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Retos y perspectivas de la integración energética en América Latina

Mario García MolinaKirsten Westphal

Raúl A. WienerAsdrúbal Baptista

Elsa CardozoLuis E. Lander

Carlos Mendoza Pottellá y Rafael Quiroz S.Edgar C. Otálvora

Carlos Miranda Pacheco

Caracas - VenezuelaMarzo 2007

©Instituto Latinoamericano de Investigaciones Sociales-ILDISApartado 61712, Caracas 1060www.ildis.org.ve1ª edición, mayo 2007

Hecho el depósito de LeyDepósito legal: lf81120073001757ISBN: 978-980-6077-52-2

Producido por:

CDB publicaciones Edición, corrección y coordinación editorial: Helena González

Diseño gráfico y montaje electrónico: Michela Baldi

Impreso en Venezuela en los talleres de Tipografía Principios

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Índice

PresentaciónKurt-Peter Schütt / Flavio Carucci ....................................................................................................9

1La energía como motor para la integración de América Latina .......................................................15Mario García Molina

La interconexión energética en Latinoamérica en 2006La energía y los movimientos sociales en América LatinaPropuestas para el uso de la integración energética como motor de la integración políticaBibliografía

2Flujos energéticos, cambios en la correlación de poder y relaciones internacionales: una visión comparada de la macro-región europea y las Américas .................................................39Kirsten Westphal

Relaciones energéticas y relaciones internacionalesLas relaciones energéticas como factor de cooperación regional e integración en América del SurConclusionesBibliografía

3Impacto del TLC en las iniciativas de integración energética en América Latina ..............................71Raúl A. Wiener

Situación y perspectiva del proceso de integración energética de América Latina Servicios energéticos y Tratado de Libre Comercio con Estados Unidos Identificación de aspectos del Tratado que puedan obstaculizar o favorecer el proceso de integración energética o que puedan favorecerloConclusionesBibliografía

4Venezuela y América del Sur: el petróleo como vínculo económico y político .................................89Asdrúbal Baptista

Petróleo y crecimiento económico: una visión generalVenezuela y América Latina: una comparación históricaEl mercado petrolero mundial: un ejercicio de prospección 2005-2030Crecimiento económico y requerimientos de petróleo: América del Sur 2005-2030Precios y costos en el mercado mundialVenezuela y América del Sur: los vínculos del petróleoBibliografía

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5La integración energética regional: factor de (in)gobernabilidad / (in)seguridad ...........................101Elsa Cardozo

Condiciones prevalecientes: la energía como cuestión de seguridad regionalTendencias en grueso: lo energético en la gobernabilidad democráticaOpciones entre dos polos: obstáculos y posibilidadesAproximación a recomendacionesBibliografía

6La energía como palanca de integración en América Latina y el Caribe ........................................113 Luis E. Lander

AntecedentesPrincipales propuestas hoy en debate¿Son complementarias o incompatibles las propuestas de integraciónenergética discutiéndose hoy? Reflexiones para el debateBibliografía

7La energía como factor activo de la integración latinoamericana .................................................131Carlos Mendoza Pottellá y Rafael Quiroz S.

El petróleo y el gas venezolanos como factores claves para la integración políticade América del Sur y del CaribeLa política energética del gobierno de VenezuelaAmérica del Sur y el Caribe como destinos del petróleo y del gas venezolanos. Perspectivas a mediano y largo plazo y potenciales conflictos Norte-SurPetroAmérica: ¿contradicción o complementariedad con la política venezolana frente a la OPEPA manera de conclusiónBibliografía

8Integración, des-integración y gasoducto del surCambios políticos y sed de gas en la Suramérica de principios de milenio ....................................163Edgar C. Otálvora

Conflicto de nuevo milenioIntegración y des-integraciónGasoducto del surFin de texto

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9Hidrocarburos en Bolivia: nacionalización-integración-relacionamiento energético con Chile .......191Carlos Miranda Pacheco

Entorno energético en el que se desarrolla la nacionalización de mayoLa nacionalización del petróleo: ¿la respuesta al desarrollo pleno de los hidrocarburos en el país?Recuento de las dos nacionalizaciones anterioresLa nacionalización de mayo, ¿igual o diferente a las anteriores?La nacionalización y la integración energética en Sudamérica¿Relación energética Bolivia-Chile, ¿es posible?Bibliografía

Notas sobre los autores ...............................................................................................................243

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Presentación

En el contexto latinoamericano actual, las políticas energéticas vienen asumiendo una impor-

tancia creciente como aspecto fundamental de los procesos de integración regional.

Hasta finales de la década de los ochenta, las políticas energéticas interestatales tenían como

propósito central generar fuentes de trabajo y mitigar movimientos migratorios; en esa dirección

apuntaron, por ejemplo, proyectos hidroeléctricos binacionales donde uno de los países financiaba

casi totalmente las inversiones en infraestructura y el otro devolvía con hidroenergía la alícuota de

capital que le correspondía por la deuda adquirida.

En la década de los noventa se amplió la diversidad y magnitud de las interconexiones ener-

géticas y los gobiernos nacionales comenzaron a manifestar mayor interés político por la integración

regional y los acuerdos energéticos como instrumentos asociados a ésta. Fueron los años de la libera-

lización y desregulación, cuando diversos países adoptaron medidas comunes que incluyeron la elimi-

nación de obstáculos a operaciones de empresas energéticas privadas nacionales y extranjeras, foca-

lización de subsidios, ajustes a los precios de los combustibles, promoción de unidades de negocios y

creación de holdings de empresas. Sin embargo, estas reformas no dieron los resultados esperados,

sobre todo para los países que llegaron a privatizar sus empresas petroleras estatales.

El nuevo milenio trajo consigo una revisión profunda de las políticas energéticas liberalizadoras

y su sustitución por políticas que privilegian un rol mucho más activo de los Estados en la planifica-

ción de los mercados energéticos y en la regularización/coordinación de las inversiones (públicas y

privadas) en el sector. De la misma manera, los enfoques de integración energética han trasladado su

centro de atención: de lo hemisférico a lo estrictamente latinoamericano, suramericano y caribeño.

Esta nueva concepción de las políticas energéticas nacionales y regionales se refleja tanto en

los discursos gubernamentales sobre integración energética –asumidos por diversos mandatarios de

América del Sur– como en las Declaraciones emitidas por la Organización Latinoamericana de Ener-

gía (OLADE), a partir de 2003, y en la Declaración de Caracas de 2005, suscrita por los ministros de

energía y ratificada por los presidentes durante la Primera Cumbre de la Comunidad Sudamericana

de Naciones realizada en Brasilia en septiembre de 2005.

Sin duda, la integración energética comienza a tomar fuerza como tema de las políticas nacio-

nales de desarrollo y como estrategia de la geopolítica regional.

Recientes iniciativas emprendidas en América Latina y El Caribe podrían estar reflejando no

sólo una mayor valoración del tema como componente fundamental para el desarrollo integral de la

región, sino también la búsqueda deliberada de una alternativa viable y sostenible al esquema inte-

gracionista promovido desde Estados Unidos basado, entre otras cosas, en el avance de los procesos

privatizadores y desreguladores de los sectores energéticos nacionales, los cuales, muy probablemen-

te, profundizarían la actual situación de dependencia y vulnerabilidad geopolítica de América Latina

y El Caribe.

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PetroAmérica, por ejemplo, iniciativa liderizada por el gobierno de Venezuela que plantea la

integración de empresas estatales energéticas de la región para la realización de inversiones conjuntas

en la exploración, explotación y comercialización del petróleo y el gas natural, podría representar un

mecanismo más ambicioso y eficaz de integración energética, capaz de contribuir verdaderamente

a reducir el impacto negativo de las fluctuaciones de los precios del crudo en la región, de promover

la intensificación de la exploración de hidrocarburos, de incrementar la eficiencia del transporte in-

ter-regional de energéticos y de ampliar las capacidades de refinación del bloque latinoamericano y

caribeño.

Sin embargo, a pesar de la intensificación que han experimentado los esfuerzos regionales

de integración energética y de las iniciativas emprendidas desde organismos como la Organización

Latinoamericana de Energía (OLADE) por formalizarlos y difundirlos, en la mayoría de los países de la

región el debate no se ha extendido a los actores políticos y sociales nacionales con fuerza suficiente,

más allá de los círculos gubernamentales y de contadas instancias especializadas en la materia. Esta

situación no sólo limita las posibilidades de evaluar con suficiente rigor las ideas integradoras que

se asoman en las cumbres presidenciales y los foros internacionales sino que, además, impide que

desde las organizaciones políticas, gremiales y de la sociedad civil en general se genere la presión

social necesaria para que los esfuerzos de integración energética asuman la suficiente continuidad y

contundencia para traducirse en realidades concretas.

Ante este escenario, se hace necesario y por demás perentorio propiciar un debate amplio, plu-

ral y sostenido en torno al tema de la integración energética desde sus distintos ámbitos, subsectores

y, sobre todo, desde las distintas perspectivas de los actores y fuerzas sociales que hacen vida en los

países de la región.

Con base en este desiderátum la Fundación Friedrich Ebert (FES) inició en el año 2005 el pro-

yecto “Desarrollo e Integración Energética en América Latina”, con el firme propósito de promover

la incorporación activa y dinámica de los actores políticos, privados y de la sociedad civil organizada

(ONG, movimientos sociales, medios de comunicación, centros académicos y de investigación, etc.)

en la generación y el debate de propuestas de política energética que favorezcan procesos de inte-

gración regional.

Durante sus dos primeros años, la ejecución del Proyecto fue producto del esfuerzo coordinado

de las cinco oficinas de la FES en la sub-región andina. Durante 2007, dicho esfuerzo se extenderá a

otros países de América del Sur, incluyendo Chile, Argentina y Brasil. En su concepción, esta iniciativa

combina la generación de información (análisis, propuestas, estudios, etc.) con la creación y puesta

en funcionamiento de espacios plurales de diálogo en torno al tema. Es importante destacar que la

FES es una de las pocas organizaciones de cooperación que aborda la temática desde una dimensión

geopolítica y geoestratégica, a diferencia de otras que enfatizan los aspectos técnicos y comerciales

de la integración energética.

La presente publicación, titulada Retos y perspectivas de la integración energética en América

Latina es parte de este esfuerzo. Su contenido, sistematiza análisis y reflexiones generadas por el Pro-

yecto y que fueran debatidos en el Seminario Internacional “La Energía como Factor de Integración

en América Latina” celebrado en la ciudad de Quito (Ecuador) en octubre de 2006. Estas reflexiones

Presentación

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pretenden dar respuesta a las mismas interrogantes que orientaron tanto las presentaciones como las

intervenciones escenificadas en el citado evento: ¿es realmente la energía el nervio de la integración

latinoamericana?; ¿en qué medida los flujos energéticos influyen sobre la correlación de poder y la

política internacional de los países latinoamericanos?; ¿son excluyentes o complementarios los Trata-

dos de Libre Comercio (TLC) y los esfuerzos de integración energética entre los países de América La-

tina?; ¿cuáles son las implicaciones de la política energética venezolana sobre la geopolítica regional y

hemisférica?; ¿cuáles son las implicaciones del capitalismo rentista sobre la integración energética de

América Latina?; ¿cuál debería ser la agenda de prioridades en un proceso de integración latinoame-

ricano en el cual la energía juegue un rol fundamental?

De este contenido y de su debate en el Seminario de Quito se pueden derivar conclusiones ge-

nerales cuya profundización apuntalará sin duda la continuidad del Proyecto:

• Resulta imprescindible avanzar hacia un esquema de integración latinoamericana que tras-

cienda las esferas económica y comercial o de la simple interconexión eléctrica y gasífera. La

integración, más que un sistema destinado solamente a garantizar el acceso a los recursos

energéticos, debería contribuir con el desarrollo armónico de la región.

• Puede hablarse de una integración efectiva cuando: a) tiene un fuerte componente social; b) es

direccionada y regulada por entes supranacionales; y c) apunta al estímulo de la producción y

utilización de energías alternativas destinadas a reducir la dependencia de los hidrocarburos.

• La integración energética es parte de un proceso más amplio de integración; más que de inte-

gración energética sería correcto hablar de la energía como uno de los factores de la integra-

ción.

• Los procesos de integración no pueden depender exclusivamente de acuerdos entre los go-

biernos de turno; deben tener legitimidad social en aras de su propia viabilidad política y soste-

nibilidad en el tiempo. De ahí la importancia de motivar el interés de los grupos y movimientos

sociales en el tema.

• Los Tratados de Libre Comercio (TLC) promovidos desde Estados Unidos implican procesos de

cesión de soberanía para los Estados de América Latina; buscan llevar adelante reformas de

los sistemas económicos latinoamericanos basadas en la liberalización de mercados, la priva-

tización y la flexibilización laboral que inhiben los esfuerzos de integración y profundizan la

inequidad en los términos de intercambio. Los países de América Latina tienen la oportunidad

de unirse con grandes propósitos, apalancándose en la energía y orientando su circulación prio-

ritariamente dentro del subcontinente, avanzando hacia la autosuficiencia energética y hacia

un desarrollo regional armónico.

• El petróleo es un bien que, a diferencia de la gran mayoría de los medios de producción, no se

produce; es un objeto natural, que en términos técnicos representa riqueza pero no capital. Su

propiedad crea derechos económicos a favor de quien la ejerce; a ese derecho económico, cuya

contrapartida es la sola propiedad del recurso en su yacimiento, se le denomina renta. En el caso

de Venezuela, así como de otros países petroleros, esa propiedad es del Estado que lo comercia

en el mercado internacional, por lo que esa renta es de carácter internacional en su origen (no

tiene tras de sí ni el trabajo ni el capital doméstico). La cuantía de esta renta y su naturaleza con-

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figuran un marco de relaciones socioeconómicas conocido con el nombre de capitalismo rentís-

tico. De acuerdo con este concepto, y en el caso venezolano, el Estado puede transferir su renta

a otras naciones sin que medie contrapartida económica, con las limitaciones que imponen el

tamaño de la renta y las presiones que la propia sociedad venezolana pueda ejercer para acotar

los volúmenes de esas transferencias unilaterales. Estas consideraciones permiten al Gobierno de

Venezuela utilizar la renta del petróleo como parte de su geopolítica y geoestrategia internacio-

nal.

• A pesar de las ventajas aparentes que la renta ofrece al país que la regenta, el capitalismo ren-

tístico, mal manejado, ha contribuido con la generación de serias distorsiones en los desarrollos

políticos, económicos y sociales, además de importantes efectos negativos en el ambiente y en

las condiciones de gobernabilidad democrática; estas distorsiones podrían traducirse en obstá-

culos para una integración armónica y equitativa. En efecto, históricamente el inadecuado ma-

nejo de los excedentes rentísticos se ha revelado como una de las causas de shocks económicos

continuos (derivados de la excesiva dependencia de la renta y de la volatilidad de los precios del

petróleo); del deterioro de los términos de intercambio entre los países que han adoptado el

modelo “capitalista-rentista” y los países desarrollados; de débiles encadenamientos producti-

vos entre el sector de hidrocarburos y el resto de los sectores económicos; de confrontaciones

permanentes por el acceso a la renta; de problemas de gobernabilidad interna e inequitativa

distribución de la riqueza; de la debilidad institucional y de la emergencia de liderazgos mesiá-

nicos con tendencias autoritarias y ¿políticas clientelares?

• Para promover procesos viables y sostenibles de integración regional apalancados en la energía

se requiere de adecuados y eficientes controles de los Estados sobre los recursos petroleros y

gasíferos para evitar apropiaciones indebidas de la renta; de una verdadera siembra del petróleo

y del gas, capaz de traducirse en un desarrollo diversificado, socialmente responsable y ambien-

talmente sostenible; de un uso más racional en el consumo interno de los recursos energéticos;

del diseño e instrumentación de nuevas estrategias de inserción en la economía mundial, que

incluya la adopción de un nuevo perfil de especialización productiva motorizado por la integra-

ción energética.

• Los procesos de integración implican serios esfuerzos de cooperación y complementación, con

políticas y mecanismos explícitos para el adecuado tratamiento de las diferencias. No todo con-

cepto y/o esquema de integración apalancado en el uso de los recursos energéticos contribuye

a elevar los niveles de seguridad regional y gobernabilidad democrática; la energía podría con-

vertirse en un factor de potenciación o de perturbación para ambas dimensiones dependiendo

de cómo sea utilizada en los procesos de integración. En tal sentido, su papel constructivo

dependería del diseño y la implantación de un marco legal e institucional adecuado, de la trans-

parencia en el manejo de la política energética, de las relaciones entre los sectores públicos y

privados, y de la conducción de las negociaciones nacionales e internacionales requeridas. En

beneficio de la gobernabilidad sub-regional y regional, la integración energética ampliamente

concebida tiene, en suma, la posibilidad de promover nuevas y virtuosas interdependencias que

amplíen los ámbitos de cooperación y complementación y contribuyan a la moderación de los

Presentación

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conflictos. Sólo así podría reducir roces y competencias por el riesgo de dependencia y eventual

control por parte de los grandes productores de la región, a la vez que podría contener y pre-

venir la manifestación a escala regional del deterioro de la gobernabilidad democrática.

• Para avanzar hacia un verdadero proceso de integración energética se requiere de una firme

voluntad política; de la disponibilidad de recursos energéticos y de una fortaleza relativa de los

productores. Actualmente en América Latina confluyen las tres condiciones mencionadas y el

gobierno venezolano ha asumido la integración como bandera política. Las iniciativas empren-

didas por Venezuela, expresadas en PetroAmérica, con sus divisiones en PetroAndina, PetroSur

y PetroCaribe, representan avances en el proceso de integración energética regional, y una

alternativa distinta al ALCA propuesto por Estados Unidos. En tal sentido, las propuestas vene-

zolanas apuntan a rechazar las pretensiones hegemónicas de EEUU y a contribuir con la confor-

mación de un bloque latinoamericano integrado, capaz de interactuar en mejores condiciones

con América del Norte, Asia, China y Europa.

• Venezuela, como es lógico, utiliza el petróleo como instrumento político y como factor de in-

tegración en América Latina. La política energética venezolana se fundamenta en cuatro linea-

mientos de acción: la diversificación de mercados, en la cual América Latina tiene prioridad; el

fortalecimiento de la OPEP y la defensa de los precios del petróleo; la preservación de sus mer-

cados tradicionales (incluyendo EEUU), y la profundización de la integración energética regio-

nal. Esta política ha generado tensiones con Estados Unidos pues entra en franca contradicción

con la política de seguridad del mencionado país. Según la visión del gobierno de Venezuela,

Estados Unidos pretende que el país andino-caribeño no diversifique su mercado e incremente

la cuota petrolera que actualmente le asigna.

• Bolivia, por tercera vez en su historia, retoma las riendas de su industria gasífera en mayo de

2006. Sin embargo, esta última, representa la que mayor respaldo político y social ha recibido.

La magnitud de los recursos gasíferos y su importancia nacional y regional brindan la oportu-

nidad para que, manejando inteligentemente la industria estatal del gas, el gobierno boliviano

pueda acometer programas de gran envergadura para impulsar el desarrollo económico y so-

cial del país. Por otro lado, geoestratégicamente el país ha adquirido otra dimensión, ya que

posee las mayores reservas de gas del cono sur, región con mercados crecientes e insatisfechos.

El mayor peligro que corre la nacionalización es la dificultad de convertir a la empresa estatal

(YPFB) en una empresa eficiente y transparente, lo cual pasa por su despolitización; además,

es importante considerar que la futura producción de gas por parte de Bolivia depende de tres

vectores integracionistas: el Anillo energético, el Gran Gasoducto del Sur y la misma geopolítica

boliviana que aspira a convertir al país en el centro de producción y transporte de gas del cono

sur. Por otra parte, la evolución que experimenten la posibilidad de salida al mar por parte de

Bolivia y sus conflictos con Perú y Chile también pueden ser determinantes en el futuro rol que

este país andino pueda cumplir en la integración energética latinoamericana.

Estas y otras consideraciones fueron abordadas por un selecto grupo de investigadores/as y

especialistas en el tema tratado en los nueve documentos de trabajo que conforman esta publica-

ción. Mario García Molina analiza los factores estructurales que limitan y/o potencian la integración

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energética regional, así como la creciente vinculación de los movimientos sociales de América del Sur

con el tema de la energía. Por su parte, Kirsten Westphal explora las principales tendencias de las rela-

ciones energéticas a nivel mundial, así como la influencia que los cambios en las políticas energéticas

nacionales ejercen sobre las correlaciones de poder en los planos sub-regional, regional y global. Raúl

Wiener aborda el siempre polémico tema de los tratados de libre comercio impulsados desde Estados

Unidos, sus posibles intereses asociados con la provisión de hidrocarburos líquidos y gaseosos y, por

supuesto, su potencial impacto sobre las principales iniciativas de integración energética emprendi-

das por algunos países de América Latina. Asdrúbal Baptista analiza el no siempre bien comprendido

tema del capitalismo rentístico, su pervivencia en la política energética del gobierno venezolano y sus

implicaciones sobre las relaciones energéticas en particular, e internacionales en general, entre este

país y el resto de los países de América del Sur. Por su lado, Elsa Cardozo pone de relieve las dimen-

siones política, económica y estratégica de la energía y sus vínculos con la seguridad y gobernabilidad

democrática, tanto desde una perspectiva teórico conceptual como en sus expresiones concretas en el

contexto de la actual geopolítica latinoamericana. Luis Lander describe las más recientes e importan-

tes iniciativas de integración energética en América Latina, y aporta interesantes elementos de análisis

para evaluar tanto el grado de complementariedad entre las mismas como sus respectivos niveles de

sostenibilidad en el tiempo. Carlos Mendoza Pottellá y Rafael Quiroz Serrano analizan con rigor la

política energética nacional e internacional del gobierno venezolano, y evalúan su potencialidad para

convertirse, en el mediano y largo plazo, en factor clave de la integración latinoamericana y caribeña.

Por su parte, Edgar C. Otálvora diserta en torno a los cambios políticos ocurridos en América del Sur

durante el nuevo milenio, su influencia en la evolución experimentada por los procesos de integración

sub-regional y regional, y la relevancia del gas en los distintos acuerdos suscritos en el marco de dichos

procesos a corto y mediano plazo. Por último, Carlos Miranda Pacheco evalúa la reciente nacionaliza-

ción de los hidrocarburos en Bolivia, en términos de su alcance y sus limitaciones, las perspectivas de

la participación del gas boliviano en la integración energética del cono sur y el futuro de las relaciones

energéticas entre el país andino y Chile.

Como es usual en estos casos, los análisis, datos, conclusiones y juicios de valor contenidos en

la presente publicación son de la exclusiva responsabilidad de sus autores y en nada comprometen

a la Fundación Friedrich Ebert como organización que, a través de sus distintas oficinas en los países

andinos, coordinó su elaboración y promovió su debate público.

Kurt-Peter Schütt Flavio Carucci T.

Director del ILDISRepresentante en Venezuela de la Fundación Friedrich Ebert

Coordinador del Proyecto Desarrollo e Integración Energética de América Latina

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1La energía como motor para la integración de América Latina

Mario García Molina

Durante la última década, la integración energética ha cumplido un papel importante en los

procesos de integración latinoamericanos. No obstante, estos han ocurrido principalmente en el ám-

bito de los Estados, sin que se pueda hablar realmente de procesos de integración entre los pueblos.

La pregunta que aborda este trabajo es cómo puede la integración energética servir de motor para la

integración entre los pueblos en la región. Para responderla, y con el fin de captar un espectro más

amplio de intereses que el de los Estados, se toman en cuenta aquí las demandas de los principales

movimientos sociales de la región con el fin de identificar hasta qué punto éstas pueden ser alcanza-

das mediante la integración energética.

Se analizan en primer lugar algunos elementos estructurales, en particular el estado de las re-

servas, la producción y la integración energéticas; luego se identifican los intereses de los principales

movimientos sociales de la región en el campo energético; por último se plantea un conjunto de re-

comendaciones para que la integración energética pueda impulsar la integración regional a un nivel

más profundo.

La interconexión energética en Latinoamérica en 2006

Situación actual de reservas y comercio de energéticos

Según las estimaciones geológicas, la producción mundial de petróleo comenzará su fase des-

cendente en 2020, a lo sumo 2040 (Álvarez, 2005, p. 52)1, con lo cual todo permite prever que ya no

se descubrirán yacimientos grandes. En el período que comienza, la tendencia del precio del petróleo

será al alza y ya no cabe esperar nuevamente precios bajos. Los altos precios harán rentables otras

fuentes de energía, comenzando por el gas que, no obstante, será apenas un paliativo puesto que,

aunque sus precios sean bajos hoy en día, seguirán la misma tendencia del petróleo a largo plazo. Fi-

nalmente, los hidrocarburos serán reemplazados por hidrógeno y otras fuentes alternativas de energía

que ya están siendo aplicadas en diversos países como Islandia, España y Brasil2.

1. Esta fecha puede haberse adelantado dado el gran crecimiento del consumo de China e India en los últimos años. Algu-nos autores consideran que el descenso ya está ocurriendo desde 2005 (Roberts, 2004).

2. Estos países, la Unión Europea, Estados Unidos, las multinacionales energéticas y las de la industria automotriz están apos-tando fuertemente a la investigación en esta área en donde ya funcionan numerosos prototipos. Aunque la preocupación principal es por fuentes alternativas para el transporte de automóviles, las celdas de combustible basadas en hidrógeno ya son económicamente viables en varios casos para fuentes estacionarias como hospitales, escuelas, conjuntos residenciales, industrias, etc. (Roberts, 2004).

1�


Con el comienzo del fin de la era del petróleo y la transición a la era del hidrógeno, el papel

geoestratégico de los países con reservas de productos energéticos cobra una importancia crucial.

Una identificación somera de las reservas y la producción latinoamericanas es útil a la hora de estable-

cer los elementos estructurales para el análisis geoestratégico y geopolítico de la integración. Hay que

tomar en cuenta que, en todos los casos, el principal consumidor es Estados Unidos.

En petróleo, los principales importadores son Chile, Brasil, Perú y Trinidad y Tobago. Los princi-

pales exportadores son México, Venezuela, Ecuador, Colombia y Argentina. Las reservas se encuentran

principalmente en los países productores más Brasil y Perú. La situación cambia cuando se analizan

los derivados del petróleo, para los cuales los principales importadores son Panamá, Paraguay, Chile,

Ecuador y Guyana; mientras que los exportadores son Venezuela, Trinidad y Tobago, Brasil, Argentina,

Colombia y Perú. Como se mencionó anteriormente, no cabe esperar variaciones grandes en el pano-

rama de producción o reservas, excepto por la declinación natural de los campos. En donde sí puede

haber cambios es en el consumo, en caso de modificaciones en las tasas de crecimiento de los países

productores, que de aumentar pueden reducir sus exportaciones de manera significativa.

En el caso del gas, que será el energético de mayor dinamismo durante las próximas décadas,

los exportadores importantes son actualmente Trinidad y Tobago (de gas natural licuado), Bolivia y

Argentina (por gasoducto a Brasil aunque Bolivia podría venderlo licuado por vía chilena hacia el mar).

Barbados también tiene un potencial considerable en esta área. Los principales importadores son Bra-

sil y Chile. Entre los consumidores (al tiempo que productores) importantes hay que añadir Venezuela,

Colombia, Ecuador y Perú. Argentina exporta gas a Chile y a Brasil. A futuro, las reservas no sugieren

cambios importantes, excepto tal vez por la posibilidad de Venezuela de exportar gas y de Colombia

en el mismo sentido3.

Casi dos tercios de las reservas gasíferas sudamericanas se encuentran en Venezuela, si bien

cabe aclarar que 90% de esas reservas están asociadas a pozos petrolíferos. Como miembro de la

OPEP, Venezuela está obligada a ciertas cuotas de producción de petróleo y por ello no puede ampliar

voluntariamente su producción de gas, en consecuencia, más del 50% del gas natural extraído se

reinyecta en los campos petrolíferos. Hace poco se empezó con la exploración de pozos gasíferos no

asociados en la región de Los Llanos (que producirían entre 30 g.m3 y 200 g.m3) y existen dos pozos

offshore en la cuenca de Maturín, con una reserva calculada de 100 g.m3.

Las reservas de gas de Bolivia y Argentina son considerables y, a diferencia de las venezolanas,

son sólo de gas natural. En el caso de Bolivia, desde la privatización del sector gasífero a mediados

de los años noventa, las reservas de gas se quintuplicaron hasta llegar a ser las segundas en América

Latina.

La explotación de gas natural de los países de Sudamérica alcanzó en 2004 los 100 g.m3, y sus

mayores productores fueron Argentina y Venezuela. Una visión histórica de la producción de gas en

el subcontinente muestra una clara curva creciente en el último cuarto de siglo, sobre todo a partir

3. El caso de Colombia es ilustrativo: realmente no se ha explorado en busca de gas, sino que el gas ha sido encontrado mientras se buscaba petróleo. Sin embargo, la zona geológica promete la existencia de yacimientos de gas. De ser así, las reservas en este país podrían aumentar en las próximas décadas. Lo mismo podría ocurrir, guardadas las proporciones, en otros países.

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Mario García Molina - La energía como motor para la integración de América Latina

de la década de los ochenta. En 2004, Argentina explotó el equivalente a 46% de la producción de

gas de Sudamérica.

El consumo en Sudamérica alcanzó los 104 g.m3 en 2004 y la demanda fue cubierta con la ofer-

ta local. Los mayores consumidores fueron Argentina, Venezuela y Brasil, que alcanzaron respectiva-

mente 38%, 25% y 19% del consumo total. En comparación con el consumo mundial, Sudamérica,

con su 10%, está muy por debajo del promedio de consumo de gas como fuente de energía primaria,

que es de 24%.

De manera similar, en carbón se pueden distinguir varias zonas: de un lado están los países

exportadores (Colombia y Venezuela) que también tienen una parte importante de las reservas del

mineral y un alto nivel de consumo. En otros países con alto consumo y producción, las necesidades

del desarrollo generan altas importaciones, como en el caso de Argentina Brasil, Chile y Perú. Aunque

Ecuador tiene una cantidad significativa de reservas, ni el consumo, ni las exportaciones son signifi-

cativas. Finalmente están los países pequeños, como los centroamericanos, que importan cantidades

pequeñas del mineral. Hacia el futuro no se esperan cambios considerables si se toma en cuenta que

la mayoría de las reservas se encuentran en Brasil, Colombia, Venezuela, Argentina Chile y Perú.

La revisión de las reservas y los flujos comerciales actuales de energéticos permite identificar

algunos factores estructurales a tomar en cuenta en el análisis geoestratégico. La relación entre ingre-

so per cápita y disponibilidad de recursos, de un lado, y el consumo de energéticos de otro, permite

identificar cuatro tipos de países en una primera clasificación regional.

1. Aquellos países con mayor grado de crecimiento y que a pesar de disponer de recursos tienen una

necesidad aún mayor de importar energéticos. En el ámbito global este es claramente el caso de

Estados Unidos, pero en América Latina se pueden incluir también Brasil, Chile, México y, en menor

grado, Argentina4.

2. Países con abundancia de energéticos y menor crecimiento que, por lo tanto, son o pueden ser

importantes exportadores. Esta tendencia puede detenerse o cambiar si estos países se desarrollan

rápidamente. En este grupo se encuentran Venezuela, Colombia, Bolivia, Ecuador y Perú; casual-

mente, este grupo coincide con los países del área andina.

3. Países pequeños que no tienen suficientes recursos energéticos y deben importarlos. Por su tama-

ño, estos países no tienen mucho poder sobre el mercado internacional. En este caso se encuen-

tran los países centroamericanos y del Caribe, además de Uruguay.

4. Países pequeños con buena dotación de algún recurso, como sucede con Trinidad y Tobago, Bar-

bados y Paraguay.

La región es exportadora neta de energéticos. No obstante, las necesidades del desarrollo hacen

que la disponibilidad de energéticos sea un problema a futuro para todos los países, incluso –aunque

la producción actual puede ocultarlo– en el caso de Venezuela o Colombia. Si los países crecen, su

consumo energético va a aumentar todavía más, de ahí que el suministro de energéticos sea un punto

4. El caso de Argentina merece un análisis más detenido: en Latinoamérica y el Caribe, según OLADE, Argentina participa con 8,1% de las reservas de gas natural y 2,1% de las de petróleo, mientras que en lo que hace a la producción, representa el 22,8% del total del producido de gas natural en la región y 8,0% de la de petróleo. Estas relaciones traducen el hecho de que en la Argentina se ha dado prioridad a la extracción en detrimento de la exploración. En estas condiciones, el país podría pasar a importador neto si aumenta sus tasas de crecimiento de manera significativa y persistente.

18


crucial en la seguridad energética de América Latina y que sea necesaria una política de integración

para permitir el desarrollo de la región. De manera análoga, en Estados Unidos, la seguridad energéti-

ca para permitir el crecimiento norteamericano supone la explotación preferente de los recursos ener-

géticos latinoamericanos. Es la necesidad de garantizar abastecimiento en un contexto de creciente

escasez lo que explica la tendencia reciente a la integración.

Integración en electricidad

Los tres principales procesos de integración eléctrica en América Latina son el Sistema de Inter-

conexión Eléctrica de los Países de América Central-SIEPAC en Centroamérica, la Comunidad Andina

de Naciones-CAN (Colombia, Venezuela, Ecuador y Perú5) y Mercosur (Argentina, Uruguay y Brasil).

También existen algunos procesos menos complejos entre Chile y Perú, Chile y Argentina y entre Bo-

livia y Brasil (Dyner et al., 2005).

En 2002 entró en operación el SIEPAC, que cuenta con un marco regulatorio regional ya

establecido. Se trata de un mercado eléctrico mayorista, donde los agentes calificados compran y

venden energía sin importar su ubicación y con acceso a la transmisión eléctrica de toda la región. El

Mercado Eléctrico Regional entró en vigencia en 1999 con un tratado que brindaba el marco jurídico

del sistema. La regulación y la garantía de que se siguen los principios y reglamentos de este tratado

están a cargo de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, mientras la operación del sistema

y la administración del mercado están a cargo del Ente Operador Regional. La operación de la red es

tarea de la Empresa Propietaria de la Red, creada en 1999 por las seis empresas públicas de cada país,

a quienes se integró en 2001 la firma española Endesa.

El sistema cuenta con un sistema troncal de transmisión indivisible de 230 kV de 1.830 Km de

longitud. Se trata de un mercado relativamente pequeño, de algo menos de 40 millones de habitan-

tes, una demanda máxima de 4.543 MW y requerimientos de energía eléctrica por 24.900 Gigavatios

hora (GWh). Se estima que la demanda máxima es de 6.400 MW y 34.800 GWh de energía para el

año 2005.

En la formación del mercado participaron los gobiernos centroamericanos y el de España que

de 1987 en adelante realizaron varias cumbres presidenciales y en 1995 acordaron con el BID una

cooperación técnica para la factibilidad técnico-económica, los estudios sobre la empresa propietaria

y el Tratado Marco. El proyecto se complementó en reuniones y memorandos posteriores en los que

se buscó crear un mercado competitivo, sin impuestos al comercio internacional de energía entre los

países miembros, con participación privada, y que no discriminara a ninguno de los participantes.

Otro proyecto clave de integración eléctrica es el de la CAN. Los países andinos se han visto

enfrentados a racionamientos como consecuencia de sequías en sistemas con importantes compo-

nentes hidroeléctricos. A raíz de ello se buscó la interconexión con el fin de suplir las deficiencias

coyunturales del sistema. Las transacciones se realizan normalmente entre Colombia y Ecuador, pero

la CAN creó un marco para realizarlas en toda la sub-región.

5. Con Bolivia también se prevén futuras interconexiones eléctricas.

1�


Un mercado de electricidad unificado en la región de la CAN, cuyo parque generador sería

principalmente hidroeléctrico, contaría con 110 millones de personas aproximadamente, en un área

aproximada de 4.700.000 Km2. La actual infraestructura de interconexión posee una capacidad de

250 MW entre Colombia y Venezuela, de 260 MW entre Colombia y Ecuador (actualmente en proce-

so de ampliación) y de 125 MW entre Ecuador y Perú.

Lo fundamental del marco regulatorio se encuentra en la Decisión CAN 536 que constituye el

“Marco General para la interconexión sub-regional de sistemas eléctricos e intercambio intracomu-

nitario de electricidad” (de diciembre de 2002). Entre las reglas se encuentran: la no discriminación

de precios entre mercados, ni entre agentes internos y externos en cada país; la separación entre

el flujo físico y los contratos de compraventa internacional; condiciones competitivas, con precios y

tarifas eficientes, evitando abusos de posición dominante y con libre contratación entre los agentes;

transacciones internacionales de corto plazo valoradas según los precios de la electricidad en ambos

extremos de los enlaces intracomunitarios; promoción de la inversión privada en el desarrollo de la in-

fraestructura de transporte; la no asignación de las rentas de congestión a los propietarios del enlace

internacional; ausencia de subsidios, aranceles y restricciones a las exportaciones e importaciones de

electricidad.

A diferencia del SIEPAC, que ofrece las condiciones para un alto grado de integración, los inter-

cambios existentes en la CAN son acuerdos específicos que aprovechan las diferencias en los costos

marginales y en momentos de emergencia por escasez en un país y superávit en otro. Los intercam-

bios comerciales de electricidad se realizan entre Colombia y Ecuador desde 2003 y son en su mayoría

exportaciones de Colombia a Ecuador, mientras Venezuela y Perú están desarrollando los modelos y

los reglamentos.

Venezuela tiene aprobada su ley de electricidad, pero no la ha reglamentado ni materializado y

es dudoso que lo haga dada la orientación del actual gobierno y el hecho de que el marco para la in-

tegración se construyó después de la ola privatizadora en América Latina, lo que generó la sensación

errónea en algunos ambientes de que la privatización del sector era un pre-requisito para la integra-

ción. En efecto, es posible que Venezuela se acople posteriormente a la interconexión andina sin tener

que modificar en gran medida su normativa interna, ya que la característica más importante del mo-

delo andino es que tiene un objetivo pequeño y alcanzable (intercambios coordinados) que requiere

el mínimo de cambios al interior de cada país. De todos modos, está por verse la profundidad de las

fisuras en la CAN causadas por los TLC bilaterales, la internacionalización del conflicto colombiano, el

alejamiento de Venezuela y el acercamiento de Venezuela y Bolivia al Mercosur.

En la actualidad existen proyectos de interconexión entre Colombia y Panamá que servirían de

bisagra entre los sistemas de Centro y Suramérica (Dyner et al., 2005), con lo cual se obtendría una

mayor eficiencia operacional de los sistemas (CIER, 1997). Esta interconexión estimularía el cambio

técnico y el uso de gas para generación, y aumentaría los incentivos para la construcción de gasoduc-

tos y una integración energética más amplia con México, Perú y Colombia (y tal vez Bolivia y Venezue-

la) como potenciales suministradores de gas natural a la región. Pero aún sería necesario fortalecer

la infraestructura, incorporar a Bolivia en la Decisión CAN 536, desarrollar el esquema de las TIE en

20


Venezuela, solidificar los entes supranacionales de regulación y resolver diversos problemas de índole

tributaria, comercial y jurídica.

Finalmente, lo que existe en Mercosur son contratos bilaterales heterogéneos entre agentes de

distintos países. Este esquema ha presentado diversos problemas, en particular el incumplimiento de

contratos, que aumentan el riesgo de los agentes.

Tanto en Brasil como Paraguay la generación de energía es fundamentalmente hidroeléctrica;

en Bolivia, térmica; y en Argentina y Chile de las dos tecnologías, con la ventaja de incorporar plantas

a gas de ciclo combinado. Estas diferencias en la modalidad y la regulación del sector se traducen a

veces en diferenciales de precios de hasta 15 dólares por MW entre Brasil y Argentina, que da una

idea de las posibles ganancias. Además, una resolución de la Secretaría de Energía Argentina permite

la importación y exportación de energía y simplifica el elemento burocrático de las transacciones.

Los procesos de integración en el cono sur debieron enfrentarse a las dificultades causadas por

un incómodo ajuste entre la planeación estatal existente y el nuevo esquema de comercio oligopóli-

co. En primer lugar, los sistemas hidráulicos crean la necesidad de una regulación administrativa que

afecta el desarrollo de mercados eléctricos especialmente en Brasil. En segundo lugar, el sistema de

transmisión eléctrica tenía una participación de la planificación estatal (Paraguay, Brasil y en alguna

medida Argentina y Perú), pero se dejó a cargo del sector privado la integración eléctrica creando asi-

metrías en el tratamiento donde la visión local influye introduciendo barreras que de hecho dificultan

la ejecución de las interconexiones. En tercer lugar, el combustible de expansión para el sector era el

gas pero éste presentaba un mercado en desarrollo y poco competitivo en relación con los sectores

eléctricos. Finalmente, en países como Argentina, el sistema de transporte de gas tenía participación

privada, sin ser un mercado competitivo, dado el monopolio y las políticas de desarrollo del país.

Dentro de los principales proyectos de interconexión se encuentran los planes entre Argentina

y Brasil que aprovecharían la sobreoferta térmica argentina y los excedentes hidráulicos brasileños. El

intercambio de electricidad entre Argentina y Brasil se hizo posible porque ya se habían dado pasos

para crear condiciones de integración energética, si bien la capacidad de interconexión aún podría

ampliarse.

