.1 Decisiones del CMC y Resoluciones del GMC

Tratado de Asunción Art 1: La libre circulación de bienes, servicios y factores productivos entre los países, a través, entre otros, de la eliminación de los derechos aduaneros y restricciones no arancelarias a la circulación de mercaderías y de cualquier otra medida equivalente;

El compromiso de los Estados Partes de armonizar sus legislaciones en las áreas pertinentes, para lograr el fortalecimiento del proceso de integración.

Protocolo de OuropretoDecisión CMC N°1/93, que por su importancia estratégica, se requiere continuar con la definición de los elementos básicos de la política energética en el ámbito del MERCOSUR.

Decisión CMC N°0/95, considera que la profundización hacia el Mercado Común incluye la optimización de la producción y del uso de las fuentes de energía de la región, la promoción del uso racional de energía y su conservación y, la promoción de la producción y uso de energías renovables con bases económicas y ambientales sustentables.

Decisión CMC N° 10/98, MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO RELATIVO A LOS INTERCAMBIOS ELÉCTRICOS E INTEGRACIÓN ELÉCTRICA EN EL MERCOSUR. Establece el interés de los Estados partes en impulsar el intercambio de la energía eléctrica a fin de permitir la complementación y optimización de los recursos  energéticos, la seguridad del abastecimiento a los usuarios, y la colocación de excedentes de energía.

21 Jorge Chamot , Eleodoro Mayorga-Alba, Hilmar Zeissig. Paraguay: Reforma del Sector Hidrocarburos. (Marzo 2006). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: https://www.esmap.org/sites/esmap.org/files/FR319-06_Paraguay_Reforma_del_Secot_Hydrocarbons(SP).pdf

22 (S.A). Energia Hidroelectrica. (S.F). Recuperado el 16 de diciembre de 2013 En: http://cefir.org.uy/atlas/index.php?option=com_content&view=article&id=16&Itemid=24

Decisión CMC N° 10/99, reafirmar el interés de los Estados partes del MERCOSUR de avanzar en la integración gasífera regional.

Decisión CMC N°52/04, considera la necesidad de realizar estudios referentes a la integración de la infraestructura física de transportes, energía y comunicaciones.

MERCOSUR\GMC\RES Nº 57/93, por el que se aprueba Aprobar el documento "DIRECTRICES DE POLÍTICAS ENERGÉTICAS EN EL MERCOSUR", y contempla la integración energética de los Estados parte del MERCOSUR.

Resolución GMC N°150/96, considera necesario realizar estudios orientados a identificar las oportunidades de integración energética e impacto de los programas de  integración energética regional, y programas para mejorar la eficiencia en la producción y uso de la energía regional.23

3.2 Sub Grupo de Trabajo (SGT 9)

MERCOSUR/CMC/DEC. Nº 07/05, por la que se divide el Subgrupo de Trabajo Nº 9 “Energía y Minería” en dos órganos diferentes, ambos subsidiarios del Grupo Mercado Común, como sigue:

Mantener al Subgrupo de Trabajo Nº 9 con la denominación “Energía”. Crear el Subgrupo de Trabajo Nº 15 a denominarse en adelante “Minería”24.

El objetivo del SGT 9 es Facilitar el conocimiento de los Estados Partes, de los planes, proyectos y desempeño de los sistemas energéticos nacionales, identificando oportunidades para el comercio de energéticos y la realización de obras de integración energética que generen beneficios para los Estados Partes. Asistir al GMC en la negociación y promoción de acciones y acuerdos que tiendan a concretar estas oportunidades, en el marco del proceso de integración económica.

En el 2000, MERCOSUR/CMC/DEC N° 60/00 - REUNIÓN DE MINISTROS DE MINAS Y ENERGÍA DEL MERCOSUR. Se decide crear la Reunión de Ministros de Minas y Energía del MERCOSUR, la cual tendrá como función proponer a este Consejo medidas tendientes a la coordinación y la cooperación en el área de minería y energía para el MERCOSUR.