La interconexión Argentina-Chile se basa en protocolos firmados en 1997 y 2000. La de Uru-

guay-Brasil parte de los acuerdos de 1993 y del interés en la zona de Rivera-Livramento, cuya inter-

conexión entró en servicio a finales del año 2000. Adicionalmente se encuentran el proyecto Corpus

Christi entre Argentina y Paraguay y el de Integración Eléctrica Regional entre Paraguay, Argentina,

Brasil, Uruguay y Bolivia, que vincularía la central hidroeléctrica de Itaipú con las centrales de Yacyretá

y, en el futuro, la central hidroeléctrica de Corpus Christi.

Si se toma en cuenta el desarrollo futuro de los mercados de Brasil, Argentina y Uruguay duran-

te la próxima década, la energía de Yacyretá y Corpus resulta tener más posibilidades de consumo en

Brasil que en el mercado rioplatense. Ello impulsaría crucialmente la integración eléctrica de los países

del Mercosur.

21


Integración gasífera

Uno de los proyectos más discutidos en este renglón es el Plan Puebla-Panamá que contempla-

ba la construcción de una serie de corredores logísticos de infraestructuras de transporte desde el sur

de México hasta Panamá, dentro de los cuales estaba incluida la interconexión gasífera, pero también

carreteras, fibra óptica y otros. Este plan ha despertado suspicacia en diversos sectores porque se ha

visto como un intento del capital estadounidense por controlar los países de la cuenca del Pacífico,

fortalecer la industria maquiladora de la región y garantizar acceso a la biodiversidad y los yacimientos

de petróleo, gas y agua de la región (Tablada y Hernández, 2004, p. 76).

De otro lado, en el cono sur se ha venido creando lentamente un mercado de gas integrado que

ya da cuenta de más del 15% de las ventas en la sub-región.

De 1996 a 2001 se construyeron siete gasoductos entre Argentina y Chile, y también los ga-

soductos Bolivia-Brasil y Argentina-Uruguay-Brasil. En la región hay muchas más tuberías transnacio-

nales en fase de planificación o de construcción. Entre los planes más notables está el de un sistema

de tuberías que conecte Argentina, Brasil, Chile, Perú y Uruguay. El denominado Gasoducto del Sur

sería financiado por el BID y conectaría los campos de Camisea en Perú con la red existente de tube-

rías Chile-Argentina y más adelante con Porto Alegre, Brasil. Esto incluiría la construcción o expansión

de tuberías y de nueva infraestructura de gas en Perú y Brasil. El sistema entraría en servicio en 2007

con una capacidad de 1.000 millones pcd. La inclusión de Bolivia en el proyecto se dificulta por el

conflicto no resuelto con Chile sobre la salida al mar, que es crucial para el proyecto boliviano de ex-

portacion de gas natural licuado (GNL).

Bolivia también discutió la posibilidad de construir una nueva tubería transfronteriza que ayu-

dara a paliar la insuficiencia de suministro de gas en Argentina. El proyecto de 622 millas y valorado

en US$1.000 millones de dólares había de entrar en servicio a finales de 2006 con capacidad de

transportar 700 millones pdc. Otro proyecto es el gasoducto Paraguay-Paraná de 527 kilómetros (327

en Paraguay y 190 en Bolivia) a un costo global de unos US$460 millones de dólares, y cuya construc-

ción llevaría al menos tres años. Bolivia dispondría de una zona franca a orillas del río Paraguay para

instalar una industria destinada a convertir el hidrocarburo en gas de consumo doméstico e industrial,

en diesel o en fertilizantes químicos, que así mismo podría enviar gas comprimido a Uruguay a través

de la hidrovía.

La factibilidad de otros gasoductos en la región se ve limitada por las distancias, la accidentada

topografía y la escasez de mercados locales. Sin embargo, los grandes volúmenes de gas sin salida

ponen a la región en un renglón ideal para el comercio del gas natural licuado (GNL). Los planes de

exportación en Trinidad y Tobago (expansión a un quinto tren de GNL), Venezuela, Perú y Bolivia van a

buen ritmo. México está avanzando en las obras de cuatro plantas de importación de GNL. Brasil po-

dría algún día importar GNL de Trinidad y Tobago o Venezuela con la posibilidad de tener un terminal

de regasificación en la costa. En Chile se licitó para suministrar GNL a un terminal de regasificación

propuesto para el puerto de Quintero en el centro de Chile con una capacidad de 350 millones pcd.

El estreno está previsto para 2008-2009.

22


En la Iª Reunión del Consejo de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas de

la Comunidad Andina celebrada en Quito en enero de 2004, se fijaron las bases de la Alianza Ener-

gética Andina (AEA), la cual ha quedado proyectada en cinco ejes temáticos: construcción de redes

físicas y marcos regulatorios armonizados; inserción en los mercados internacionales de hidrocarbu-

ros; promoción del desarrollo empresarial andino en “clusters energéticos”; marco de negociación y

clasificación de los servicios de energía en la OMC y otras instancias internacionales; y desarrollo de

la temática ambiental y social.

El Plan de Acción del Consejo otorgó prioridad al gas y creó un grupo ad hoc que ha venido

trabajando en conjunto con entes internacionales como OLADE, CEPAL, BID y CAF. El plan de trabajo

acordado enfatiza el fortalecimiento de los criterios sociales y el acceso de los pobres a las energías

más limpias y eficientes como el gas y la electricidad en un marco de desarrollo sustentable.

En la misma reunión se acordó constituir el Grupo Permanente de Expertos Nacionales en Gas

que estaría encargado de realizar estudios de demanda potencial a 2030, analizar posibles interco-

nexiones con sus costos y fechas de entrada, auditar las reservas en cada país para evaluar los costos y

beneficios de las nuevas reservas requeridas vis à vis las ventajas de la integración, delinear y avanzar

(con apoyo de las empresas estatales) en los mecanismos de financiamiento, y políticas de precios

para asegurar las inversiones usando racionalmente la renta petrolera, establecer los mecanismos y

atribuciones del futuro ente regulador supranacional, y por último analizar las metodologías de tari-

fas, reglas de acceso, seguridad de suministro, competencia, protección de inversiones y usuarios para

avanzar hacia marcos regulatorios comunes.

El proyecto gasífero más ambicioso en América Latina es la construcción de un gasoducto de

unos 8.000 kilómetros desde el Orinoco hasta Buenos Aires a un costo cercano a los US$20.000 mi-

llones de dólares que abastecería el creciente mercado del cono sur, que para 2030 se habrá triplicado

(el mercado mundial se habrá duplicado para la misma fecha); 100 millones de metros cúbicos de

gas natural de los 335 consumidos en 2030 provendrían de Venezuela. Los principales interrogantes

son la factibilidad –¿es mejor el gasoducto o el transporte marítimo de gas licuado? ¿son suficientes

las reservas venezolanas?– y el impacto ambiental de atravesar entre 2.000 y 3.000 kilómetros de la

mayor reserva forestal del mundo: la selva Amazónica. Si bien la rentabilidad no es clara actualmen-

te, ella no es necesariamente la mejor guía para la decisión puesto que la construcción misma del

proyecto puede contribuir a la generación de nuevas oportunidades. En esta etapa la propuesta es

esencialmente política.

Otro proyecto discutido por los presidentes de Bolivia, Paraguay, Uruguay y Venezuela ha sido la

incorporación de otra tubería para abastecer a Paraguay y Uruguay desde los yacimientos bolivianos

de gas. Uruguay y Paraguay importan ese combustible de Argentina y Brasil y desde hace varios años

se han mostrado interesados en el gas boliviano.

Puesto que el cono sur constituye la zona más poblada de Suramérica, es claro que la demanda

potencial existe, si bien hace falta la creación de una industria basada en este combustible, tal como

ocurre en Europa, que se abastece a través de un anillo de gasoductos que provienen de Rusia y de

Argelia, a través del estrecho de Gibraltar. Las mejores perspectivas inmediatas para los mercados del

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gas en Latinoamérica y el Caribe siguen siendo la generación de electricidad, la expansión del consu-

mo industrial y el desarrollo de exportaciones de GNL.

El rápido aumento de los precios del petróleo sólo subraya la urgencia con que los países muy

dependientes de la importación de petróleo, como Chile, están considerando la sustitución por gas

en su sector industrial. Por otro lado, países exportadores de petróleo como Ecuador, Colombia y Ve-

nezuela están tratando de usar gas en sus sectores industriales para exportar más petróleo.

Todos los países de la región están considerando el uso de gas por razones ecológicas, puesto

que produce menos contaminantes atmosféricos que el petróleo y no causa grandes desplazamientos

de ecosistemas como los recursos hidráulicos.

En conclusión, existe un gran potencial de crecimiento del sector del gas en Latinoamérica y el

Caribe cuya explotación requerirá de recursos importantes que pueden venir de un uso efectivo de la

renta petrolera de los países productores complementados, probablemente, con capital privado. Este

será el reto más importante en el futuro inmediato. En este sentido, el papel de los gobiernos tenderá

al diseño y la institución de normas y reglamentos transparentes y coherentes para el sector del gas

–en especial en cuanto a su aplicación en proyectos industriales y eléctricos– que sigan atrayendo a

inversionistas privados. También será esencial que desarrollen mecanismos de precios, regalías e im-

puestos que permitan buenos ingresos sobre la inversión.

Así, dadas las actuales tasas de crecimiento, los países andinos serán la principal región exporta-

dora y el cono sur la importadora, con una infraestructura de intercambio más amplia. Claro está que

el panorama de infraestructura e intercambios también debe tomar en cuenta las variables políticas.

Para ello es importante distinguir entre los intereses de los Estados y los intereses de los sectores de la

sociedad, en algunos casos representados por los movimientos sociales.

La energía y los movimientos sociales en América Latina

La dependencia de los hidrocarburos hace que para los países desarrollados el garantizar el su-

ministro a unos precios estables no sea visto como un problema meramente económico sino político

y, en el caso de Estados Unidos, como un problema de seguridad.

De una época en la que el poder estaba en manos de los países consumidores y sus multina-

cionales, se pasó en la década de los setenta a otra con mayor poder de los Estados productores que

empezaron a captar mayores rentas petroleras (Westphal, 2006). Los instrumentos para captar estas

rentas fueron regalías, nuevos tipos de contratos, la nacionalización del petróleo y la creación de

compañías estatales de petróleo. Luego, en los noventa, se pasa por una etapa de privatización de

empresas y de construcción de interconexiones físicas y fomento del papel del mercado que condujo

a la privatización total o parcial de empresas petroleras en Bolivia, Argentina y Brasil; en Colombia se

permitió la competencia de las multinacionales en igualdad de condiciones con la estatal, reguladas

por la nueva Agencia Nacional de Hidrocarburos (que copia la experiencia brasileña); las excepciones

han sido México, donde se han privatizado procesos pero no la industria, y Venezuela, donde El esta-

do recuperó el control de PDVSA, después de que la petrolera estatal desarrollara por un buen tiempo

una agenda económica y política propia.

24


La tendencia pro mercado de los noventa restaba peso al papel de los Estados productores, dis-

minuía su participación en la renta petrolera y coincidió con un período transitorio de bajos precios. De

todos modos hay que recordar que la tendencia de largo plazo está a favor de los países productores

y por lo tanto hacia una mayor participación de éstos en la renta petrolera. No sorprenden entonces

las acciones que han tomado recientemente algunos países, como en el caso de la nacionalización en

Bolivia. Más allá del movimiento reciente hacia la izquierda de los países latinoamericanos (que puede

o no ser una tendencia transitoria), es de esperar que los futuros gobiernos de los países productores

de la región introduzcan medidas para aumentar la renta. Estas medidas pueden ser nacionalizaciones

como en Bolivia y tal vez en Argentina o Perú, pero también pueden ser cambios en los contratos,

impuestos, regalías y en la estructura de competencia en la industria.

Los flujos comerciales en el mundo están en la actualidad bastante limitados. La mayor parte

de las exportaciones de Venezuela, por ejemplo, se dirigen a Estados Unidos, y las de Rusia a la Unión

Europea. Por esta razón, una estrategia de los países productores es la diversificación de sus compra-

dores. Así se explican los deseos de Venezuela de construir un oleoducto al Pacífico vía Colombia con

el fin de exportar a China y el lejano oriente, así como la propuesta del gasoducto hasta Argentina y

Brasil. La construcción del gasoducto al cono sur, aunque no sea inicialmente rentable (pero podría

serlo a medida que suban los precios) hace que a mediano plazo sea más difícil establecer interco-

nexiones alternativas.

Lo anterior apunta a reducir la dependencia de los exportadores respecto de Estados Unidos

pero la integración latinoamericana despierta nuevas contradicciones que ya se dejan ver con la na-

cionalización en Bolivia. En efecto, al ganar poder los países productores, el efecto inmediato es el

aumento en los precios. Pero en un esquema de integración regional los vecinos son los directamente

afectados. Un aumento de los precios del gas boliviano o argentino sería pagado por los consumi-

dores del sur brasileño: es difícil que un país con los grados de pobreza de Bolivia esté dispuesto a

subsidiarlo, especialmente con una tendencia creciente de los precios a largo plazo.

La integración, entonces, reforzará conflictos latentes entre los exportadores e importadores lo-

cales, a no ser que se encuentren fórmulas novedosas de cooperación que sean claramente favorables

al desarrollo de países como Bolivia y Ecuador. Pero incluso si tales fórmulas funcionaran, el desarrollo

de los países pobres de la zona aumentará aún más la demanda por enérgeticos. Por eso la solución

debe apuntar en todo caso a cambiar la matriz de uso de energía hacia las alternativas.

Finalmente, un punto clave lo constituyen los países de América Central, cuya dependencia de

las importaciones de hidrocarburos puede tender a reforzar sus vínculos con Estados Unidos en con-

tra de los países exportadores. La importancia de la integración eléctrica entre CAN y SIEPAC radica

también en la posibilidad de disminución de esta tensión.

Antecedentes históricos

En la discusión anterior se ha privilegiado el papel de los Estados pero no se ha discutido el

papel de los movimientos sociales latinoamericanos que, en una larga historia ligada a la lucha por

la tierra, el derecho al sufragio y otras demandas colectivas ante la vulnerabilidad o ilegitimidad de

2�


los sistemas políticos, han ido dando mayor importancia en algunos casos a cuestiones energéticas y

ambientales (Foweraker, 1995).

Alrededor del tema energético algunos de los movimientos sociales presentes en América Lati-

na han reivindicado la importancia y la necesidad de control estatal de los energéticos. Las peticiones

presentan algunas variaciones según el país y el tipo de movimiento social.

Los movimientos sociales anteriores a los años sesenta fueron limitados y con protagonismo de

actores de clase como los movimientos laborales y agrarios, si bien la movilización de masas en Lati-

noamérica fue fundada durante los regímenes populistas desde los años treinta (Vargas Hernández,

2006). En los sesenta surgieron movimientos urbanos mayoritariamente femeninos alrededor de la

demanda por servicios públicos y acceso a la tierra y el agua. En los setenta la teología de la libera-

ción fue responsable de movimientos sociales que trabajaron para liberar a los pobres y oprimidos;

posteriormente emergieron movimientos indígenas, los movimientos de base, Organizaciones No Gu-

bernamentales y organizaciones en relaciones con la izquierda, los cuales lucharon contra regímenes

autoritarios. Junto con las mujeres, maestros, estudiantes, grupos étnicos y movimientos ambientales

aparecieron los movimientos laborales y de campesinos.

Después de 1980, los movimientos de campesinos indígenas activamente participaron en los

procesos de democratización de Latinoamérica. Los movimientos populares de Latinoamérica y el

mundo desarrollado son definidos por la inclusión popular de sectores dentro de la sociedad civil y su

habilidad para retar al Estado, tal como el caso de los movimientos indígenas

En los años ochenta y noventa los movimientos sociales consideraron los aspectos materiales

o económicos y el establecimiento de derechos universales propios de una democracia completa; su

objetivo primordial fue el establecimiento de sistemas y estructuras democráticas hasta el punto en

que, con el retorno de la democracia en la mayor parte de Suramérica en los ochenta, la actividad de

los movimientos sociales se redujo considerablemente.

Los nuevos movimientos sociales en Latinoamérica buscan crear nuevos espacios políticos –como

ocurre con los movimientos de mujeres, de paz, ecológicos, de vecinos, de autoayuda– contra el neo-

liberalismo y la globalización. En los últimos se encuentran, junto con la preocupación por el libre co-

mercio, el rechazo a la inversión extranjera en la energía.

El impacto del libre comercio y la integración económica ha provocado que en las comunidades

de distintos países latinoamericanos se aliente el avance de los movimientos sociales para la partici-

pación en temas cruciales tales como el acceso a la información, trabajo digno, estándares ambien-

tales, derechos de los latinos inmigrantes, de pequeños propietarios campesinos, movimientos pro

democracia y de derechos humanos. Algunos movimientos dedicados a los temas medio ambientales

–que llegan a ser considerables en Latinoamérica– reaccionan ante los daños a la capa de ozono, el

efecto de invernadero, las pruebas atómicas o la contaminación reafirmando la necesidad de buscar

soluciones alternativas a estos problemas.

Los movimientos ciudadanos son nuevas formas de acción colectiva y emergen en los espacios

de la nueva sociedad civil en América Latina. Son nuevas formas de expresión de las identidades co-

lectivas y marcan un nuevo desarrollo de protesta que confía más en las redes internacionales.

2�


Después de esta breve cronología sobre los movimientos sociales en Latinoamérica se puede

observar que la relación entre los movimientos sociales y la energía surge desde los años sesenta con

los movimientos urbanos y sus demandas por servicios públicos y acceso a la tierra y el agua. En las

últimas décadas esta relación es más profunda ya que los movimientos sociales se enfocan no sólo en

la reivindicación de un derecho, como el acceso a un servicio publico, sino que también empiezan a

cuestionar la forma del funcionamiento de los mercados de energía, el impacto del libre comercio en

esta área y especialmente las inversiones extranjeras en los países latinoamericanos, concretamente

de las multinacionales energéticas. Esta situación ha generado propuestas hacia una posible integra-

ción de países latinoamericanos alrededor de este tema energético (Vargas Hernández, 2006).

Las reivindicaciones de los movimientos sociales sobre el sector energético son más fuertes en

algunos países de la región que en Centroamérica. Pero no hay que subestimar el impacto de estos

movimientos en países con un potencial exportador como el estudiado en la sección anterior.

A continuación se presentará una breve descripción de las reivindicaciones de los movimientos

sociales en el tema energético en los países clave.

BoliviaLos movimientos sociales en Bolivia han estado entre los más relacionados con el tema energético

en América Latina y se encuentran básicamente constituidos por organizaciones campesinas,

cocaleros, indígenas, sin tierra, colonizadores, mujeres del agro y otras del movimiento social

(Bolpress, 2005). Las reivindicaciones de estos alrededor del manejo de los recursos energéticos

se ha dado a través de manifestaciones como el levantamiento popular de octubre de 2003

donde pidieron que se realizara un referéndum sobre políticas energéticas, recuperación social

de los hidrocarburos, nacionalización del petróleo y del gas, ya que existe una situación de

inaccesibilidad al gas y combustibles para el pueblo boliviano. Estas movilizaciones condujeron

a que siete meses más tarde se concluyera con una propuesta de una nueva legislación sobre

hidrocarburos y la convocatoria al referéndum de julio de 2004 (Algranati, Seoane y Taddei,

2004).

Estas protestas continuaron en mayo de 2005 y se creó el “Pacto de Unidad” de los diferentes

movimientos sociales, campesinos, indígenas, etc. (Bolpress, 2005), que se movilizaron desde diferen-

tes partes del país hacia La Paz bloqueando carreteras y calles y desabasteciendo de productos a las

ciudades con el fin de ejercer presión sobre el Congreso para que éste aprobara la nacionalización de

los hidrocarburos. En diciembre de 2005 la Central Obrera Boliviana, la Federación de Trabajadores

Mineros de Bolivia y la Central Obrera Regional de El Alto realizaron la Cumbre Nacional Obrera en

la cual se debatió la estrategia para la nacionalización de los hidrocarburos y los recursos naturales

(Indymedia, 2005).

Esta disputa social por la propiedad y distribución de los beneficios obtenidos de la explotación

de la riqueza hidrocarburífera (la “guerra del gas”) ha pasado del terreno de lo social y reivindicativo

para involucrar lo político. Es así como el líder del movimiento campesino y cocalero Evo Morales

triunfó en las elecciones presidenciales y es el actual jefe de Estado.

2�


Dos políticas son actualmente la prioridad para el Presidente: la primera es la convocatoria a

una asamblea nacional constituyente donde se elegirán tres constituyentes por cada una de las 70

circunscripciones del país (Zibechi, 2006), con el objetivo de buscar la democratización del Estado y

una mayor participación de indígenas en los cargos políticos; y la segunda es la nacionalización de

los hidrocarburos, ejecutada recientemente. Estas dos políticas son la síntesis de las exigencias de los

movimientos sociales del país.

EcuadorEn el caso de Ecuador, las organizaciones sociales e indígenas han venido desarrollando una

lucha intensa logrando influir de manera directa en los procesos de decisión política y económica del

país sobre la base del respeto a la soberanía nacional, a la Constitución y a las leyes ecuatorianas. El

país parece vivir un momento histórico en el que se ha logrado fortalecer la expresión de una base

social y alcanzar un potencial de movilización con matices políticos. En otras palabras, su presencia

activa ha generado impactos en los sistemas de acción política, social y económica. Precisamente, uno

de los impactos recientes más significativos lo constituyó la declaración de la caducidad del contrato

con la compañía estadounidense Occidental Petroleum (Oxy) que trajo como una de las consecuen-

cias el cierre unilateral por parte de Estados Unidos de las negociaciones del Tratado de Libre Comer-

cio con Ecuador.

El cese del convenio con la transnacional tuvo como trasfondo la presión de los movimientos

sociales, indígenas y de izquierda. Así, el rechazo a los proyectos hegemónicos ha dinamizado la con-

solidación de la influencia de estos actores en el país, sobre todo teniendo en cuenta la importancia

que para el pueblo ecuatoriano tienen los recursos naturales, y específicamente el petróleo, que –al

igual que en Colombia y en Venezuela– es el principal producto de exportación.

De acuerdo con De la Torre (2001) los Movimientos Sociales como la Confederación de Na-

cionalidades Indígenas del Ecuador-CONAIE han incorporado demandas nacionales que trascienden

sus intereses corporativos étnicos, como es el caso de los planteamientos que cuestionan las políticas

de ajuste estructural, de eliminación de subsidios a la luz eléctrica o del gas para uso doméstico y,

recientemente, la adopción del dólar como nueva moneda nacional. Las demandas indígenas han

sido exitosas al cambiar la imagen de la identidad nacional de mestiza a plurinacional; al cuestionar

las percepciones racistas de pasividad y falta de inteligencia de los indígenas, algunos de los cuales

ocupan en la actualidad altos cargos políticos y públicos; y al incorporar al Estado a una parte de la in-

telectualidad indígena, como representante de su grupo. De igual manera, el movimiento La Comuna

también ha venido consolidando su papel e influencia insistiendo en la necesidad de formar alianzas

entre las demás organizaciones sociales, los partidos y movimientos políticos.

VenezuelaLa inestabilidad política ha generado una profunda polarización de la sociedad en el país que

cuenta con las mayores reservas probadas de crudo del continente. Aquí se han ido configurando

movimientos de resistencia frente al modelo neoliberal y movimientos de oposición a las políticas ins-

28


trumentadas por el propio gobierno. Esta dinámica ha generado una situación de tensión permanente

y de fragmentación en las formas de expresión colectiva.

Las diferencias de clase se han traducido en diferencias políticas, los conflictos políticos han

derivado en sociopolíticos en la medida en que se han impregnado con contenidos de clase y la pola-

rización sociopolítica se ha expresado en conflictos de carácter territorial (García Guadilla, 2003).

En la actual situación, que se inscribe en lo que se ha catalogado como el “fenómeno chavista”,

se cuestionan las perspectivas de integración energética con los demás países de la región. En especial

si se tiene en cuenta la formalización de la salida de Venezuela de la CAN y las nuevas condiciones

impuestas por este país para adelantar cualquier proceso de integración. Si bien es cierta la notable

importancia de consolidar este proceso de integración en el sector energético, el ambiente de incer-

tidumbre en la región frente a la respuesta del gobierno a cuya cabeza está Hugo Chávez genera un

cierto aislamiento en términos sociales y políticos.

Aunque el gobierno venezolano reconoce la importancia del proceso de integración, también

recalca la necesidad de modificar la estrategia basada en el modelo “neoliberal”. Así, durante la

Primera Reunión de presidentes y de jefes de Estado de los países que conforman la Comunidad

Sudamericana de Naciones celebrada en Brasilia en el año 2005, el presidente Chávez propuso la

creación de una Comisión Sur a fin de estudiar un Plan estratégico 2005-2010 para la integración. De

igual manera vale la pena destacar la propuesta que ha realizado el gobierno de impulsar la iniciativa

de integración energética a través de PetroAmérica –conformada por PetroCaribe, PetroAndina y

PetroSur6 – que se ha enmarcado en la Alternativa Bolivariana para las Américas (ALBA) y está orien-

tada a establecer mecanismos de cooperación e integración utilizando los recursos de Centroamérica,

Suramérica y las regiones del Caribe.

En términos generales es posible observar una debilidad organizativa en lo social y en lo político.

No obstante, como hecho relevante en relación con las movilizaciones, vale la pena destacar el paro

petrolero llevado a cabo entre diciembre de 2002 y febrero de 2003 por sectores de la oposición como

estrategia económica para doblegar al gobierno. Este paro, si bien no logró el objetivo político de

derrocar al gobierno de Hugo Chávez, generó graves daños en la economía debido a la disminución

de la actividad productiva y a los costos económicos tras el bloqueo del transporte de crudo dentro y

fuera del país, así como la suspensión de las exportaciones de hidrocarburos por tres meses.

El fin del paro marcó un cambio en el proceso político venezolano: reforzó el apoyo popular al

gobierno que, con una Fuerza Armada pronta a defender el orden constitucional “y gracias a las posi-

bilidades que las reservas internacionales brindan para realizar importaciones de emergencia, no sólo

derrota al paro sino que, después de largos meses a la defensiva en que consume una alta proporción

de sus energías en resistir los ataques de la oposición, recupera la iniciativa política” (Lander, 2004).

ArgentinaSegún Corredera y Rosenfeld (2004), Argentina en la actualidad se encuentra en una crisis ener-

gética generalizada dada la politización de los sistemas energéticos y el continuo aumento del con-

6. En PetroSur se agrupan países como Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; PetroCaribe está formada por 14 países de la región caribeña; y PetroAndina esta conformada por Bolivia, Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela.

2�


sumo en un contexto de ineficiencia energética y desigualdad social. Como consecuencia, luego de

haber exportado petróleo, gas y electricidad, ahora Argentina debe importarlos desde Bolivia y Brasil.

En este escenario, una de las principales preocupaciones tiene que ver con la capacidad de

abastecimiento del país en el mediano y en el largo plazo, ya que atraviesa el mayor período de caída

de la producción de toda su historia petrolera. Por si fuera poco, no se han descubierto yacimientos en

los últimos años (el 88% de la energía primaria consumida está constituido por petróleo y gas natural)

(Lapeña, 2005). Según este autor, la caída en las reservas fue resultado de la privatización de YPF, que

se realizó sin la cobertura de una estrategia energética nacional y con un Estado que fue delegando

su papel para no entorpecer el mecanismo de mercado.

A diferencia de países como Bolivia y Ecuador, donde los movimientos sociales tienen una

posición clara frente al tema energético, la mayoría de las formas de acción colectiva han centrado

su interés en diversas temáticas de carácter social. Los nuevos movimientos intentan reconstruir los

lazos sociales a través de nuevas formas de organización. Organizaciones de desocupados, empresas

recuperadas y asambleas barriales constituyen respuestas novedosas a la crisis del modelo neoliberal

en Argentina al formular proyectos que cambian radicalmente las relaciones sociales sustituyendo las

reglas básicas del sistema económico y social por otras que plantean acceso universal a los medios

de subsistencia y acceso colectivo a los medios de producción, además de introducir nuevas prácticas

sociales de deliberación (Palomino et al., 2004).

BrasilAl igual que Argentina, Brasil ha sufrido importantes cambios en el mercado energético, es-

pecialmente en el tema de la regulación. En el sector eléctrico, por ejemplo, desde la década de los

noventa se inició una reestructuración que se formalizó en la modificación de las normas para la lici-

tación y los contratos de la administración pública, así como del régimen de concesiones y permisos

de prestaciones de servicios públicos.

Brasil ha logrado alcanzar un nivel de autosuficiencia en la mayoría de sus fuentes energéticas y

posee un enorme potencial hidroeléctrico a pesar de ser un importador neto de petróleo. Aunque en

la actualidad existe preocupación creciente por el futuro de las importaciones de gas natural que rea-

liza el país tras la nacionalización de los hidrocarburos decretada por el gobierno boliviano, la empresa

estatal Petrobrás decidió impulsar y acelerar sus planes de explotación de reservas nacionales. De esta

manera, Brasil resulta ser un país estratégico pues compra gas natural a países como Argentina y Bo-

livia y electricidad a Venezuela.

Bajo esta perspectiva, un análisis de los movimientos sociales en Brasil conduce a identificar

como punto de referencia el Movimiento de los Trabajadores rurales Sin Tierra (MST), que ha sido

catalogado como un movimiento de carácter rural con una de las más importantes dinámicas de par-

ticipación. En este sentido, su elaboración del tema energético es escasa y se dirige más bien a temas

de carácter social y de tenencia de tierras. Según Zibechi (2005) los Sin Tierra son un poderoso movi-

miento social-político que actúa de manera autónoma con respecto a los partidos políticos, aunque

mantiene fluidas relaciones con el Estado que, en ciertos casos, financia iniciativas del movimiento:

30


los Sin Tierra defienden una reforma agraria novedosa, que incluye la “democratización del capital”,

la creación de cooperativas agroindustriales y la democratización de la educación.

El MST sostiene que la victoria ele™ctoral de Lula cambió la correlación de fuerzas en el país sin

derrotar estratégicamente al modelo neoliberal y que hasta ahora no ha sido posible encarar reformas

estructurales porque el movimiento social atraviesa un largo período de descenso. Por eso, la priori-

dad del MST está en la organización y la movilización: la agrupación ha sido uno de los principales

animadores de la puesta en pie de un frente de todos los movimientos sociales de Brasil: la Coordina-

dora de Movimientos Sociales (CMS).

Cuanto más progresistas son los gobiernos, más posibilidades se abren a los movimientos, a la

vez que surgen nuevas dificultades para las que a menudo no están preparados, como la cooptación

de algunos sectores por los nuevos gobiernos en Argentina, Bolivia y Ecuador. En Brasil, los Sin Tierra

parecen estar eludiendo ambos peligros. En todo caso, en ninguno de estos países se ha frenado la

movilización y el fortalecimiento de los movimientos.

Cabe mencionar, finalmente, que la nacionalización boliviana desata un problema sobre la pla-

taforma social del gobierno de Lula, pues el aumento del precio del gas se reflejaría en las tarifas de

servicios públicos. No obstante, es necesario entender que el aumento en el precio del gas será una

tendencia permanente en las próximas décadas.

PerúLa política energética del ex presidente Fujimori favoreció a las empresas privadas con contra-

tos-ley de estabilización tributaria y la ley de regalías que estableció que éstas sólo serían pagadas por

las empresas que no tenían contrato-ley y sólo a partir del inicio de la venta se pagaría entre 1% y 3%

de las ventas de su producción. También estableció el canon minero de 50% del impuesto a la renta

que deben pagar al Estado las empresas que lo explotan pero que, según los movimientos sociales,

no está bien distribuido ya que no llega hasta las comunidades, las cuales sólo reciben los problemas

ambientales y sociales. A raíz de esta política los movimientos sociales en Perú empiezan a reivindicar

la necesidad de crear una nueva política desde los pueblos y las comunidades (Centro de Estudios

Internacionales, 2005).

Los movimientos sociales de los pueblos indígenas del Perú, a pesar de tener una larga tra-

dición de resistencia y revuelta (recuérdese a Túpac Amaru), presentan serias dificultades para con-

solidarse. Las 42 etnias tienen serias divisiones y una disputa de legitimidad y representatividad. Si

bien han reivindicado la necesidad del control de los recursos naturales y el derecho a los servicios

energéticos, las divisiones internas debilitan sus exigencias frente al Estado (Zibechi, 2005) y tienen

un carácter coyuntural, como ocurrió en mayo de 2006 cuando se paralizaron las actividades del

pueblo de Huayto por la protesta general de los pobladores que salieron por las calles para denunciar

que una empresa agroindustrial de la región los dejó sin energía eléctrica y agua durante más de una

semana (Quiroz, 2006).

Colombia

31


La reivindicación de los movimientos sociales en Colombia frente a los recursos energéticos ha

estado concentrada en dos puntos: el primero de ellos está relacionado con grupos de trabajadores

de las empresas de energía eléctrica que protestan por la privatización de las empresas del sector y las

ventas de estas empresas a compañías multinacionales ya que, si este proceso continúa, afirman que

no es posible garantizar la prestación del servicio publico a los estratos más pobres de la población y

un funcionamiento ambiental adecuado (CENSAT, 2003). El otro punto de reivindicación por parte de

algunos movimientos sociales en Colombia está relacionado con los sitios de explotación petrolera en

algunas partes del país, como en el nororiente, que es un territorio en el cual se encuentra asentada la

población indígena de los U´wa para quienes el petróleo simboliza la sangre de la tierra y es imposible

dentro de su cosmovisión admitir que sea extraído, llegando a considerar la posibilidad de un suicidio

colectivo en tal circunstancia (Pérez Gutiérrez, 2002). Por ello diferentes ONG y movimientos sociales

han reclamado al Estado colombiano que se respete la cultura de estos pueblos milenarios y no se

permita a ninguna compañía la extracción del hidrocarburo de la región.

Otros pueblos indígenas que se han visto afectados por la explotación de hidrocarburos y la

construcción de megaproyectos han sido los Emberá katío del Alto Sinu (Baleata, 2006) y los Wayú en

la Guajira, donde se encuentran minas de carbón (Gómez, 2005). Otras regiones han tenido impactos

medioambientales por la falta de regulación ambiental para la explotación de petróleo como es el

caso de Mompox, donde la federación de pescadores ha realizado denuncias ante el Congreso de la

República.

Además de estas reivindicaciones existen otras relacionadas con los recursos energéticos que

han sido realizadas por los grupos guerrilleros que hacen parte del conflicto armado colombiano, es-

pecialmente el Ejército de Liberación Nacional-ELN, cuyos planteamientos se han enfocado en temas

como la inversión, el papel de las multinacionales y la soberanía nacional, entre otros. En este sentido,

este grupo ha manifestado que se debe limitar y controlar la explotación petrolera por parte de las

compañías multinacionales del petróleo dándole prioridad a la política de explotación nacional de los

recursos naturales.

MéxicoLas reivindicaciones de los movimientos sociales se ven divididas en este país básicamente en

dos grupos: movimientos urbanos que reivindican una disminución en las tarifas de energía eléctrica

e IVA, y movimientos indígenas que piden respeto por los recursos propios de sus tierras.

Entre las reivindicaciones urbanas, algunas se relacionan con el servicio público energético y

muchas son coyunturales como la de Tabasco en 2004, cuando se exigió al gobierno federal el man-

tenimiento del subsidio a la electricidad y el replanteamiento de las tarifas eléctricas residenciales en

las regiones de los climas cálidos (De Buen, 2004).

Las exigencias de los movimientos indígenas se ven plasmadas en declaraciones coma la de

N’Donhuani de mayo de 2006, en la que reivindicaron su lucha contra los acaparadores de los recur-

sos naturales y la privatización de tales recursos.

En el análisis de los diferentes países se identifican diferencias en los modos de acción y de

organización colectiva. Es claro que existen conflictos estratégicos entre los actores colectivos en re-

32


presentación del aparato estatal, de los indígenas y campesinos, de los empresarios, etc. Sin embargo,

recogiendo las diferentes propuestas de integración, resulta clara la importancia de abrir espacios de

discusión, y en este sentido identificar cuál es el rol de los diferentes actores y propiciar la participación

e incorporación de la sociedad civil en el proceso de integración.

Los casos con claras reivindicaciones en el tema energético por parte de los movimientos socia-

les son Ecuador y Bolivia. Aunque en sus versiones más extremas los movimientos buscan la naciona-

lización de los recursos energéticos y la expulsión de las multinacionales, el factor común en América

Latina tiene que ver más bien con la recuperación del control de las rentas energéticas las tarifas y su

dedicación a la solución de los problemas sociales y de los usuarios finales.

En general, se trata de pensar la integración energética como un objetivo político y económico

reconociendo las estructuras económicas asimétricas y los objetivos y las prioridades de política ener-

gética. El reto ahora es encontrar puntos de confluencia entre los intereses de los Estados y los de los

movimientos sociales en la integración energética, tema que se abordará a continuación.

Propuestas para el uso de la integración energética como motor de la integración política

Las demandas de los movimientos sociales, algunas de las cuales deberían estar satisfechas de

haberse cumplido las promesas de las reformas liberalizantes de los años noventa, plantean la pregun-

ta acerca de quiénes serían los beneficiarios de la futura integración energética.

Una primera alternativa es que el objetivo de la integración sea el mantenimiento de las tasas

de crecimiento de las grandes consumidores actuales, como Estados Unidos. Desde este punto de

vista, una integración energética completa en Latinoamérica garantizaría a Estados Unidos acceso al

petróleo de Venezuela y Ecuador, al gas de Perú y Bolivia y a la electricidad de los países andinos. A

cambio, los países exportadores recibirían durante un tiempo una renta energética que les permitiría

paliar problemas de desajuste fiscal o de balanza de pagos pero que no los prepararía para el salto a

las energías alternas cuando se acabe el petróleo.

La segunda alternativa, una integración que busque mantener las tasas de crecimiento de los

grandes consumidores latinoamericanos como Brasil, Chile, Argentina y México, no resulta mucho

mejor que la anterior, ya que profundizaría las diferencias regionales. Desde el punto de vista del

crecimiento económico, la integración energética sólo tiene sentido si beneficia a todos los países. En

este sentido, iniciativas como la impulsada por Venezuela para vender gas subsidiado a los países de

América Central no dejan de tener interés, si bien pueden crear mayor dependencia de los combusti-

bles fósiles en un momento de transición.

La integración deseable sería una con énfasis en lo social, que permitiera financiar un desarro-

llo equilibrado entre países latinoamericanos y que usara los recursos energéticos como respaldo al

crecimiento y como palanca para saltar al uso de energías renovables. Hay que notar que el deseable

desarrollo de los países andinos, por ejemplo, disminuirá sus excedentes exportables. Se necesitará la

creación de entes supranacionales que permitan coordinar los intereses entre países exportadores e

33


importadores, entre países más y menos desarrollados y que permitan fortalecer la posición conjunta

de América Latina ante Estados Unidos.

El papel del gas

Las tendencias políticas han hecho que las compañías extranjeras tengan ahora mucho menos

interés que en los años noventa en invertir en Latinoamérica y el Caribe, pero el sector ha cambiado

definitivamente debido a las reformas que entonces se hicieron. Resulta notable la presencia de mul-

tinacionales que se han reestablecido en la región así como el nuevo carácter de algunas empresas

locales, como Petrobrás y el sucesor de YPF, Repsol YPF S.A. También han aparecido muchas firmas

operadoras independientes, domésticas y extranjeras, a lo largo de la cadena de valor del gas, con

compañías de exploración y producción que han adquirido intereses en transporte, o empresas de

tuberías que se han adentrado en el upstream.

Hay que notar también que, si bien el gas brinda seguridad en un sistema hidrotérmico, la ge-

neración no debería ser su objetivo principal por cuanto no es el uso más eficiente desde un punto

de vista técnico. Se debe buscar entonces la masificación en usos residenciales como combustible y

para gas vehicular. Aquí tiene un potencial importante pues puede compensar el alza en las tarifas

residenciales de la electricidad.

Las compañías privadas tienen un claro interés en las reservas de gas latinoamericanas. Tal es el

caso no sólo de las transnacionales tradicionales sino de las compañías privatizadas como Petrobrás o

Repsol YPF. Si bien varias de las nuevas transnacionales del sector son mixtas, fuera de sus países de

origen parecen operar con una lógica eminentemente privada. Tal situación podría cambiar y podrían

obtenerse mayores beneficios sociales si se crearse un marco de acción regional común.

En la búsqueda de un objetivo social es útil estudiar los puntos débiles de la integración econó-

mica orientada a la exportación hacia los grandes consumidores, en especial en los casos de Perú y

Bolivia. A pesar de sus grandes posibilidades de producción de gas, la política boliviana se orientó en

dirección a la exportación de gas natural licuado, sin antes diseñar un programa de masificación del

gas; otro tanto ocurrió con el caso de Camisea en Perú, donde además la población es temerosa fren-

te al gas natural, a pesar de que éste es mucho más seguro que el GLP. La masificación del gas permite

reducir el costo de la energía para los hogares y compensar por esta vía los incrementos en las tarifas

que enfrentaron los consumidores residenciales como resultado de los procesos de privatización del

sector en los noventa. Que la masificación segura del gas es posible lo muestra el caso de Colombia.

El otro frente clave de desarrollo es el gas natural vehicular, que ha tenido una fuerte expansión en

Argentina, Brasil y más recientemente en Colombia y un tanto en los demás países andinos.

Un proceso de integración que contemple lo social debería buscar elevar el nivel de vida de los

estratos más pobres mediante este tipo de medidas. Otro ejemplo de las posibilidades de una integra-

ción social se refiere al destino de las rentas de cogestión en los intercambios de electricidad, que en

el marco andino se destinan en parte a las zonas no interconectadas.

¿Se necesitan mercados de electricidad para lograr la integración?

34


La interconexión eléctrica en el Mercosur avanzó en conjunto con las privatizaciones del sector y

con la creciente demanda de algunos de los países participantes, como Argentina y Brasil. Sin embar-

go, tal como se enfatizó en la primera sección, el punto importante del esquema de la CAN es que no

requiere de mayores cambios en el ordenamiento del sistema al interior de cada país y permite así que

cada país decida de manera soberana si su sistema es público, de mercado o mixto, y en qué grado.

Si bien los esquemas de mercado han funcionado bien en algunos casos, es bueno ser prudente

en cuanto a sus ventajas. La más documentada ha sido la baja en las tarifas industriales, dado que

son estos consumidores los que tienen mejor poder de negociación. Al mismo tiempo se han venido

eliminando subsidios a los consumidores, con el consiguiente malestar por las mayores tarifas a con-

sumidores residenciales.

Esta redistribución de la renta hidroeléctrica puede tener efectos benéficos por varias vías que,

no obstante no haber sido buscados concientemente hasta ahora, podrían ser útiles en un nuevo tipo

de integración. Las menores tarifas se podrían traducir en mayores ganancias para la industria, o en

menores precios de los bienes intensivos en energía, que permitirían mayores exportaciones o mayor

consumo interno. Si bien en esta dirección se podría diseñar una estrategia de desarrollo coherente,

un ambiente de laissez faire no necesariamente la lograría, ya que se requiere controlar el poder de

mercado de los diferentes grupos involucrados.

Una tendencia que parece ocurrir en el esquema de mercado pero que no ha sido identificada

plenamente es la disminución de la inversión en generación, particularmente hidroeléctrica. Si esto

se constatara constituiría una debilidad mayor del modelo, puesto que la inversión debería estar en

manos públicas, contradiciendo el esquema de mercado y su supuesto de que el sector privado es

mejor que el público a la hora de invertir.

Dado que aún no son claras las ventajas y desventajas de cada esquema conviene tener claro

que no se pueden hacer recomendaciones uniformes acerca de la organización de estos sectores,

máxime cuando los sistemas latinoamericanos tienen diferencias apreciables en su composición hi-

drotérmica.

El papel del petróleo

Acerca del petróleo ha circulado con insistencia la propuesta de una compañía o compañías

supranacionales latinoamericanas, como la planteada por el presidente de Venezuela, Hugo Chávez,

con PetroAmérica.

Esta idea, que también ha sido defendida por autores como Bernal (2005) para Mercosur, es

sencilla: dada la importancia de los hidrocarburos como herramienta estratégica para el desarrollo,

se buscaría vender el petróleo y sus derivados en el mercado interno al costo de producción y tratar

a los hidrocarburos como bienes sociales más que comerciales. Se espera que si el valor social de los

hidrocarburos reemplaza la ganancia comercial, los capitales privados no estarán interesados en la

explotación de estos recursos, mucho menos los capitales extranjeros.

En un escenario en el que la inversión privada no estuviera interesada en pertenecer al negocio

de la extracción de los hidrocarburos en Latinoamérica, el único ente capaz de correr con estas inver-

3�


siones anteponiendo el bienestar social a la ganancia comercial sería el Estado; este aparato tendría

como último propósito socializar el petróleo y volcarlo hacia el desarrollo del mercado interno y la

industrialización nacional, buscando la producción de bienes de capital con alto valor agregado. De

este modo se fortalecería la soberanía económica de los países latinoamericanos y se abrirían posibi-

lidades para la salida del atraso.

Las propuestas que se orientan en este sentido señalan correctamente que la explotación y ex-

portación de reservas latinoamericanas se realiza, en términos generales, sin considerar su importan-

cia a largo plazo para el desarrollo. Adicionalmente, estas propuestas parten de la experiencia exitosa

de empresas como PDVSA, Petrobrás y Pemex que logran competir de igual a igual con empresas

europeas y norteamericanas, sin mayores diferencias tecnológicas.

No obstante, esto presenta varias dificultades. Una menor, de orden técnico, radica en la diver-

sidad en las calidades de los crudos y los bajos niveles de infraestructura, con la consiguiente traba

para plantear precios únicos. Un obstáculo más importante es que, si bien es cierto que es deseable

volcar adentro la renta petrolera con un objetivo de desarrollo sostenible y tomando en cuenta la

demanda interna de la región, no es claro que la formación de una empresa pueda ser viable en el

corto o mediano plazo. Lo que sí es posible es la creación de entes supranacionales de coordinación

que permitan aumentar la renta petrolera de forma conjunta pero respetando la autonomía de los

diferentes países. No es claro, por ejemplo, que todos los productores de hidrocarburos encuentren

conveniente seguir el ejemplo de Bolivia, ya que es posible que algunos logren los mismos resultados

cambiando otras reglas de juego como la forma de contratación. Organismos supranacionales permi-

tirían que estas políticas se realicen de forma concertada, de modo de minimizar sus efectos sobre los

países vecinos y con unificación de algunas tarifas. Son precisamente estos entes supranacionales con

objetivos pequeños y alcanzables a corto plazo los que apuntalarán la integración a largo plazo.

Lo que sí es dudoso es que la región pueda decidir no exportar hidrocarburos para tener reservas

a cien años, como a veces se ha planteado. De un lado porque el desarrollo latinoamericano enfrenta

restricciones de divisas que, en varios países, se consiguen precisamente mediante la exportación de

hidrocarburos; de otro, porque la seguridad basada en reservas durables haría más difícil el paso a las

energías alternativas, lo cual sería un serio limitante a largo plazo.

En efecto, una reserva autónoma latinoamericana –en un contexto de decaimiento de los yaci-

mientos mundiales– elevaría aún más el precio del petróleo, haciendo rentable para Estados Unidos

el paso a las energías alternativas que ha venido posponiendo mientras contaba con reservas baratas

de crudo; al mismo tiempo, América Latina podría aumentar la dependencia de un bien destinado a

desaparecer y fortalecer la dependencia tecnológica a largo plazo.

En una línea similar a PetroAmérica está el gasoducto de Venezuela al cono sur. Este proyecto

tiene fundamentalmente un objetivo político más que económico: la integración entre Venezuela,

Brasil y Argentina para fortalecer un polo opuesto a Estados Unidos. Tal objetivo sí es alcanzable en

el corto plazo.

Carbón y energías alternativas

3�


A medida que se haga más escaso el petróleo, cobrarán mayor importancia las demás fuentes,

tanto sucias (carbón) como limpias (eólica, biomasa, etc.). Latinoamérica se puede beneficiar de la

exportación de carbón a mejores precios, más aún cuando el crecimiento de China e India seguirá

empujando fuertemente la demanda por el mineral.

Del lado de las energías alternativas, es crucial entender que no existe una opción única para

Latinoamérica en este campo. La biomasa, por ejemplo, es adecuada en algunas zonas como la

Amazonia, mientras que la eólica funciona mejor en otras zonas como la Patagonia o la Guajira

colombo-venezolana. A futuro se requiere de una verdadera matriz de energías alternativas que se

complementen con el uso de hidrógeno.

Pero el desarrollo de energías alternativas a largo plazo pasa por fomentar su implementa-

ción en el corto. Ya hay algunas experiencias incipientes en diversos países como Chile, Argentina

y Colombia que son, incluso, comercialmente viables. Un punto importante en este sentido son los

biocombustibles, como el bioetanol y el biodiesel, que pueden incluso formar parte de una estrategia

de desarrollo social.

El papel social del biodiesel se ve claramente en Brasil, donde la estrategia de Lula se dirigió a

la producción del combustible a partir de dos fuentes: palma de aceite e higuerilla (mamona). Si bien

esta última no pasará de ser marginal en volumen de producción, su importancia radica en la genera-

ción de empleo en zonas deprimidas como el nordeste.

En conclusión, la integración energética puede contribuir a la integración latinoamericana en

la medida en que se fortalezcan los objetivos sociales y de desarrollo, y en la medida en que se apro-

veche el potencial energético de la zona para fomentar un desarrollo equitativo entre los diferentes

países. Metas pequeñas y alcanzables a cargo de entes supranacionales y que den campo de acción a

los diferentes países para buscar su propio camino en coordinación con los demás pueden ser el mejor

camino a largo plazo. Y no hay que olvidar que los hidrocarburos son un buen punto de partida, pero

el punto de llegada está en las demás fuentes.

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3�

2Flujos energéticos, cambios en la correlación de poder y relaciones

internacionales: una visión comparada de la macro-región europea y las Américas

Kirsten Westphal

En el presente documento se pretende comparar las relaciones energéticas internacionales de

la macro-región europea con el hemisferio americano, donde los flujos energéticos tienen la misma

importancia como factor estructural de las relaciones internacionales1. En Sudamérica, el comercio

energético ha impulsado la cooperación e integración regional dentro de Mercosur y entre éste y sus

países asociados (Bolivia, Chile y Perú), también debido a que Estados Unidos como principal consumi-

dor energético desempeña un importante papel de estructuración en el marco del proceso del ALCA

y la iniciativa energética hemisférica.

En los Estados pos-soviéticos, y particularmente en Rusia, el comercio energético ha representa-

do un instrumento para la globalización –de al menos una parte– de sus economías y su integración

en los mercados globales. La Unión Europea ha sido y es vista como socio primordial para alcanzar

este fin. En consecuencia, la energía representa un elemento fundamental en las negociaciones sobre

un espacio económico común entre la Unión Europea y Rusia. Además, los flujos energéticos en la

época pos-soviética se prestan también para mantener los antiguos vínculos entre la Unión Soviética

y el COMECON; la dependencia energética es un obstáculo en el camino hacia una independencia

cómoda de Rusia.

Estas dos macro-regiones, las Américas y Europa, se caracterizan por diversos procesos de in-

tegración regional que las convierten en áreas adecuadas para estudiar las relaciones energéticas y

su impacto sobre las relaciones internacionales y la integración regional. Las dos han sido objeto de

iniciativas de Estados Unidos y la Unión Europea destinadas a gobernar el comercio energético inter-

nacional mediante la introducción de reglas comerciales neoliberales en los sectores energéticos, en

el contexto de la cooperación regional.

En el presente documento se analizan las relaciones energéticas como factor de las relaciones

internacionales que impacta, cada vez más, la distribución de poder y, en consecuencia, las estructu-

ras de gobernanza que emergen en torno a la explotación, la distribución y el consumo de energía.

Las relaciones energéticas pueden funcionar bien como motor de la globalización y la apertura regio-

nal (con formas relacionadas de gobernanza global y/o regional), bien como palanca de geopolíticas

y políticas de poder Estado-céntricas tradicionales. El documento enfocará las estrategias perseguidas

por los países consumidores y productores de energía que han emergido a través del tiempo y han

1. Una versión anterior del documento titulado ”Relaciones energéticas en la macro-región europea y las Américas en pers-pectiva comparada: ¿Globalizar o dominar regionalmente?” fue presentada en la Conferencia Internacional “International Relations in Eastern Europe” del Grupo de Trabajo “Sociedades de Europa del Este en perspectiva comparada” de la Sección de Relaciones Internacionales de la Asociación Alemana de Ciencia Política, en marzo de 2006.

40


resultado en nuevas estructuras de gobernanza. En este sentido, se intentará identificar las principales

tendencias de la economía política internacional de la energía y sus efectos sobre las relaciones inter-

nacionales en las regiones respectivas y más allá de las mismas.

Relaciones energéticas y relaciones internacionales

En los últimos años y meses, la energía ha cobrado importancia en las relaciones internaciona-

les, fundamentalmente debido a un salto de más de 100% de los precios del petróleo en los últimos

cinco años, debido a los escenarios de crisis en países productores tales como Venezuela y la crisis ga-

sífera ruso-ucraniana del mes de enero de 2006, así como también la reciente crisis petrolera ruso-bie-

lorrusa de principios de 2007. Además, el significativo aumento del consumo cambió la cualidad de

las relaciones entre los países consumidores y productores de energía en la era pos-1999. Sostendré

que esto también repercutió en las relaciones internacionales, con resultados que aún están por verse

y definir, pero las tendencias emergentes pueden causar preocupación. La distribución geográfíca

de los yacimientos y los flujos físicos de energía estructuran las relaciones internacionales y generan

formas de (inter)dependencia asimétrica.

En primer lugar, las relaciones energéticas en general representan un buen ejemplo de análisis

de la economía política internacional debido a la marcada intervención del Estado en la producción,

el comercio y el tránsito. Segundo, las relaciones energéticas y, más específicamente el negocio ener-

gético, tienen implicaciones en las políticas de seguridad y están incluso directamente relacionados

con éstas, básicamente debido a la influencia que las fuentes energéticas, su accesibilidad, costos y

estabilidad de suministro tienen en cualquier economía nacional. En consecuencia, se supone que

las relaciones energéticas influyen en la estructura de las relaciones internacionales en general y, en

particular, en las regiones, puesto que las consideraciones de seguridad y de carácter económico han

constituido tradicionalmente factores decisivos para la intensificación de la cooperación e integración

regionales. El comercio energético representa un área de estudio interesante en el marco del análi-

sis de la economía política internacional (de una región) que se desarrolla en torno a la cuestión de

“quién recibe qué, cuándo y cómo” (Harold Lasswell, citado en Hansen, 2003, p. 8). “Quién recibe

qué, cuándo y cómo” es una cuestión de carácter estratégico para todos los actores involucrados: los

productores, los consumidores y los países de tránsito, además de configurar las relaciones entre ellos.

Así, las relaciones energéticas requieren cooperación y diálogo, elementos importantes e incluso com-

ponentes del manejo de la interdependencia y hasta de la profundización de la integración. Como ya

se mencionó, el petróleo y el gas, las principales fuentes energéticas, son para muchos países produc-

tores sus principales productos comerciales y, por ende, activos importantes para su integración en los

mercados regionales y globales. Además, existen intereses complementarios: al productor le interesa

la estabilidad de la demanda y al consumidor la estabilidad de la oferta.

El presente documento se centra en el petróleo y el gas. Los precios del petróleo se han más

que duplicado en los años 2004 y 2005 (Internacional Herald Tribune, 20 de septiembre de 2005, p.

15) manteniéndose en 2006, lo que ha provocado también aumentos en los precios del gas. Tales

aumentos de precios reflejan una creciente demanda que, en principio, es un factor económico,

Kirsten Westphal - Flujos energéticos, cambios en la correlación de poder y relaciones internacionales...

41

pero los factores climáticos y políticos deben también tomarse en cuenta. Algunos hablan incluso

de un shock de demanda “Oil price climbs past US$50 barrier”, en: International Herald Tribune, 29

de septiembre de 2004, p. 4) porque en 2004 la demanda mundial de petróleo creció 3,4%, la de

gas 3,3% y el consumo energético primario 4,3%, impulsado fundamentalmente por China e India

(BP Statistical Review of World Energy, 2005), por el aumento de los precios el consumo energético

primario se redujo a 2,7% en 2005 (BP Statistical Review of World Energy, 2006). La crisis de la de-

manda también ha revelado los problemas de la oferta, tanto respecto de la producción como de la

capacidad de refinación. Al mismo tiempo, queda sólo un pequeño margen de capacidad disponible

para afrontar la creciente demanda y moderar los desequilibrios del mercado petrolero (“Demand for

Crude Expected to Surge”, en: International Herald Tribune, 12 de agosto de 2004). La mayoría de

los productores ha estado produciendo a capacidad total, por ejemplo: la OPEP está suministrando

petróleo a un ritmo entre 95% y 97% de su capacidad. Esto implica que un nivel de suministro es-

table también representa un problema para los mercados petroleros mundiales (Yetiv, 2004, p. 5). La

creciente demanda está correlacionada con una creciente concentración de las reservas de petróleo

y gas en la llamada elipse estratégica que abarca Siberia, la cuenca del Mar Caspio incluyendo Asia

Central y los países productores de la OPEP del Medio Oriente. La mayor parte de los yacimientos de

hidrocarburos en el mundo está localizada en esta zona. En lo que respecta al petróleo, Rusia posee

6%, con 4% ubicados en Asia Central y la región del Caspio y 62% en el Medio Oriente. Venezuela, el

mayor productor de América Latina, posee 6,6% de las reservas petroleras mundiales, siendo el total

de América Latina de 8,6% (BP Statistical Review of World Energy, 2006).

Más de 60% de las reservas globales de petróleo está localizado en los países del Medio Orien-

te, con una razón de R/P de 81 años2. Ello significa que una demanda creciente sólo puede ser satis-

fecha por estos países e implica, además, que los países consumidores de petróleo dependerán, en

medida creciente, del mundo árabe y de regiones inestables. Esta circunstancia plantea un reto a las

estructuras de gobernabilidad y convierte la diversificación del suministro energético en una conditio

sine qua non de la seguridad energética de las regiones consumidoras, especialmente Estados Unidos

y la UE. Para ambas, el suministro de regiones vecinas (más estables) tales como América Latina y

Rusia representa un interés vital. Aún así, el mercado petrolero es percibido como un mercado globa-

lizado debido al mecanismo de precios; una mirada al mapa de los flujos físicos de petróleo muestra

que estos configuran las conexiones regionales (gráfico 1).

Lo interesante es el hecho de que la mayor parte (cerca de 90%) de los flujos petroleros de Rusia

(y del Mar Caspio a través de Rusia) se destina a Europa. Tal situación es incluso más importante en el

caso de América Latina, ya que el grueso del flujo va destinado a Estados Unidos. Es importante tener

esto presente: los flujos energéticos son vistos con frecuencia como instrumentos para la integración

en el mercado global. El argumento es válido en términos “virtuales”, es decir, en lo que respecta a

la formación de precios, pero físicamente los flujos se dirigen a los grandes consumidores vecinos. En

teoría, el mercado petrolero es flexible en transporte pero, en la práctica, tal flexibilidad se encuentra

limitada por la infraestructura existente de oleoductos y refinerías.

2. La razón R/P (reservas sobre producción) indica la duración de las reservas suponiendo que se mantienen los actuales niveles de producción (BP Statistical Review, 2006, p.6).

42


La proximidad geográfica es aún más importante en el caso del gas (y, por tanto, más impor-

tante para nuestro interés en la integración regional), debido a la particular estructura del mercado

gasífero. En gran medida, el mercado gasífero tiene una estructura regional porque el gas debe ser

transportado a través de una infraestructura de gasoductos o como gas licuado, lo cual implica com-

plejidad tecnológica y altos costos. El transporte de gas natural licuado (GNL) sólo es económicamente

razonable para distancias superiores a 3.000 kilómetros. Sin embargo, el GNL permite un transporte

más flexible. La distribución de reservas en las regiones que nos interesan es como sigue: casi 27% de

las reservas globales de gas están ubicadas en Rusia y 5% en la región del Mar Caspio y Asia Central

(BP Statistical Review of World Energy 2005, London, junio de 2005, p. 20) Centroamérica y América

del Sur concentran 4% de las reservas mundiales de gas (Peter Davies, BP Statistical Review, 2006, p.

22) (véase gráfico 2).

Cabe esperar que algunos de los aspectos de la escasez de recursos se reflejen también en el

caso del gas porque habrá una demanda creciente de gas como fuente relativamente “limpia” (con

bajas emisiones de gas invernadero), especialmente en Europa y Estados Unidos. La región europea es

el mayor mercado de gas en el mundo, donde el gas ya ha alcanzado una proporción relativamente

alta del consumo energético. Además, Rusia tiene un gran potencial de exportación a Japón, China

e India, dado que los nuevos yacimientos de gas que se exploran están ubicados en Siberia Oriental

y el Lejano Oriente, por lo que la proximidad tendrá su impacto en la expansión de la infraestructura

gasífera hacia el Sur y el Este.

Gráfico 1Principales flujos comerciales de petróleo(millones de tm)

Fuente: BP 2006.


43

El volumen todavía bajo de gas latinoamericano comercializado internacionalmente es consu-

mido en los países vecinos y Estados Unidos. Sin embargo, el mercado de gas natural sudamericano

es uno de los de mayor crecimiento en el mundo (para más detalles, véase IEA, 2003). En los últimos

años, el consumo de gas natural ha venido creciendo a un ritmo superior al 5% (Rempel y Babies,

2006). Para América Latina, con sus importantes reservas, las opciones comerciales son regionales

o la exportación de GNL (no exclusivamente a Estados Unidos). Venezuela posee casi dos tercios de

las reservas sudamericanas, principalmente en forma de gas asociado3. Argentina y Bolivia también

poseen importantes reservas de gas en la región.

Lo que nos interesa en este contexto es que el comercio internacional de gas configura los mer-

cados regionales, tal como ha sido mencionado. El gas es transportado principalmente por gasoduc-

tos, una modalidad que sólo es rentable para regiones vecinas. Los costos de capital para la cons-

trucción de una infraestructura de transporte son inmensos. Los proyectos de gran escala reducen los

costos unitarios del transporte de gas y estimulan grandes proyectos de distribución. La vinculación de

grandes reservorios con mercados importantes y en expansión representa un gran reto, tanto para los

suplidores como para los consumidores y países de tránsito. Una primera decisión acerca de una ruta

puede anular el desarrollo de una ruta alterna por mucho tiempo (Mitchell et al., 2001, p. 85). Una

3. Ello significa que la producción de gas natural está asociada directamente con la producción de petróleo, lo cual tiene dos implicaciones: en primer lugar, que actualmente el gas es reinyectado a los yacimientos petrolíferos con el fin de mantener la presión y, en segundo lugar, que Venezuela debe respetar las cuotas establecidas por la OPEP porque es miembro de la organización (Rempel y Babies, 2006, p. 3).

Gráfico 2Principales flujos comerciales de gas (billones de m3)

Fuente: BP 2006.

44


decisión tomada sobre una línea de transporte de gas determina los flujos de gas al menos a mediano

plazo. Debido a las particularidades de la infraestructura fija, la competencia es problemática en el

sector: en el caso del gas, existe todavía un elemento monopólico de transporte4. Y dado que el gas

se está convirtiendo en un combustible comerciable y ampliamente disponible, se requiere también,

con mayor frecuencia, organizar el transporte de energía a través de fronteras.

El transporte y la distribución de gas determinan el patrón de competencia entre los exportado-

res. En el pasado, las inversiones en componentes básicos fueron aseguradas por contratos de largo

plazo, cláusulas de destino y un abanico de mecanismos de fijación de precios.

La infraestructura del gas es muy costosa, razón por la que la cadena de valor en la industria

del gas se distingue radicalmente de la del petróleo. La baja densidad del gas y su transporte a través

de gasoductos elevan los precios que pagan los consumidores finales por encima de los del petróleo.

Debido a los costos de transporte y tránsito, los precios del gas al consumidor final pueden alcanzar

múltiplos de los costos de producción. Dado que los costos de exploración son comparables, las

compañías y los gobiernos han preferido privilegiar la producción de petróleo (Mitchell, op. cit., p.

90). De ahí que el desarrollo de yacimientos de gas se ha convertido en un tema importante sólo en

los últimos años, sobre todo en regiones fuera de Europa y Rusia, por ejemplo, en América Latina.

Debido a la importante diferencia de los precios a boca de pozo y los de consumo final y también a

los elevados costos de infraestructura, los nuevos productores de gas se han inclinado a abrir el sector

del gas a la inversión extranjera.

Esta introducción intenta destacar dos factores: primero, la importancia de la dimensión regio-

nal en el comercio energético y segundo, la creciente necesidad de una gobernanza internacional

debido al hecho de que la demanda y, en consecuencia, el comercio están creciendo. Especialmente

los aspectos legales internacionales del tránsito del gas a través de múltiples países requieren un

marco en que todas las partes puedan confiar, es decir, importadores, consumidores e inversionistas

(Morita, 2000). Se supone que estos factores influyen en las relaciones internacionales al interior de

las macro-regiones y los mecanismos de integración ya existentes o en desarrollo, tanto en Europa

como en las Américas.

El contexto internacional y la gobernanza cambiante del petróleo y del gas

Antes de referirnos a nuestros estudios de caso es importante enfocar las estructuras de go-

bernanza cambiantes en las relaciones energéticas internacionales. La exploración y explotación de

energía es una historia de conflictos permanentes, también entre consumidores y productores; de los

primeros, una lucha por tener acceso favorable (y en lo posible ilimitado) a los recursos; de los últimos,

por el control exclusivo y cercamiento del acceso a los recursos. Mommer (2000 y 2002) desarrolla un

cuadro de tres fases en las que el juego entre las compañías, los consumidores y los países productores

ha cambiado de un período de dominación de las compañías petroleras internacionales (para más

4. En 2005 el transporte de gas realizado por gasoductos era de 532,65 billones de metros cúbicos en comparación con 188,81 billones de metros cúbicos como GNL (BP Statistical Review of World Energy 2005, junio de 2005, p. 29). El trans-porte del GNL sólo es razonable en distancias superiores a 3.000 kilómetros.


4�

detalles véase Yergin, 1991) a una fase en que los países productores asumieron un papel más activo

(reflejado en la fundación de la OPEP) y una política reactiva de los países consumidores en función del

aseguramiento de sus suministros energéticos (reflejada en la creación de la Agencia Internacional de

Energía). Esta segunda fase cobró forma con la crisis de precios del petróleo en los años de la década

de los setenta. En la segunda mitad del siglo pasado, los países exportadores de petróleo reclamaron

sus derechos soberanos, una vez que las compañías petroleras internacionales perdieron su anterior

posición estratégica y central en los procesos de descolonización, construcción nacional y nacionaliza-

ción de las industrias petroleras que comenzaron en América Latina y el mundo árabe. La OPEP recla-

mó la “soberanía permanente sobre los recursos naturales” (Mommer, 2000, p. 15). En consecuencia,

las compañías que exploran y explotan recursos naturales tales como petróleo y gas están sujetas a la

legislación, tributación y jurisdicción nacional soberana. Desde entonces, el status legal y económico

del soberano ha tenido gran influencia en la definición de las reglas del juego.

En los años de la década de los noventa fuimos testigos de una tercera fase en la que las es-

tructuras de gobernanza desarrolladas por los países consumidores lograron significativos avances en

los países productores de energía (hidrocarburos). Esta tercera fase está caracterizada por una serie

de cambios en la economía política internacional del petróleo y del gas. Con la disolución de la Unión

Soviética y del COMECON, las circunstancias del comercio, la inversión y el tránsito de energía en la

región han experimentado cambios fundamentales. Mercados anteriormente cerrados son percibidos

como más accesibles para las llamadas compañías petroleras multinacionales de Occidente. Además

se debilitó la posición estratégica del cartel de la OPEP porque emergieron nuevos productores de pe-

tróleo fuera de su seno, especialmente Rusia. Pero el factor de mayor importancia fue el impacto en

los precios, pues éstos cayeron a sus niveles más bajos. El surgimiento de los productores de energía

pos-soviéticos y la caída de los precios en los años noventa influyeron en los modos de gobernanza

pues los paradigmas de la liberalización y privatización se proyectaron hacia el Este y el Sur. Los (en ese

entonces) principales países consumidores de la Unión Europea y Estados Unidos intentaron integrar

o amarrar los países de sus respectivas periferias abundantes en energía en un marco de acuerdos

destinados a asegurar el suministro energético por parte de esos países. El llamado Consenso de Was-

hington que había orientado las reformas económicas en Sudamérica fue proyectado hacia Europa

Oriental, principalmente a través de la condicionalidad de créditos y préstamos. Lo interesante es que

ello también se extendió al sector energético. En los años ochenta hubo procesos de desregulación

y privatización en las industrias energéticas en los mercados de América del Norte, Europa y de la

OCDE. Fueron parte de los cambios económicos neoliberales de la era Reagan-Thatcher en los que se

transformó el papel del Estado en la economía. La idea básica fue extender los mercados energéticos

liberalizados más allá del mundo de la OCDE, con el fin de asegurar el libre tránsito, acceso equitativo

a los mercados y, no por último, las inversiones extranjeras. Los enfoques para alcanzar estos fines

revelaban diferencias significativas entre los países consumidores las cuales se reflejan, además, en

el hecho de que el comercio energético no se ha convertido en un área de negociaciones en el seno

de la OMC (con la excepción de redes de energía eléctrica que conforman un tema marginal en la

agenda). El análisis de esta tercera fase y de los enfoques de los países consumidores para asegurar el

suministro energético de los países productores es el punto de partida del presente estudio.

4�


El único intento para incluir el área energética en las reglas comerciales multilaterales de la OMC

fue el Tratado sobre la Carta de la Energía, un régimen multilateral diseñado como instrumento im-

portante para mejorar la cooperación y gerenciar la interdependencia en el sector energético, ya que

ofrece la base para la creación de un mercado energético internacional abierto bajo los principios del

GATT y de la OMC. El Tratado sobre la Carta de la Energía puede interpretarse como afín al espíritu

del multilateralismo de la década de los años noventa, luego de la desaparición del mundo bipolar

que adoptó la idea (o ideal) de Gorbachev respecto de la Casa Común Europea y la transformó en

la idea de un mercado común europeo de energía. La integración de la Unión Europea, la necesidad

de definir una nueva estructura de gobernanza para el Mercado Único Europeo y las nuevas oportu-

nidades en el Este crearon el clima en el cual surgió la idea de un mercado energético integrado del

Este al Oeste. En las Américas, Estados Unidos aplicó, ante todo, un enfoque bilateral para asegurar el

tránsito y la inversión en los países productores de energía, siguiendo el ejemplo de las negociaciones

sobre el Área de Libre Comercio de las Américas y del bilateralismo que también caracteriza el diálogo

energético estadounidense-ruso. La diferencia entre la Unión Europea y Estados Unidos apunta a las

divergencias de los enfoques y las pistas de desarrollo del comercio energético.

Estructuras y modos de gobernar el comercio energético: “Mercados e instituciones” y “Regiones e imperios”

En el “Study on Energy Supply Security and Geopolitics” (Clingendael Internacional Energy

Programme, 2004) se sostiene que coexisten dos enfoques y pistas de desarrollo diferentes, e inclu-

so competidores, para gobernar las relaciones energéticas internacionales: el primero denominado

“mercados e instituciones” y el segundo basado en “regiones e imperios”. La economía política inter-

nacional del petróleo y el gas se encuentra en un punto de inflexión decisivo de estas dos tendencias

o líneas argumentativas. Usaré esta dicotomía de dos enfoques en competencia y algo contradictorios

con la finalidad de desarrollar y modificar este esquema analítico desde la perspectiva de la integra-

ción regional.

La cuestión crucial respecto de una gobernanza (multilateral) es si las relaciones energéticas

son percibidas y definidas como generadoras de problemas de interdependencia y acción colectiva

que exigen una gerencia cooperativa multilateral y pueden funcionar como estímulo de la integración

regional. En las palabras del ya mencionado estudio: “En la línea argumentativa de ‘Mercados e ins-

tituciones‘ se asume la continuación e intensificación de la actual internacionalización de mercados

(globalización) y una sostenida cooperación al interior de las instituciones políticas y económicas in-

ternacionales que conduce a la evolución paulatina del sistema multilateral que dirige las relaciones

internacionales. En cambio, en la línea argumentativa de ‘Regiones e imperios‘, el mundo se divide en

bloques políticos más o menos integrados con regiones satélite, los cuales compiten por mercados y

recursos con otros bloques” (Clingendael Internacional Energy Programme, 2004, p. 23).

La primera línea argumentativa se refiere a un enfoque en el que se gerencia la interdepen-

dencia de acuerdo a reglas aplicadas en forma anónima y equitativa, así como el acceso a recursos

moderado por mecanismos de mercado y con una fuerte participación de compañías privadas. La otra


4�

línea argumentativa se refiere a un enfoque geopolítico para asegurar el acceso exclusivo a recursos,

principalmente por medios políticos y militares. La primera vía refleja la concepción de desarrollo de

Keohane (2002, pp. 1-24): “de la interdependencia a la globalización” y “de las instituciones a la

gobernanza”5. La segunda línea pertenece al concepto de “competencia por el poder neo-realista

y centrada en la seguridad del Estado” y como lucha por esferas de influencia (ibídem, p. 85). Por

supuesto que se trata de tipos ideales que aparecen en la realidad con diferencias graduales. Sin em-

bargo, existen tres diferencias determinantes. La primera tiene que ver con la relación específica entre

Estado y mercado y el grado en que “el Estado o el mercado es visto como instrumento principal de

coordinación del comportamiento de la industria y del Estado” en lo que se refiere a la gerencia de

la seguridad de la oferta y demanda energética. Esta cuestión está estrechamente relacionada con

la economía política internacional como tal. La segunda diferencia se encuentra en el alcance de los

arreglos previstos por estos instrumentos de coordinación. Geográficamente puede variar desde el

sistema global a un bloque regional, un arreglo bilateral o incluso a un Estado singular. En otras pala-

bras, el grado de integración de otros tópicos tales como las políticas ambientales, el Estado de Dere-

cho, las reformas económicas y la liberalización del comercio es crucial para la estructura institucional

de la gobernanza multilateral. En ambas vías de desarrollo, las regiones pueden ser un resultado, pero

la diferencia estriba en el grado de apertura e integración institucional, con sus posibles efectos de

derrame hacia otras áreas de política, en contraste con regiones cerradas, estructuradas por la depen-

dencia y configuradas alrededor de un centro y la periferia.

El emergente mercado interno de la Unión Europea es un claro ejemplo de este enfoque de

mercado e instituciones a nivel regional. Es importante ver que la Unión Europea ha intentado exten-

der este enfoque hacia “el Este” mediante la Carta Europea de la Energía y, posteriormente, al nivel

global mediante el Tratado sobre la Carta de la Energía que entró en vigencia en 1998. Esta forma

de extender el alcance de normas y reglas multilateralmente aplicadas puede ser interpretada como

intento de integrar la macro-región en este régimen particular y crear una comunidad energética al-

rededor de un marco regulatorio en el que pueden confiar todas las partes involucradas. La apertura

del proceso del Tratado para la Carta de la Energía hacia otros países implica un efecto globalizador.

Sin embargo, la efectividad de tal enfoque de “región abierta” depende de su alcance.

El enfoque de mercado e instituciones idealmente reúne a consumidores y productores en un

marco incluyente de reglas de mercado e instituciones legales, con el fin de equilibrar intereses conver-

gentes y divergentes que persisten entre consumidores y productores en los mercados internacionales

de materias primas (véase Mayer, 2006). Como dijimos antes, el comercio energético internacional

requiere una cierta cooperación y diálogo. El enfoque de mercado e instituciones no sólo apunta al

logro de una gerencia cooperativa de la interdependencia, sino que incluye también las estructuras de

precios. En el comercio de materias primas, las estructuras de precios constituyen juegos de motivos

mixtos (ibíd.): hasta cierto punto existe un interés compartido para reducir la alta volatilidad de pre-

cios y mantener una cierta estabilidad de los mismos. Ello es así porque en los mercados de materias

primas, la elasticidad de precios desempeña un papel fundamental dado que la demanda y la oferta

5. El estudio Clingendael arriba citado recuerda la construcción de regímenes de Joseph Nye (Clingendael Internacional Energy Programme, 2004, p. 84).

48


no son muy flexibles en sus reacciones a cambios en los precios, sino que permanecen relativamente

estables en el corto y mediano plazo. Como consecuencia, incluso pequeños cambios en cada lado

han generado cambios significativos de los precios. En el pasado, este hecho fue reforzado por –y/o

resultó en– la creación de dos regímenes o carteles excluyentes (porque están restringidos a sólo un

lado del mercado), a saber: la OPEP y la Agencia Internacional de Energía que reúne a los principales

países consumidores de la OCDE. El hecho de que los precios son muy volátiles y (sobre)reaccionan

ante los cambios en el lado de la demanda o la oferta implica que prácticamente no existe un interés

equilibrado o común de consumidores y productores en los regímenes internacionales. A pesar del he-

cho de que tanto el productor como el consumidor están interesados en la estabilidad de los precios,

sus intereses varían respecto del nivel de los mismos. En consecuencia, el interés en la cooperación y

la construcción de regímenes no es correspondiente, sino más bien asimétrico. El enfoque de merca-

do busca la competencia, transparencia de mercados y un mercado libre a los fines de diversificar los

flujos comerciales y de mantener los precios relativamente bajos, un interés que corresponde princi-

palmente a los consumidores.

Como ya señalamos, este enfoque de la gobernanza del mercado depende de su alcance.

Como explicaré más adelante, la experiencia demuestra que mientras más países productores o con-

sumidores de energía se plieguen a un curso “Estado-céntrico y neo-realista”, más difícil se hará

para los demás países apoyarse en una cooperación multilateral que se fundamenta en instituciones

legales y mecanismos de mercado. Los precios de las fuentes energéticas representan el núcleo de las

(cambiantes) estructuras de gobernanza.

Resumiendo los cambios arriba descritos en la estructura de la gobernanza en esta área política

específica, se debe afirmar que las estructuras de gobernanza han estado permanentemente en flujo

y transformación, impulsadas por una lucha sobre acceso a los recursos, la apropiación de rentas y

precios. Dado que las dos primeras se relacionan con la última respecto del control y la formación

de precios, se puede asumir que el aumento de los precios impacta en la estructura de gobernanza

porque, como afirma Mommer, “en su dimensión estratégica, el juego es sobre precios y sólo tácti-

camente sobre apropiación de rentas” (Mommer, 2000, p. 1). En las páginas siguientes centraremos

nuestra atención en el desarrollo de las estructuras de gobernanza de la energía, específicamente en

las regiones, con el objetivo de analizar el efecto que tal estrategia política ha producido en las rela-

ciones internacionales en general y en la cooperación regional, en particular.

Relaciones energéticas en la Unión Europea y el espacio pos-soviético: ¿pasos hacia una “gobernanza de mercado”?

La desaparición de la Unión Soviética y el fin del mundo bipolar han dado paso a la oportunidad

general de una “gobernanza global” y formas cooperativas de enfrentar en común los problemas glo-

bales tales como el cambio climático y del medio ambiente, como en la Conferencia de Río de 1992,

antecesora de la de Kyoto de 1997.

La Carta Europea de la Energía de 1991, un compromiso político no legalmente vinculante de

cooperación entre Este y Oeste en materia energética, fue propuesta por Ruud Lubbers, a la sazón Pri-


4�

mer Ministro holandés, con motivo del Consejo Europeo celebrado en Dublín en 1990, predecesor del

Tratado sobre la Carta de la Energía. Luego de tres años de negociación, el Tratado sobre la Carta de

la Energía (TCE) fue concluido en diciembre de 1994. Fue el primer acuerdo económico que sumó 52

países firmantes, desde la antigua Unión Soviética, los antiguos Estados de Europa Central y del Este

con economías de planificación central, la Unión Europea y Japón, Australia, Noruega, Turquía y Suiza.

China y Arabia Saudita son importantes observadores. El Tratado sobre la Carta de la Energía entró

en vigencia como vinculante y efectivo bajo derecho público internacional el 16 de abril de 1998. Es

importante destacar que el Tratado fue respaldado por la Unión Europea y sus Estados miembros, pero

no es una institución de la Unión Europea porque fue diseñado para la macro-región abierta. Este ex-

haustivo tratado multilateral cubre todas las áreas importantes de la cooperación energética tales como

el comercio, la inversión, el tránsito, arreglo de controversias y también la eficiencia energética. Así, el

Tratado sobre la Carta de Energía representa una forma de gobernanza multilateral diseñada para pro-

mover la apertura de los mercados energéticos mediante reglas no discriminatorias sobre inversiones y

tránsito. A pesar de que el Tratado sobre la Carta de la Energía promueve estos objetivos respetando

los principios de soberanía sobre los recursos naturales y del desarrollo sustentable (The Energy Charter

Treaty, en: www.encharter.org, p. 7), las reglas favorecen la competencia y la transparencia de merca-

dos, por lo que pueden interpretarse como componente importante para facilitar la diversificación de

la oferta energética y una mayor participación de compañías extranjeras en la producción y el comercio

de energía. Más competencia en el lado de la oferta y el surgimiento de nuevos actores (privados) en

el sector contribuiría también a estabilizar los precios en niveles razonables.

Como régimen multilateral más significativo, el Tratado sobre la Carta de la Energía consta,

como cualquier régimen, de principios acordados, normas, reglas, procedimientos de toma de de-

cisiones y programas que regulan las interacciones de los actores en las diferentes áreas específicas

(Young, 2000, p. 5). El Tratado sobre la Carta de la Energía pretende crear un mercado regional abier-

to basado en transacciones de mercado e instituciones legales y de mercado, introduciendo las reglas

de la OMC en el ámbito del comercio energético. El proceso del Tratado sobre la Carta de la Energía

se orienta claramente hacia efectos globalizadores.