En el 2005, se lleva a cabo la Reunión de Ministros de Energía del MERCOSUR, más Chile, Perú y Bolivia.

2008 - MERCOSUR/SGT N° 9/ACTA N° 1/2008 - XLVI Reunión del Subgrupo de Trabajo N°9 Energía sobre el “Uso Racional de la Energía y Fuentes Renovables.”25

Recomendación Nº 6/93 para la creación de la "Política Energética".

23 (S.A). FORO DE ESTUDIOS DEL MERCOSUR PARA LA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DEL CONO SUR DE AMÉRICA. (S.F). Recuperado el 17 de diciembre de 2013 En: http://webcache.googleusercontent.com/search?q=cache:Tegu1CFgP3IJ:www.ssme.gov.py/vmme/pdf/Anexo%2520XI%2520Proyecto%2520de%2520Decision%2520FIEMCSAv2.doc+&cd=1&hl=en&ct=clnk&gl=ar

24 (S.A). DIVISIÓN DEL SUBGRUPO Nº 9 “ENERGÍA Y MINERÍA”. (XXVIII CMC - Asunción, 19/VI/05). Recuperado el 17 de diciembre de 2013 En: http://www.mercosur.int/msweb/Normas/normas_web/Decisiones/ES/CMC_2005-06-19_NOR-DEC_07_ES_Divisi%C3%B3n%20SGT%20N%C2%BA%209.PDF

3.3 Proyectos Energéticos

Convenios Bilaterales de Argentina: Con Uruguay: Diciembre 1946- rápidos de Salto Grande; Con Chile: Noviembre 1976- Suministro de Gas Natural; Con Brasil: Agosto 1980- Venta de Gas Natural; Con Paraguay: Septiembre 1980- Fuentes Hidroeléctricas; Con Bolivia: Enero 1983- Intercambio de Gas Natural; Con Chile: 1995 – Interconexión Gasífera y Suministro de Gas Natural; Con Brasil: 1996 – Integración en Materia Energética; Con Bolivia: 1998 – Integración Energética.

Convenios Bilaterales de Bolivia: Con Brasil: Marzo 1998 – Memorandum de Entendimiento sobre Integración Energética; Con Brasil: Abril 1998 – Declaración Presidencial Conjunta de Santa Cruz (Banzer Suárez-Cardoso); Con Chile: Junio 1998 - Propuesta de Acuerdo de Integración Energética; Con Paraguay: Noviembre 1999 – Propuesta de Acuerdo de Integración Energética; Con Brasil: Mayo 2000 – Memorandum de Entendimiento; Con Perú: Julio 2001 – Convenio para la construcción del Poliducto a Ilo-Perú; Con Paraguay: Marzo 2002 –Integración y Complementación Energética; Con Uruguay: Agosto 2004 - Complementación Energética; Con Argentina: Octubre 2004 - Suministro de Gas Natural del NOA

La región posee tres de las reservas más importantes de gas de Sudamérica, Argentina con el 8%, Bolivia con 12% y Brasil con el 5%. Entre los años 1996 al 2002 se construyeron siete gasoductos que unen Argentina – Chile, Bolivia – Brasil, Brasil – Argentina y Argentina – Uruguay. (Mirar anexo 1).

3.4 Integración Energética

Existen antecedentes de integración energética que responden a: La creación de ARPEL (Asistencia reciproca de petroleras estatales latinoamericanas), entre las empresas fundadores se encontraban Y.P.F, Petrobras y ANCAP y la fundación de CIER, formada por empresas eléctricas de Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay, Chile y Peru (1964). La OLADE: formada en 1973 a partir del Convenio de Lima por 22 países de la región con el objeto de propiciar la integración, conservación y aprovechamiento de los recursos energéticos26.

Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana (IIRSA)

Es un foro de diálogo entre las autoridades responsables de la infraestructura de transporte, energía y telecomunicaciones en los doce países sudamericanos. Como marco orientador para el trabajo, el Comité de Dirección Ejecutiva (CDE) de IIRSA definió un conjunto de siete Principios Orientadores para la de la Visión Estratégica: regionalismo abierto; ejes de integración y desarrollo; sostenibilidad económica, de la información; convergencia normativa; y coordinación público-privada.En noviembre de 2004, el Comité de Dirección Ejecutiva del IIRSA aprobó una “Agenda de Implementación Consensuada 2005-2010” que contiene treinta y un proyectos de

25 Material de clase: Notas de clase del Seminario de Desarrollo Económico correspondiente a los temas: La Energía en el MERCOSUR: La Política de Petróleo y Gas en Argentina y Brasil - Noviembre 2012

26ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA.

integración acordados por los países sudamericanos. La mayoría están relacionados con la construcción o mejoramiento de carreteras y puentes. Se incluyen procesos sectoriales (transporte, comunicaciones, etc.), donde en el caso de energía se sostiene que su objetivo principal “es promover acciones tendientes a crear las condiciones necesarias para que se desarrollen eficientes interconexiones energéticas regionales, bajo un marco regulatorio que promueva la competencia y el libre comercio”. El proceso está orientado a suscribir una “agenda de consensos entre los gobiernos que permita la optimización de las interconexiones existentes y la integración energética regional”.El IIRSA identifica varios “ejes.” El eje del IIRSA que se corresponde con la integración energética del MERCOSUR es el eje “MERCOSUR-Chile, que abarca todo el Uruguay, el centro de Chile, el centro y noreste de Argentina, el sur de Brasil y el sudeste del Paraguay. En este sentido, en el marco de la Comunidad Sudamericana de Naciones se firmó el Acuerdo de Complementación Energética Regional, con un texto muy general donde el motor de la integración sigue siendo facilitar la infraestructura para lograr el mayor suministro de energía al precio más bajo, aumentando la deuda externa de los países y sin llegar a los sectores que hoy no tienen –o tienen muy escaso- acceso a la energía.

Integración Energética Cono Sur

Los Proyectos Energéticos del Eje Mercosur-Chile en el Marco del IIRSA son los siguientes: Sistema Itaipu; Hidroelétrica Corpus Christi; Hidroeléctrica Garabí; Yaciretá a cota 83; Gasoducto Aldea Brasilera-Uruguayana- Porto Alegre; Línea Transmisión Itaipú-Londrina-Araraquara; Línea Transmisión Yaciretá-Ayolas-Carabao; Línea Transmisión Yaciretá-Buenos Aires; Central Térmica de ciclo combinado de San José (Uruguay); Hidroeléctrica de Iguazú; Gasoducto Noreste Argentino (único incluido en la Agenda 2005-2010). (Ver anexo 2)

Integración En Energía Eléctrica

Acuerdo de Interconexión Energética firmado entre Argentina y Uruguay (1974); Convenio de Interconexión Energética entre Uruguay y Brasil (1968). Entre Brasil y Argentina, el primer Memorandum de Entendimiento sobre Desarrollo de Intercambios Eléctricos y Futura Integración Eléctrica (1997). El documento base como se mencionó anteriormente es el Memorando 10/98. Las interconexiones eléctricas existentes son: Argentina y Brasil (Rincón de Santa María-Garabí). Argentina y Uruguay, con la represa de Salto Grande (Central Hidroelécrica, 1900 MW), y la conexión San Javier-Colonia Elía; Uruguay y Brasil en Rivera-Livramento27.

Integración Gasífera (Memorando 10/99)

Anillo Energético: Durante el 2005 se comienza a generar el proyecto para unir energéticamente a Perú con los países de la región del sur MERCOSUR. El mismo es

27 GERARDO HONTY. Interconexión energética sin integración política. Revista del Sur Nº 165 | Mayo / Junio 2006. Recuperado el 17 de diciembre en: http://www.energiasur.com/integracion/HontyIntegracionEnergetica.pdf

impulsado por chile para diversificar la oferta de Gas Natural y reducir la dependencia del gas de origen argentino y boliviano.