Sin embargo, tales regímenes alteran la distribución general del poder entre los actores prin-

cipales al establecer nuevas prácticas sociales que operan de manera diferente. Esta es la razón por

la que el Tratado sobre la Carta de la Energía no ha funcionado como se esperaba. Se han discutido

varios aspectos que explican por qué algunos de los países se resisten a ratificar el Tratado6. Estados

Unidos, parte de la Carta Europea de la Energía, no firmó el Tratado porque temía consecuencias

negativas para sus convenios de inversión bilaterales7 y, al mismo tiempo, la firma coincidió con un

rechazo generalizado de convenios multilaterales en Estados Unidos. Además, dos de los proveedores

6. El Tratado sobre la Carta de la Energía prevé el tratamiento nacional de la inversión extranjera, un procedimiento de arre-glo de controversias que otorga a los inversores extranjeros, pero no a los nacionales, acceso al arbitraje internacional contra los gobiernos y derechos de exigir el apoyo gubernamental para el establecimiento de sistemas de transporte competidores (Mitchell, 2001, p. 118).

7. The Energy Charter Treaty. International Arbitration Law Review in 1998, version en línea.

�0


energéticos más importantes de la Unión Europea, a saber: Rusia y Noruega, aún no han ratificado el

Tratado sobre la Carta de la Energía.

La Duma rusa debatió sobre la ratificación del Tratado en varias oportunidades desde la presi-

dencia de Yeltsin. El principal obstáculo para la plena aplicación es el Protocolo sobre Tránsito, una

de las partes centrales del Tratado. La ratificación simplemente no responde al interés de Rusia. La

política rusa coincidió con la estrategia de Gazprom, monopolista ruso de gas natural y operador de

la red de gasoductos rusos. El Tratado obligaría a Rusia a implantar los principios de la libertad de

tránsito sin distingo del origen, destino o propietario de la energía y de la formación de precios no

discriminatorios. Pero Rusia ocupa una posición muy favorable en materia del tránsito de energía, a

pesar de su dependencia como comprador neto de derechos de tránsito respecto de los países vecinos

tales como Bielorusia, Ucrania, Polonia y República Checa. Además, Rusia ha anticipado la lucha de

los Estados de Asia Central por participar en el mercado de gas europeo, que todos son miembros

del Tratado sobre la Carta de la Energía. Sin embargo, los productores de Asia Central dependen de

la infraestructura de Gazprom para vender su gas en los mercados europeos. De manera que Rusia

y Gazprom, su monopolista del gas, no sólo ocupan una importante posición como exportadores de

gas, sino también como país de tránsito. Los productores de gas de Asia Central están conectados,

en forma dependiente, con la red de gasoductos de Rusia. Hasta la fecha no existen rutas alternas de

gasoductos para exportar el gas a Europa evitando el paso por Rusia. Esta dependencia es reforzada

por el hecho de que Rusia no depende de importaciones de gas de Asia Central, cuya producción

combinada alcanza alrededor del 15% de la producción rusa (Rontoyanni, 2003). Sin embargo, por

el momento la vía rusa es la única forma de vender gas a la Unión Europea para los productores de

Asia Central. De hecho, Gazprom vendía a precios bajos gas centroasiático a consumidores rusos y

de la extinta Unión Soviética, al tiempo que exportaba sus excedentes así liberados a los mercados

europeos cobrando precios más altos y ganando elevados beneficios extraordinarios. El gas de Asia

Central es usado para destinar mayores cantidades de gas ruso a la exportación a Turquía, a través del

gasoducto Chorro Azul en el lecho del Mar Negro que fue inaugurado en diciembre de 2002. A fin

de conservar este favorable statu quo, Putin propuso en 2002 la creación de una alianza euroasiática

de los productores de gas pos-soviéticos. Esta llamada “OPEP del Gas” se hizo realidad, gracias a la

buena posición negociadora de Rusia, con la conclusión de tratados bilaterales entre Rusia y Kazajstán

y Rusia y Turkmenistán. El gas barato de Turkmenistán fue aprovechado también para resolver la crisis

de gas entre Rusia y Ucrania en enero de 2006.

Como consecuencia de lo anterior, el enfoque de “región abierta” del Tratado sobre la Carta

de la Energía que la Unión Europea y sus países miembros habían promovido en los años noventa,

perdió importancia en las políticas energéticas de la macro-región, no sólo por el protagonismo de

las negociaciones bilaterales sino también por la emergencia de una región más cerrada alrededor de

la Federación Rusa como principal “comerciante” del gas ruso y centroasiático. En este contexto es

necesario abordar los efectos del desarrollo del “mercado” energético sobre las relaciones internacio-

nales en la macro-región y sobre la integración regional.


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La Unión Europea, Rusia y la macro-región: prevalece el bilateralismo

Para abordar los impactos que el comercio energético ha generado sobre las relaciones interna-

cionales en los últimos 15 años, es necesario enfocar la cooperación entre la Unión Europea y Rusia y

su vecindario común, que determina la estructura y los patrones de las relaciones internacionales en

la macro-región europea.

El comercio energético ha subido en la agenda de las relaciones entre la Unión Europea y Rusia.

Respecto de las relaciones euro-rusas, los años 2000 y 2001 no sólo abrieron una nueva ventana de

oportunidades para un arreglo y acercamiento entre ambas partes, sino que también fueron el punto

de partida del diálogo energético bilateral entre Europa y Rusia que, más tarde, sería desarrollado como

un modelo exclusivamente europeo para asegurar el suministro energético desde Rusia. Naturalmente

este diálogo se hizo “necesario” porque el Tratado sobre la Carta de la Energía no funcionaba como

se había esperado. Sin embargo, el diálogo se ha definido, cada vez más, como modelo exclusivo de

Europa para asegurar los suministros energéticos rusos, sustituyendo el modelo multilateral previsto

en el Tratado sobre la Carta de la Energía. Lo que también se hizo evidente es que la intensificación

de los vínculos económicos implicó el desacoplamiento de la condicionalidad política y la cooperación

económica (Romanova, 2003 y 2005). La Unión Europea ha buscado promover pragmáticamente la

cooperación económica con Rusia sin aferrarse demasiado a la condicionalidad política. El comercio

energético es el factor impulsor detrás de esto (para más detalles, véase Westphal, 2005). Luego de

dos años de negociaciones intensas, la Unión Europea y Rusia firmaron los cuatro espacios comunes

en mayo de 20058. Sin embargo, desde entonces se evidencia una reforzada tendencia al bilateralismo

que coincidió con el descenso de los enfoques multilaterales (tanto en el seno del proceso del Tratado

sobre la Carta de la Energía como al interior de la Unión Europea misma). La no ratificación del Tratado

sobre la Carta de la Energía por parte de Rusia demuestra el “fracaso” de un enfoque multilateral

para gerenciar la interdependencia en las relaciones energéticas internacionales que coincide con

–y es apuntalada por– una reforzada posición de poder que permite a Rusia diseñar las relaciones

energéticas internacionales de acuerdo a sus intereses particulares.

En 2004 se amplió la Unión Europea, lo cual aumentó la dependencia del suministro energéti-

co de Rusia porque los países bálticos y los nuevos miembros de Europa del Este dependían, en alto

grado, del suministro de gas ruso. Su dependencia oscila entre 70% y 100%. Las negociaciones entre

Rusia y la Unión Europea con el objeto de extender el Acuerdo de Asociación y Cooperación hacia

los nuevos Estados miembros fueron duras, pero se realizó un trato en paquete vinculándolas con las

negociaciones sobre un protocolo de acceso de Rusia a la OMC. En el marco de esas negociaciones,

la Unión Europea planteó el tema crucial de la aplicación de las normas internacionales de la OMC, la

apertura de los mercados rusos y su liberalización, centrada en el sector energético y los precios del

gas, todavía regulados. Los principales problemas en el sector energético tales como el monopolio de

Gazprom, el acceso equitativo a los mercados rusos y el futuro del Tratado sobre la Carta de la Energía

no fueron ni siquiera puntos serios en la agenda.

8. EC, Communication from the Commission to the Council and the European Parliament on relations with Russia, COM (2004) 106, 09/02/04, p. 1.

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El creciente poder de Rusia para determinar el resultado de las negociaciones se refleja también

en el diálogo energético entre la Unión Europea (Comisión Europea) y Rusia. La parte rusa defiende

varios intereses en este diálogo, ante todo el de conservar y asegurar su posición estratégica como

principal proveedor energético de la Unión Europea. En función de este objetivo, Rusia presiona a la

Unión Europea para que extienda la aceptación de contratos de largo plazo, a pesar de que ello aten-

ta contra la liberalización del mercado de gas europeo. La Unión Europea tiene el objetivo de avanzar

en la liberalización de los mercados, por ejemplo mediante el reforzamiento de la posición de los

llamados “mercados spot” de gas. Debido a las características estructurales de la infraestructura del

gas y las inmensas inversiones que requieren los gasoductos, la Unión Europea terminó aceptando los

argumentos rusos9. A cambio, Rusia tuvo que flexibilizar su posición respecto de la cláusula de destino

que, originalmente, había estado vinculada con los contratos de largo plazo con el objeto de prede-

terminar el destino del gas vendido a la Unión Europea y evitar su reventa en el mercado europeo.

Rusia presionó a la Unión Europea para que abandonara cualquier plan de limitar a 30% del consumo

las importaciones a la Unión o a alguno de sus países miembros, provenientes de algún proveedor

no europeo10. Además, Rusia tiene interés en tecnologías avanzadas y financiamiento. En síntesis, el

diálogo energético entre la Unión Europea y Rusia ha sido usado exitosamente por Rusia para “mo-

nopolizar” su posición como suplidor estratégico de energía, ya que la Unión Europea sacrificó dos

importantes principios de diversificación, aceptando la exigencia rusa de mantener los contratos a

largo plazo y abstenerse de imponer restricciones cuantitativas a las importaciones de combustibles

fósiles. Esto fue posteriormente extendido a los nuevos Estados miembros a través de la Declaración

Conjunta sobre la ampliación de la Unión Europea11.

Sin duda, el Diálogo Energético entre la Unión Europea y Rusia ha sido importante para ge-

renciar el comercio energético y abordar las diferentes dimensiones relacionadas con el mismo. Sin

embargo, los resultados son más de carácter táctico, referidos a problemas del día a día, y menos de

alcance estratégico, referidos a la construcción de un espacio energético. En algunos aspectos tales

como la armonización y transparencia de los mercados, las estrategias divergen. La relación está car-

gada de diferencias acerca de normas legales y principios ordenadores. Además, su mismo inicio es-

tuvo marcado por la estrechez de miras. El diálogo energético se lleva a cabo bilateralmente, limitado

a la Unión Europea y Rusia, excluyéndose a los Estados productores de energía de la región del Mar

Caspio y Asia Central. Otros países que geográfica y físicamente forman parte del mercado no están

incluidos (ante todo los países de tránsito). Además, el diálogo fue interpretado como vehículo para

contrarrestar los planes de Estados Unidos de incrementar sus importaciones energéticas de Rusia.

Esto cobra aún mayor importancia ante el hecho de que un intento de incluir a estos países fracasó

debido principalmente a la posición rusa, a saber, el Tratado sobre la Carta de la Energía.

Este breve resumen revela que Rusia como país productor ha determinado la agenda de manera

significativa, en pro de tratos bilaterales, particulares y excluyentes. Ello limita la aplicación de reglas

9. EU-Russia Energy Dialogue, Second Progress Report, Bruselas/Moscú, mayo de 2002, p. 2.

10. EU-Russian Energy Dialogue, Third Progress Report, Bruselas/Moscú, noviembre de 2002, p. 2.

11. EU-Russia Energy Dialogue, Fifth Progress Report, Bruselas/Moscú, noviembre de 2004, p. 2.


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multilaterales que, al comienzo, eran preferidas por los Estados miembros de la Unión Europea y, en

consecuencia, limitó el enfoque de “mercados e instituciones” para la creación de un mercado regio-

nal de energía abierto. El diálogo euro-ruso no sólo se limita a estas dos partes sino que, además, está

en manos de la Comisión Europea, sin participación explícita de los Estados miembros. El predominio

del enfoque bilateral coincidió e incluso promovió un enfoque geoestratégico de corte Estado-cén-

trico que, a su vez, impactó sobre la Unión Europea ampliada y la macro-región europea que incluye

al vecindario común de la Unión y Rusia. El Gasoducto Nord Stream (el gasoducto por el mar Báltico)

ilustra esto porque refleja la creciente tendencia de proyectos nacionales de los Estados miembros

de la Unión en busca de suministros energéticos seguros. La tendencia hacia políticas nacionales se

refleja también en acciones que cuestionan el principio de la competencia en el mercado interno de

la Unión Europea12. Por supuesto que esto también genera efectos en el mercado interno de la Unión

porque las acciones nacionales en busca de seguridad energética al interior de la Unión Europea de-

bilitan los esfuerzos por profundizar la integración en un área política tan vital (Westphal, 2007)13. Lo

anterior es aún más evidente en un momento en el que se requeriría una acción concertada, como lo

demuestra la crisis de gas entre Rusia y Ucrania14. Como se sostuvo antes, mientras más países tomen

acciones Estado-céntricas, más difícil se hace imponer estrategias multilaterales. Es interesante notar

que ello no se aplica únicamente a los enfoques multilaterales que reúnen a proveedores y consumi-

dores, sino también a los enfoques multilaterales al interior de la Unión Europea.

El proyecto Nord Stream (el gasoducto por el mar Báltico) fue impulsado por Putin y Schroeder,

además de tener el respaldo de Gazprom y las compañías alemanas BASF Wintershall y E.ON Ruhrgas.

Sin duda, el proyecto contribuye a la seguridad energética de Alemania y otros Estados miembros

del occidente de la Unión Europea porque una infraestructura de estas dimensiones representa una

garantía de suministro en el futuro, principalmente debido a la necesidad de amortizar la inmensa in-

versión que requiere. Sin embargo, este proyecto ensanchó la brecha en el sector energético entre los

nuevos y antiguos países miembros. Una acción de corte más multilateral hubiese tenido en cuenta

los intereses y temores de los nuevos miembros de la Unión Europea. Como se explicó antes, el pro-

yecto Nord Stream causó preocupación en estos países, no sólo por el temor de perder los derechos

de tránsito, sino también respecto de una significativa reducción anticipada de su seguridad energéti-

ca. Aunque el proyecto Nord Stream tiene una dimensión multilateral en Europa Occidental y refuerza

también la posición de Alemania como portal de entrada al mercado de la Unión, los nuevos Estados

miembros lo perciben como factor de división de los mercados de la Unión Europea. Algunos diarios

polacos incluso compararon el pacto entre Schroeder y Putin con el Pacto entre Ribbentrop y Molotov

(Pinski, 2005). Aun cuando ello es exagerado, los países de tránsito de Europa Oriental enfrentan, de

12. Ejemplos por excelencia de ello son el intento de E.On para adquirir la española ENDESA o la disputa política que estalló entre Francia e Italia en torno a la fusión de Gas de France con Suez.

13. La historia del capítulo sobre energía en la Constitución Europea representa otro caso ejemplar porque es el primer in-tento de incluir un capítulo sobre energía en un Tratado de la Unión Europea; véase Westphal, 2004, pp. 39-54.

14. En las postrimerías de la crisis de gas ruso-ucraniana, los Estados miembros de la Unión Europea colocaron la seguridad energética en la agenda común porque esta disputa reveló que los Estados miembros no fueron capaces de asumir una posición común. Además, la disputa y los posteriores recortes del suministro de gas a Europa demostraron la vulnerabilidad de Europa a recortes de suministro por parte de Rusia.

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hecho, una pérdida en su posición de países de tránsito que era su principal carta en las negociacio-

nes sobre precios y, en segundo lugar, un seguro contra la excesiva vulnerabilidad a los mercados de

destino del gas. Países del este de Europa, sobre todo Polonia y los Estados bálticos, pero también

Ucrania y Bielorusia, afrontan el debilitamiento de su posición. En todo caso, para diversificar sus im-

portaciones energéticas de Rusia tendrían que contar con gas transportado a través –o proveniente

de– Europa Occidental y Alemania. Sumando este componente a la política alemana podría haber

calmado sus protestas. El imperativo de multilateralización apunta a la segunda dimensión problemá-

tica del Nord Stream. Para Gazprom, este proyecto es prioritario debido a los problemas relacionados

con las principales rutas de tránsito a través de Ucrania. El Nord Stream ayudará a Gazprom a reducir

significativamente su dependencia de las rutas tradicionales que cruzan Ucrania, Bielorusia y Polonia.

Además, el gasoducto representa una excelente carta porque permitirá a Gazprom aumentar la pre-

sión sobre los países de tránsito, no sólo respecto de los derechos de tránsito sino también respecto

de los precios del gas, al tiempo que restará poder a los países de tránsito dada su dependencia de la

energía rusa. Otro temor que surge en los países de tránsito es que el volumen de gas transportado a

través del sistema troncal alterno será reducido en el futuro para favorecer la exportación de una pro-

porción mayor a través del Nord Stream. Por estas razones, perciben el Nord Stream como amenaza

a su seguridad energética y la estabilidad de los precios.

En síntesis, el proyecto del Gasoducto Nord Stream es un proyecto bilateral entre Alemania y

Rusia –las empresas BASF Wintershall, E.ON y Gazprom– que ensancha la brecha dentro de la Unión

Europea y su vecindario en el Este. El proyecto y, más generalmente, la tendencia que representa –una

creciente acción nacional y, por consiguiente, bilateral en el marco internacional– tiene un impacto

excluyente sobre el mercado de gas de la Unión Europea ampliada, Europa del Este, Rusia y Asia Cen-

tral. A mayor demanda de la Unión Europea (occidental) y mayor proporción de gas requerido para

satisfacer esa demanda, mayor presión en Rusia para comprar gas de Asia Central a fin de liberar gas

ruso para la exportación. Es así como la dependencia estructural se hace cada vez más efectiva en su

tendencia de configurar las relaciones energéticas en torno a “imperios energéticos” (Hill, 2004).

Conclusiones:La energía y su impacto sobre las relaciones internacionales en la macro-región euro-rusa

Con base en el presente análisis es posible extraer algunas conclusiones preliminares respecto

de la macro-región euro-rusa. Desde el año 2000, la balanza de poder se ha inclinado en perjuicio

de la Unión Europea como mayor consumidor y a favor de Rusia como principal productor de petró-

leo y gas en la región. Este cambio determina las estructuras de gobernanza en la economía política

internacional de petróleo y gas, en el sentido de que el intento multilateral inicial de gobernanza del

mercado ha sido sustituido por estrategias nacionales particulares de países miembros de la Unión

Europea. Los Estados miembros respondieron de este modo al Enfoque estado-céntrico de Rusia y

terminaron adoptándolo. Ello se refleja en la historia de la no ratificación del Tratado sobre la Carta de

la Energía por parte de Rusia y el posterior Diálogo Energético Euro-Ruso, la cual representa un ejem-

plo del crecimiento de la capacidad de maniobra de Rusia que le permitió abstenerse de participar en


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acuerdos multilaterales. En el marco del Diálogo Energético Euro-Ruso, los temas coyunturales han

prevalecido sobre las reglas y regulaciones generales (excepto el Protocolo de Kyoto).

El caso ruso evidencia que el control de hidrocarburos es una carta estratégica de los países

productores, estrechamente relacionado con la soberanía, el derecho y la autoridad de establecer las

reglas para la exploración y explotación de recursos energéticos al interior de un territorio. Además, el

control de recursos está estrechamente relacionado con la sustancia real de la “estadidad”, la capa-

cidad de acción real y del poder de un Estado. Ello ya fue visible y efectivo en el gobierno de Yeltsin.

Desde la primera administración de Putin –año 2000– las relaciones energéticas han experimentado

un cambio hacia un enfoque neo-realista y Estado-céntrico hacia el aseguramiento del comercio

energético. Este cambio se correspondió con la resistencia de Rusia de aceptar reglas internacionales

vinculantes y de liberalizar su mercado energético, especialmente su red de oleoductos y gasoductos,

actitud que se manifestó en la no ratificación del Tratado sobre la Carta de la Energía. El enfoque

Estado-céntrico se reflejó, ante todo, en la mayor intervención del Estado en el sector energético, di-

ferente en su dimensión de política exterior de la era de Yeltsin, cuando las empresas energéticas ope-

raban, a veces, como agencias de la política exterior rusa (Saivets, 2003) en la región del Mar Caspio

o usaban A las autoridades estatales para perseguir sus fines particulares. En el área de las relaciones

internacionales, las decisiones en la política energética de Putin (y también su respaldo de Gazprom

en la disputa energética con Ucrania) revelan, en gran medida, la economización de las políticas rusas,

la cual obedece a la razón de mantener una posición monopolista (de tránsito) en el lado de la oferta,

al tiempo que se estimula la competencia en el lado de la demanda. Esto no sólo es visible en la po-

lítica rusa frente a los países del Mar Caspio sino también en la búsqueda de una alianza estratégica

con Argelia, el otro gran proveedor del mercado europeo (Aris, 2006, p. 2). Tal estrategia basada en

una razón económica está estrechamente relacionada con el control (in)directo de los precios. Como

se afirmó antes, los precios conforman el núcleo de las estructuras de gobernanza.

En la presidencia de Putin, Rusia ha seguido una estrategia de diversificación de su suministro

energético y celebrado una serie de contratos bilaterales con los principales países consumidores. El

alto nivel de los precios, la creciente demanda y la ubicación geográfica de los recursos energéticos

facilitan el uso del comercio energético con fines políticos, para configurar los resultados de las rela-

ciones internacionales en beneficio propio. En el escenario internacional Rusia confía, cada vez más,

en su riqueza de recursos naturales y abundancia energética. Cuando asumió la presidencia del G-8

en enero de 2006, Rusia elevó la seguridad energética global a la máxima prioridad en su agenda y

anunció también su disposición de mediar entre los países productores (fundamentalmente la OPEP) y

los países consumidores. Ello representa un cambio evidente hacia una diplomacia energética que se

instrumentaliza también para otros fines de política exterior tales como la recuperación de una posi-

ción política internacional bajo el paradigma de la multipolaridad y el equilibrio de poder.

Existen numerosos indicios de una dimensión doméstica de fondo. Aunque en la era de Yeltsin

tampoco hubo disposición de romper el monopolio de Gazprom: el gobierno de Putin ha reforzado

significativamente sus vínculos con la empresa. En los últimos cinco años, Putin consolidó y centralizó

el poder político y económico en sus manos. En el sector energético hay muchos indicios de ello, tales

como el incremento de la participación del Estado en Gazprom –de 38% a más de 50% mediante

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la incorporación de Sibneft– o el hecho de que Rosneft, la compañía petrolera del Estado, comprara

la principal filial productora de Yukos, a saber, Yuganskneftgaz, o el desmembramiento de la misma

Yukos. Otro indicio de la intensificación de la influencia estatal es la estrategia energética rusa de

2003. En algunos casos, se revisó la inversión y actividad extranjeras, y la ley de recursos naturales

también aleja a los inversores extranjeros de las llamadas áreas estratégicas de producción (Kuznir y

Pleines, 2004).

Esta estrategia refleja el enfoque Estado-céntrico perseguido por la mayoría de los países pro-

ductores de petróleo y gas que poseen industrias energéticas controladas por el Estado. Aprovechan-

do la creciente competencia entre los países consumidores de energía que se centran todos en Rusia

como principal país productor fuera de la OPEP, Putin está consolidando consecuentemente su “con-

trol” de los activos más importantes de la industria del petróleo y del gas. Además, la estrategia de

Putin refleja la voluntad de controlar los precios. Las políticas energéticas no-transparentes y la crea-

ción de grandes compañías estatales y monopolios de transporte refuerzan esta presunción. La falta

de transparencia y competencia en el mercado ruso tiene, lógicamente, efectos significativos sobre el

sistema de precios en los mercados internacionales. La disputa sobre gas con Ucrania fue sobre pre-

cios y derechos de tránsito. Los intentos rusos de controlar las rutas de tránsito están estrechamente

vinculados con el tema de los precios. Ahora bien, se trata de un forcejeo táctico sobre rentas puesto

que Putin consolida el control estatal de la industria energética en un momento de crecientes ingresos

provenientes de los hidrocarburos. En consecuencia, el sector energético contribuía de manera signi-

ficativa al presupuesto del Estado y la creciente contribución incentivaba aún más las acciones para

asegurar esas rentas. Los elevados ingresos estimulan la administración Putin a cimentar su control

sobre los mismos. Además, la administración Putin está muy consciente de la importancia estratégica

de sus reservas de hidrocarburos. Por consiguiente, Rusia ha diversificado sus exportaciones con el

fin de reducir el peso de la Unión Europea como comprador de energía rusa, por una parte, y por la

otra se ha promocionado como potencia indispensable en las relaciones energéticas internacionales

e interlocutor entre países productores y consumidores de energía. La iniciativa del G-8 de colocar la

seguridad energética en el tope de la agenda no es sino sólo un indicio de este enfoque político.

En síntesis, el análisis revela un claro cambio de poder desde los países consumidores de la Unión

Europea hacia el principal país productor y de tránsito que es Rusia que, a su vez, logró mantener su

posición de monopolista en el Este como mayor proveedor de la Unión Europea. Rusia ha anulado los

esfuerzos de la Unión Europea por crear un mercado más competitivo de energía e inversiones en el

sector, imponiéndole serias limitaciones para diversificar sus suministros de la región de Asia Central

y del Caspio. El Estado ruso y el monopolio Gazprom persiguen una estrategia informada por una

clara y prudente lógica económica: diversificar sus vínculos en el lado de la demanda (aumentando el

comercio con Estados Unidos, Japón y China) y mantener, al mismo tiempo, una posición de mono-

polista en el lado de la oferta. El hecho de que esta estrategia económica haya coincidido, en muchos

aspectos, con su política exterior hacia sus vecinos es evidente. Sin embargo, el interés geopolítico no

fue la única y mayor fuerza motriz de esta política. He aquí un hecho que debe ser tomado en cuenta

en la cooperación internacional, especialmente respecto de las estrategias conjuntas hacia la vecindad

compartida. Aun así, el resultado de esta política rusa representa un cambio geopolítico y estratégico


��

que le da la espalda a iniciativas de gobernanza multilateral del comercio energético, lo cual tiene

claras implicaciones para la cooperación multilateral a nivel regional: se imponen el cierre, la exclusión

y el bilateralismo en este importante campo de la política. A este respecto, es muy revelador que la

Unión Europea está modificando su estrategia, que se evidencia en un cambio hacia un mercado re-

gional que reúne un potencial significativo en el mercado global y que está basado en una solidaridad

interna y reglas comunes. Por primera vez la Unión Europea enfatizó el carácter geopolítico del merca-

do de energía y aunque el cambio es gradual significa un alejamiento del multilateralismo abierto15.

Las relaciones energéticas como factor de cooperación regional e integración en América del Sur

Las relaciones energéticas en las Américas representan un caso de estudio interesante debido al

impacto evidente que el comercio energético ha tenido en la cooperación e integración regional. Los

ejemplos de ello abundan, pero antes de analizar el Mercosur en profundidad es importante mencio-

nar que el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), que entró en vigencia en 1994,

abarca a Estados Unidos y dos de sus principales suplidores energéticos, a saber, Canadá y México.

Además, el Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA) se presentó conjuntamente con la llamada

Iniciativa Hemisférica de la Energía que intensificaría la cooperación en el campo energético. Por últi-

mo, no por ello menos importante, México inició el Plan Puebla Panamá que incluye también la inte-

gración energética del istmo centroamericano en el sector eléctrico y, últimamente, otros aspectos.

En las Américas, al igual que en la macro-región euro-rusa, el comercio energético tiene que

organizarse como comercio a través de fronteras y, en consecuencia, requiere algún grado de co-

operación y estructuras de gobernanza. Como se señaló antes, la mayor parte de los hidrocarburos

está ubicada en Venezuela y la región andina, mientras que los principales consumidores están en el

Norte (especialmente Estados Unidos) o en el cono sur (los países del Mercosur). Aunque las reservas

regionales de gas son abundantes, no están localizadas en las cercanías de los potenciales consumi-

dores. Largas distancias y obstáculos geográficos convierten el transporte de gas en un negocio difícil

y costoso (IEA, p. 13). Debido a esta circunstancia, toda decisión acerca de rutas de gasoductos y sus

infraestructuras tiene implicaciones de largo alcance, tanto en términos geográficos como de tiempo.

Una vez tomada, una decisión determina los flujos energéticos por mucho tiempo.

Desde el lanzamiento del Mercosur en 1991, que actualmente comprende Brasil, Argentina,

Paraguay, Uruguay y Venezuela –con Chile, Bolivia y Perú como países asociados– los asuntos ener-

géticos han representado un elemento importante de la cooperación e integración regional. Especial

importancia reviste la cooperación energética entre Brasil y Argentina (Hirst, 1999, p. 43), pues el fac-

tor clave del incremento del intercambio fueron las exportaciones de productos de energía primaria y

electricidad de Argentina a Brasil, ya durante el período 1992 a 1996 (Markwald y Machado, 1999, p.

69). En general, el comercio intra-regional se había incrementado de manera significativa en la segun-

15. Commission of the European Communities, Green Paper on ‘A European Strategy for Sustainable, Competitive and Se-cure Energy’, COM (2006) 105 final, Brussels, 08.03.2006, p. 16/ 18/19 y Commission/ SG/ HR, An External Policy to Serve Europe’s Energy Interests, Paper from Commission/SG/HR for the European Council, S160/06, p. 3.

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da mitad de los años noventa; después descendió en el contexto de la crisis financiera en Asia y Rusia.

Con la llegada de Lula da Silva al poder en Brasil y el desacoplamiento del peso argentino en 2002, el

proceso integracionista experimentó un nuevo impulso. Desde su comienzo mismo, Mercosur ha sido

más un proyecto impulsado por la política que por el mercado (Pohl, 2003, p. 52).

Los principales factores limitantes son los mercados y la infraestructura en el sector energético.

Con la excepción de Argentina, que tiene un mercado de gas maduro, los demás países sudame-

ricanos tienen mercados domésticos de gas limitados. Bolivia y Perú tienen grandes reservas, pero

mercados domésticos pequeños, mientras que en Colombia y Venezuela la producción de gas de-

pende del petróleo debido a sus importantes reservas de gas asociado. Aun así, la demanda anual de

gas de Brasil y Chile ha crecido con porcentajes de dos dígitos, a pesar de que ambos dependen de

importaciones (IEA, South American Gas, p. 14). La liberalización fue el paradigma rector de las refor-

mas económicas iniciadas luego de la década perdida de los años ochenta. Sudamérica experimentó

también presiones de los mercados financieros que resultaron en una ola de desregulación, descon-

centraciones y privatizaciones en los mercados energéticos, especialmente los sectores eléctrico y de

gas aguas abajo (European Commission, 2001, pp. 212-213). Argentina fue el primer país que inició

estas reformas. La inversión extranjera directa (fundamentalmente de Estados Unidos) fue atraída, no

sólo en el sector eléctrico y la industria petroquímica sino también en la industria petrolera y de gas,

siendo las compañías Repsol de España, TotalFinaElf de Francia, British Gas de Inglaterra, BP Amoco

y Shell las más activas.

La apertura de los mercados y la privatización abrieron la puerta para muchos nuevos inver-

sores, entre ellos las grandes compañías energéticas multinacionales. Como destaca la IEA, la gran

inversión de capital extranjero en la exploración y producción en Bolivia generó la septuplicación de

las reservas probadas de gas en sólo cuatro años (IEA, pp. 16 y 125-140). El efecto de la transforma-

ción de mercados y las reformas ha sido muy importante en el sector energético (en el caso del gas,

cf. Miranda Pacheco, 2005). En la mayoría de los países continúan dominando las empresas estatales,

las cuales disfrutan privilegios significativos, aunque algunas reformas legales facilitan el acceso de

actores privados a todos los segmentos o al menos a algunos de ellos. Aguas abajo (transmisión y dis-

tribución), la mayoría de los países ha avanzado en la liberalización, incluso en el sector del gas; aguas

arriba (exploración y producción), los actores privados han estado presentes en asociaciones desde

el comienzo y mediados de los años noventa. El proceso de liberalización de mercados reflejaba la

estrategia de mercados (regionales) en busca de las economías de escala ofrecidas por la integración

regional del Mercosur.

El proceso de la liberalización comercial también facilitó la cooperación energética. Desde la

segunda mitad de la década de los noventa, la producción de gas ha aumentado enormemente. La hi-

droelectricidad alcanza 75% de la generación de la región. Argentina, Brasil, Venezuela, Chile y Ecua-

dor están completando un sistema de transmisión eléctrica unificado (European Commission, 2001,

p. 216). En los años noventa, el uso de gas natural se ha incrementado en más de 80%. Sudamérica

es uno de los mercados de gas de mayor crecimiento en el mundo, cuyo consumo se incrementa

al ritmo de más de 5% anual (Rempel y Babies, 2006, p. 1). La interconexión de las redes de gas y

electricidad ha avanzado. Varios gasoductos conectan Argentina y Bolivia con Uruguay, Brasil y Chile


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desde finales de la década de los noventa (especialmente a partir de 1998). La liberalización otorgó a

Argentina la oportunidad de cubrir la creciente demanda de gas en Brasil, Chile y Uruguay (European

Commission, 2001, p. 215). Argentina y Venezuela son los más importantes productores de gas en

Sudamérica. La expansión de las redes en el sector energético en la segunda mitad de la década de los

noventa contribuyó a un proyecto de integración más impulsado por el mercado y también estimuló

el uso más efectivo de los recursos regionales. El carácter transfronterizo de muchos proyectos exige

cierto grado de cooperación y armonización regional. La explosión de la demanda de gas en Brasil,

en particular, ha impulsado proyectos de infraestructura de gran envergadura. Se prevé un “anillo

energético” (también referido como Red de Gasoductos del Cono Sur) que cuenta con el apoyo del

Banco Interamericano de Desarrollo y del Banco Mundial (cf. Miranda Pacheco, op. cit.). En el caso de

Brasil, el proceso de integración regional consolida su seguridad energética. El comercio energético

también impulsa el proceso de asociación de Chile –pobre en recursos energéticos y que depende del

suministro argentino– y los países ricos en energía como son Bolivia y Perú así como la incorporación

de Venezuela como miembro pleno. La fórmula aceptada para la incorporación al Mercosur de Boli-

via, Chile y Perú como miembros asociados, y de Venezuela como miembro pleno es la del Acuerdo

de Complementación Económica (ACE) o “fórmula cuatro más uno”. En síntesis, al desarrollo del

Mercosur y sus miembros asociados en la década de los noventa siguió, en su proceso de integración,

el modelo de mercado e instituciones. El regionalismo abierto coincidió con intensas negociaciones,

tanto con la Unión Europea (sobre una asociación de amplio alcance) como con Estados Unidos acerca

de la creación del Área de Libre Comercio de la Américas.

El Mercosur reflejó el concepto de “regionalismo abierto” en el que la cooperación regional

era percibida como elemento para la globalización y se creía que el efecto de la negociación colec-

tiva reforzó el peso político de los países miembros en las relaciones internacionales. El objetivo del

“regionalismo abierto” era estimular la competencia en los niveles nacional y regional como paso

hacia la integración en los mercados globales y, por ende, la globalización. Sin embargo, desde el

comienzo de la década de los 2000 han aparecido señales de un “ensimismamiento” y un cambio

hacia la autosuficiencia y el cierre regional reflejadas, por una parte, en el acalorado debate sobre el

“neoliberalismo”, el Área de Libre Comercio de las Américas y la desaceleración de las negociaciones

entre el Mercosur y la Unión Europea. Por la otra parte, la cooperación regional recibió un impulso

aunque, según parece, bajo otros designios.

Hugo Chávez delineó estos designios con sus referencias al Libertador Simón Bolívar. El discurso

dominante de Chávez es la integración política y económica de Sudamérica. Para este fin impulsa

proyectos regionales como instrumentos de control y rechazo de la influencia hegemónica de Esta-

dos Unidos. Uno de esos proyectos es la Comunidad Suramericana de Naciones que fue fundada en

diciembre 2004 y prevé la integración energética del subcontinente. Hay también proyectos ener-

géticos como PetroAmérica y, en términos más concretos, el anuncio de trabajar conjuntamente e

incluso crear grandes empresas energéticas como PetroSur, PetroAndina y PetroCaribe (para más

detalles véase Mayobre, 2005). Tales proyectos, basados en ideologías integracionistas, tienen un

marcado carácter exclusivo y populista. El gran peso del sector energético demuestra que la energía

se ha convertido en elemento y palanca importante de su estrategia. Venezuela usa la cooperación

�0


en el sector del gas para abrir una nueva ventana de estructuración regional. Venezuela salió de la

Comunidad Andina en abril 2006 después de que Perú y Colombia empezaron a negociar tratados

del libre comercio con EEUU. En junio de 2006 ingresó en el Mercosur como miembro pleno. Ante la

agenda populista de Chávez, Kirchner y Lula da Silva fueron en cierta medida receptivos, primero por

su común alejamiento “del neoliberalismo alimentado por Estados Unidos” y, segundo, debido a la

abundancia energética de Venezuela.

En enero de 2006 los presidentes de Brasil, Argentina y Venezuela acordaron iniciar un me-

gaproyecto, el Gran Gasoducto del Sur, que cubriría una distancia de 7 mil kilómetros, enlazando el

subcontinente desde Venezuela hasta Argentina, vía Brasil. El proyecto costaría entre 17 mil y 25 mil

millones de dólares, lo cual carece de racionalidad económica (Rempel y Babies, op. cit., pp. 6-5), pero

obedece a una racionalidad política, a saber, reforzar Sudamérica frente a Estados Unidos y contra-

rrestar las iniciativas hemisféricas dominadas por Estados Unidos. En términos económicos, una red

de terminales de GNL o la exportación de gas venezolano a Estados Unidos serían más razonables.

Sin embargo, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), Petrobrás y empresas asiáticas ya han anunciado

su interés en realizar este proyecto que fue parte importante de un paquete que incluye también la

intensificación de la cooperación en las industrias de defensa (Clarín, 2006). Poco después del anun-

cio del acuerdo sobre el gasoducto, voceros argentinos exigieron la inclusión de Bolivia. Bolivia está

geográficamente más cerca de Argentina, lo cual se interpreta como ventaja para reducir los precios.

Además, Argentina también apoya los cambios políticos que allí se han producido a partir de la llega-

da al poder de Evo Morales en las elecciones presidenciales de 2005 (Alfonsín, 2006). Chávez también

promueve la retórica de la “re-nacionalización de los recursos”, que fue adoptada por movimientos

de izquierda en Bolivia, Perú y Ecuador en sus discursos políticos nacionales.

Las Américas. Perspectivas de la integración regional y hemisférica

Naturalmente, en este trabajo no se sostiene que la energía sea la causa de las reacciones contra

la profundización de la cooperación ni en las Américas ni en la macro-región euro-rusa, sin embargo,

la energía representa un factor importante del cambio en la calidad de las relaciones y genera cierto

margen de maniobra que permite perseguir estrategias más asertivas.

Como ocurre en la Unión Europea, la política energética reviste gran importancia en la política

de Estados Unidos hacia sus vecinos pero con una diferencia cualitativa y es que Estados Unidos adop-

tó un enfoque bilateral en las relaciones con su “patio trasero” desde el comienzo, lo cual le imprimió

más fuerza al calificativo de hegemónica aunque Estados Unidos también persiguió una estrategia de

liberalización, desregulación y privatización en el ámbito energético. Una de las primeras iniciativas

de la administración de George W. Bush al comienzo de 2001 fue el desarrollo de un programa de

política energética nacional, un claro indicio de la prioridad de la política energética y de los vínculos

estrechos de la administración con el sector energético. En consecuencia, el Documento Nacional so-

bre Energía o “Documento Cheney” expresa de manera explícita que la seguridad energética debería

ser prioritaria en la política comercial y exterior (Report of the Energy Policy Development Group,

2001, p. 8).


�1

El Documento Nacional sobre Energía destaca, entre otros, los factores de proximidad regional,

acuerdo de libre comercio, redes integradas de poliductos e inversiones recíprocas en el sector ener-

gético como contribuciones importantes a la seguridad energética e identifica a México, Venezuela y

Colombia como socios prioritarios para la diversificación de los suministros energéticos. La política de

aseguramiento del suministro energético de Estados Unidos se caracteriza por la reducción de riesgos

mediante una elaborada estrategia de diversificación geográfica de las fuentes de energía. En ella se

refleja el hecho de que el petróleo, a pesar de ser un “bien fungible” globalmente comercializado,

sigue rutas de comercialización cuyas variables determinantes de facto son los costos de transporte,

las variaciones en viscosidad, el contenido sulfúrico y otros factores que afectan la refinación de los

crudos para transformarlos en productos útiles (Victor y Victor, 2003, p. 51). Los principales flujos

energéticos hacia Estados Unidos provienen de las Américas, la región del Golfo y África Occidental.

En el hemisferio occidental la estrategia de diversificación se persigue a través de la integración eco-

nómica. Dos de los mayores suplidores, Canadá y México, son también miembros del TLCAN. La ex-

plotación de las arenas bituminosas de Canadá aumentará la seguridad energética. En consecuencia,

se plantea la Iniciativa Energética Hemisférica de las Américas en paralelo al proceso de negociación

del Área de Libre Comercio de las Américas. En contraste con la Unión Europea, Estados Unidos prio-

riza un enfoque bilateral para asegurar el suministro energético desde su tradicional “patio trasero”.

Colombia, la Región Andina y la Amazonia también son vistas como áreas de interés vital, dadas sus

importantes reservas de petróleo y gas. La lucha contra la droga en la región se adelantó en estrecha

relación con el aseguramiento del suministro energético. Cuando el gobierno de Clinton tuvo que

cerrar las bases militares en Panamá en cumplimiento del Acuerdo Torrijos-Carter, reforzó su presencia

y bases militares en Manta (Ecuador), Iquitos (Región Amazónica de Perú) y el Caribe.