La primera parte de este proyecto consiste en la construcción de un gasoducto desde Pisco (Norte de Perú – yacimientos de Camisea) hasta Tocopilla (Norte de Chile), en un recorrido de 1200 km de longitud, con una capacidad de 30 millones de metros cúbicos diarios. Parte del gas se transportará a Argentina, Brasil y Uruguay a través de la red de gasoductos ya existentes.

La segunda parte del proyecto es la conexión de las ciudades de Asunción, Montevideo y Porto Alegre a la red ya existente de gasoductos que unen el norte de Argentina y Chile. Esto permitiría la conexión de los países exportadores de gas con los países demandantes, esto implica la necesidad de construcción de dos gasoductos.

El primer gasoducto es el llamado “Gasoducto Noroeste Argentino”, conocido como GNEA. Este irá desde la cuenca de Tarija, al sur de Bolivia, hasta la ciudad de Santa Fe, con ramificaciones a la ciudad de Asunción del Paraguay. Este gasoducto tiene una longitud de 1470 km, y un flujo que puede alcanzar los 20 millones de metros cubicos día. Este proyecto permitirá aumentar la disponibilidad de gas en Argentina, cuyas reservas probadas no superan los 8 años.

El segundo gasoducto corresponde al “Gasoducto POA”, conocido como Uruguayana, que une las ciudades de Uruguayana de Argentina, con la ciudad de Porto Alegre en Brasil. Este proyecto es sin duda el principal proyecto de integración estratégico factible en el corto plazo entre la Argentina y Brasil, para la comercialización de gas entre estos dos países. Dicho gasoducto tendría una longitud de 565 km alcanzando los 9 millones de metros cúbicos día.

Gasoducto Bolivia – Brasil Para Bolivia la prioridad de suministro es el mercado interno, seguido por Brasil y después por Argentina. En este sentido se firma en 1993, el acuerdo por el que Bolivia se compromete a garantiza la comercialización, exportación y transporte de gas natural

producido en su territorio a Brasil; priorizando sus reservas para Petrobras. En la actualidad se proveen 26 millones de m3 cúbicos diarios28.

Propuesta Gasoducto del Sur

En la cumbre del MERCOSUR desarrollada en Montevideo el 9 de diciembre de 2005, Brasil, Argentina y Venezuela, acordaron un nuevo memorando de entendimiento sobre interconexión gasífera. La idea es llevar a cabo un gasoducto que llevaría gas natural desde Venezuela hacia los países del sur, particularmente las áreas metropolitanas de Buenos Aires y San Pablo. El gasoducto vendrá desde Puerto Ordaz (Venezuela) a Manaos (Brasil), donde se dividiría en dos ramas, una hacia el noreste brasileño y otra hacia Brasilia y Río de Janeiro, desde donde seguiría hacia Uruguay y Argentina. A pesar del fuerte impulso inicial se esperaba que el proyecto de construcción de esta nueva versión del Gasoducto del Sur no comenzara antes de 2012, debido a problemas de suministro, rentabilidad e impacto ambiental

Gasoducto “UruParaBol”

Acuerdo a principios de 2006 entre los presidentes de Bolivia y Uruguay para iniciar estudios en la construcción de un gasoducto entre ambos países; a lo cual invitaron a Paraguay a hacer parte del proyecto. Dado que los dos países no tienen una frontera común, el gas debería pasar por territorio argentino, con lo cual lo más probable es que se amplíen los volúmenes de exportación de gas a Argentina y desde allí se pase a abastecer a Uruguay y Paraguay. Sin embargo, esto también dependerá de cómo evolucione el conflicto entre Argentina y Uruguay por el tema de las plantas de celulosa sobre el río Uruguay29.

4. ESTRUCTURA ENERGETICA PRIMARIA EN EL MERCOSUR (FUENTES CONVENCIONALES)

Oferta Total de Energía

formación oferta 1996 2003 2007Incremen

toIncremen

to

interna      2007-2003

2007-1996

Producción1.439.4

651.956.2

172.246.9

09 15% 56%

28 ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA

29 GERARDO HONTY. Interconexión energética sin integración política. Revista del Sur Nº 165 | Mayo / Junio 2006. Recuperado el 17 de diciembre en: http://www.energiasur.com/integracion/HontyIntegracionEnergetica.pdf

Importación 92.881 381.867 495.786 30% 434%

Exportación-

343.998-

380.398-

399.995 5% 16%Variación de inventario -30.934 -41 -13.228    

no aprovechado -23.167 -12.756    Oferta Total Interna

1.157.414

1.934.478

2.316.716 20% 100%

Fuente documento matriz energética

La oferta total de energía del bloque ascendió a 2316 miles de Kbep en 2007, un 20% mas alto al del año 2003, es decir, una tasa anual promedio del 4,6%. En relación con el año 1996, la oferta interna del año 2007 es 100% superior; lo que representa una tasa anual de crecimiento promedio del 3.14%.

4.1Estructura Producción Energía Primaria

Como se observa hubo un fuerte predominio del petróleo y la biomasa, a pesar de las claras variaciones en sus porcentajes; donde el petróleo muestra una leve bajada si se le compara con la producción del 2003 donde presentaba un 41%. Lo mismo pasa con la biomasa que en el 2003 presentaba un 28% de su participación y en el 2007 un 26%, lo que deja ver una Maida del 2% de su injerencia en la producción energética.

También la participación en Hidroelectricidad del 13% en 2003 pasó a 14% en 2007; y el Gas Natural 17% en 2003 a 18% en 2007; lo que permite argumentar un leve incremento del 1% en la producción primaria de energía.

4.2Consumo Energético Final

Como se puede apreciar en el cuadro el mayor cionsumo enrgetico esta dado por el sector de hidrocarburos no renovables con un 43% en el cosumo de petroleo , un 19% en electricidad y respecto del gas un 14%. De la misma manera tambien se observa un relevante consumo de la biomasa con un 15% del consumo interno total del bloque.

4.3Consumo Final Energetico Por Sectores

Como lo muestra el cuadro el mayor consumo esta dado por el sector industrial con un 42% y trasnporte 30%, sumando un 72% del total de consumo de eneregia por sectro en el Mercosur.30

5. CONCLUSIONES

Como se ha visto a lo largo de este trabajo, la región sureña de América Latina, cuenta con abundancia de recursos naturales, que pueden ser utilizados para el equilibrio del desbalance energético de la región. En los últimos años se han producido descubrimientos de nuevos yacimientos petrolíferos que elevan el nivel de producción y reservas de este hidrocarburo, lo que permite proyectar un suministro de aproximadamente 20 años, como es el caso del Presal en Brasil. Esto sin mencionar, su potencial de petróleo y gas no convencional ocupando el puesto número 10 a nivel mundial. Petrobras tiene la concesión de 49 de 72 pozos concedidos para explotación y exploración, siendo la cuenca Recôncavo, una de las más deseadas gracias a que cuenta con maquinaria para llevar a cabo dichos procesos. Esto suma aun más al

30 ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE CENTRALES SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA

potencial energético con el que cuenta el país a la hora de la suplencia de las necesidades de energía.

De la misma manera, Argentina ocupa el tercer puesto  a nivel mundial en países poseedores de “shale gas” y “tigth gas”, que según los últimos datos arrojan una cifra de 774 trillones de pies cúbicos técnicamente recuperables (shale gas), lo que vislumbra un gran oportunidad de suministro de gas, para cubrir la demanda de este energético a nivel nacional, permitiendo dejar la dependencia de su importación. No obstante es necesario argumentar, que la extracción de estos hidrocarburos no convencionales traen consigo,  elevados costos, como también fuertes impactos naturales, llevando con ello a que muchos países entre los que se encuentra Francia y ciertos estados de USA, número 1 en el raking mundial de no convencionales, prohíban su extracción por los daños ambiéntales que la misma trae, además de las repercusiones que estos puedan tener en la seguridad de salud humana. En cuanto a sus elevados costos de extracción, una cosa es segura y es que es menos cotoso que la importación de GLP, que le esta costando argentina un saldo deficitario en su balanza comercial.