Venezuela, el país clave, se percibía como socio colaborador, pues era co-coordinador, junto con

Estados Unidos, de la Iniciativa Energética Hemisférica. En el Documento Nacional sobre Energía, Ve-

nezuela aparece como mercado importante debido al avance hacia la liberalización del sector del gas

natural. Venezuela es el cuarto proveedor de petróleo de Estados Unidos. En la época de la redacción

del Documento Nacional sobre Energía, Venezuela y Estados Unidos estaban también negociando un

Tratado Bilateral de Inversiones (Report of the Energy Policy Development Group, 2001, pp. 8-10). El

deterioro de las relaciones entre Estados Unidos y Venezuela restó impulso a la Iniciativa Energética

Hemisférica. En 1998, Hugo Chávez llegó al poder en Venezuela. Un antes, en 1997, la apertura pe-

trolera en Venezuela y en la empresa petrolera estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) estaba en

su apogeo (Mommer, 2002, p. 221). Hugo Chávez asumió la presidencia de Venezuela en un momen-

to en que los bajos precios del petróleo golpeaban la economía y, desde el comienzo, le dio la espalda

al proceso de liberalización de la industria petrolera venezolana. Venezuela volvió a asumir un papel

más activo en la OPEP (ibíd., pp. 222-223), sin embargo, en ese momento PDVSA estaba todavía

cabildeando ante el gobierno para que negociara un tratado bilateral sobre inversiones con Estados

Unidos. Estos intentos quedaron frenados cuando Chávez logró consolidar su poder en 2002-2003.

La re-concentración en la región sudamericana obedece a motivaciones políticas. Chávez insiste

explícitamente en la profundización de la cooperación sudamericana como instrumento para inde-

pendizarse más de Estados Unidos. De hecho, la Comunidad Andina se encuentra dividida respecto

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de los tratados comerciales con Estados Unidos y su futuro es incierto. Se observa una división entre

los paises que negociaron o están negociando tratados del libre comercio con EEUU y los países que

buscan un camino independiente y autosuficiente que se refleja especialmente en el sector energéti-

co. El incremento del comercio energético al interior del Mercosur de 1992 a 1996 se explica, princi-

palmente, por la desregulación en el sector y la sustitución de combustibles líquidos por gas natural.

Las dos tendencias no solamente incrementaron la proporción de productos energéticos primarios

en el comercio intra-regional sino también en el extra-regional. La principal causa fue la privatización

y desregulación en Argentina, especialmente de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales

(YPF). Como afirman Markwald y Bosco (1999, p. 69), “más que un efecto del Mercosur, el incremen-

to del comercio en productos de energía primaria representó un cambio provocado por el proceso de

reformas estructurales en la economía argentina y el avance a ritmo récord de la producción en el sec-

tor energético argentino”. Cabe destacar que, en la década de los noventa, la construcción de redes

de energía contribuyó a la integración y también a la creación de un mercado abierto y liberalizado.

Como ya fue explicado, luego de la crisis del Mercosur entre 1998 y 2002, la integración re-

cobró su dinámica como proyecto político debido al nuevo énfasis que los presidentes de Argentina

y Brasil, Kirchner y Lula –y también Tabaré Vázquez de Uruguay– pusieron en la integración regional

como alternativa al ALCA que se percibe como proyecto neoliberal. Brasil usaba su fuerte posición,

unida a la nueva alineación política con Argentina, con el fin de promover al Mercosur como contra-

peso, e incluso como contraproyecto al ALCA. Además, el Mercosur recobró su carácter de proyecto

político cuya influencia regional y subcontinental fue reforzada por la nueva izquierda y los gobiernos

izquierdistas (populistas) que prevalecen en el subcontinente. Cierto que grandes diferencias separan

al gobierno de Bachelet en Chile del de Chávez en Venezuela o de Morales en Bolivia, pero lo que los

une, en cierta medida, son sus reservas ante la influencia de Estados Unidos en la región o su rechazo

a ella. El ingreso de Venezuela al Mercosur podría también determinar los procesos integradores al in-

terior de este bloque comercial. En Venezuela, la incorporación en el Mercosur fue interpretada como

el mayor éxito político y diplomático desde el relanzamiento de la OPEP que se dio entre 1999 y 2000.

En Argentina, este acercamiento fue también interpretado como reflejo de la generosidad venezolana

al suministrar gasolina durante la crisis energética argentina de febrero de 2003 (Guerrero, 2004).

No fue una casualidad que los presidentes de Argentina, Brasil y Venezuela se reunieran poco

después de la Cumbre del ALCA en Mar del Plata en noviembre de 2005, la cual terminó sin acuerdo

alguno. El plan de integración hemisférica fue rechazado, una vez más por los países del Mercosur

que dieron pasos para reforzar la cooperación regional sudamericana, por ejemplo, en el marco de

la Comunidad de Naciones de Sudamérica. Lo que se evidencia, cada vez más, es la oposición de los

líderes izquierdistas sudamericanos a la creación del Área de Libre Comercio de las Américas y el deseo

de contrarrestar la influencia de Estados Unidos. Sin embargo, la nueva ola de gobiernos izquierdistas

en Sudamérica está marcada por diferencias significativas entre ellos mismos, sobre todo en lo rela-

cionado con las políticas económicas y domésticas.


�3

Conclusiones: El factor energía en las relaciones internacionales sudamericanas

Lo que falta por ver son los efectos que tendrán proyectos políticos de la envergadura del Gran

Gasoducto del Sur. Mucho depende del tema de la regulación del acceso de terceras partes a la red,

tal como lo ejemplifica el caso ya mencionado de Gazprom y su red de poliductos. Un proyecto de

infraestructura de esta naturaleza puede también tener efectos de cierre.

El nuevo impulso hacia la integración excluyente al interior del Mercosur y más allá del mismo

es estimulado también como alternativa al Área de Libre Comercio de las Américas y al neoliberalismo

que quedó desacreditado a raíz de las crisis latinoamericanas. El neo-populismo podría conducir a

una región más cerrada. El “regionalismo abierto” fue soporte de la integración energética de la dé-

cada de los noventa, alimentada también por la inversión y participación extranjera directa. El sector

energético podría ser usado ahora, en función del cálculo político, como activo y palanca del cierre

regional. Ello apunta a la dimensión doméstica que fue identificada, también, como factor clave de

las relaciones energéticas en la macro-región euro-rusa.

Desde el año 2000, Chávez se opone a Estados Unidos, primero instando a los países de la

OPEP a unirse como contrapeso al poder económico de Estados Unidos y a mantener las cuotas de

producción (Yetiv, 2004, pp. 152-153). Desde entonces Venezuela, quinto productor de petróleo en

el mundo, ha mantenido su firme posición en la OPEP promoviendo cuotas estrictas. De 2002 en

adelante los precios del petróleo comenzaron a subir. Con Alí Rodríguez Araque al frente de PDVSA,

la segunda compañía petrolera estatal del mundo, opositores del presidente Chávez organizaron un

paro petrolero en 2002-2003 que, junto a otros factores tales como el caso YUKOS, resultó en los

aumentos de los precios en los mercados globales, impulsados también por caídas en la producción

de petróleo. Además, muchos gerentes de PDVSA fueron despedidos durante esa crisis política (Kla-

re, 2004, p. 122). Luego Chávez asumió el control total de la empresa y puso a colaboradores leales

al frente. Muchos analistas sostienen que luego de la salida de los gerentes con mayor experiencia

será difícil que Venezuela vuelva a los elevados niveles de producción de la década de los noventa.

Chávez se ha opuesto también a la profundización de la participación norteamericana permitiendo,

en cambio, la entrada de compañías chinas al mercado venezolano (Klare, op. cit., pp. 65, 169 y 171).

Esta estrategia permite diversificar las exportaciones y estimular la competencia entre los países con-

sumidores sobre recursos escasos. Recientemente Chávez intensificó la presión sobre las asociaciones

con compañías extranjeras cuando anunció que la participación de PDVSA en esos negocios no debía

bajar de 60%. Además, los beneficios de las exportaciones energéticas han sido usados como instru-

mento de política exterior y para comprar apoyo16. El ingreso petrolero creció en 32% en el año 2005

(International Herald Tribune, 5 de abril de 2006, p. 2). Los recursos energéticos aportan alrededor

de 50% del presupuesto público; representan un cuarto del producto interno bruto y casi 80% del

16. El comercio energético no siempre funciona de acuerdo a la lógica económica, sino también como herramienta política, por ejemplo el suministro de petróleo a Cuba a cambio de doctores, operaciones de la vista para indios mexicanos, suminis-tros de gasolina a Argentina durante su crisis energética y a sectores pobres en Estados Unidos luego del huracán Katrina.

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ingreso por exportaciones. Tales ingresos se han usado para proyectos sociales de Chávez dirigidos a

los pobres, su electorado tradicional.

Como ya fue mencionado, Chávez inició el discurso de la “re-nacionalización” que fue adopta-

do en Bolivia por Evo Morales, quien ganó las elecciones con la oferta de re-nacionalizar la industria

energética. Es interesante notar que su política afecta, más que nada, a compañías europeas y bra-

sileñas que estuvieron muy activas en el mercado sudamericano a fines de la década de los noventa.

No es casual que la compañía hispano-argentina Repsol YPF redujera sus reservas en libros en 25%

en enero de 2006, fundamentalmente por el cambio político en Bolivia y la problemática situación

en Venezuela y Argentina17. Es necesario tener en cuenta –aunque eso trasciende el alcance de este

trabajo– que el término “re-nacionalización” es sólo una frase hecha que comprende varios fenóme-

nos: desde el aumento de la participación estatal en las empresas, aumento de regalías e impuestos,

reversión de regímenes de concesiones, hasta el aumento de la participación estatal en asociaciones

con compañías extranjeras. La re-nacionalización se presenta con muchas caras diferentes en América

del Sur. Además, la compañía brasileña Petrobrás es una de las empresas afectadas por el despliegue

del ejército boliviano, el 1º de mayo de 2006 con el fin de nacionalizar la industria petrolera y del gas.

Esto podría iniciar la fractura de la alianza de presidentes izquierdistas.

Conclusiones

El análisis comparado de las relaciones energéticas en las Américas y la macro-región europea

permite afirmar lo siguiente:

1. Ha ocurrido un cambio de poder en la economía política internacional del petróleo y del gas, desde

los países consumidores a los países productores. Se supone que esta tendencia ha debilitado el

papel de la Unión Europea y Estados Unidos en las relaciones internacionales y sus posibilidades

de configurarlas de acuerdo a sus fines. La distribución del poder relacional beneficia a los países

productores. A pesar de la interdependencia entre productores y consumidores, todavía existente,

la asimetría se ha movido a favor de los productores. Los altos precios y la competencia en el lado

de la demanda hicieron los consumidores más vulnerables a los cambios en la política de los pro-

ductores. Los productores de energía ganaron poder y están cada vez más dispuestos a hacer uso

del mismo. Las políticas de exportación y de poliductos, es decir, las decisiones sobre las rutas de

poliductos o proyectos de infraestructura se definen de acuerdo a cálculos políticos con el fin de

“forjar alianzas políticas, castigar a los enemigos y extraer concesiones de los consumidores” (The

New York Times/Süddeutsche Zeitung, 22 de mayo de 2006, p. 1).

2. Las rutas seguidas por los diferentes actores en las dos macro-regiones dependen del papel todavía

desempeñado por los Estados en la producción de energía. Puede que ello se deba al hecho de

que los actores estatales tengan que considerar otras coordinadas que los actores del mercado.

Para mantener la soberanía, la autoridad política y el poder en cualquier territorio son los fines

prioritarios de los actores estatales. El control de los recursos energéticos es visto, entonces, como

17. “Repsol sorprende el Mercado: baja sus reservas 25% y cae la acción”, Clarín, 27de enero de 2006.


��

instrumento de poder, tanto a nivel nacional como internacional. Los actores del mercado tales

como las compañías energéticas privatizadas o incluso las compañías transnacionales se orientan

a la ganancia y a usar el mecanismo de precios para regular la demanda y la oferta en su propio

beneficio, es decir, rentabilidad y una fuerte posición en el mercado a nivel global o, al menos, a

nivel nacional. Destacan la interdependencia entre la producción y el consumo a través del meca-

nismo del mercado que incluye los problemas trans-fronteras y meta-fronteras. El alcance de su

actividad puede ser global. Los Estados son renuentes a subordinarse al mecanismo del mercado y

son renuentes a sacrificar soberanía a instituciones nacionales o supranacionales.

3. Los precios crecientes de la energía y su contribución significativa a los presupuestos nacionales

han coincidido, en Rusia y Venezuela, con un control consolidado del Estado sobre el sector ener-

gético. En Rusia, el gobierno asumió el control directo de las compañías y/o de los yacimientos

petroleros, al igual que en Bolivia. Venezuela aumentó los impuestos de 56,6% a 83%, además

de aumentar su participación en las asociaciones de 40% a 60%. En general, el acceso de las

compañías transnacionales de Occidente fue restringido. Con base en estos recursos, Chávez ha

perseguido una estrategia rentísta más contundente que Putin, destinada a mantener y consolidar

el poder. La inversión pública se orienta a proyectos menos rentables. Venezuela es un ejemplo

negativo de la llamada maldición de las materias primas: la abundancia energética y la facilidad de

apropiarse recursos y rentas coinciden con instituciones políticas débiles y retrocesos significativos

en términos democráticos. Parece que éste es el punto decisivo que marca la diferencia respecto

de si es el Estado o el mercado el que funciona como agencia coordinadora y reguladora.

Lo interesante es que la tendencia puede ser extrapolada. En los años de la década de los no-

venta, la región del COMECON, antes cerrada, avanzó hacia la liberalización económica y la implan-

tación de libertades económicas, especialmente en los nuevos Estados miembros de la Unión Europea

y los Estados de Europa del Este. La liberalización, desregulación y privatización también fueron los

paradigmas dominantes en Sudamérica, generando efectos positivos en el comercio y la cooperación

regional. Sin embargo, a partir del año 2000 se observa una clara tendencia hacia el cierre económi-

co que coincide en las relaciones energéticas con precios crecientes y mayor competencia entre los

consumidores y ciertas crisis de suministro. Ello ha provocado un cambio de poder hacia los países

productores, cuyos gobiernos han buscado incrementar su control directo sobre los ingresos y las

compañías. De hecho, estos gobiernos han dado la espalda a arreglos de mercado e instituciones

que les atarían a compromisos y reglas multilaterales aplicables en forma igual a todos los actores. Se

ha hecho evidente el retorno al “nacionalismo de recursos cabalgando en la cresta de precios altos”

(Daniel Yergin, citado en Internacional Herald Tribune, 8 de mayo de 2006, p. 11). Cuando los precios

están bajos muchos gobiernos tienen que abrir sus mercados en busca de inversiones; cuando están

altos, los gobiernos ganan más por vender energía ellos mismos, al tiempo que ostentan buenas car-

tas en el juego.

Desde el shock de demanda de los años 2003-2004 hay claros indicios de que el juego gira en

torno al acceso a recursos, lo cual a su vez influye más y más en la dinámica de precios en los mer-

cados (nacionales e internacionales). En la macro-región euro-rusa el comercio del gas ha tenido un

impacto excluyente, con el posible efecto de que la integración en comunidades energéticas trace

��


nuevas fronteras dentro de la Unión Europea y entre ésta y sus vecinos, es decir, un efecto de frag-

mentación en la región y más allá de la misma. Las consecuencias del cambio en las estructuras de la

gobernanza en materia energética perjudican la profundización de los esquemas de integración y la

cooperación regional. Muchos interpretan esto como el renacimiento de la geopolítica. Son importan-

tes sus efectos sobre acuerdos multilaterales que se fundamentan en reglas comunes y de aplicación

igual que han sido la base del “regionalismo abierto”, un peligro que también afecta al Mercosur. En

todo caso, el Secretario General de la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE) advirtió

que la crisis del gas entre Rusia y Ucrania demuestra lo que puede ocurrir si Sudamérica da la espalda

a mercados abiertos, acceso equitativo a redes de tránsito y mercados de inversión, así como a un

mecanismo de precio de corte liberal (Ríos Roca, 2006). Las dos visiones de Estado y mercado resultan

en diferentes enfoques estructurales e institucionales. Rusia y Venezuela como productores principa-

les en sus respectivas macro-regiones se han movido hacia un enfoque más Estado-céntrico en sus

políticas energéticas, además de cambiar las estructuras de la propiedad en sus principales compañías

de hidrocarburos, definidas como estratégicas. La incursión del Estado se puede explicar por el hecho

de que la captura de rentas es una meta fundamental del Estado. Ello ha resultado en una tendencia

de abrir los mercados de manera excluyente y sólo bajo arreglos particulares y, lo que también es im-

portante, en muchos casos a otras compañías estatales de China o India, al tiempo que las compañías

de Estados Unidos o la Unión Europea no fueron consideradas (Morozov, 2006).

La creciente concentración geográfica y la competencia en el lado de la demanda convierten la

energía en un instrumento de política exterior sumamente efectivo que es interpretado por los países

consumidores como herramienta destinada a recuperar la soberanía nacional. Este efecto constitutivo

sobre la soberanía tiene una dimensión interna y otra externa. Hacia el exterior, el comercio energéti-

co puede ser usado en otras áreas políticas en la forma de “diplomacia energética”, con la finalidad

de apoyar a países benevolentes o amenazar a países consumidores con el re-direccionamiento de

los flujos hacia otros países consumidores, por ejemplo aquellos que difunden el principio de la no-

intervención. Rusia anunció recientemente que podría fácilmente exportar más gas a países distintos

de la Unión Europea en el caso que los europeos continuaban a cuestionar su responsabilidad. Del

mismo modo, el ministro venezolano de petróleo Rafael Ramírez advirtió a Estados Unidos que las

exportaciones petroleras podrían destinarse a otros mercados distintos al de ese país.

Las crecientes ganancias de la producción y exportación de energía hacen que los productores

sean menos dependientes de la inversión extranjera debido a la enorme transferencia de bienestar

de los países consumidores a los productores. Por tanto, la palanca de la cooperación económica y

para el desarrollo –en términos concretos, la condicionalidad– pierde efectividad. Este es otro impacto

importante que las relaciones energéticas podrían tener sobre las relaciones internacionales en macro-

regiones, aparte de sus posibles impactos estructurales que forman regiones cerradas. Es muy proba-

ble que el cambio hacia más control estatal y el cierre económico genere efectos negativos sobre las

instituciones políticas y la calidad de la democracia en un país (véanse, entre otros, Lay y Mahmoud,

2004). Dado que la integración regional en la macro-región europea y también en el Mercosur y las

Américas se fundamenta en cláusulas democráticas, ello es de suma importancia para las futuras tra-

yectorias de las políticas de la Unión Europea y Estados Unidos hacia la región. Es evidente que países


��

productores de energía como Venezuela y Rusia tienden a permitir el acceso al mercado de compañías

estatales o mixtas de países que defienden el principio de la no intervención en los asuntos internos,

por ejemplo, China. Ahora ya no se habla de las condiciones de la cooperación económica, sino sobre

las concesiones ofrecidas por los países consumidores.

El análisis realizado en el presente trabajo acerca de las principales tendencias en las relaciones

energéticas internacionales y el papel que el comercio energético desempeña en las relaciones in-

ternacionales en general, demuestra que ha habido cambios en las estructuras de gobernanza de la

energía que coinciden con cambios de poder en las relaciones internacionales y favorecen a los gran-

des países productores. Un análisis posterior tendrá que centrarse, con más detalle, en las relaciones

entre mercado y Estado. Los países productores de energía parecen estar cada vez más en condiciones

para perseguir e imponer su agenda política de manera más asertiva, impulsando políticas de poder

a expensas de los principios del mercado tales como la competencia, transparencia y reciprocidad (en

los términos de la OMC). Una amplia agenda de investigación debe ir más allá de la región y consi-

derar que estos desarrollos tienen también un impacto global, con nuevos actores emergentes, como

China, y nuevas tecnologías de exportación tales como GNL. En estas páginas se afirma claramente

que los cambios domésticos en el sector energético determinan las políticas exteriores (de comercio

energético) y viceversa. En consecuencia, la dimensión nacional y el papel del Estado versus actores

privados debería formar parte de la agenda de investigación.

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3Impacto del TLC en las iniciativas de integración

energética en América Latina

Raúl A. Wiener

Situación y perspectiva del proceso de integración energética de América Latina

El problema

La industria petrolera pertenece, casi por definición, al ámbito de los mercados internacionales.

Es así porque los precios internos están determinados por las variaciones internacionales, por el juego

de oferta y demanda global, y por las grandes olas especulativas que atacan permanentemente los

mercados del crudo, altamente sensibles a los cambios de la economía, la política y la guerra.

Para nuestros países la cuestión es determinar el grado, las condiciones, la prioridad y la orien-

tación con la que participamos del mundo del petróleo y la energía, y al mismo tiempo, llegar a la

extrema dependencia tecnológica, financiera y de consumo que hemos sufrido a través de nuestra

historia, que ha hecho que una región como América Latina, con abundantes reservas, no haya podi-

do crear sistemas sostenibles de suficiencia energética que impulsen su desarrollo.

Es evidente que la fragmentación de América Latina por razones históricas, económicas y políti-

cas ha determinado la paradoja de que en el subcontinente coexistan países exportadores de energía

(por el volumen de sus ventas y la proporción que representa sobre su producción) y otros que requie-

ren adquirirlo del mercado mundial, sin que exista un mínimo balance de estas dos corrientes.

La integración energética latinoamericana, especialmente en los rubros de petróleo y gas, pue-

de ser en principio tan importante como fue la del carbón para los europeos, punto de partida para

la actual unidad que ha sobrepasado el marco de los económico.

La mayor dificultad que se encuentra en esta perspectiva es que Estados Unidos no está inte-

resado en ella y está demasiado involucrado en asuntos latinoamericanos. De un lado, al gigante del

norte le interesa su propio abastecimiento y la proyección hacia el futuro que indica que sus reservas

no soportarán más de diez años su enorme consumo. Por lo tanto América Latina y, curiosamente,

en primer lugar Venezuela, son claves como proveedores actuales y con miras a los próximos años.

De otro lado hay un claro interés político que consiste en negar la conveniencia de una integración

de los países del sur en cualquier plano, ofreciendo un relación bilateral fortalecida con cada uno de

ellos. El Área de Libre Comercio de las Américas-ALCA ha sido hasta hoy el único intento de instalar

una asamblea de los americanos del norte y del sur para discutir una limitada agenda de facilidades

de comercio e inversión.

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Pero con ello se evidenció que Estados Unidos no aceptaba jugar el papel de uno más dentro

de un probable acuerdo, sino que quería que ésta fuera la reunión de ellos con el resto. El ALCA ha

fracasado, precisamente porque los latinoamericanos se dividieron frente a esta propuesta. Hoy lo que

está primando es la política de los Tratados de Libre Comercio-TLC, que se desarrollan por separado

con distintos países.

En América Latina ya están en esta tónica México (forma parte del TLCAN, que incluye a Cana-

dá), los cinco países centroamericanos y República Dominicana (CAFTA) y Chile, y están muy próximos

Perú y Colombia.

Al otro lado están los países de Mercosur, Venezuela (que recientemente ingresó a esa organiza-

ción), Bolivia, Ecuador (cuya participación en el TLC “andino” es todavía incierta), Panamá y la mayo-

ría de los países del Caribe. No por casualidad entre estos últimos están madurando rápidamente los

planes de integración en energía e infraestructura, que pretenden incrementar la fuerza económica y

política de esta parte de la región.

El analista neoliberal argentino-estadounidense Andrés Openheimer señaló hace poco que

América Latina se estaba polarizando entre los países que pasarían a vivir de la generosidad petrolera

de Caracas y los que lo vivirán de la apertura del mercado de Estados Unidos. Es una forma de ver a

nuestros países sin destino, subordinados a un proyecto ajeno.

Obviamente, la disyuntiva es mucho más compleja. Que Venezuela tenga iniciativa en la inte-

gración y que ésta descanse en su riqueza de hidrocarburos es totalmente lógico. Pero eso no le da

ninguna hegemonía sobre Brasil, Argentina y el resto. No se puede decir lo mismo de los socios de

Estados Unidos a través de los TLC, que están adecuando sus economías, sus leyes y sus Estados para

funcionar alrededor del gran poder americano.

Mundo inestable

Si algo se puede decir del mercado petrolero mundial es que ha ingresado en una fase de ex-

traordinaria inestabilidad y que casi no hay lugar para hacer apuestas. Los pronósticos de finales de

la década de los noventa indicaban una recuperación muy lenta de los precios. Por ejemplo, la Inter-

nationa Energy Outlook (IEO), del Departamento de Energía de Estados Unidos, opinaba en el año

1998 que las cotizaciones del barril de crudo durante las dos primeras décadas de los años dos mil

fluctuarían sobre los 20 dólares, con tendencia a la estabilidad, en un escenario en el que la oferta era

siempre superior a la demanda y donde se fortalecían las políticas de ahorro y sustitución por nuevas

fuentes energéticas (Campodónico Sánchez, 1999).

Sin embargo, en 2006 las cotizaciones volaron por encima de 75 dólares el barril, marcando el

pico de una nueva carrera alcista que empezó a vislumbrase en 2003 y que tomó pleno impulso en

2005. El pronóstico de mediado el 2006 era que esta carrera no la paraba nadie y que nos enrumbá-

bamos hacia un nuevo piso de precios sobre los 100 dólares barril. Pero entre septiembre y octubre el

mercado volvió a retroceder perdiendo numerosos puntos.

Se calcula que contra toda lógica el precio se ajustó en más de 15% hacia abajo, llegando a

ubicarse sobre US$55 y US$56 dólares el barril. Y ya nadie sabe qué decir con precisión para explicar

Raúl A. Wiener - Impacto del TLC en las iniciativas de integración energética

�3

lo que lo mueve. Las nuevas tensiones mundiales nacidas del impacto del 11 de septiembre de 2001

así como las guerras de Afganistán e Irak, a lo que se suman los pulseos políticos y militares de Esta-

dos Unidos con Irán, Corea del Norte, Siria, Cuba y Venezuela, así como la invasión israelí en Líbano,

representan un contexto proclive a las alzas y las inestabilidades.

A este respecto es importante recordar que los preparativos para intervenir Irak, entre 2002 y

comienzos de 2003, empujaron las cotizaciones de US$20 a US$33 dólares contra lo que suponía el

Departamento de Energía de Estados Unidos, pero el hecho de que la mayoría de los pozos pudieran

ser tomados por las tropas ocupantes antes de ser destruidos y que de inmediato se diera paso a un

plan de privatización “tranquilizaron” el mercado.

Al finalizar el año 2003 el precio promedio del crudo estaba en US$31,8 dólares el barril y un

año después, cuando se cerraba el 2004, el nivel era US$32,6 dólares (estimaciones del Annual Ener-

gy Outlook en 2005). En ese momento ya se habían acabado los grandes despliegues de guerra con-

vencional y se entraba de lleno a la segunda etapa del conflicto de Irak con la intervención de fuerzas

irregulares contra la ocupación. La pregunta es: ¿qué fue lo que lanzó la cotización a un promedio de

US$54,4 dólares por barril durante 2005 y a US$65,7 dólares en el primer semestre de 2006?

Para responder a esta realidad tan claramente inestable parece necesario distinguir entre lo que

pueden ser los factores estructurales que van a estar presentes en el mediano y largo plazo, y los que

son episódicos. Entre estos últimos se pueden contar las variaciones en la oferta por factores técnicos,

cambios en los stocks por el supuesto de una temporada de huracanes más severa que la que final-

mente hubo, previsiones por una escalada en Irak y Corea que todavía no se produce, etc.

Más o menos en esta misma categoría ingresan los mecanismos que la OPEP empezó a usar

desde la década de los setenta para regular los precios. En toda la fase desatada de alzas, la organiza-

ción demostró no tener capacidad de influir de manera significativa en la cotización y poder ponerse

de acuerdo para fijar un nivel en un punto que evitase gran perjuicio para los países importadores.

Pero cuando se invirtió la tendencia también se encontró en problemas para contener la baja, ajus-

tando la producción.

En realidad, todo parece indicar que hay tendencias profundas que están afectando el mercado,

más allá de las coyunturas erráticas que se marcan cada día. La teoría del cambio radical de las estruc-

turas energéticas globales cuestiona severamente las premisas con las que se ingresó al nuevo siglo:

• que la oferta iba a superar constantemente a la demanda;

• que la tendencia de ahorro iba a corregir la del consumo;

• que la tendencia de sustitución iba a relativizar la importancia de los mercados de petróleo y gas.

El nuevo debate sobre la energía parece recién tomar conciencia del salto espectacular de la

economía China y su transformación, pasando de gran exportador petrolero y energético a uno de

los grandes importadores mundiales y comprador más dinámico (60% a 70% del incremento de las

ventas globales), a lo que se suma la demanda creciente de India, convertida en el otro gigante de

Asia que está rompiendo con todas las proyecciones.

¿Cómo es que no se vio que venían estos nuevos grandes comensales a la mesa de la economía

global, si estaban creciendo a tasas cercanas a 10% año por año, absorbiendo inversiones de todo el

mundo y empleando cada vez una mayor masa de recursos humanos y materiales? No hay duda de

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que las proyecciones de la economía mundial que se anotaron más arriba se definieron sin medir la

escalada geométrica de la demanda de esos países, lo que representa un fracaso de la capacidad de

predicción de la economía global.

El agregado entre producción petrolera anual e importaciones de China en 2005 la coloca en

el segundo lugar en cuanto a demanda de hidrocarburos en el mundo. El crecimiento de su consumo

equivale a la mitad de la expansión del consumo total mundial, lo que explica el fallo absoluto de la

previsión de una demanda colocada por debajo de la oferta.

Lo más interesante es, sin embargo, la mirada hacia el futuro: en los siguientes 15 años se espe-

ra que la potencia oriental triplique su demanda petrolera. Las importaciones chinas de crudo llegarán

a ser el doble de las de Japón y se equipararán a las que en ese momento tendrá Estados Unidos. En

2020 China comprará en el exterior el 75% de su consumo (actualmente adquiere el 33%) (Bustelo,

2004).

Otro caso es el de India, que para ese año estará incorporado en el grupo de los cinco grandes

consumidores mundiales, dejando atrás a algunos de los orgullosos miembros del grupo del G-8. En

conjunto se vislumbra una situación que podría representar un desbalance energético en gran escala,

imposible de resolver de manera automática y que replantearía las relaciones económicas y políticas

globales.

Así pues, el mercado petrolero no está reflejando solamente episodios, sino que lleva por dentro

el germen de un nuevo orden económico mundial. Lo que podía considerarse como una alucinada

fantasía, que sobre la Tierra existan dos superconsumidores del tipo del actual Estados Unidos, es

ahora una posibilidad inquietante y en algún sentido intimidadora. A la fecha, los chinos son líderes

en compra de granos, carnes, acero y carbón (Alerta, 2005) y sólo le van por detrás a los yanquis en

demanda petrolera. Pero cuando empaten a Estados Unidos en este rubro tendremos que contar que

el efecto de disrupción que este último país causa en el clima se habrá multiplicado por dos.

El mercado está diciendo con sus precios que se prevé situaciones de insuficiencia de petróleo

y energía que pueden tornarse crónicas, y que también pueden ser un vigoroso pare a las economías

con mayor impulso. Es verdad que no todos coinciden en ver las cosas de este modo. El BID mantiene

la idea de que el mercado puede soportar picos de precios de US$80 y US$100 dólares, que según

estima son menores en valor real a los que había en 1980. Si esto es así, habría entonces que intere-

sarse por la ilusión que podría aquejar a los Estados petroleros en el sentido de que pueden expandir

el gasto fiscal indefinidamente, lo que podría traer severos problemas de ajuste cuando las cotizacio-

nes tiendan a la baja.

Desde esta perspectiva la curva de los precios va a ser de altas y bajas, sin ninguna ruta clara.

Lo que en sustancia se puede interpretar como que no son necesarias variaciones dramáticas en la

producción, el comercio y los niveles de reserva energética, y que en todo caso el mercado mantiene

los mecanismos del caso para corregir cualquier exceso de crecimiento.

En la otra orilla se aprecia un cambio radical de reglas. Michael Klare lo ha definido como “el

ocaso de la era del petróleo” (Klare, 2005), en el que la actual carrera de la producción y el consu-

mo, la pugna apenas velada por intervenir los países en los que se guardan las mayores reservas, las


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inestabilidades que llegan una sobre otra, van a arrastrar a un cuadro en el que el petróleo se vuelve

escaso y no hay forma de reemplazarlo a la velocidad que haría falta.

Los mercados serían altamente competitivos y excluyentes con los países de menores recursos.

Las sociedades se verían obligadas a una dieta de gasolina con enormes cambios en la industria, la

agricultura, el transporte y otras actividades. Los efectos en la vida de las personas se expresarían en

alzas significativas de los precios. La curva de este proceso se expresa en el gráfico 1.

Gráfico 1Mercados altamente competitivos y excluyentes con los países de menores recursos

La visión pesimista de la crisis del petróleo se resume en cinco puntos:

1. Precios permanentemente altos del crudo en los mercados internacionales, con fluctuaciones

hacia arriba y hacia abajo, dentro de una curva básica de ascenso.

2. Intensa competencia global por los suministros, con todas las artes del mercado y más allá de

ellas.

3. Escasez temporal de hidrocarburos en los mercados, por períodos.

4. Tensiones al interior de los países productores y en sus relaciones internacionales, alentadas por

las grandes potencias.

5. Conflictos de hegemonía entre países de gran producción y alto consumo de energía.

Latinoamérica en trance

América Latina y el Caribe cuentan con 11% de las reservas mundiales de petróleo y producen

15% del crudo que llega actualmente a los mercados. En esta parte del mundo se ubica además el

Demanda

Oferta

ConsumoProducción

��


6% del gas natural y enormes depósitos de carbón mineral. La capacidad hidro-energética del sub-

continente representa el 20% de la potencia mundial.

Indudablemente, hay una diferencia importante entre el significado mundial de las reservas de

Medio Oriente, donde se ubican las dos terceras partes del crudo aún sin explotar, y lo que puede

aportar América Latina. Pero lo que aquí cuenta es que el potencial latinoamericano se comparte ex-

clusivamente entre Estados Unidos y los países del subcontinente, en cambio lo que se puede exportar

de otras partes del mundo va a la competencia mundial.

Los países latinoamericanos son una reserva para Estados Unidos y para ellos mismos, mientras

árabes, rusos, africanos y otros exportadores son reserva mundial. Es fácil entender entonces porqué

las hipótesis de cambio en nuestros países pueden generar tantos dolores de cabeza al norte de Méxi-

co: 37% de las importaciones petroleras de Estados Unidos provienen de América Latina.

La relación actual entre América Latina y Estados Unidos es la de exportador/importador, y está

en el interés de la potencia que estos roles no se alteren. El punto es que cualquier estrategia de desa-

rrollo y crecimiento sostenido del subcontinente acrecentaría sus requerimientos de petróleo y energía

y podría reducir los volúmenes vendidos hacia fuera, principalmente de Estados Unidos.

Esto, por cierto, es una mirada de América Latina como conjunto. Pero vistos por separado los

países exportadores son una minoría: Venezuela, México, Ecuador, Trinidad y Tobago y Colombia. Los

demás están en situaciones más o menos críticas. La tesis de la integración sostiene que los exporta-

dores e importadores se pueden ayudar hasta crear un sistema autosuficiente pero, entre tanto, los

destinos de los petroleros y los no petroleros se mantienen claramente divergentes. Y es evidente que

al avaro socio del norte le interesa que está situación no se altere.

En la década de los setenta, cuando se produjo la primera gran crisis de los precios mundiales

del petróleo, los países latinoamericanos reaccionaron como lo hicieron buena parte de las naciones

no industrializadas, nacionalizando sus recursos energéticos y creando empresas públicas integradas

para la exploración, explotación, refinación y comercialización de hidrocarburos. En muchos casos

éstas se convirtieron en las más grandes empresas del país y en las únicas que podían tener alguna

presencia entre las principales de América y el mundo. Fue también un período en el que algunos

países aumentaron sus reservas y alcanzaron una bonanza petrolera que no les duró demasiado por la

caída posterior de los precios y el fuerte endeudamiento que arrastraron desde el período del alza.

En los años ochenta, los países petroleros y no petroleros de América Latina compartían la

llamada crisis de la deuda y fueron sometidos a los rigores del ajuste estructural con el que se redibu-

jaron nuestras economías, dejando atrás los sueños industrialistas y autonomistas que dominaban la

psicología de la clase política.

El ajuste trajo una caída vertical de los ingresos y la calidad de vida de los habitantes de América

Latina, pero además les robó la capacidad de decidir sobre sí mismos. Ese fue el efecto más pernicioso.

Los acreedores, a través de instituciones como el FMI, Banco Mundial, BID, lograron influir en las de-

cisiones de los gobiernos conduciéndolos a modificar profundamente las lógicas de funcionamiento

que existían hasta entonces, a las que estas mismas entidades habían contribuido.

El segundo efecto maligno del ajuste es que cambió a las élites de gobierno de nuestros países e

instaló al lado de ellos una tecnocracia que les enseñó cómo mantenerse en el marco del sistema glo-


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bal. La presencia de esta tecnocracia dentro del poder era garantía ante el mundo y ayudaba a creer

que las políticas económicas no iban a cambiar a través del tiempo. Este fue el terreno de las reformas

de los noventa, que incluyeron la privatización de la actividad petrolera y de los sistemas energéticos

en casi todos los países de América Latina. Los procedimientos fueron diversos, en las modalidades y

la amplitud, pero señalaron una contratendencia respecto de lo que se pensaba en los años setenta.

En resumen, desde la idea de que las empresas públicas en general y las petroleras en particular

eran un instrumento para las políticas públicas, porque organizaban la economía y retenían exceden-

tes, se planteaba un giro que llevaba a la noción de que no se necesitan instrumentos, que toda admi-

nistración estatal de recursos es una carga y que los hidrocarburos son una excepcional oportunidad

de negocios para atraer inversión extranjera.

En Argentina la empresa petrolera fiscal (YPF) fue transferida en su totalidad a una sociedad

de operadores extranjeros (Repsol), con algunos socios locales. En Perú se desmembró Petroperú de

acuerdo a sus diversas actividades: extracción, refinación, distribución. En Venezuela se autorizó nue-

vas concesiones particulares, que ahora están a cargo de trasnacionales de distintos países que actúan

al lado de la estatal PDVSA. En Bolivia, Ecuador y Colombia también se autorizó el sistema mixto: pri-

vados y estatal. Sólo México mantuvo el monopolio estatal de sus pozos e instalaciones petroleras.

En los años 2000, la nueva gran ola de precios del crudo encontró a nuestros países en situación

muy distinta a la de los setenta y a los gobiernos con las manos amarradas por los nuevos sistemas

pro capital privado que se instituyeron en medio de la ofensiva neoliberal. Uno de los elementos de

este nuevo esquema implica que en varios casos los países que privatizaron sus pozos deben comprar

el crudo al nuevo operador al precio que rige en el mercado mundial, es decir, como si lo comprara al

extranjero. Esto significa ganancias excepcionales sin ningún esfuerzo para las compañías, que apro-

vechan a su favor la volatilidad del mercado, y serios perjuicios para los consumidores locales.

Los altos precios del crudo y la falta de capacidad soberana para decidir sobre los recursos na-

cionales por efecto de la privatización son la base de grandes tensiones como las que se han vivido

en Bolivia (la guerra del gas), Ecuador, Argentina. Y explica el surgimiento de una nueva corriente

nacionalista sobre los recursos naturales en el subcontinente.

Nacionalismo con petróleo

En el año 2004 el presidente Hugo Chávez reformó la Ley de Hidrocarburos de Venezuela del

año 2001, aumentando de 34% a 50% el impuesto sobre la renta (ISLR) que las empresas petroleras

debían pagar, y obligando a las compañías con convenios operativos en campos marginales a crear

empresas mixtas con mayoría accionaria del Estado. El gobierno exigió además el pago del ISRL deja-

do de pagar a la nueva tasa de 50% y creó dos impuestos sociales de 3,3% y 1%. De acuerdo al me-

morando de entendimiento para la creación de las nuevas empresas mixtas, Petróleos de Venezuela

(PDVSA) asume a nombre del Estado el 63% de las acciones.

La italiana ENI y la francesa Total se negaron a firmar y sus campos fueron asumidos plenamente

por PDVSA. El ministro venezolano de Energía, Rafael Ramírez, señaló que con la nueva ley “queda

claro que las reservas petroleras son patrimonio del país”.

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Ecuador, actuando en paralelo, ordenó aumentar la participación del Estado en los ingresos

del petróleo. Y en 2006, a través de una acción planteada por incumplimiento de obligaciones, por

el Procurador del Estado, dictaminó la caducidad del contrato con Occidental Petroleum lo que ha

traído una controversia con Estados Unidos y la automática suspensión de las negociaciones para un

TLC con ese país.

En Argentina, las petroleras enfrentaron en 2005 un impensable boicot lanzado por el gobierno

que respondía de esa manera al aumento de los precios internos. La respuesta de las transnacionales

fue la rebaja de los precios, a pesar de que la compañía Shell se resistió por un mes a hacerlo sufriendo

la caída de sus ventas en 50%. En paralelo el presidente gaucho ha venido impulsando una interven-

ción del Estado en el negocio petrolero, que es el primer paso en sentido inverso a la privatización (la

de mayor magnitud de América Latina) desarrollada durante el gobierno de Saúl Menem.