Ahondando más en lo que refiere a la integración energética del bloque, se perciben varios desafíos, ya que como se ha podido ver en el presente escrito, cada país presenta diferentes retos energéticos a nivel nacional; por un lado están los países que son netamente exportadores de energía y otros por el contrario importadores innatos de esta; palpando un claro desnivel de las distintas matrices energéticas de los países que componen el MERCOSUR. Las asimetrías económicas, no pasan desapercibidas, como tampoco su potencial energético; a eso sumado las erradas decisiones en cuanto a la emanación de la política publica respecto del tema de energía, como son los casos de Argentina, Uruguay y Bolivia; todo en conjunto hace que los países no logren conciliar la formulación de una política energética común, que responda a las necesidades de los países integrados, a pesar de que el GMC/RES Nº 57/93, haya aprobado el documento "DIRECTRICES DE POLITICAS ENERGETICAS EN EL MERCOSUR", que supone el trabajo mancomunado de la puesta en marcha de dicha política; empíricamente no se ha avanzado mucho.

Por otro lado, se han llevado a cabo proyectos integracionales de energía, y el IIRA, es un claro ejemplo de ello, que como ya se dijo contribuye a la interconexión de centros de producción muy importantes (San Pablo, metrópolis de Chile, Buenos Aires), y que solucionaría los latentes problemas de transporte, y vías de comunicación entre los países, gracias a la falta de infraestructura. Pero como todo mega proyecto, este encara un costo muy alto, lo que dispara la deuda publica de los países, además de que los benéficos no son a la medida del favorecimiento que la población en general va a recibir, ya que sigue existiendo la clara modalidad de unos pocos beneficiados, y esto en cuanto al sector energético, vale la pena recordar que la mayoría de las ciudades, no se benefician del suministro energético, es más hay un considerable número de población que no tiene gas domiciliario, ni acceso eléctrico.

Por todo esto, a la hora de la generación de una verdadera política publica, saltan a la vista problemas de tipo inversionista, crisis energéticas por la disensión en el manejo publico-privado, con Estados débiles hacia los marcos regulatorios, entre otras circunstancias que son necesarias conciliar, para poder emprender un camino energético verdaderamente común. Así, los países deben incentivar la conducción energética, logrando con ello abastecer su demanda interna y así mismo responder con los compromisos que encara una integración de este tipo, ya que muchos de los países han

incumplido con los plazos y con los montos de suministros pactados en muchos de los acuerdos.

Con todo y ello, la integración energética no deja de ser la salida a muchos de los problemas que enfrenta la región, como tampoco deja de ser una muy buena oportunidad para lograr abastecer energéticamente el bloque.

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ROBERTO DARÍO PONS, ALEJANDRO GERMÁN EINSTOSS. COORDINADORA DE

CENTRALES SINDICALES DEL CONO SUR – SECRETARIA TÉCNICA: MATRIZ

ENERGÉTICA DEL MERCOSUR HACIA UNA INTEGRACIÓN ENERGÉTICA

GERARDO HONTY. Interconexión energética sin integración política. Revista del Sur Nº 165 | Mayo / Junio 2006. Recuperado el 17 de diciembre en: http://www.energiasur.com/integracion/HontyIntegracionEnergetica.pdf

ANEXOS

Anexo 2

Generación Hidroeléctrica

ProyectoPaises

involucrados

Potencia instalada

(Mw)

Energía Generada GWh/año

GarabíBrasil y

Argentina 1800 6080

Corpus Christi

Paraguay y Argentina 4608 20100

CambariArgentina y

Bolivia 102 543

Las PavasArgentina y

Bolivia 88 372

ArrayzalArgentina y

Bolivia 93 423

Ampliación de Itaipu

Paraguay y Brasil 1400 3500

YacyretaArgentina y

Paraguay 3100  Chapeton Argentina 3000 18600