Finalmente, el caso más impactante y trascendente es, sin lugar a dudas, la decisión del gobier-

no boliviano de Evo Morales de nacionalizar el gas y el petróleo. En mayo de 2006, en acto público,

Morales informó estar actuando para cumplir un solemne compromiso electoral, teniendo presente

el eco de las luchas sociales de los años anteriores en las que ondeó con fuerza la bandera la nacio-

nalización. De acuerdo a los nuevos criterios, el Estado boliviano se reserva el “control absoluto” del

gas y el petróleo, ordenando que los hidrocarburos fuera de pozo sigan siendo propiedad boliviana,

obligando a las transnacionales a firmar nuevos contratos en los que se deberán aceptar los nuevos

términos: participación estatal en la propiedad con un mínimo de 51% de las acciones; participación

en los ingresos del negocio en no menos de 82% de las utilidades (Sánchez de Lozada decretó una

relación de 18% para el Estado y 82% para las transnacionales). En Bolivia actúan 26 transnacionales,

pero las más importantes son Petrobrás de Brasil, Repsol de España, British de Inglaterra, Exxon Mobil

de Estados Unidos.

El nacionalismo petrolero ha regresado a América Latina, con dificultades y contradicciones,

pero ya está de nuevo aquí. Es un efecto definitivamente discordante con las políticas que parecían

haberse enraizado y vueltas irreversibles en América Latina.

Proyectos de integración

Pero América Latina no está simplemente de regreso a sus nociones primigenias y elementales

de nacionalismo –empresa pública, petróleo, excedentes de ventas para el Estado– de hace treinta

años. Ahora lo que ha empezado a discutirse va mucho más lejos y más o menos puede cifrarse en

Estados petroleros, acuerdos de cooperación, infraestructura de transporte y autosuficiencia energé-

tica de América Latina.

Estas son las piedras angulares del plan de integración en el que tiene el liderazgo el presidente

venezolano Hugo Chávez, pero también juegan papel destacado los presidentes de Brasil y Argentina,

Luis Ignacio Lula y Néstor Kirchner.

Es importante apreciar de qué se trata esta iniciativa para poder discutir sus perspectivas. Hay

tres acuerdos regionales firmados hasta ahora en esta dirección:

– PetroCaribe, que integra a Venezuela y 14 países del Caribe;


��

– PetroSur, que incorpora a Venezuela, Brasil, Uruguay y Argentina;

– PetroAndina, del que participan Venezuela, Colombia, Bolivia y Ecuador.

Estos tres compromisos se suscribieron en el año 2005, en lo que parecía un rapto de entu-

siasmo inagotable de parte de los participantes. La perspectiva señalada era además la conformación

de PetroAmérica, un consorcio petrolero de los Estados que aseguraría la distribución equitativa y el

cuidado de las reservas del subcontinente.

Los acuerdos son cartas de intención de los bloques sub-regionales. A partir de la firma han

avanzado los estudios y proyectos de desarrollo. Y las magnitudes económicas de las que se habla son

insólitas para nuestros pueblos.

Cada acuerdo demanda la construcción de redes de ductos que atravesarán enormes distancias

para llevar petróleo y gas por el mar hacia el Caribe, por la selva amazónica hacia Brasil, Uruguay y

Argentina, y por los Andes para unirse con Colombia, Ecuador y Bolivia.

El gasoducto del sur es dentro de todo este esquema la obra mayor: contempla un gasto supe-

rior a 15 mil millones de dólares, una enorme ingeniería de selva y la posibilidad –todavía no termina-

da de discutir– de que PDVSA (Venezuela), Petrobrás (Brasil) y Enarsa (Argentina) se unan en un solo

ente supranacional propiedad de los Estados.

Las expectativas van aún más lejos cuando se piensa que estos tubos pueden dar la vuelta a

América y enlazar los campos de Perú y Bolivia, creando un circuito de abastecimiento en el que en-

traría Chile.

Para algunos analistas esta propuesta podría ser un delirio de Chávez y un recurso de Lula para

una alianza energética con Venezuela si no fuera por la intención política que encierra. Así se dice que

la integración es parte de la lucha que se desarrolla por el liderazgo de los países del continente y que

justamente por ello los venezolanos evitan darle un significado político muy evidente a la integración,

dejando que ella hable por sí misma.

Hay quienes opinan que es demasiado dinero, muy alto el riesgo y muy limitadas las capaci-

dades técnicas de nuestros países para la colosal empresa que se está diseñando. Esta es la mirada

pesimista del problema. Al lado de ello está el hecho de que si una cosa como esta camina, evidente-

mente el lugar de las Américas morenas en el mundo se modificaría.

Asociado al tema energético, además, han empezado a entrar otras iniciativas que van camino

de hacerse realidad. El primero ha sido la creación de un canal de televisión y una agencia de noticias

asociada para la región. Este es el caso de Telesur que está trasmitiendo desde julio de 2005. Tam-

bién se está trabajando para disponer de un satélite de microondas desde 2008, lo que potenciaría

el trinomio: telefonía, Internet, cable, sacando a nuestros países de la dependencia hacia los países

desarrollados en materia de comunicaciones.

Obviamente, la integración no puede ser definida como infraestructuras de interconexión. El

comercio interconecta, es verdad, pero la existencia de objetivos comunes integra. Los gobiernos

que buscan integrarse es porque logran identificar razones superiores que los unifican. En la relación

clave de la integración latinoamericana que es la que se establece entre Venezuela (principal reserva

petrolera) y Brasil (principal mercado y productor del subcontinente) hay intereses que convergen, sin

los cuales la integración perdería sentido.

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Brasil cuida su seguridad energética. No tiene el petróleo y el gas suficiente para su industria y

la inmensa actividad económica que desarrolla. Esto lo ha motivado –a través de Petrobrás– a hacer

inversiones en otros países para obtener una mayor cantidad de hidrocarburo para su uso. Venezuela,

sin duda, no está interesada en ser primer proveedor latinoamericano a Estados Unidos y de tener

una componente tan alta de sus ingresos dependiente de este factor. En estos puntos se encuentran

los fundamentos de la asociación de ambos países. Y a ese primer eslabón se van agregando los inte-

reses de otros participantes como Argentina, que está en plan de reconstruir su estructura petrolera

devastada por la privatización.

El gasoducto del sur está proyectado para generar una ganancia de más de 10 mil millones de

dólares para los tres principales socios: Venezuela, Brasil y Argentina. Éste es el aliciente material para

el gran esfuerzo financiero que arrastra, sobre el cual ya empezaron a hacerse los primeros desembol-

sos para contar con los estudios de ingeniería e impacto ambiental.

La longitud de la obra en su línea básica llegaría a 8 mil kilómetros de extensión y el volumen

transportado a unos 200 millones de metros cúbicos de gas natural por día. Las objeciones son de

diferente calibre:

a) ecológicas, que se refieren al impacto del trazado cuya trayectoria se desplaza fundamentalmente

por la selva amazónica, lo que implicará deforestación, potencial contaminación, desplazamientos

de población, etc.;

b) técnicas: en cuanto a la seguridad que puede tener una instalación de este tipo sobre territorios

que se inundan en una parte del año, áreas fangosas y otros suelos de riesgo;

c) económico-financieras, que plantean la eficiencia de invertir en un ducto costoso, cuando el

transporte por barco podría resultar más barato;

d) políticas, sobre la constante inestabilidad de nuestros países, y la eventualidad que los actuales

gobiernos sean reemplazados por otros que no compartan su perspectiva integracionista.

Los promotores han respondido defendiendo su planteamiento que estiman viable desde el

punto de vista técnico y financiero, y controlable en su efectos sobre los escosistemas que deberá

atravesar, especialmente en el curso de selva. En realidad sostienen que una infraestructura como ésta

sería un dato irreversible de una nueva realidad latinoamericana que formaría parte de las grandes

obras de desarrollo del presente siglo.

Servicios energéticos y Tratado de Libre Comercio con Estados Unidos

El juego del TLC

Además de “acuerdo para facilitar los movimientos de comercio de un país a otro” –de Estados

Unidos a un país andino y viceversa, que es lo que viene siendo pactado con Perú y Colombia, y ya rige

para México, Chile, Centroamérica y República Dominicana– y de “acta de garantía para las inversio-

nes” (donde se aplican los principios de trato nacional, trato de nación más favorecida, protección de

patentes y derechos de propiedad intelectual, privatización, solución de controversias, etc.), los Tra-


81

tados de Libre Comercio son también instrumentos de “cesión de soberanía”, en la misma corriente

que se introdujo a través de los llamados programas de ajuste estructural de los ochenta y las reformas

neoliberales de la siguiente década.

Uno podría preguntarse: ¿si tienen al FMI, BM y BID para ponernos condiciones, y se han ase-

gurado gobiernos y tecnócratas que no necesitan presiones para ser ejecutores de estas políticas, para

qué además requerían firmarlas?

Por lo menos cuando se lanzó el ALCA (año 1994), la unanimidad latinoamericana (con excep-

ción de Cuba) parecía asegurada. Entonces no había ningún gobierno que contradijese a Estados Uni-

dos y, en medio del abrazo de las Américas, los organismos en los que los latinoamericanos se habían

empeñado para colaborar entre sí: Mercosur, CAN, CARICOM lucían completamente desubicados. En

ese contexto era muy claro que los compromisos de libre comercio remataban un proceso de cambio

inducido de la orientación de nuestras economías, con vistas a hacerlo irreversible.

Era la generalización del principio de “cesión de soberanía”, y lo que trae consigo: ninguna

posibilidad de regresar a una política de protección de mercado, ninguna posibilidad de regresar

a estatal lo que se hizo público, ninguna posibilidad de variar los términos de los contratos con las

transnacionales (así se hayan firmado en condiciones corruptas o con regímenes ilegales), ninguna

posibilidad de discutir los problemas del “libre comercio” (como los entiende Estados Unidos, que es

mil veces más que puro comercio en términos nacionales o locales), cuando deben verse en relación

al tratado y al punto de vista de los tribunales internacionales de comercio.

El ALCA, sin embargo, no cristalizó. Luego de más de diez años de negociaciones, con un

montón de documentos aprobados y miles de puntos de diferencia sin resolver, empezó a presentar

síntomas de quiebre de consenso (un creciente número de países de América Latina aumentaron sus

objeciones sobre diversos aspectos del acuerdo, sin retirarse del mismo) y de resistencia social (el caso

más dramático fue el de la Cumbre de Mar del Plata a finales de 2005), lo que llevó a Estados Unidos

a congelar su participación y, en los hechos, a paralizar todo el proceso.

Pero en sentido paralelo, Washington ya estaba moviendo el Plan B, consistente en promover

los TLC, un pequeño ALCA bilateral con los países más proclives a hacerlo. Estos documentos han sido

en algunos casos casi un pacto de Estados Unidos consigo mismo, dado el fuerte interés de ciertos

gobiernos por utilizarlos como “vía alternativa” a las apuestas de integración y nacionalismo de otros

países vecinos. La famosa frase de Toledo: “se firma sí o sí”, y la complementación de Uribe: “habrá

TLC así llueva o truene”, son de lo más representativo que se puede encontrar para discernir el ánimo

con que se han encarado los TLC. En Centroamérica países muy frágiles económicamente como El

Salvador y Honduras han sido campeones de TLC ante una Costa Rica, de mayor desarrollo relativo,

que ha ido halando para atrás, como si la fueran arrastrando.

Impactos en el sector petrolero y energético

El capítulo ausente del ALCA y de los Tratados de Libre Comercio es el de la energía (cf. Recio,

s.f.; Madruga, s.f.). En los nueve capítulos clásicos: Inversiones, Política de competencia, Propiedad

82


intelectual, Acceso a mercados, Servicios, Compras gubernamentales, Solución de disputas, Agricul-

tura, Subsidios y salvaguardas, se diluye aparentemente la importancia del tema.

Esto no niega la importancia que tiene para el contratante principal, dada la clara tendencia

de declinación de las reservas de hidrocarburos de Estados Unidos para los próximos diez años y las

posibilidades latinoamericanas de contar con ellas por lo menos durante los próximos 35 años. Esto

significa que deben asegurarse de que de alguna manera quede metido en el “libre comercio”.

Entre las prioridades económicas de Norteamérica está, además de la de asegurarse mercados

propios y espacios seguros para la inversión, la de tener garantizados por un largo tiempo el flujo de

recursos estratégicos como el petróleo, el gas, el agua y otros.

Es particularmente interesante observar la manera como Estados Unidos está involucrando a

México y Centroamérica en el abastecimiento de estas materias cruciales por medio de redes de co-

nexión a través de los territorios. El llamado Plan Puebla-Panamá es el complemento de infraestruc-

tura del TLC para la parte norte y media del continente. Y a su modo el Plan IIRSA (Iniciativa para la

Integración de la Infraestructura Regional Suramericana), viene a ser una preparación de Sudamérica

para entrar en el mismo negocio.

¿Dónde se discuten estos requerimientos vitales del promotor de los TLC? En el acuerdo “an-

dino” que ya está en vías de culminación con Colombia y Perú (Acuerdo de Promoción Comercial

Perú-Estados Unidos”), se ha añadido nuevos puntos como Comercio electrónico, Procedimientos

aduaneros, Medio ambiente, Laboral, Fortalecimiento de capacidades comerciales, Telecomunicacio-

nes, Servicios financieros, Servicios transfronterizos, Obstáculos técnicos al comercio, Textil, Reglas de

origen, Bienes industriales, Medidas sanitarias y fitosanitarias. Ninguno de ellos es específico respecto

de la cuestión de energía pero uno puede buscar dentro de su texto las verdaderas cosas que han

sido acordadas.

El capítulo más relacionado es sin duda el de los servicios transfronterizos, que en lo funda-

mental representa una adaptación a todos los términos del Acuerdo General de Servicios (AGS) de la

OMC, que rige mundialmente estas actividades y que muchos países aún no han llegado a firmar. Ahí

se establece que los servicios en materia de libre comercio son todos aquellos en los que los Estados

no hayan hecho reserva y se encuentren sujetos a venta comercial de sus servicios y competencia con

otras empresas del mismo rubro.

Con este criterio se puede concluir que, en el punto de partida, nuestros países deben asumir

que las industrias petrolera, gasífera y de electricidad no son reservables al encontrarse total o par-

cialmente privatizadas e incorporadas a políticas de competencia y desregulación de acuerdo a los

cánones dictados con anterioridad a los TLC.

Los aspectos más importantes que se incorporan al “comercio de servicios”, a través del TLC,

son los siguientes:

a) Trato Nacional: No está permitido “discriminar”, por ningún motivo, entre proveedores de un

mismo servicio cuando unos sean nacionales y los otros del país con el que se suscribe el acuerdo

(Estados Unidos). Una empresa petrolera de Estados Unidos debe ser tratada como si fuera co-

lombiana, peruana, ecuatoriana, etc. Más aún: “por ningún motivo” significa que no es motivo

las diferencias de tamaño y capital, las asociaciones que estas empresas pueden tener con otras


83

empresas y países, las prácticas negativas que hayan ejercido en el pasado y son parte de su currí-

culum, etc.

b) Trato de Nación más Favorecida: No se permite otorgar un mejor tratamiento a proveedores de

servicios de terceros países respecto a los proveedores de servicios del socio en el TLC, lo que

significa que los beneficios que los países andinos se conceden a través de la CAN, se extienden

automáticamente a Estados Unidos en el momento en que suscribe el acuerdo con alguno de sus

miembros. Visto que dentro de la CAN también se puede aplicar la cláusula en sentido inverso, se

definió que Venezuela no podía acogerse por esta vía a beneficios que Estados Unidos otorgue a

sus aliados del grupo andino.

c) Acceso a los mercados: No se podrán imponer limitaciones al número de proveedores de servicios

en un sector en particular al valor total de transacciones o activos, al número total de operaciones

que puede realizar un proveedor de servicios y al número total de personas empleadas en un de-

terminado sector de servicios. Así mismo, se comprometen a no exigir tipos específicos de persona

jurídica a los proveedores de servicios. Esto significa la posibilidad de que se ejerza una presión

excesiva sobre recursos escasos y que se incurra en daños al ambiente y a la vida de las comuni-

dades por la operación de empresas que se presentan inocuamente como de “servicios” siendo

depredadoras de recursos naturales. Otro elemento que entra a jugar es que no hay opción para

establecer límites en el tamaño de las operaciones.

d) Presencia local: No se exigirá tener oficinas de representación o residencia a los proveedores de

servicios de la otra que presten o quieran prestar servicios de manera transfronteriza. Esto implica

que pueden manejar sus negocios desde fuera, por procedimientos virtuales, asociaciones con

otras empresas, etc.

En cuanto a las reservas del capítulo, la que tiene que ver con el sector de energía es la que in-

dica que “habrá requisitos de presencia local para proveer servicios de exploración de hidrocarburos”.

Estos requisitos no están desarrollados pero sostienen el principio de que el país debe tener alguna

forma de participación en la provisión de los servicios de exploración, si así lo solicitan los Estados, es

decir cuando se trate de la determinación de las áreas explorables, quedando todos los demás aspec-

tos totalmente libres a la intervención de los inversores del exterior.

Otras restricciones anuncian un trato particular en caso de agua potable y alcantarillado, en

materia cultural, y en cuanto a la participación nacional en la propiedad de compañías aéreas en lo

referido a la nacionalidad de los trabajadores de aviación y puertos, que son considerados materia de

acuerdos específicos.

Tras el TLC hay varios proyectos económicos y políticos:

a) atracción de inversión extranjera en “servicios”, que lleva a intensificar la desnacionalización de

este sector que ya había sido abierto con las privatizaciones;

b) promover la exportación de los “servicios”, que quiere decir que dentro de los derechos de inver-

sión se incluye el de poder disponer a quién se vende, entre ellos a su propio país;

c) desarrollar el outsourcing (empresas especializadas en intermediación);

d) aumento de la participación privada en actividades de “servicios” como la energía y el fin de toda

forma de participación estatal;

84


e) modificación de normas vigentes que se encuentran disconformes con el acuerdo, tomando como

base para modificarlas al TLC.

Identificación de aspectos del Tratado que puedan obstaculizar o favorecer el proceso de integración energética

Diferencias conceptuales entre el libre comercio y la integración energética

Rubros Libre Comercio-TLC Integración

Exploración/explotación Privados: empresas transnacionales Empresas públicas asociadas

Empresas públicas PrivatizaciónFortalecimiento y asociación de empresas públicas

Exportación Decisión de las empresas a quién venderAbastecimiento nacional y latinoamericano

TransformaciónVenta local e internacional de crudo y derivados

Petroquímica y valor agregado

Legislación Normas supranacionales reguladas globalmente

Normas nacionales y acuerdos regionales

Precios Internacionales Costos/financiamiento de inversión

Infraestructura Conexión para vender al norte Conexión entre latinoamericanos

Inversión Empresas trasnacionales Estados asociados

Se puede ver fácilmente que hay lógicas muy distintas entre los dos proyectos. En realidad, el

objetivo que Estados Unidos está buscando –sin decirlo en los TLC– es tener asegurado el aporte lati-

noamericano para hacer más soportable su déficit energético que se vuelve cada vez más grave en la

ruta de los próximos años. Esto va de la mano con facilitar la actuación de sus grandes empresas y se

sus socios globales y crearles el ambiente propicio para lograr las más altas utilidades.

En la lógica de integración entran, en cambio, otros valores: autosuficiencia regional, gene-

ración de valor agregado, soberanía sobre recursos estratégicos, precios justos a los consumidores

finales, unidad latinoamericana, etc.

Hay un choque de perspectivas. Con el TLC se apunta al retiro del Estado del campo del “co-

mercio de servicios” y en particular de las actividades energéticas, mientras que en la lógica de la

integración los Estados refuerzan su participación y –como en el caso argentino– reconstruyen su

presencia.

En el concepto de los acuerdos de libre comercio está la idea de una coincidencia entre el inte-

rés del inversor por obtener los recursos energéticos –y venderlos, interna o externamente– y los de

la nación. El movimiento económico es un fin en sí mismo porque genera crecimiento, impuestos y

empleo. La integración energética debería suponer una mirada en la que hay objetivos concretos que

buscan conseguir:


8�

a) regular el crecimiento de la inversión en hidrocarburos;

b) disponer del producto (petróleo, gas) cuando sale de la tierra;

c) regular los precios a interior de los países y la región;

El caso de la Occidental Petroleum en Ecuador, que incumplió claramente los términos de su

contrato con el Estado y fue declarado caduco y sin efecto, es un indicador clave para medir la rela-

ción TLC/inversiones petroleras. Apenas declarada la voluntad soberana de sancionar al transgresor,

sus protectores en Washington dieron por suspendida la participación ecuatoriana en el TLC llamado

“andino”. Esto significa que estamos ante el amparo de la gran potencia a sus compañías.

Pero el TLC no quiere que los Estados fortalezcan sus propias herramientas de intervención en

la actividad energética. La integración tal como ha sido definida hasta hoy no ha eliminado la parti-

cipación privada (como tampoco lo ha hecho la nacionalización boliviana), ni los criterios de compe-

tencia y libre ganancia. Lo que está haciendo es poner al lado de ellas poderosas empresas estatales

y proyectos ambiciosos de desarrollo de la actividad. El sentido común del TLC no favorece para nada

este camino. Pero sobre este punto vamos a tener que definirnos los latinoamericanos en estos años

cruciales que decidirán nuestros destinos.

Obstáculos identificables a la integración regional

El TLC es un factor que divide a los latinoamericanos porque tiene como eje no nuestras necesi-

dades y problemas, sino la relación con Estados Unidos. El debilitamiento de la Comunidad Andina de

Naciones (CAN) es una muestra de lo que puede pasar. Que unos países miembros pacten por fuera

de la CAN decisiones que afectan al organismo y otros queden al otro lado de la barda (ahora son tres

los que no entran al TLC: Venezuela, Bolivia, Ecuador) ha mellado la organización como interlocutor

ante otros bloques como el Mercosur, UE, y la naciente Comunidad de Sudamérica.

Por otro lado, el Mercosur se ha fortalecido con el ingreso de Venezuela y las aproximaciones

de Bolivia y Chile, y se ha convertido en el marco político del proyecto de “Integración Energética

Latino-Caribeña”. Por ahora esto divide el subcontinente entre el lado Atlántico integracionista y el

del Pacífico librecambista, donde Perú y Colombia han hecho los máximos esfuerzos por mostrar una

ligazón más sólida con el patrón del norte.

Un segundo obstáculo indudable es el dilema exportación versus integración. La lógica venezo-

lana de vender hacia el sur es vista por muchos como un recurso meramente político. Otros piensan,

en cambio, que el modelo de “Integración Energética Latino-Caribeña”, puede no ser sólo un abrazo

latinoamericano, fraterno y solidario, sino una vía de industrialización de nuestros países haciendo

surgir polos de actividad económica en diversos lugares, capaces de tener participación en el comercio

mundial. Sin duda la lógica de los TLC excluye claramente un camino de este tipo y lo sustituye por

relaciones de grande a pequeño, en todos los campos del acuerdo.

Un tercer obstáculo está asociado al hecho que los TLC hacen mucho más complejo el tipo

de actores del proceso de integración. Actualmente los tres socios principales tienen realidades em-

presariales muy distintas: Venezuela tiene una poderosa empresa petrolera del Estado PDVSA, pero

mantiene inversión extranjera de hidrocarburos en su territorio con participación accionaria del Es-

8�


tado de acuerdo a las reformas recientes; Brasil tiene una gigantesca empresa petrolera, Petrobrás,

originalmente del Estado, en la que se ha ampliado la participación de grupos privados, reduciendo

la presencia estatal a alrededor de 40%; Argentina privatizó su empresa emblemática, mientras el

Estado trata de reconstruir una nueva empresa propia aún en pequeñas dimensiones. Estas diferen-

cias, por cierto, repercuten en el proceso de las decisiones de integración, habiendo sido notables las

controversias entre directores y gerentes de Petrobrás sobre la iniciativa del gasoducto, donde unos

apuntalaban la posición de su gobierno y los otros negaban que ésta fuera una vía favorable a sus

intereses. Y es obvio que si aumenta la tendencia privatizadora, por ejemplo en México, Colombia y

Perú, será mucho más difícil el entendimiento futuro.

Un cuarto obstáculo debe estar referido a la capacidad de los Estados para ingresar en un pro-

yecto de dimensiones faraónicas que representa decisiones fiscales de trascendencia. En ese marco,

los TLC ponen barreras al crecimiento del gasto público y tratan de asegurar que la “opinión técnica”

en estos asuntos provenga de entidades que funcionan en la lógica de la economía global.

Es probable que en este aspecto los países medianos y pequeños sean frenados en cualquier

intención de sumarse al proyecto. Mucho más si todavía no está suficientemente claro lo que ellos

ganarían en particular con una inversión de esta naturaleza.

¿Quién divide a los latinoamericanos; el proyecto de integración, la idea de autosuficiencia

energética, las empresas públicas, las ideas anticuadas, los nacionalismos de siglo XXI?

Es importante tener una respuesta en una etapa en la que los caminos pueden unirse o bifur-

carse. Estas líneas buscan dar una pista a este respecto.

Conclusiones

1. La inestabilidad del mercado petrolero mundial es un reflejo de la acumulación de una serie de

eventos coyunturales que lo desestabilizan, dentro de una tendencia general de incremento de

la demanda que va a mantener los precios altos y a empujar a una fuerte competencia entre los

principales consumidores.

2. América Latina participa del mercado petrolero global convertida en exportadora de hidrocarburos

hacia Estados Unidos, con una cuota menos para el abastecimiento de los países productores y la

venta a los no productores y deficitarios.

3. La propuesta de integración energética busca dar vuelta al esquema actual de distribución del

recurso, orientándolo prioritariamente a su circulación dentro del subcontinente, apuntando a la

autosuficiencia y mayor grado de transformación, reduciendo la prioridad a la atención de la de-

manda estadounidense.

4. La propuesta de integración energética postula varias asociaciones sub-regionales: Caribe, Sur, An-

dina; grandes proyectos de inversión en infraestructura como no se han realizado en el continente

(gasoductos y oleoductos, refinerías, plantas petroquímicas, etc.); y la conformación de empresas

supranacionales de propiedad de los Estados.

5. Los Tratados de Libre Comercio promovidos por Estados Unidos configuran un tercer momento

de un proceso de cesión de soberanía de los Estados de América Latina, después de la crisis de la


8�

deuda, ajuste estructural e intervención de los organismos financieros internacionales; la trasfor-

mación de los gobiernos en neoliberales y la consolidación de las tecnocracias asociadas al modelo

en posiciones permanentes dentro de los Estados para llevar adelante las reformas al sistema eco-

nómico: liberalización de mercados, flexibilización laboral y privatización.

6. Con los TLC se suscriben acuerdos de largo plazo para mantener estas políticas y poner en con-

traposición comercio e inversión contra decisiones de desarrollo de los Estados, entre ellas las de

integración de nuestros países.

7. Los países de América Latina tienen la oportunidad histórica de unirse con grandes propósitos,

como son los de la cooperación energética en un mundo que empieza a pugnar por asegurarse

el abastecimiento de energía en el mediano y largo plazo. Pero también puede terminar fragmen-

tándose detrás del otro sueño que es el de la asociación con el gran mercado y la inversión esta-

dounidense que ofrecen los TLC. Este es un gran desafío.

Bibliografía

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Bustelo, Pedro (2004) “China y el mercado petrolero”: www.realinstitutoelcano.org/analisis/539asp

Campodónico Sánchez, Humberto (1999) “La inversión en el sector petrolero peruano en el período 1993-2000”: www.eclac.org

Klare, Michael T. (2005) “El ocaso de la era del petróleo”, Z-Net 05-08-05: www.zmag.org/spanish/0905klare.htm

Pichs Madruga, Ramón (s.f.) “Energía y medio ambiente en las negociaciones del ALCA”: www.visionesalterna-tivas.com/militarizacion/articulos/alca/13.htm

Recio Renato (s.f.) “El ALCA y la codicia energética de los Estados Unidos”: www.visionesalternativas.com/mi-litarizacion/articulos/alca/16.htm

8�

4Venezuela y América del Sur: el petróleo como

vínculo económico y político

Asdrúbal Baptista

Petróleo y crecimiento económico: una visión general

El desenvolvimiento de la actividad económica del mundo contemporáneo depende de manera

determinante del consumo de petróleo. La asociación ha llegado a ser tan estrecha que resulta difícil

imaginar cómo podría ser el mundo sin el soporte energético que ofrece el recurso petrolero.

Conviene mirar unas cifras y sus gráficos para dar cuenta de la estrecha vinculación antes ano-

tada entre petróleo y desenvolvimiento económico. Por ejemplo, durante el período que corre entre

1950 y 2005: el nivel de la actividad económica mundial en 1950 –medido según el instrumento

convencional del PIB– montaba, en dólares de 1990, a una cantidad cercana a US$5,3 billones de

dólares. Para el año 2005 esta cantidad se había multiplicado 8,2 veces, hasta llegar a algo más de

US$ 43 billones. En 1950, a su vez, el consumo de petróleo en el mundo rondó los 3,8 millardos de

barriles anuales; esta cifra, en el año 2005, fue 25,9 millardos, es decir, 6,7 veces más grande. De lo

que se sigue, una vez que se hacen los cálculos del caso, que cada dólar de PIB requería de un con-

sumo energético de 0,115 litros de petróleo en 1950, y que esta magnitud, luego de haber crecido

hasta 0,202 litros en 1972, disminuye de manera sistemática hasta el presente, cuando el consumo

es de sólo 0,095 litros por dólar de PIB.

Todo lo anterior se observa en el gráfico 1, que compendia muy adecuadamente lo dicho y de

donde se infiere que el mundo depende decisivamente del petróleo, aun cuando esa dependencia ha

venido siendo cada vez menos estrecha. Entre 1972 y 2005 la relación consumo petrolero/PIB cayó

de manera interrumpida a una tasa de 2,2% anual. De manera que para la última fecha es casi 50%

más pequeña de lo que fue treinta años atrás. Así es como se expresa el genuino afán sustitutivo de

la energía fósil por otras energías, o renovables, o más abundantes, o más limpias.

Haciendo uso de las relaciones implícitas en las cifras que sustentan el gráfico 1, resulta posible

estimar la cuantía del consumo de petróleo en el ámbito particular de América Latina en las últimas

décadas. En el cuadro 1 se entregan por lustros estas estimaciones.

Así pues, el crecimiento del consumo de petróleo en América Latina se quintuplicó entre 1950 y

1980, para luego hacerse virtualmente nulo. En este último comportamiento cumplen su papel tanto

el relativo estancamiento de la actividad económica como la sustitución tecnológica ya anotada.

�0


Gráfico 1Petróleo y actividad económica(consumo de petróleo por dólar de PIB)

Fuentes: cálculos propios con base en datos de Maddison, 2005; Baptista, 2006b: gráfico 11.5; Portal electrónico de OPEC; Portal electrónico de la EIA.

Cuadro 1Consumo de petróleo en América Latina, 1950-2004 (en barriles por día)

Años bpd

1950-1955 959.113

1956-1960 1.456.957

1961-1965 2.032.205

1966-1970 3.062.429

1971-1975 4.561.184

1976-1980 5.605.407

1981-1985 4.991.675

1986-1990 5.070.209

1991-1995 5.269.527

1996-2000 5.775.922

2001-2004 5.325.888

Fuentes: gráfico 1 (más arriba); CEPAL, Anuario estadístico de América Latina, varios años; Portal electrónico de CEPAL.

Asdrúbal Baptista - Venezuela y América del Sur: el petróleo como vínculo económico...

�1

Venezuela y América Latina: una comparación histórica

Venezuela es poseedora de cuantiosos recursos petrolíferos. Este detalle la singulariza en el con-

cierto de América Latina. En lo que sigue se ahondará en algunos detalles de significación respecto

de este carácter singular.

En primer lugar, conviene considerar la posición relativa de Venezuela en el contexto latinoame-

ricano. A tal fin se ofrece el gráfico 2.

Tomando el PIB por habitante de América Latina –el promedio de Argentina, Brasil, Colombia,

Chile, México y Perú– y la medida correspondiente de Venezuela1, resulta posible construir el gráfico

referido. La línea horizontal es una útil referencia para la comparación surgida de suponer a lo largo del

período de observación que Venezuela y América Latina tienen el mismo nivel de PIB por habitante.

Es ostensible que Venezuela, para los inicios del siglo XX, era la economía más pobre de América

Latina. El tamaño del indicador en escrutinio señalaba entonces que Venezuela tenía un ingreso por

habitante de apenas un tercio del que tenía el agregado de los países latinoamericanos considerados.

Los años veinte, sin embargo, van a alterar este estado de cosas, y ya para finales de la década se ha-

bían emparejado los índices en cuestión. A partir de allí, y hasta finales de la década de los cincuenta,

la economía venezolana se va a separar rápidamente de las economías vecinas, llegando a establecer

una distancia, hacia 1959, equivalente a un ingreso relativo casi dos veces superior. Desde esta última

fecha, empero, el crecimiento venezolano se irá rezagando, y para los años iniciales de la década de

los ochenta la situación de Venezuela será, a la luz del indicador en uso, menos favorecido que el de

1. La medida de Venezuela es el PIB no rentístico más la renta petrolera, ajustada por el volumen poblacional. Para la defini-ción de ambos términos, véase Baptista (2006a).

Gráfico 2Venezuela versus América Latina, 1900-2002(US$ de 1990)

Fuentes: Baptista, 2006a; CEPAL (años diversos).

�2


sus vecinos. Para el año 2002, última fecha considerada, el índice venezolano fue 22% menor que el

de los países latinoamericanos estudiados.

Tan extraordinario desenvolvimiento debe vincularse, en el orden causal y tanto en el alza como

en la caída, con el hecho singular ya anotado del petróleo (véase Baptista, 2006b, passim). Venezuela

contó y cuenta, de manera decisiva, con los proventos que resultan del aprovechamiento y la explota-

ción del recurso para los fines de su desarrollo económico y modernización, Pero esta última afirma-

ción obliga a una consideración de la mayor importancia para el propósito aquí perseguido.

El petróleo y su renta

La cuestión del carácter y realidad económica del petróleo es prioritaria para los fines de en-

tender el papel político que juega en las relaciones internacionales. ¿Qué se halla aquí presente que

amerita una reflexión especial?

El petróleo es un medio de producción indispensable para el mundo moderno. Su condición de

medio de producción, sin embargo, precisa de inmediato de una calificación. Se trata de un bien que,

a diferencia de la gran mayoría de los medios de producción, no se produce. Dicho de otro modo, es

un objeto natural que, stricto senso, es riqueza mas no es capital (Baptista, 2006a: capítulo IV).

Su propiedad, entonces, y según es la práctica normal de este tiempo de la humanidad, crea

derechos económicos a favor de quien la ejerce. Más aún, resulta útil denominar como terrateniente

al propietario. A esos derechos económicos, plasmados así en una remuneración cuya contrapartida

es la sola propiedad sobre el recurso en su yacimiento, se los llama renta territorial. Debe saberse que

esta denominación no siempre se emplea en el sentido aquí sugerido y más bien se utiliza denotando

cualquier suerte de ingreso en general. En estas páginas, dicho brevemente, se distinguen las remu-

neraciones propias del trabajo, esto es, salarios; las de los medios de producción producidos, esto es,

beneficios, y las de los medios de producción no producidos, a saber, rentas.

La propiedad sobre el recurso petrolero, por consiguiente, otorga a quien la ejercita el derecho

a una renta. En el caso de Venezuela esa propiedad la reclama el Estado. Pero hay algo más. El recurso

petrolero es un objeto que, contemplado desde Venezuela, se comercia por excelencia en el mercado

mundial, antes que en su territorio doméstico. Ello trae como consecuencia que quien paga esa renta

es el consumidor internacional, no el nacional. Por lo tanto, esa renta del Estado es internacional en su

origen. El Estado la cobra al mercado mundial, y por lo tanto recibe un poder de compra de carácter

internacional.

Esta renta, según se desprende de lo anterior, no tiene tras de sí ni el trabajo ni el capital domés-

ticos. Así se quiere insistir en su carácter internacional. Pero una vez dicho esto, de aquí se desprende

un importante corolario, a saber, que la renta petrolera cobrada por el Estado venezolano, entendida

desde la perspectiva de la economía nacional, es de suyo un excedente. Expresado de otro modo, la

renta del petróleo equivale a una masa de bienes y servicios extranjeros por la cual la economía do-

méstica nada debe pagar.


�3

La renta petrolera del Estado venezolano: el capitalismo rentístico

Antes de continuar es imperativo aclarar un tema que, de otro modo, podría fácilmente incitar

a la confusión. El Estado venezolano, luego de la nacionalización de 1976, recibe ingresos por con-

cepto de la actividad petrolera originados en tres fuentes. En primer lugar, el Estado, como expresión

política soberana de la nación venezolana, tiene el derecho de exigir de sus ciudadanos impuestos y

contribuciones. Resulta obvio que la industria petrolera ha de pagarle impuestos al Estado tal y como

lo hacen todas las empresas. En segundo lugar, el Estado es propietario del capital de la industria,

y por tal carácter recibe unos correspondientes beneficios. Por último, el Estado, según lo reiterado

antes, es dueño del recurso mismo, de lo que se desprende su derecho a cobrar una renta.

Pues bien, este ingreso rentístico internacional, y sólo él –téngase presente–, debidamente

calculado, representa una proporción muy significativa del PIB, o dicho con más rigor, del ingreso na-

cional. Por lo demás, el PIB del cual debe hablarse en el caso de Venezuela precisa de drásticos ajustes

conceptuales y, en consecuencia, empíricos, a los fines de tomar debida cuenta en el sector petrolero

de esta renta que es ingreso mas no producto (véase Baptista, 2006a: capítulo III). Este porcentaje no

es menor históricamente de un 25%, lo cual debe entenderse como una magnitud muy considerable,

sobre todo si se piensa en que la renta es un excedente asimilable al ahorro de la contabilidad nacio-

nal, y que el ahorro en las sociedades más opulentas monta en promedio a un 20% del ingreso.

La cuantía de la renta del petróleo, su carácter antes discernido, así como la decisiva materia

relativa a su propietario originario, esto es, el cuerpo político de la nación o Estado, configuran un

marco de relaciones socioeconómicas al que se llamó por su singularidad capitalismo rentístico (véase

Baptista, 2006b). Dejando de lado consideraciones presentes que quizás obligarían a discutir la actual

pertinencia de la expresión en cuestión, cabe afirmar que la economía de Venezuela es rentística de

acuerdo con los cánones conceptuales antes elaborados.

El mercado petrolero mundial: un ejercicio de prospección 2005-2030

En lo que sigue, para los fines de hacer una conjetura plausible sobre el comportamiento de

los precios del petróleo, se realizará un ejercicio de prospección cuya dimensión temporal se prolonga

hasta el año 2030.

El punto de partida lo constituye la cuestión del monto posible de reservas petroleras. Sirva al

efecto apoyar este tema decisivo en el criterio más especializado. La cita que sigue se refiere al monto

total de la oferta potencial de petróleo antes del inicio de su explotación comercial hacia 1859: “Du-

rante 1995-2000 la oficina de estudios geológicos de EEUU hizo un estudio exhaustivo de la oferta

de petróleo en el mundo. El examen concluyó afirmando que con un 95% de probabilidad esa cifra

era 2 trillones (dos millones de millones o billones, A.B.) de barriles. Concluye, además, que con 50%

de probabilidad la cifra era 2,7 trillones (dos millones de millones o billones, A.B.)” (David Goodstein,

2004, p. 29).

�4


Sea, pues, 2,7 billones la cifra presunta de reservas originarias. La información relevante siguiente

es cuánto de ellas se han consumido hasta el presente. En el cuadro 2 se ofrecen las cifras relevantes.

Cuadro 2Datos relevantes del petróleo, 1859-2004(billones de barriles de petróleo)

Año Reservas existentes Consumo acumulado

1859 2,70 0,00

1950 2,04 0,66

2004 1,71 0,99

Fuentes: Ministerio de Energía y Minas, 1992 y 2003; OPEC, 2004; EIA, 2004.

A continuación la tarea consiste en preguntarse sobre el posible desenvolvimiento económico

del mundo en las décadas venideras. La premisa mayor que sostiene el ejercicio es el supuesto de que

el nivel de vida de la población, en términos del PIB por habitante de 2005, se habrá duplicado para el

año 2030. A su vez, se supone que la población aumentará aunque a una tasa decreciente. Esta tasa

disminuirá hasta llegar a ser, en 2030, un tercio menor de lo que era al cierre del siglo XX (U.S. Census

Bureau). Al comienzo era 1,15% anual, y al final del ejercicio es sólo 0,72% anual.

En lo atinente al decisivo punto del consumo energético por unidad de producto producida, el

supuesto de este ejercicio conjetural es que la correspondiente relación sigue un curso decreciente.

Esto sale de lo siguiente: en 1973 cada dólar de PIB requería del consumo de 0,2 litros de petróleo, y

para el año 2005 el consumo se había reducido a 0,095 litros. La tasa de crecimiento de la intensidad

energética, por consiguiente, a lo largo del período fue negativa, -2,3% anual. Pues bien, aquí ha de

suponerse que esta tasa de sustitución crece en el futuro previsible hasta llegar a -2,68% en 2015 y

-3,21 en 2030.

En el cuadro 3 se muestra el ejercicio prospectivo llevado a cabo con los supuestos antes

referidos.

Como se puede observar, el consumo de petróleo crecerá en términos absolutos hasta el año

2015, cuando alcanzará 27 millardos de barriles anuales. A partir de allí lentamente decrece para llegar

a 23,7 millardos de barriles en el año 2030. Pero más allá de todo esto hay un punto capital hacia el

cual debe dirigirse la atención.

El mercado petrolero y el punto de Hubbert

La cantidad de petróleo a la disposición de la humanidad en el comienzo, se ha visto antes,

es una magnitud finita y predeterminada. Esa cantidad, de acuerdo con lo dicho, era 2,7 billones de

barriles. Con base en este hecho elemental e indubitable es como se llega a lo que en el presente se

denomina el punto de Hubbert, por razón de que fue M. King Hubbert quien por primera vez lo pun-

tualizó con el rigor del caso. Se trata de aquella situación que, cuando se alcanza, significa en términos

económicos que el petróleo ha llegado a su punto crítico de existencia. Dicho estadio crítico ocurre


��

cuando el nivel de las reservas remanentes es igual a la mitad del total del petróleo que existía al mo-

mento del inicio de la explotación.

Expresado de otra manera, el punto de Hubbert marca el estado de cosas económico en el mer-

cado de petróleo a partir del cual la presión alcista sobre los precios se hace irresistible, por cuanto en

el horizonte temporal la finitud del recurso se manifiesta plenamente para los consumidores.

A la luz de lo señalado, conviene entonces mirar hacia el comportamiento del mercado petro-

lero en los próximos años. En el cuadro 4 se muestra el estado de la oferta de petróleo, dado el curso

previsible de la actividad económica, con el fin de poner de relieve el tema envuelto en lo que se ha

llamado el punto de Hubbert.

Cuadro 4Datos relevantes del petróleo, 1859-2030(billones de barriles de petróleo)

Año Reservas existentes Consumo acumulado

1859 2,70 0,00

1950 2,04 0,66

2004 1,71 0,99

2010 1,55 1,15

2015 1,42 1,28

2020 1,29 1,41

2025 1,16 1,54

2030 1,04 1,66

Fuentes: Ministerio de Energía y Minas, 1992 y 2003; OPEC, 2004; EIA, 2004.

Cuadro 3Crecimiento económico mundial y consumo energético, 2006-2030

AñoPIB/habitante (US$ de 1990)

Millardos de barriles/año

AñoPIB/habitante (US$ de 1990)

Millardos de barriles/año

2006 6.917 26,05 2019 9.904 26,52

2007 7.110 26,22 2020 10.181 26,35

2008 7.309 26,37 2021 10.466 26,16

2009 7.514 26,50 2022 10.759 25,95

2010 7.724 26,63 2023 11.060 25,72

2011 7.941 26,74 2024 11.370 25,47

2012 8.163 26,83 2025 11.688 25,21

2013 8.392 26,91 2026 12.016 24,93

2014 8.626 26,97 2027 12.352 24,63

2015 8.868 27,02 2028 12.698 24,32

2016 9.116 26,81 2029 13.054 24,00

2017 9.372 26,81 2030 13.419 23,66

2018 9.634 26,68

Fuente: elaboración propia (ver gráfico 1, p. 90).

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Puede observarse que, de seguir las cosas económicas la marcha descrita, entre el año 2015 y el

2020 se habrá alcanzado en el lado de la oferta disponible de petróleo lo que se ha llamado en los pá-

rrafos anteriores el punto de Hubbert. Pero debe entenderse que el mero hecho de ya estar hablando

acerca de la posibilidad de que esto acontezca, por fuerza signa al alza la conducta de los precios en

el mercado mundial. Brevemente dicho, cabe concluir de manera razonable que los precios petroleros

en el tiempo por venir habrán de seguir una tendencia dominada por aumentos persistentes en sus

niveles. Es decir, la limitación insalvable de la oferta, aunada a una demanda creciente por causa del

crecimiento económico mundial, harán inevitable que los precios suban sin detenerse.

Crecimiento económico y requerimientos de petróleo: América del Sur 2005-2030

Para las circunstancias del conglomerado de países de América del Sur compuesto por Ar-

gentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Chile, Ecuador Paraguay, Perú y Uruguay, resulta posible hacer un

ejercicio de prospección análogo al realizado para el mundo como un todo. Se dispone, en efecto,

de las estadísticas relevantes para identificar las condiciones del presente relativas a su PIB, población

y consumo de petróleo, e igualmente se pueden hacer las conjeturas del caso para hacerse idea de

cómo pueden ser su desenvolvimiento económico y los requerimientos energéticos que éste deman-

da. Aquí se supone, tal y como se hizo para la economía mundial, que el nivel de vida por habitante

se duplica en el período hasta el año 2030.

En el gráfico 3 se muestra el curso de los requerimientos petroleros de América del Sur en el

período 2006-2030, bajo el supuesto de que la tasa de sustitución energética sigue un ritmo similar

al del mundo en general.

Gráfico 3Petróleo y crecimiento económico en Amérioca del Sur, 2004-2030(millardos de barriles por año)


��

Como se observa, el consumo de petróleo crecerá en términos absolutos hasta el año 2017, para

entonces comenzar lentamente a decrecer. En el presente, el conglomerado de países nombrados con-

sume 1,29 millardos de barriles por año, y si llegara a crecer de una manera tal que para el año 2030 se

hubiera duplicado el nivel de ingresos por habitantes, en 2017 estaría consumiendo 1,42 millardos de

barriles. Al término del período ese consumo habría decrecido hasta 1,33 millardos de barriles/año.

Precios y costos en el mercado mundial

La presión alcista sobre los precios tendrá importantes repercusiones en los países que poseen

recursos petrolíferos. En particular, dentro del contexto de América del Sur, Venezuela tendrá en el

futuro previsible ingresos rentísticos cuantiosos que le darán márgenes de maniobra económicos y

políticos de gran significación.

Sin que sea posible ni necesario por los momentos entrar en detalles sobre los probables niveles

posibles de precios que prevalecerán en el mercado mundial en las venideras décadas, sí conviene

tener presente que el monto de esos ingresos estará condicionado por los costos de explotación del

recurso. Sólo para tener una idea de estos últimos baste saber que en los últimos 14 años los costos

reales por pozo se han incrementado a una tasa anual de 7,2%, y que seguramente esta tasa habrá

de aumentar en los años venideros. Con todo, los niveles de renta crecientes que la economía venezo-

lana habrá de tener en las próximas décadas se pueden tomar como un dato de indubitable solidez.

Venezuela y América del Sur: los vínculos del petróleo

El gobierno venezolano tiene manifiestamente interés en establecer unos vínculos más estre-

chos con sus vecinos de América del Sur. Estos vínculos son de diferente naturaleza, comenzando por

los más a la mano, que son las transacciones comerciales. En todo caso, se debe tener presente, como

lo muestran los números disponibles, que las magnitudes de este comercio zonal en la actualidad,

vistas desde Venezuela, son modestas (véase cuadro 5) por lo que cabe afirmar que la aspiración de

un desarrollo intenso de esos vínculos, en el muy corto plazo, no es posible imaginarlo mediante la vía

convencional de la práctica comercial. Otras rutas deben explorarse.

Cuadro 5Comercio internacional Venezuela-América del Sur(primer semestre de 2006)

Millones de US$ % del total

Exportaciones de Venezuela 340 9,6

Importaciones de Venezuela 1.287 21,7

Fuente: portal electrónico del Instituto Nacional de Estadística de Venezuela: www.ine.gov.ve

�8


Aquí es donde entran a jugar las ventajas económicas de las que disfruta Venezuela por razón

de su tenencia de significativas reservas petrolíferas y de la excepcional fertilidad de sus yacimientos.

Ventajas económicas originadas, en suma, en la renta del petróleo que capta del mercado mundial.

En efecto, el establecimiento de vínculos entre Venezuela y sus vecinos puede bien tener a cuenta

del ámbito petrolero venezolano una interesante viabilidad, al recibir desde este último poderosos y

sostenidos incentivos. Pero este entronque supone la noción preestablecida de que no tienen porqué

ser sólo criterios propios de la estricta racionalidad capitalista los que hayan de guiar las acciones por

emprender y propiciar.

Se quiere decir lo siguiente. Dados los grados de libertad que le otorga la renta petrolera, el

Estado venezolano, por voluntad del grupo de poder que lidera en la actualidad el gobierno nacional,

puede decidir utilizar a discreción el provento rentístico del petróleo a los fines de crear lazos políticos

mediante la satisfacción de diferentes necesidades, entre las cuales sobresalen –pero sin que sean las

únicas– las asociadas con el consumo de la energía para el desenvolvimiento económico.

Aquí hay un punto fundamental acerca del cual se requiere la mayor claridad de criterios. Se

trata del asunto de los grados de libertad económicos que concede el petróleo a su dueño. Con su

mención se quiere reiterar lo señalado en páginas más arriba en relación con el carácter de la renta.

En efecto, por lo ya mencionado, la propiedad del petróleo concede al Estado venezolano el derecho

de reclamar del mercado mundial un ingreso, cuya exclusiva contrapartida es únicamente la nuda

propiedad del subsuelo. En tal sentido, cabe decir que a su propietario no le cuesta nada el ingreso

rentístico, por lo que puede disponer del mismo sin las limitaciones económicas conocidas. Esta falta

de contrapartida, tan propia de la renta petrolera en cuanto renta, le otorga a su propietario una ca-

pacidad de gasto e influencia sin las restricciones que impone en cualquier caso productivo normal el

elemental balance entre ingresos y costos.

Hay, así, una serie de posibilidades de vínculos que, alentados desde Venezuela, pueden impul-

sar sus relaciones con América del Sur.

La transferencia internacional de la renta del Estado venezolano

En primer lugar, puede el Estado venezolano transferir su renta a otras naciones y pueblos, sin

que medie contrapartida económica. La racionalidad de la renta claramente lo permite: a la ausen-

cia de contrapartida en el origen cabe asimilarle la ausencia de contrapartida en el destino. Dados

cualesquiera otros propósitos diferentes de la mera rentabilidad mercantil, y que el Estado se da a sí

mismo, su consecución puede muy bien asociarse con la libre transferencia del provento a otros, que

no tienen porqué ser necesariamente venezolanos. Así como los venezolanos a lo largo de las déca-

das han disfrutado de ventajas enormes en el consumo, en las remuneraciones reales, en servicios

gratuitos, en acceso a servicios sin costos (véase Baptista, 1997, passim) puede muy bien decidirse

que otros, por ejemplo, los más desposeídos de otras latitudes nacionales, del mismo modo gocen

de esos disfrutes. Se crearía así un vínculo de presunta solidaridad, que de mantenerse crearía lazos

populares allende las fronteras.


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Esta opción encara limitaciones. La más notoria es el tamaño de la renta del petróleo. Su monto

luce muy significativo, pero es una verdad de perogrullo que no alcanza para todos los que de ella

podrían beneficiarse. Por otra parte, el Estado propietario de la renta puede, más allá de cierto punto,

comenzar a recibir presiones desde el interior de la sociedad venezolana para acotar los volúmenes de

esas transferencias unilaterales. A la llamada solidaridad con los vecinos puede terminar por oponerse

la exigencia de ‘los habitantes de la casa’. Pero aquí no concluyen las cosas.

América del Sur y la explotación del petróleo venezolano

La percepción de una renta creciente depende de por lo menos dos hechos. Ya se ha dicho que

en relación con el primero, que surge del balance entre precios y costos, el futuro previsible claramen-

te indica que el ambiente económico habrá de ser muy favorable para los propietarios del recurso.

Pero hay un segundo hecho: la necesidad de extraer el petróleo de sus yacimientos y hacerlo llegar a

los consumidores. Sin petróleo que vender sencillamente no hay renta. Esta última materia remite a

la necesidad de hacer cuantiosas y continuas inversiones –netas y de reposición– en el futuro, y éste

es un punto crítico de todo este análisis. Su monto es muy significativo, dado el tamaño del negocio

petrolero venezolano, pero de igual manera lo es su urgencia. Aquí se abren otras posibilidades para

el establecimiento de vínculos entre Venezuela y América del Sur que lucen más convencionales y

sostenibles.

Los requerimientos de nuevas inversiones en el sector petrolero venezolano, tanto para man-

tener la capacidad actual como para incrementarla en función de las cuantiosas reservas disponibles,

son muy grandes. Se habla para la próxima década, en algunos cálculos de especialistas, de montos

que en total superan los US$120.000 millones de dólares. Por lo demás, sobra decir que el Estado

venezolano carece de los medios para acometer por sí solo este gasto. De allí su previsión de asociarse

con privados para complementarse.

Dejando de lado el punto, de otro modo muy interesante, de si son o no viables las previsio-

nes del Estado plasmadas en recientes modificaciones legales relativas a su participación en nuevos

proyectos conjuntos de explotación, resulta cierto que aquí hay un enorme espacio económico para

incentivar vínculos con los vecinos de América del Sur. Dadas las necesidades energéticas del subcon-

tinente, que antes se han explayado, resulta muy atractivo establecer lazos en torno al petróleo vene-

zolano. El uso de la renta, si se quiere, sería entonces el de financiar ventajas y estímulos especiales

para los inversionistas foráneos suramericanos. El gobierno tendría que acceder a hacerse parte de la

racionalidad capitalista en cuanto a la explotación del petróleo por privados, a cambio desde luego

de motivar los vínculos económicos. Otros vínculos, asociados con otros valores, por ejemplo la soli-

daridad con los desposeídos, o la búsqueda de estructuras sociales más dignas y decentes, tendrían

entonces una cabida mucho más modesta.

100


Bibliografía

Baptista, Asdrúbal (2006a) Bases cuantitativas de la economía venezolana: 1830-2006. Fundación Polar, Caracas.

Baptista, Asdrúbal (2006b) El relevo del capitalismo rentístico: hacia un nuevo balance de poder, Fundación Polar, Caracas.

Baptista, Asdrúbal (1997) Teoría económica del capitalismo rentístico, IESA, Caracas.

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CEPAL-Comisión Económica para América Latina y el Caribe, portal electrónico.

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Goodstein, David (2004) Out of gas: The End of Age Oil. Norton.

Maddison, Angus (2005) La economía de Occidente y la del resto del mundo: una perspectiva milenaria, Figuerola Lectura.

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OPEC-Organización de Países Exportadores de Petróleo (2004) Annual Statistical Bulletin, Viena.

OPEC-Organización de Países Exportadores de Petróleo, portal electrónico.

U.S. Census Bureau, portal electrónico.

101

5La integración energética regional:

factor de (in)gobernabilidad/(in)seguridad

Elsa Cardozo

La cuestión energética permaneció durante casi treinta años relegada a discusiones y foros

técnicos. En los comienzos del siglo XXI emerge con enorme fuerza en la agenda mundial, ligada a

una diversidad sin precedente de ámbitos de muy alta sensibilidad internacional: comercio y finanzas,

ambiente, urgencias sociales y temas culturales, asuntos políticos, estratégicos e institucionales. Las

interdependencias energéticas –simétricas y asimétricas, positivas y negativas– vinculan como nunca

antes al mundo entero a la vez que ponen en evidencia la volatilidad del orden mundial globalizado.

Esta dimensión de las relaciones internacionales trae consigo tanto las oportunidades para impulsar la

integración virtuosa de necesidades y recursos como los riesgos de producir grandes daños y perjui-

cios en cada uno de los ámbitos que hoy roza.

En América Latina, lo que es cierto para el mundo como conjunto se manifiesta con especial

intensidad. La energía se hace presente en la redefinición de numerosas coordenadas del mapa re-

gional y en cada uno de los ámbitos que afecta aparece como factor generador de prometedoras

relaciones a la vez que de nuevos temores: de integración y de conflicto, de seguridad e inseguridad,

de gobernabilidad e ingobernabilidad.

Ciertamente, la riqueza energética –que incluye a los tan revalorizados hidrocarburos– define

a Latinoamérica como una región con enorme potencial de complementación entre productores y

consumidores. Así, más allá de las posibilidades que se abren a cada uno de los países mejor dotados,

la integración energética del conjunto se presenta como una oportunidad de mayor escala para me-

jorar tanto las condiciones de desarrollo y proyección económica como las de la convivencia social y

la organización política.

Y sin embargo, por otro lado, la grande pero desigual dotación de energéticos tiene la posibi-

lidad de reproducir, también en gran escala, la llamada “maldición de los recursos naturales” que en

materia de hidrocarburos ha sido así identificada dentro del síndrome del PetroEstado (Karl, 1997) la

Petropolítica (Friedman, 2006) y otras muchas caracterizaciones sobre los perversos efectos potencia-

les de esta riqueza en países institucionalmente frágiles. América Latina está especialmente expuesta

a esos males: por la vulnerabilidad de sus instituciones y por el germen de inconformidad que, en

parte, se explica por el hecho de que se ha mantenido por más de una década como la región con la

mayor desigualdad de distribución del ingreso y porque, aunque reducidos los conflictos propiamente

internacionales a su mínima expresión, en cambio han proliferado los subnacionales, con complejidad

e intensidad crecientes.

Para analizar oportunidades y dificultades, las siguientes páginas presentan un panorama re-

sumido sobre el nuevo papel que los recursos y proyectos energéticos vienen desempeñando para

102


la integración y –por la amplitud y multidimensionalidad de los problemas de seguridad que remue-

ven– sobre la gobernabilidad regional1. En torno a esos tres conceptos: seguridad, gobernabilidad

e integración, son examinadas las condiciones, tendencias y opciones regionales vistas a través del

factor energético.

Condiciones prevalecientes: la energía como cuestión de seguridad regional

El tratamiento del tema de la energía combina regionalmente los cambios en las concepciones

de seguridad (Buzan, 1983; Buzan y otros, 1988; Sisco y Chacón, 2004) que, inspirándonos en las te-

sis de Kirsten Westphal (2006), resumiremos en dos a efectos de esta resumida presentación. A partir

de una visión restringida –su concepción, los asuntos que abarca y las estrategias que contempla– la

energía se vincula a la seguridad misma del Estado y a la competencia internacional por recursos

considerados estratégicos; de allí que esta perspectiva se concentre en que la posesión de energéticos

confiere un valioso y codiciado recurso económico y de poder nacional. En cambio, desde una visión

amplia, se vincula el factor energético a la seguridad de la sociedad, es decir, a la posibilidad de desa-

rrollo y consolidación de las instituciones y a la oportunidad de creación y preservación de condicio-

nes de autonomía para las personas, en esferas que van desde las necesidades individuales primarias

hasta las relativas a la convivencia en una comunidad mundial cosmopolita (Held, 1997); los energé-

ticos son considerados un necesario recurso para el desarrollo humano. En el primer caso, prevalece

una perspectiva de control y competencia que puede conducir a posiciones de confrontación por la

procura o la defensa de recursos energéticos para la seguridad del Estado; en el segundo, predomina

una perspectiva más bien concertadora y cooperativa, de aprovechamiento y complementación de

recursos energéticos en busca de seguridad de la sociedad y sus miembros.

En el trato que regionalmente ha recibido la cuestión energética se mezclan, en diferentes

proporciones, elementos de estas dos visiones. Sin embargo, el peso de lo que es esencial a cada

una implica importantes diferencias en la concepción de la agenda de seguridad regional, nacional y

subnacional. Veamos esto en las más relevantes de las múltiples dimensiones y significaciones de la

seguridad que se manifiestan en el presente latinoamericano.

Dimensión estratégica

El aspecto propiamente estratégico de lo energético es el más obviamente ligado a la seguridad,

referido como está al manejo de las vulnerabilidades y potencialidades –por cada país, al interior de la

región y frente al mundo– en esta materia. Cuando prevalece la óptica restringida, eso se llega a plan-

tear en términos defensivos y hasta de confrontación frente a los intereses de empresas y gobiernos

que compiten regionalmente por el control de fuentes y facilidades de distribución de energía, trátese

de países que son grandes productores, o de los que son grandes consumidores netos.

1. Sirva como antecedente y trasfondo a este papel el documento “Integración energética y gobernabilidad en la sub-región andina” (Cardozo (ed.), 2006).

Elsa Cardozo - La integración energética regional: factor de (in)gobernabilidad / (in)seguridad

103

Desde la perspectiva amplia, lo estratégico se entiende en términos que permitan aprovechar

la coyuntura de alta valoración estratégica del recurso para construir oportunidades de asociación

beneficiosas para lograr suministros y precios estables, mercados seguros y reducción de riesgos socia-

les y ambientales en la exploración, el transporte y el manejo de los recursos provenientes del sector

energético.

En todo caso, la región –tan rica en recursos de la más variada índole– es cada vez más abier-

tamente objeto de competencia entre grandes empresas y entre –y dentro– de los países. En ese tur-

bulento contexto, lo energético, pese a su potencial como oportunidad para el fortalecimiento de la

capacidad de desarrollo del conjunto, tiende a convertirse en factor de competencia que opera como

combustible en un ambiente de creciente volatilidad subnacional y de reaparición de importantes

tensiones internacionales. El caso boliviano ilustra la preeminencia de lo competitivo en tres niveles:

el de los reclamos locales, en los que se mezclan cuestiones de identidad, ambientales, económicas

y sociopolíticas; el de la reivindicación nacionalista que se plantea la recuperación del control público

del sector; y el de la competencia internacional –que bien ilustran las estatales venezolana y brasileña,

Petróleos de Venezuela y Petrobrás– por la seguridad de suministros y búsqueda de influencia en el

mercado “estratégico” regional.

Dimensión económica

La significación económica de los recursos energéticos abarca los asuntos relativos a la seguri-

dad del mercado en cuanto al nivel de los precios, la capacidad de consumo y pago de los compra-

dores, y la confiabilidad de los abastecedores. Se trata de una justificada preocupación tanto para los

oferentes como para los demandantes de un recurso indispensable. Ahora bien, desde la perspectiva

restringida de la seguridad energética, se enfatiza en políticas económicas defensivas (de control,

aprovechamiento y protección de fuentes propias) y ofensivas (de búsqueda y consolidación de fuen-

tes y medios de suministro); mientras que en la más amplia se promueve la cooperación en procura

de complementación de intereses. Para países que –como ocurre entre los latinoamericanos o entre

la región y otros mercados– dependen en alto grado de la venta o de la compra de energéticos, una

cierta mezcla de esas dos visiones ha sido históricamente inevitable. Al interior de la región, la cues-

tión energética como tema de interés económico común apareció ligada a proyectos de generación

e interconexión binacional y plurinacional y, luego, hace poco más de veinte años, dentro de los

esquemas de integración regional (OLADE-CAF, 2002) Fuera de la región, el caso más relevante es el

de la Organización de Países Exportadores de Petróleo-OPEP (OPEC, por sus siglas en inglés), a cuya

creación en 1962 hizo Venezuela decisivos aportes. Cabe destacar que la organización misma era

una iniciativa de cooperación entre grandes exportadores a la que también Ecuador estuvo asociado

entre 1973 y 1992. En materia de cooperación energética, Venezuela por sí sola, y en asociación con

México, ha ofrecido facilidades petroleras a países menos desarrollados y altamente dependientes de

las importaciones de hidrocarburos en la cuenca del Caribe desde el boom de precios de la década

de los setenta. En los últimos años ha sido precisamente la posición venezolana la que ha planteado

el más grande giro regional en la concepción sobre seguridad energética, al aproximarse de forma

104


explícita hacia su enfoque más restringido y competitivo, más allá de lo económico. Curioso pues esa

reorientación, precisamente, viene rodeada por convenios de cooperación en volumen y amplitud sin

precedente.

Dimensión política

Es el aspecto político de la seguridad el que mejor explica la aparente contradicción que acom-

paña a la fórmula venezolana de cooperación y competencia. En esta vertiente cabe igualmente

diferenciar dos maneras de asumir lo energético: de un lado, se asocia políticamente, de forma res-

tringida, al control sobre los recursos naturales en el marco de reclamos nacionalistas y de rechazo

a tratos con empresas transnacionales y, particularmente, a la política exterior de Estados Unidos.

Esta perspectiva explica los graves conflictos que en torno a políticas energéticas impopulares se han

desarrollado en Bolivia, Ecuador y Perú en los últimos años. Desde otro ángulo, más bien amplio, son

consideradas las posibilidades y responsabilidades de los gobiernos nacionales en procura de las mejo-

res oportunidades de estabilidad energética a través de las modalidades de cooperación e integración

que resulten más eficientes.

También en esta dimensión las dos visiones están regionalmente presentes en desiguales pro-

porciones y a través de diversas manifestaciones del control político sobre la riqueza energética. Quizá

la más generalizada e interesante sea la de las llamadas “renacionalizaciones” que se vienen produ-

ciendo a través del nuevo fortalecimiento de las empresas petroleras nacionales. Esas iniciativas se

materializan de diferentes formas: desde el control estatal con foco comercial y amplio margen para

las negociaciones con transnacionales, como en el caso de la brasileña Petrobrás, hasta el control es-

tatal con fuerte foco y condicionamiento político que favorece negociaciones internacionales orienta-

das también por criterios políticos antes que comerciales, como es el caso de Petróleos de Venezuela.

Entre los riesgos que plantea la ola renacionalizadora en medio de una sostenida racha de altísimos

precios para los hidrocarburos se encuentra el descuido por los aspectos relativos a la reinversión y a

la seguridad jurídica, que pueden poner en riesgo al negocio energético; igualmente, se potencia el

peligro de que en medio de la fragilidad de las instituciones característica de los principales produc-

tores, la abundancia de recursos en manos de los gobiernos acelere el síndrome de debilitamiento

institucional y, con él, la erosión de la democracia.

Ligadas al aspecto político aparecen regionalmente con creciente fuerza, significaciones am-

bientales y socioculturales de la seguridad en materia energética. En la perspectiva restringida de

seguridad se las subsume en la razón política de recuperación de control sobre recursos propios, en el

discurso de las reivindicaciones nacionales y en el de rechazo a las transnacionales (a la globalización)

y a Estados Unidos. En un enfoque más amplio, podría ser cultivada la preocupación por las implica-

ciones ambientales del auge del negocio energético y sobre la diversidad de reivindicaciones sociocul-

turales que potencia, en beneficio de la seguridad humana, que promueve medidas orientadas a la

protección institucional de las libertades vitales –incluidas las individuales, políticas, socioeconómicas

y culturales– y a la reducción de la vulnerabilidad de las personas en todos los ámbitos, a través de

políticas de desarrollo humano (PNUD, 2004).


10�

Finalmente, volvamos a la dimensión institucional, de decisiva importancia por sí misma y como

ámbito integrador y de respuesta a los desafíos energéticos. Lo institucional, en efecto, plantea el

problema de la seguridad y la cuestión energética en términos comprehensivos, en torno a los cuales

también es posible diferenciar dos posturas muy diferentes. Baste por lo pronto señalar que desde la

concepción restringida de la seguridad se considera lo institucional como un aspecto instrumental, es

decir, un medio al servicio de la competencia por el control estratégico, económico y político de recur-

sos energéticos, para el bien del Estado. En la concepción amplia, lo institucional es pieza de creciente

importancia para el proceso de construcción social de oportunidades de mejoramiento de condiciones

de vida, a la vez que de manejo y reducción de insatisfacciones y conflictividades subnacionales.

La seguridad, ampliamente concebida como multidimensional, cooperativa (por preventiva,

multilateral y fomentadora de la confianza), democrática (por renovadora y preservadora de las ins-

tituciones democráticas) y humana (por su orientación a proteger y promover condiciones de auto-

nomía humana) (Jácome, 2006), acaba integrándose en la cuestión de la gobernabilidad, que viene

adquiriendo nuevas facetas y más amplia escala.

Tendencias en grueso: lo energético en la gobernabilidad democrática

Una mirada panorámica a Latinoamérica en los primeros años del siglo XXI, permite observar, sin

gran dificultad, importantes problemas que no dudaríamos en considerar cuestiones de gobernabilidad

por la pérdida de eficacia y credibilidad de las instituciones, mientras crecen la cantidad y la variedad de

exigencias y manifestaciones de inconformidad de una población insatisfecha e impaciente.

Ahora bien, la perspectiva de la gobernabilidad ha sufrido importantes cambios desde su llama-

tivo papel en la década de los ochenta (Crozier, Huntington y Watanuki, 1975; Achard y Flores, 1997).

Ya en 1995 se presentaba más amplia en sus dimensiones (Arbós y Giner, 1996; Jácome, 1997). Como

escribía entonces Manuel Rojas Bolaños, “no es sólo el producto de la capacidad de un gobierno para

ser obedecido por sus propios atributos (transparencia, eficacia, accountability), sino de la capacidad

de todos los actores políticos estratégicos para moverse dentro de determinadas reglas de juego –una

especie de concertación–, sin amenazas constantes de ruptura que siembren la incertidumbre en el

conjunto de la sociedad” (Rojas Bolaños, 1995).

Una década más tarde constatamos que reaparece la perspectiva de gobernabilidad vista como

control gubernamental (como por diferentes razones y desde diversos propósitos políticos es el caso

en Venezuela y Colombia); que, en el marco de una grave crisis de representación que afecta a los

partidos políticos en buena parte de Latinoamérica, hay una gran movilidad y ambigüedad respecto

a quienes son “actores estratégicos” en medio de la crisis; y que las “reglas del juego” mismas están

sujetas a revisión en circunstancias en las que en buena parte de la región hay graves dificultades para

concertar y, por tanto, enorme incertidumbre y amenazas de ruptura que, para mayor complicación,

pueden venir revestidas de procedimientos constituyentes y constitucionales. Es ésa una suerte de

nueva visión restringida de la gobernabilidad que emerge con mucha fuerza, como respuesta ante

diversas manifestaciones sociales de insatisfacción y conflictividad.

10�


Por otra parte, sometida a fuerte presión, se mantiene la visión amplia, multidimensional y

democrática de la gobernabilidad (Filmus, s.f.), para la que el desafío principal es procurar respuestas

a las urgencias sociales, económicas, culturales y políticas pero a través de una institucionalidad que

amplíe las capacidades y posibilidades para el desarrollo individual y social autónomo (Sen, 2000) y

que no sólo esté sustentada en reglas y normas formales, sino en actitudes y valores compartidos en

torno a todas las ya aludidas esferas de la autonomía. En esas esferas, desde lo individual hasta lo

mundial, se mueve el tema de la gobernabilidad entre la escala local y la regional.

En una u otra vertiente de la gobernabilidad –como gobernabilidad restringida o controladora

o como gobernabilidad amplia o democrática– la cuestión energética es atendida con diferente pro-

pósito y estrategias.

Un mayor acento en la participación del Estado en los beneficios de la explotación de un re-

curso natural nacional; la preeminencia de criterios políticos en el manejo del sector energético; la

vinculación de este sector a una agenda de seguridad nacional restringidamente concebida; la aso-

ciación de las reclamaciones sociales, culturales e incluso ambientales a la agenda de reivindicaciones

nacionalistas, hacen todos parte de una visión de la gobernabilidad centralizadora de controles que

tan abiertamente se manifiesta en Venezuela (Njaim, 2006) y desde hace pocos meses en Bolivia, y

que parcialmente se expresa domésticamente en gobiernos como los de Ecuador y Argentina, y en

organizaciones y movimientos subnacionales que actúan dentro de varios otros países, así como en

foros y agrupaciones de alcance transnacional.

Aun con un papel central para el Estado y sectores energéticos nacionales bajo control del sec-

tor público, la concepción y práctica de la gobernabilidad como concertación democrática se distancia

de modo obvio de la descripción precedente: baste decir que coloca al sector energético –con todo

y las urgencias que éste plantee, como en el caso de Chile, tan dependiente de las importaciones de

gas– en el marco de una agenda amplia de seguridad cuyo objetivo es crear condiciones de desarrollo

humano institucionalmente consolidadas, y cuyos procedimientos son los de la negociación y la con-

certación. La energía es, en esta concepción, un elemento ciertamente muy valioso para desarrollar

la capacidad de respuestas representativas, eficaces y legítimas por parte de gobiernos muy presiona-

dos, doméstica e internacionalmente, tanto más si no cuentan con recursos energéticos propios.

De las dos vertientes descritas derivan dos formas diferentes de asumir la cuestión energética a

escala regional (y mundial) Recordemos, para comenzar, que si en algún sector es hoy muy visible la

necesidad económica y el atractivo político-estratégico de buscar acuerdos, es en el energético. En él

se conjuga la posibilidad de complementación que los altos precios de los hidrocarburos hacen desea-

ble y factible, en el marco de importantes crisis energéticas recientes, como la eléctrica que padeció

Brasil entre 2001 y 2002 y la de gas que sufrió Argentina entre 2003 y 2004, que aún se hace sentir

en Chile como comprador muy dependiente del gas argentino.

Una mirada al panorama actual ofrece un registro bastante elocuente. La inclusión de la cues-

tión energética en proyectos de integración deja una primera impresión. Los más importantes son

los casos del Plan Puebla-Panamá (2001) y el de la Iniciativa de Infraestructura Regional Surameri-

cana-IIRSA (2000). El primero se propone, entre otros ámbitos de integración, el de la interconexión

energética desde el sur de México, atravesando el istmo centroamericano hasta Colombia; el segundo


10�

contempla, entre sus propuestas de interconexión física, la integración energética. Pero, en realidad,

los esquemas de integración –muy lentos en asimilar el tema energético– han sido desbordados por

propuestas surgidas al ritmo de las necesidades sub-regionales y, a partir del año 2004, por el impulso

dado a proyectos de interconexión gasífera que hacen parte de lo que en el mundo se ha dado en

llamar la “geopolítica de los ductos” y que –a su manera– se viene manifestando con creciente inten-

sidad en América Latina.

A partir de concepciones muy diferenciadas de la seguridad, la gobernabilidad y la integración

energética, dos altos funcionarios de Venezuela y de Chile han manifestado de manera muy expresiva

en meses recientes que la energía se está convirtiendo en germen y sistema nervioso de la integración.

Ciertamente, la búsqueda de trato preferencial por parte de los más vulnerables consumidores ante

los altos precios de los hidrocarburos, el interés de los grandes productores y consumidores en los

proyectos de gasoductos y el activismo del gobierno venezolano a través de los más diversos acuerdos

(de cooperación, de complementación, integrales de cooperación y “tipo ALBA”), le han conferido

nuevo dinamismo a la integración energética. Ese dinamismo también viene marcado por visiones

diferentes sobre la gobernabilidad a escala regional y mundial.

A partir de la visión restringida y de control de la gobernabilidad, la integración energética asu-

me fuertes rasgos de competencia política, desde una concepción de lo energético como un recurso

cuyo valor estratégico y peso económico lo convierten no sólo en palanca para apoyar posiciones

nacionales y regionales frente al mundo sino en verdadera arma política con la que nacionalmente y

desde los espacios integrados se pueden promover los intereses propios y enfrentar los de otros. Tal

formulación de la integración energética persigue en lo estratégico forjar una alianza regional defensi-

va vinculada a la concepción de gobernabilidad restringida que la inspira, y generar un polo de poder

energético latinoamericano en capacidad de desafiar el orden mundial prevaleciente; en lo político,

promueve un modelo particular de organización que se aleja de las prácticas democráticas, así como

de la institucionalidad internacional y de la supranacionalidad que la acompaña en materias como co-

mercio y derechos humanos; mientras que en lo social y cultural, impulsa la proyección de una nueva

identidad regional alrededor de viejos y nuevos símbolos y liderazgos. Aparte de la integración entre

Venezuela y Cuba, a la que se ha añadido Bolivia, alrededor de la diplomacia petrolera venezolana

se van construyendo otros apoyos subnacionales a esta perspectiva de integración energética que se

enuncia dentro de los acuerdos tipo “ALBA” (Alternativa Bolivariana para América Latina y el Caribe)

que promueve el gobierno venezolano.

En contraste con la dinámica precedentemente descrita, a partir de la concepción y, ciertamen-

te, frágil práctica de la gobernabilidad amplia y democráticamente definida, la integración energética

se concibe de forma muy diferente. Sin dejar de considerar la importancia que estratégica y económi-

camente tiene lo energético, se lo considera palanca para la negociación internacional y posibilidad

para el logro o la consolidación de la diversificación económica y política de la economía nacional y

las relaciones con el mundo. La integración energética no es vista como alianza (frente a) sino como

un régimen (negociado con) orientado a lograr nacionalmente –para comenzar– condiciones de au-

tonomía y, regionalmente, un espacio de complementación y estabilidad. Aunque no deja de estar

presente en ella la competencia por liderazgos sub-regionales y regionales, lo energético no se define

108


como arma de influencia sino como recurso de concertación, generador de interdependencias, de

oportunidades para el manejo y la reducción de conflictos, y creador de nuevos ámbitos de coinciden-

cia. Cercanos a esta perspectiva se encuentran países como los centroamericanos, México y Colom-

bia, en torno al Plan Puebla-Panamá y, parcialmente, países con balances energéticos tan diferentes

como Chile y Brasil.

Ante un panorama global de fuerte competencia por fuentes de energía y uno regional de

crecientes contrastes entre grandes productores y consumidores, no obstante que nacionalmente

predominan las sociedades con perspectivas amplias de la seguridad y la gobernabilidad, tiende a

prevalecer en Latinoamérica una atención poco amplia, cuando no restrictiva y muy pragmática, de la

integración energética o, en otros términos, de la gobernabilidad energética regional.

Opciones entre dos polos: obstáculos y posibilidades

Una mirada al mapa de la gobernabilidad latinoamericana ofrece un balance poco alentador,

sea que se mire país por país, sea que se observe el conjunto regional o los fragmentados acuerdos

de integración de los países andinos y del Mercosur. El factor energético no ha desempeñado hasta

ahora el papel de generador de “interdependencias positivas” al que parecía invitar el rasgo regional

de autosuficiencia. Las crisis energéticas en el cono sur y Brasil y el impacto de los altos precios de los

hidrocarburos en las economías más frágiles, junto a la bonanza fiscal y orientación del proyecto inter-

nacional del gobierno venezolano, han contribuido, en cambio, a que la necesidad y la competencia

por los recursos hayan hecho de la energía un factor de creciente articulación regional pero, también,

de explosivo potencial conflictivo.

En ese cuadro se mezclan, efectivamente, razones nacionales, regionales, hemisféricas y globa-

les. La búsqueda de fuentes de energía es global y encarnizada, no sólo como efecto de los grandes

consumos de China e India, sino por la geopolítica energética que despliegan esos países, al igual que

Rusia, Europa y Estados Unidos. La “geopolítica de los grandes ductos” proyectados para Asia, Rusia,

Europa, el Medio Oriente y África evidencia la magnitud de la competencia. Se suman al cuadro un

contexto de altos precios sostenidos, el peso político que van concentrando los grandes productores

regionales y la disposición de algunos de ellos –como Rusia y Venezuela– de utilizar los hidrocarburos

como instrumento de presión política.

La conversión de la cuestión energética en asunto de seguridad a escala mundial ejerce influen-

cia directa sobre Latinoamérica, particularmente sobre aquellos países que por ser grandes produc-

tores o grandes consumidores acogen esa perspectiva, con la reducción de miras que involucra en

materia de seguridad, integración y gobernabilidad. Si a ese cuadro general añadimos la campaña y

los seguidores regionales del mensaje antiglobalización y de rechazo a las políticas de Estados Unidos,

no resulta extraño que la energía se convierta en recurso de atractivo no sólo económico, sino de valor

simbólico en la movilización de apoyos y coincidencias en torno a la perspectiva más restringida de la

seguridad y la gobernabilidad. Una mirada a los países latinoamericanos evidencia el contraste entre,

por un lado, un gran productor y exportador como Venezuela, cuyo modelo y propósito político le


10�

permiten e impulsan a movilizar ingentes recursos en el exterior y, por el otro, los consumidores netos

que como Uruguay y Paraguay –para no hablar de países de Centroamérica y el Caribe– necesitan

buscar soluciones rápidas para enfrentar dificultades energéticas que pueden poner en peligro la con-

tinuidad del lentos procesos de reconstrucción democrática.

Más allá de los meros balances energéticos, la situación regional es bastante más complicada y

poco prometedora para perspectivas amplias. La inconformidad, cuando no conflictividad sociopolí-

tica que se extiende con relativa visibilidad en países de Centroamérica y la región andina, y también

al interior de Brasil, Argentina, Uruguay, Paraguay e incluso Chile, crea presiones sobre los gobiernos

que tienden a ser potenciadas por nuevas formas de vinculación transnacional entre grupos y movi-

mientos en foros y congresos. Esos espacios son muy vulnerables frente al mensaje que conjuga las

insatisfacciones e impaciencias domésticas con lemas “anti” (globalización, libre comercio, Estados

Unidos) que incluyen también posiciones que reducen las cuestiones de la gobernabilidad, la seguri-

dad y la integración a sus expresiones menos constructivas.

Así como la gobernabilidad a escala local y nacional puede ser beneficiada o perjudicada por

la abundancia o carencia de energía, por la mayor o menor participación del país y la sociedad en los

beneficios del negocio, y por los efectos que la explotación y el transporte tienen sobre el ambiente y

la vida de las regiones afectadas, cabe anotar también que la gobernabilidad regional puede resultar

profundamente afectada –para bien o para mal– por la forma que en definitiva asuma la integración

energética: alianza defensiva y ofensivamente concebida, o régimen concertado para construir com-

plementación, mejores condiciones de vida y mayor capacidad de negociación.

En el primer caso, la integración pensada como alianza (o “confederación”), tal y como la pro-

mueve el gobierno venezolano, no se negocia nacionalmente y preserva a Venezuela el papel de gran

suministrador energético, no sólo por sus propios recursos, sino por los que se suman a través de la

reciente alianza tipo “ALBA” con Bolivia; lo hace a partir de acuerdos esencialmente bilaterales, que

convierten al gran suministrador en el centro de una rueda cuyos rayos lo vinculan a los beneficiarios

de los convenios energéticos (el tan criticado esquema de hub-and-spokes). Esta forma de relación

se aleja estructuralmente de la integración: por el peso desigual que otorga a una de las partes, por

las dependencias energéticas y financieras que genera, y por el discurso y la práctica política que ex-

plícitamente anuncia la disposición a utilizar políticamente esos vínculos, en relaciones de gobierno a

gobierno y en relaciones gobierno-actores subnacionales.

La fragmentación de la Comunidad Andina y las graves divergencias en el seno del Mercosur

crean un ambiente regional favorable para que el modelo de alianza energética se establezca. La

conflictividad subnacional y las urgencias energéticas de muchos países contribuyen también a que

en el trato de la cuestión energética prevalezca regionalmente una aproximación pragmática y no

concertada, que deja de lado los acuerdos sub-regionales y regionales, incluidos los compromisos con

la democracia.

El papel constructivo de gobernabilidad democrática de una verdadera integración energética

dependerá de la concepción y el acatamiento de un marco legal adecuado, de la transparencia en el

manejo institucional del negocio en sus relaciones privadas/públicas y locales/nacionales, y de la con-

ducción de las negociaciones nacionales e internacionales requeridas.

110


Para la gobernabilidad a escala local, la integración energética podría constituirse en impor-

tante contribución al desarrollo y para la incorporación de actores y recursos locales a la dinámica

económica regional. Para ello es fundamental que los proyectos –desde su formulación hasta su

ejecución– promuevan los acuerdos y generen las reglas y procedimientos que permitan atender con

eficiencia y legitimidad a los componentes ambientales, socioculturales y políticos que rodean local-

mente a la exploración, el transporte y el aprovechamiento de los recursos energéticos.

A escala nacional, la integración energética regional tiene la posibilidad de convertirse en dina-

mizadora de las actividades económicas vinculadas a la exploración y explotación de recursos ener-

géticos y, por tanto, es potencial generadora de prosperidad y de mejores condiciones ambientales y

culturales de vida.

En beneficio de la gobernabilidad sub-regional y regional, la integración energética ampliamen-

te concebida tiene, en suma, la posibilidad de promover nuevas y virtuosas interdependencias que

amplíen los ámbitos de cooperación y contribuyan a la moderación de los conflictos. Sólo así podría

reducir roces, competencias y recelos por el riesgo de dependencia y eventual control por parte de los

grandes productores de la región, a la vez que podría contener y prevenir la manifestación a escala

regional de la destrucción de la gobernabilidad democrática que los booms energéticos suelen dejar

como estela (cuadro 1).

Cuadro 1Opciones en dos polos

La integración energética como alianza (pactada) entre gobiernos.

La integración energética como régimen (negociado) entre sociedades.

Concepciones restringidas de la integración, la seguridad y la gobernabilidad.

Concepciones amplias/integrales de la integración, la seguridad y la gobernabilidad.

Concepción de la energía como capacidad/vulnerabilidad estratégica.

Concepción de la energía como recurso útil/necesario para sustentar el desarrollo económico y sociopolítico.

Prácticas: integración “fragmentada”; seguridad “defensiva”; débiles e inconsistentes iniciativas de (re)construcción social de la vida democrática (instituciones)

Prácticas: integración en todos los registros; seguridad cooperativa; iniciativas de (re)construcción social de la vida democrática (instituciones).

Aproximación a recomendaciones

Como mera aproximación a iniciativas que pudieran contribuir al sano aprovechamiento de las

oportunidades y los desafíos que la energía plantea hoy a Latinoamérica, se podrían mencionar al

menos tres niveles de actuación desde la sociedad:

• Informar, formar, colocar el tema en la agenda pública

• Influir en la formación/análisis/atención de las agendas gubernamentales

• Promover, apoyar iniciativas de estudio, discusión y difusión para:

- Concentrar esfuerzos en el estudio/comprensión de las características y consecuencias de los

diferentes acuerdos de integración energética (para la integración, la seguridad, la gobernabilidad)

- Trabajar en profundidad y con perspectiva actual “la cuestión institucional”.


111

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113

6La energía como palanca de integración en América Latina y el Caribe

Luis E. Lander

En los primeros meses de 2006 el sector energético latinoamericano y caribeño dio motivos

para más de una noticia de primera plana1. El primero de enero los 32 convenios operativos licita-

dos durante la década anterior, como parte de la llamada “apertura petrolera” y contratados para

explotar en Venezuela campos calificados como “marginales”, migraron a nuevas empresas mixtas,

ajustándose con ello a la Ley Orgánica de Hidrocarburos promulgada en noviembre de 2001. Fue la

culminación de un proceso de meses de meticulosa negociación entre el gobierno venezolano y las

empresas privadas firmantes de aquellos convenios, de las cuales sólo dos –la francesa Total y la ita-

liana ENI– no suscribieron las nuevas condiciones.

El primero de mayo, cumpliendo una de sus promesas electorales, el nuevo presidente de Boli-

via, Evo Morales, ejecutó lo que el pueblo boliviano había decidido en referendo realizado en julio de

2004 y que fuera ratificado con la promulgación de una nueva Ley de Hidrocarburos en mayo de 2005:

devolver al Estado la propiedad de los hidrocarburos a boca de pozo. El 15 del mismo mes el Ministro

de Energía y Minas de Ecuador hizo público un fallo mediante el cual se declaraba la caducidad del

contrato con la transnacional Occidental Petroleum Corporation (OXY) que explotaba unos 100.000

barriles diarios en el oriente ecuatoriano, lo que representa alrededor de la tercera parte de lo explota-

do en el país por transnacionales y poco menos de la quinta parte de la producción ecuatoriana total.

En su visita a finales de mayo de ese mismo año, el presidente de Venezuela Hugo Chávez firmó

con su colega Morales un acuerdo para proveer a Bolivia de 200.000 barriles de diesel mensuales y,

en una escala en Quito de regreso a Caracas, firmó con el de Ecuador, Alfredo Palacios, dos acuerdos

energéticos de intención adicionales: el primero para comenzar pronto a procesar en refinerías vene-

zolanas unos 100.000 barriles diarios de crudo Napo, que retornaran en productos derivados para

abastecer el mercado interno de Ecuador; el segundo para la creación de una empresa mixta entre la

Empresa Estatal Petróleos de Ecuador (PetroEcuador) y Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) que, a

mediano plazo, actualizará e incrementará la capacidad de refinación en Ecuador para procesar sus

crudos ya que, siendo ese un país exportador neto de petróleo, importa hoy, a precios internacionales,

una alta proporción de los combustibles y derivados que consume.

En junio, con ocasión de su participación en los actos conmemorativos de los 180 años del

Congreso Anfictiónico de Panamá, el presidente Chávez ofreció a su colega Martín Torrijos constituir

una empresa pública mixta entre ambos países, para instalar y operar una refinería cercana a la zona

del canal. En esa refinería se procesarían hasta 150 mil barriles diarios de crudos venezolanos y sus

productos estarían principalmente dirigidos a satisfacer la importante demanda de combustible de

los buques que transitan por el canal. Fue también propuesto el tendido de un gasoducto, extensión

1. La información sobre la cual se sustenta este trabajo fue principalmente recogida en la prensa nacional, así como en pá-ginas de Internet nacionales e internacionales.

114


del transguajiro que comenzó ese año a construirse, para que llegue hasta Panamá. Son propuestas

concretas que se inscriben dentro de un pacto marco de cooperación energética suscrito por ambos

presidentes ese mes de junio.

Estos hechos son ilustrativos de una nueva dinámica sociopolítica y económica en la región que

tiene por centro el sector energético. Como parte de esa dinámica, en los años recientes los hidrocar-

buros –petróleo y gas– han jugado un papel relevante en diversas propuestas integracionistas. Son

varios los países de la región que, bilateral o multilateralmente, han venido adelantando propuestas

de integración que tienen en los hidrocarburos y sus derivados su núcleo central. En octubre del año

2000 fue firmado en nuestra capital el Acuerdo Energético de Caracas entre Venezuela y países de

Centroamérica y del Caribe. Más adelante vendrían las propuestas del Anillo energético de Sur, Pe-

troCaribe, PetroAndina, PetroSur, el Anillo Energético del Caribe, el Gasoducto Transguajiro, el Cono

Energético Suramericano o el Gasoducto del Sur. Varias de estas propuestas tienen de novedoso

que se formulan de manera explícita con la intención y voluntad de trascenderlo –apoyándose en el

ámbito del intercambio comercial de productos y servicios energéticos– para avanzar a niveles más

elevados de integración económica, social y política.

Para que los países promotores de estas políticas integracionistas, sustentadas en los hidrocar-

buros como una de sus principales herramientas, tengan fuerza para el impulso de sus iniciativas, se

requiere, además de la voluntad política, de la conjunción de por lo menos dos factores adicionales.

El primero es que se tenga con qué, es decir, que haya disponibilidad de recursos para poner sobre

la mesa de negociación. En el caso de Venezuela sobre este primer factor no parece haber dudas.

Es actualmente el quinto exportador de petróleo en el mundo (luego de Arabia Saudita, Rusia, Irán

y Noruega), posee las mayores reservas del Hemisferio Occidental y las sextas reservas probadas de

crudos convencionales en el planeta (luego de las de Arabia Saudita, Irak, Irán, Emiratos Árabes Uni-

dos y Kuwait). Si a los crudos convencionales se le agregaran los extra pesados de la Faja del Orinoco,

Venezuela pasaría a tener las mayores reservas. Tiene además muy importantes reservas probadas de

gas que lo colocan como el noveno del mundo (después de Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita, Emira-

tos Árabes Unidos, Estados Unidos, Nigeria y Argelia) y el primero de América Latina. También habría

que sumar las nuevas reservas que se estiman serán cuantificadas con las exploraciones costa afuera

en la zona deltana, el norte de Paria y el Golfo de Venezuela. Bolivia tiene también muy importantes

reservas probadas de gas que lo ubican en el segundo lugar de reservas en la región. Están además los

importantes yacimientos, principalmente gasíferos, de Camisea, en el departamento de Cuzco (Perú),

que fue inicialmente el centro abastecedor de la propuesta del Anillo energético del Sur.

El segundo factor a considerar es la fortaleza relativa de los productores, exportadores en los

mercados internacionales de los hidrocarburos. Desde por lo menos el año 2003, pero con más fuerza

desde 2004, son evidentes las señales de cambios estructurales en el mercado petrolero y con ello en

todo el mercado de la energía. Cada vez menos analistas estiman que los altos precios actuales vayan

a revertirse drásticamente en un futuro cercano. La nueva situación se explica por la conjunción de

múltiples factores: incrementos de la demanda por encima de lo estimado en países de gran pobla-

ción como China e India; limitadas capacidades de refinación en el mundo; reducidos hallazgos de

nuevas reservas. Aunados a esos factores que se pueden catalogar como estructurales, se agregan

Luis E. Lander - La energía como palanca de integración en América Latina y el Caribe

11�

fenómenos más coyunturales como huracanes en el Golfo de México; la invasión a un importante país

miembro de la OPEP; disputas fiscales entre el gobierno ruso y la principal empresa petrolera privatiza-

da de aquel país; el paro petrolero de diciembre de 2002-febrero de 2003, o el referendo revocatorio

presidencial en Venezuela en 2004; turbulencias políticas violentas en Nigeria; huelgas regionales en

Ecuador; incertidumbre sobre el futuro de Irán, etc., causas todas que en uno u otro momento han

sido esgrimidas para explicar el terco empeño de los precios en sostenerse por encima de lo que todos

los actores declaran sería lo deseable. En otras coyunturas de la historia reciente este segundo factor

–un mercado favorable a los productores– simplemente no estuvo presente, y cualquier política inter-

nacional independiente sustentada en los hidrocarburos tenía mucho mayores riesgos y debilidades,

teniendo por tanto que ser más modesta y cauta. Fue la situación, por ejemplo, de la década de los

sesenta, los ochenta o finales de los noventa, cuando iniciativas como la del Acuerdo de San José se

fijaron metas menos ambiciosas.

Comenzaremos este trabajo presentando algunos antecedentes de procesos integradores en la

región que tuvieron a los hidrocarburos en su centro, evaluando su impacto y sus alcances. En la parte

siguiente se presentarán las principales propuestas hoy en discusión, evaluando qué tanto han avan-

zado y presentando sus principales obstáculos y limitaciones. La última parte, a modo de conclusión,

estará dedicada a analizar qué tan complementarias o incompatibles son las propuestas hoy sobre la

mesa de discusión, intentando aportar algunos elementos que ayuden a valorar qué tan viables y qué

tanto sostén político tienen esas distintas propuestas. Aspiramos con ello aportar algunos elementos

de reflexión para el debate.

Antecedentes

El uso de la energía como herramienta para la integración no comienza con las iniciativas hoy

en desarrollo. Un hito trascendental de integración en torno al petróleo de países productores fue la

fundación, en septiembre de 1960, de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP),

que ha sido, con sus alzas y bajas, la organización intergubernamental de países exportadores de

productos primarios más exitosa en el planeta. Quizás la más relevante de las iniciativas regionales

recientes previas fue el llamado Acuerdo de San José. Es un programa, todavía vigente, que se originó

con la declaración firmada por México y Venezuela, como países proveedores, el 3 de agosto de 1980,

en San José, Costa Rica. Como es bien sabido, México y Venezuela son los principales productores y

exportadores de hidrocarburos de Latinoamérica. Con aquella declaración ambos países se compro-

metieron a suministrar determinados volúmenes de combustibles y derivados a los restantes países

participantes del Acuerdo y a establecer mecanismos de cooperación financiera para contribuir con

la promoción del desarrollo económico y social de esos otros países. Los once países participantes,

además de los dos mencionados, eran todos de la región centroamericana y del Caribe: Barbados,

Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República

Dominicana. Desde sus orígenes, este Acuerdo tuvo siempre una escala definida para establecer cuál

11�


sería la proporción de la factura a ser financiada. A partir del año 2000 esa escala quedó acordada

como lo muestra el cuadro 1.

Cuadro 1Escala de financiamiento del Acuerdo de San José a partir de 2000-2001

Precio promedio anual % a financiar> 16,0 y ≤ 17,99 20

> 18,0 y ≤ 20,99 21

> 21,0 y ≤ 23,99 22

> 24,0 y ≤ 26,99 23

> 27,0 25

Lo que nos dice el cuadro es que si el precio del barril de petróleo en el mercado internacional

es menor a 16 dólares, los países receptores deberán cancelar en efectivo la totalidad de la factura. Si

el precio es superior, hay un porcentaje de esa factura que será cancelado a futuro mediante formas

de financiamiento a largo plazo y con tasas de interés favorables.

Desde agosto de 1980 los distintos presidentes de México y Venezuela han ratificado el Acuer-

do año a año. En agosto de 2005 los presidentes Vicente Fox y Chávez ratificaron por un año más su

compromiso de suministrar 160.000 barriles diarios de crudos procesados, 80.000 por país proveedor,

para atender las cuotas específicas acordadas para los once países receptores participantes. El Acuer-

do de San José, además, siempre ha incluido un esquema de cooperación para financiar proyectos

de desarrollo social y económico en estos países, así como algunos mecanismos que posibiliten el

establecimiento de bases para un intercambio comercial entre empresas de México y Venezuela con

los mercados de los países signatarios.

Otra iniciativa de integración sustentada en los hidrocarburos fue el acuerdo firmado en octubre

de 2000 y que fue conocido como el Acuerdo Energético de Caracas. Fue concretado en una reunión

que contó con la participación, además de Venezuela, de representantes del más alto nivel de diez

países de Centro América y del Caribe. Se buscó con ese acuerdo llevar a la práctica lo contemplado

en el punto 12 de la Declaración de Caracas firmada el mes anterior durante la IIa Cumbre de Jefes de

Estado y de Gobierno de los Países Miembros de la OPEP, que dice: “Subrayar que el desarrollo eco-

nómico y social, así como la erradicación de la pobreza, deberían ser las prioridades globales primor-

diales. A tal efecto, la OPEP continuará con su antecedente histórico de tomar en plena consideración

los problemas de los Países en Desarrollo, entre otras cosas, a través de sus programas individuales de

ayuda así como a través del Fondo OPEP para el Desarrollo Internacional y el Fondo Internacional para

el Desarrollo Agrícola, e insta a los países industrializados a reconocer que la mayor tragedia ambien-

tal que confronta el mundo es la pobreza humana.” (resolución nº 12 de la Declaración Solemne de

la IIa Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de los Países Miembros de la OPEP, 28 de septiembre

de 2000; cursivas del autor.)


11�

El Acuerdo estuvo principalmente dirigido a aliviar la carga de la factura petrolera en las econo-

mías de los países firmantes cuando el precio internacional del crudo fuese elevado. Como se puede

ver en el cuadro 2, en este aspecto tuvo un esquema muy similar al del Acuerdo de San José.

Cuadro 2Escala de financiamiento del Acuerdo Energético de Caracas

Precio promedio anual % a financiar

> 15 y ≤ 19,99 5

> 20 y ≤ 21,99 10

> 22 y ≤ 23,99 15

> 24 y ≤ 29,99 20

> 30 25

Fue un acuerdo complementario al de San José y antecesor de PetroCaribe. Al igual que el de

San José, consistió en otorgar a los países signatarios, de manera segura y estable, una cuota de cru-

dos y, de estar el precio promedio por encima de ciertos márgenes establecidos en el acuerdo –en este

caso US$15 dólares por barril– una parte de la factura podría ser cancelada a plazos, hasta 15 años,

con un período de gracia inicial entre 12, 18 y 24 meses, y con intereses muy bajos, 2%. Se abrió

además la posibilidad de que parte de los pagos diferidos de la factura fuesen cancelados con bienes

o servicios producidos en esos países y según convenios entre ambas partes. Dentro de ese acuerdo

marco general, cada país firmó con Venezuela convenios bilaterales donde se establecieron las con-

diciones particulares y la cuota para cada país. En un primer momento, el 19 de octubre de 2000,

Venezuela firmó acuerdos bilaterales con Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras,

Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, adquiriendo Venezuela con ellos el compro-

miso de suministrarles, entre todos, 78.400 barriles diarios de crudos y/o productos derivados. Este

Acuerdo Energético de Caracas quedó abierto a la posible incorporación de otros países de la región.

La primera incorporación posterior importante, firmada el 30 del mismo mes de octubre como parte

de las actividades desarrolladas por Fidel Castro en su visita oficial de cuatro días a Venezuela, fue la

de Cuba que, por el rápido crecimiento de su industria turística, es en la actualidad el mayor mercado

energético de las islas del Caribe. El acuerdo firmado con Cuba ese año comprometió hasta 53.000

barriles diarios adicionales. Es de resaltar que Cuba nunca se benefició del Acuerdo de San José.

Este Acuerdo de Caracas introdujo algunas novedades que vale la pena destacar. Aunque fue

una iniciativa complementaria al Acuerdo de San José, a diferencia de aquel, en esta oportunidad

aparece únicamente Venezuela como país proveedor. Estuvo además acompañado de un discurso in-

tegrador más explícito y marcado. Sin embargo, en términos concretos, no se diferenció mayormente

de la iniciativa de 1980 y lo que hizo fue incorporar más barriles, en condiciones preferenciales de

financiamiento, en el mercado de la región. Pasos más sólidos en la dirección de la integración política

regional se dieron posteriormente con el arranque de PetroCaribe, del cual el Acuerdo Energético de

Caracas es su más inmediato antecedente.

118


Además de los programas y acuerdos mencionados, tienen también años operando distintos

convenios bilaterales que han fortalecido lazos entre países, teniendo en su base el intercambio de

recursos energéticos. Más que acuerdos de integración propiamente dichos se trata de convenios de

intercambio comercial de productos energéticos. Ejemplos de ello son los gasoductos que transportan

gas argentino al norte de Chile o los que satisfacen el mercado brasileño con gas de Bolivia.

Principales propuestas hoy en debate

Veamos ahora cuáles son las principales propuestas integradoras que se debaten hoy en la re-

gión latinoamericana y caribeña y que tienen en los hidrocarburos y sus derivados su eje articulador.

PetroAméricaEs una iniciativa promovida por el gobierno de Venezuela para la integración energética, anunciada

por su promotor como parte integrante de un proyecto más global denominado Alternativa Bolivariana

para las Américas (ALBA). Está diseñada como un mecanismo que posibilite y estimule la creación de

instrumentos de cooperación e integración entre los países de Centroamérica, el Caribe y Suramérica,

utilizando los recursos energéticos de la región como su principal herramienta. De manera explícita

plantea desarrollar la complementariedad económica, social y cultural, para reducir las asimetrías en la

región y amortiguar los efectos negativos que sobre los países importadores tienen los altos costos de

la energía. También de manera explícita se anuncia que esta iniciativa está dirigida a fortalecer otras

iniciativas regionales de integración como el Mercosur o la Comunidad Suramericana de Naciones.

Es una propuesta marco que engloba tres iniciativas sub-regionales de integración energética:

PetroSur, PetroCaribe y PetroAndina. La primera agrupa todas las iniciativas de intercambio y coope-

ración energética entre Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay y Venezuela. PetroCaribe, por su parte,

es ya un acuerdo formal suscrito y en proceso de consolidación entre catorce países de la región del

Caribe con Venezuela. Por último se propone la creación de PetroAndina, pensada inicialmente como

una iniciativa para fortalecer la presencia de Venezuela en la Comunidad Andina de Naciones (CAN),

pero con la salida del país de ese escenario de integración regional se sigue pensando como una he-

rramienta para la relación, en temas energéticos, con Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú.

Se propone entonces a PetroAmérica –con las tres iniciativas que la conforman– como una

plataforma a través de la cual se lleven a cabo negociaciones directas entre los Estados, que permita

firmar declaraciones, formalizar convenios, desarrollar iniciativas conjuntas de cooperación en el área

energética, bien sea colectivamente o de manera bilateral. Esos acuerdos y convenios, dependiendo

de su naturaleza, pueden ser suscritos por entes de los Estados o por empresas públicas del sector.

Está previsto que dichos acuerdos y convenios puedan atender un amplio abanico de materias rela-

cionadas con la energía, que incluyen desde el suministro de crudos y productos derivados, hasta la

colaboración en el diseño y la definición de políticas públicas para el sector, pasando por intercambio

de bienes y servicios; diseño, construcción y operación de instalaciones de refinación, transporte y

almacenamiento; comercialización conjunta; procesamiento y comercialización de gas; exploración y


11�

explotación conjunta de hidrocarburos; proyectos petroquímicos; intercambio de tecnologías y adies-

tramiento; desarrollo de fuentes alternas de energía.

PetroCaribeEn junio de 2005, en una reunión realizada en Puerto La Cruz, Venezuela, se dio un paso signi-

ficativo en el proceso integrador para la región del Caribe promovido por el gobierno del presidente

Chávez e iniciado ya con el Acuerdo Energético de Caracas en octubre de 2000. Como resultado de

esa reunión se constituye formalmente PetroCaribe, “como órgano habilitador de políticas y planes

energéticos, dirigido a la integración de los pueblos caribeños, mediante el uso soberano de los recur-

sos naturales energéticos en beneficio directo de sus pueblos”. Se crea como una organización per-

manente de coordinación y articulación de políticas energéticas entre los entes estatales responsables

de los asuntos de la energía en cada uno de los países signatarios. En los países donde tales entidades

estatales no existan, Venezuela ofrece cooperación técnica para apoyar su constitución. Es PetroCaribe

entonces una organización de coordinación entre gobiernos de la región, no entre empresas privadas.

Forman inicialmente parte de ella, además de Venezuela, trece países del Caribe: Antigua y Barbuda,

Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, República Dominicana, Grenada, Guyana, Jamaica, San Vicente y

las Granadinas, Santa Lucía, San Cristóbal y Nieves, y Suriname. Además de la fijación de cuotas y

convenios de financiamiento, con PetroCaribe se aspira a construir una infraestructura regional de

transporte, refinación y almacenamiento. Pasos iniciales en esa dirección han sido ya dados. PDVSA,

la empresa petrolera pública venezolana, creó una nueva filial –PDV Caribe– que tiene bajo su respon-

sabilidad cumplir con los compromisos adquiridos por Venezuela en el marco de esta iniciativa. Es así

como la nueva filial tendrá la responsabilidad de organizar una red logística de buques, capacidades

de almacenaje y terminales, incluyendo, donde sea posible, capacidades de refinación y distribución

de combustibles y productos, dando prioridad a aquellos países con mayores necesidades. Dentro de

esas iniciativas se inscribe la actualización de la refinería de Cienfuegos, en Cuba.

Se trata de una relación directa, sin intermediación y los fletes de transporte serán cobrados

por PDV Caribe a precio de costo, lo que generará ahorros importantes para los países consumidores

participantes de la iniciativa. Las condiciones de financiamiento, similares en su esquema a las del

Acuerdo de San José o del Acuerdo Energético de Caracas, están resumidas en el cuadro 3.

Cuadro 3Escala de financiamiento de PetroCaribe

Precio promedio anual % a financiar Años de financiamiento≥15 y ≤ 19,99 5 15

≥20 y ≤ 21,99 10 15

≥22 y ≤ 23,99 15 15

≥24 y ≤ 29,99 20 15

≥30 y ≤ 39,99 25 15

≥40 y ≤ 49,99 30 23

≥50 y ≤ 99,99 40 23

≥100 50 23

120


Pero no se limita el programa al suministro, en condiciones favorables de financiamiento, de

crudos y derivados a los países consumidores del Caribe. En sus lineamientos fundacionales y dado el

dinamismo y la complejidad de la materia energética, PetroCaribe también se propone la coordina-

ción y articulación de las políticas de energía en un sentido más amplio, atendiendo lo que tenga que

ver con gas, electricidad, el uso eficiente de la energía en sus distintas formas, cooperación tecnoló-

gica, capacitación, desarrollo de infraestructura energética, así como el aprovechamiento de fuentes

alternas, tales como la energía eólica, solar y otras.

Su estructura de funcionamiento tiene parecidos con la de la OPEP. La máxima instancia de Pe-

troCaribe es un Consejo Ministerial que se reunirá regularmente una vez al año y extraordinariamente

tantas veces como sea necesario. Tiene además una Secretaría Ejecutiva que, por ser Venezuela el país

proveedor, es ejercida de manera permanente por el Ministro de Energía y Petróleo venezolano.

Es un ente que sigue estando abierto a la incorporación de nuevos países de la región. Además

de los ofrecimientos ya mencionados hechos a Panamá, está también en conversaciones la eventual

incorporación de ese país a PetroCaribe. En esta misma dirección apunta la visita realizada en junio

de 2006 por el canciller venezolano Alí Rodríguez Araque a Costa Rica, donde se reunió con su ho-

mólogo costarricense y el presidente Oscar Arias, para explorar la posibilidad de que ese país también

se incorpore.

PetroSurEs otra iniciativa promovida por el gobierno de Venezuela y que está dirigida a fomentar alian-

zas estratégicas y de cooperación entre las empresas públicas de hidrocarburos de Argentina, Brasil,

Uruguay y Venezuela. Hasta ahora, en el marco de ella, se han firmado acuerdos bilaterales entre

Energía Argentina S. A. (Enarsa), Petróleos Brasileños (Petrobrás) Administración Nacional de Com-

bustibles, Alcohol y Portland (ANCAP) con PDVSA. Son acuerdos dirigidos a disminuir los costos de

transacción, minimizando la intermediación, para reducir el impacto negativo que los elevados costos

de la energía en el mercado internacional puedan tener en esos países.

Entre la empresa pública Enarsa y PDVSA se han firmado varios convenios de cooperación ener-

gética, que van desde la participación conjunta en el mercado interno argentino hasta la exploración

para la certificación de reservas de un bloque en la Faja del Orinoco. Están ya operando las primeras

estaciones de servicio, con una marca conjunta PDV-Enarsa, que son el inicio de un programa que

espera alcanzar las 600 estaciones y que tendrán capacidad para expedir 55 mil barriles diarios de

combustibles. Se han venido materializando así mismo intercambios de fuel oil y gas oil venezolanos

por productos argentinos, como ganado vacuno o ascensores.

Con la empresa semipública brasileña Petrobrás se han avanzado varios programas concretos.

Mediante un convenio suscrito entre PDVSA y Petrobrás se han iniciado estudios para la construcción

de una refinería con capacidad para procesar 200 mil barriles diarios. La refinería estará ubicada en el

estado de Pernambuco, en la región noreste de Brasil, y procesará una mezcla de crudos pesados bra-

sileños y venezolanos. Los venezolanos serán crudos mejorados que provendrán de los extrapesados

de la Faja del Orinoco. Se estima que entrará en operación en el año 2011. La inversión proyectada

es de unos US$2,5 millardos de dólares, a ser aportados a partes iguales entre las dos empresas.


121

Será una refinería que maximizará la producción de nafta, jet, diesel y gas licuado de petróleo, y que

estará destinada a satisfacer la creciente demanda del noreste de Brasil, que tiene hoy un déficit de

combustibles. En diciembre de 2005 los presidentes Lula y Chávez colocaron la primera piedra para

iniciar la construcción de la refinería que llevará por nombre José Ignacio Abreu e Lima, prócer de la

independencia americana, nacido en Brasil y que luchó al lado del Libertador Simón Bolívar.

Participa además Petrobrás en el desarrollo de algunos proyectos en territorio de Venezuela.

También en forma conjunta con PDVSA, tiene a su cargo uno de los campos de la Faja del Orinoco, el

Carabobo 1, cuyas reservas deben certificar. La exploración será hecha a través de una compañía mix-

ta con una participación de 51%, de PDVSA y del 49% restante para Petrobrás. El campo Carabobo 1

tiene un potencial de producción de unos 150 mil barriles diarios de petróleo extrapesado de 9° API.

Para el desarrollo de campos de gas libre al norte de la península de Paria –Río Caribe, Mejillones, Pa-

tao y Dragón– que requieren de plataformas costa afuera, PDVSA convino con Petrobrás en negociar

su participación en ese proyecto, ya que requiere de tecnologías que para la industria en Venezuela

son novedosas, pero que en Brasil se manejan desde hace años.

PetroAndinaAntes de retirarse de la Comunidad Andina (CAN), Venezuela promovió ante los países integran-

tes de esa instancia multinacional a PetroAndina. Durante la realización del XVIº Consejo Presidencial

Andino realizado en Lima en julio de 2005 fue pactada esta instancia como una alianza estratégica

entre los entes estatales petroleros y energéticos de los –para aquel momento– cinco países miembros

de la CAN: Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela. Este programa propuso como uno de sus

objetivos impulsar la interconexión eléctrica regional, que hasta ahora ha funcionado más mediante

convenios binacionales. Se acordó además avanzar en la integración gasífera, la provisión mutua de

recursos energéticos y el desarrollo conjunto de inversiones en proyectos del sector energético.

La integración energética entre los países de la Comunidad Andina tiene menores estímulos

materiales que entre otros países de la región ya que todos ellos tienen importantes reservas de hi-

drocarburos y mercados internos cercanos al autoabastecimiento. Ello hace que no se cumpla aquí la

complementariedad necesaria para que los acuerdos fluyan impulsados por el interés mutuo. Bolivia

tiene, como ya hemos mencionado, significativas reservas de gas natural, capaces de satisfacer ple-

namente su demanda interna y exportar importantes volúmenes. Colombia es prácticamente auto-

suficiente de hidrocarburos. Ecuador exporta más de tres cuartas partes del petróleo que produce y

Perú cuenta con los yacimientos de gas de Camisea, que también le permiten avanzar en proyectos

dirigidos a la exportación. Es esta una razón material para que esta iniciativa integradora en el marco

de PetroAmérica no haya avanzado con mayor dinamismo. La salida de Venezuela de la CAN tampoco

favorece su desarrollo.

Otro obstáculo es la calidad de las relaciones políticas entre los países potenciales signatarios

de los convenios. Colombia y Perú marchan hacia la firma de acuerdos de libre comercio con Esta-

dos Unidos, criticados por los gobiernos de Venezuela y Bolivia. En Ecuador, luego a la decisión del

gobierno de ese país de cancelar la concesión de la Occidental Petroleum Corporation, el proceso de

negociación de un tratado de libre comercio con EEUU se ha paralizado, por decisión unilateral del

122


gobierno del norte. La reciente elección de Alan García a la presidencia del Perú, luego de una campa-

ña electoral donde la figura del presidente Chávez fue motivo de agudas tensiones, no presagia que

las relaciones entre los gobiernos de la región andina vayan a mejorar sustancialmente en el futuro

inmediato, aunque algunos signos recientes parecen apuntar hacia la distensión.

Algunas iniciativas concretas, sin embargo, se han venido adelantando. En los párrafos iniciales

de este texto se hace mención a los acuerdos bilaterales firmados recientemente por Venezuela con

Bolivia y con Ecuador. Son iniciativas que muestran que, aunque con menor vigor, la propuesta no

está estancada.

La más importante iniciativa en el marco de PetroAndina es el Gasoducto Colombo-Venezolano

Antonio Ricaurte o Gasoducto Transguajiro. Se trata de un gasoducto que tendrá inicialmente una

extensión de 225 kilómetros para unir a la costa oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela, con

Punta Ballena en el Caribe colombiano. Ese gasoducto permitirá, en una primera fase, que Colombia

suministre unos 150 millones de pies cúbicos diarios de gas a Venezuela y que, en una fase posterior,

la dirección del flujo se invierta. Aunque Venezuela tiene muy importantes reservas de gas, tanto

libre como asociado, actualmente la explotación de yacimientos de gas libre es muy marginal. Exis-

ten además diferencias marcadas en reservas probadas y capacidad de producción de gas entre las

distintas regiones productoras del país. En el oriente se concentra el 71% de las reservas probadas,

mientras que en occidente hay sólo el 24%. La ciudad de Maracaibo, que es la ciudad venezolana

con mayor consumo de energía residencial, está localizada en el occidente del país. Lo mismo ocurre

con El Tablazo, que es, junto con Jose en Oriente, una de las dos principales plantas petroquímicas de

Venezuela y usa gas como fuente de energía y como materia prima a ser procesada. Opera también

en occidente el Complejo Refinador de Paraguaná (CRP), el más grande del país, con una capacidad

de procesamiento cercana al millón de barriles diarios, que requiere para su funcionamiento volúme-

nes importantes de gas. Ello hace que esa región del país sea hoy deficitaria en gas y no tenga en lo

inmediato posibilidad, con recursos de la propia región, de revertir esa situación.

La construcción del gasoducto se inició el 9 de julio con un acto en la frontera colombo-ve-

nezolana para celebrar la soldadura fundacional de la tubería. El acto contó con la presencia de los

presidentes Hugo Chávez y Álvaro Uribe, y la asistencia como invitado especial del presidente Martín

Torrijos, por la eventualidad de que ese gasoducto pueda en una fase posterior extenderse hasta Pa-

namá y de allí suplir de gas a Centroamérica. Comenzará a operar en mayo de 2007 con el suministro

a Venezuela de gas colombiano que servirá principalmente para abastecer las centrales termoeléctri-

cas Rafael Urdaneta y Ramón Laguna, que hoy se alimentan de combustibles líquidos derivados de

petróleo. Esto permitirá que los combustibles hoy quemados en esas centrales termoeléctricas queden

liberados para su exportación. Para el año 2011 se estima que la capacidad productiva de Colombia,

por agotamiento de los yacimientos, comience a mermar y los recursos gasíferos en el occidente de

Venezuela se incremente.

El incremento en la disponibilidad de gas en esa región venezolana ocurrirá por la materiali-

zación de varios proyectos hoy en marcha. Entre las inversiones en infraestructura actualmente en

desarrollo para el sector de los hidrocarburos tiene importante jerarquía la construcción del gasoducto

de Interconexión Centro Occidente, identificado por sus siglas ICO. Es un gasoducto que permitirá


123

consolidar en una sola red nacional los dos principales circuitos de gasoductos existentes en el país: el

que cubre las regiones central y oriental, y el que atiende a la región occidental. Entre ambos circuitos

hay desequilibrios, siendo, como ya dijimos, el primero excedentario de gas y el segundo deficitario.

Están igualmente en marcha inversiones para explorar y explotar yacimientos de gas libre ubicados en

el mar territorial venezolano mediante el desarrollo de los proyectos plataforma deltana, entre el esta-

do Delta Amacuro y la isla de Trinidad; el Mariscal Sucre al norte de la península de Paria, y el Rafael

Urdaneta en el Golfo de Venezuela, al noreste de Falcón. Además de los 150 billones de pies cúbicos

(BPC) de reservas de gas probadas, se estiman unos 196 BPC adicionales de reservas probables, de los

cuales alrededor de la mitad estarían depositados en yacimientos de gas libre costa afuera y que son

los que se explotarían de tener éxito estos proyectos2. Con la explotación de los yacimientos gasíferos

costa afuera y la interconexión plena del territorio nacional con la red de gasoductos, el mercado in-

terno estaría satisfecho y quedaría un remanente importante para la exportación, una parte del cual

se destinará al gasoducto Antonio Ricaurte recién iniciado.

Anillo Energético del Sur

Con la única excepción de Argentina, los países del sur del continente americano han sido tra-

dicionalmente importadores de hidrocarburos. Hasta finales del siglo XX el gas era un combustible

de escaso uso en la región. Salvo algunos gasoductos que incorporaban a Chile en la red de distri-

bución gasífera argentina, la importación de petróleo y sus derivados era la principal fuente para la

satisfacción de las necesidades energéticas del llamado cono sur. Esa situación comenzó a cambiar

con los descubrimientos de nuevos e importantes yacimientos de gas en Bolivia. Hasta finales de la

década de los noventa la producción gasífera boliviana alcanzaba para satisfacer la escasa demanda

interna y exportar unos pocos excedentes. Pero durante el primer gobierno de Gonzalo Sánchez de

Lozada (1993–1997), como parte de un extenso programa para privatizar las empresas públicas en

Bolivia, ingresaron al país un conjunto de empresas trasnacionales para participar en el negocio de

los hidrocarburos, que hasta esos años estuvo reservado a la empresa pública Yacimientos Petrolíferos

Fiscales de Bolivia (YPFB). Las inversiones en exploración dieron pronto significativos dividendos, y Bo-

livia se convirtió en un importante reservorio probado de gas. Para 1998 las reservas probadas fueron

estimadas en 4,77 BPC y para principios de 2006 habían saltado a 24 BPC, un incremento de más

de 400%3. Desde el año 2000 el principal mercado para las exportaciones del gas boliviano es Brasil

que acapara casi las tres cuartas partes, siendo Argentina y Estados Unidos los destinatarios de casi

la totalidad del cuarto restante.

Pero la onda de privatizaciones iniciadas por el gobierno de Sánchez de Lozada no estuvo

exenta de conflictos. En septiembre de 1999, durante el gobierno siguiente de Hugo Bánzer Suárez,

2. La unidad más comúnmente usada en la industria internacional del gas es el pie cúbico. Suelen sin embargo presentarse confusiones al traducir las cifras del inglés al español. En este texto, respetando las acepciones de cada idioma, tomaremos que 1 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés: trillion cubic feet) es igual a 1 BPC (billones de pies cúbicos), es decir, 1.000.000.000.000 de pies cúbicos.

3. Distintas fuentes proporcionan datos diferentes. La cifra aquí señalada es de Oil and Gas Journal, vol. 103, nº 47. Otras fuentes dan cifras ligeramente superiores.

124


se otorgó una concesión para el servicio y la distribución del agua a una empresa subsidiaria de una

trasnacional estadounidense. Una de las primeras medidas tomadas por esa empresa privada fue el

incremento en las tarifas. Ello dio inicio a una fuerte resistencia de movimientos sociales en lo que

llegó a ser conocido como la Guerra del Agua y que concluyó al año siguiente con la renacionaliza-

ción del servicio. Las organizaciones sociales movilizadas conquistaron más adelante la realización de

un referendo sobre la propiedad de los hidrocarburos, que en julio de 2004 se pronunció, con una

votación superior al 70% de los votos emitidos, por la recuperación para el Estado de la propiedad

de los hidrocarburos. En mayo de 2005, también sobre la ola de movilizaciones populares, se aprobó

una nueva ley de hidrocarburos que incrementa los impuestos y las regalías, pero que no satisface

plenamente las demandas de los movimientos sociales. Fueron años de aguda turbulencia política que

llegaron a interrumpir anticipadamente los períodos de varios presidentes.

Años antes el gobierno de Perú había otorgado concesiones de exploración a la transnacional

Shell en la denominada Cuenca del Ucayali, en el departamento de Cuzco. En 1987, luego de la

perforación de cinco pozos exploratorios, en el área de Camisea fueron descubiertos dos ricos yaci-

mientos de gas libre. Pero en aquellos años no pudo llegar a concretarse un acuerdo con la transna-

cional para comenzar su explotación. Más de un década después, en mayo de 1999, la Comisión de

Promoción de la Inversión Privada (COPRI) decide promover lo que se llamó Proyecto Camisea, seg-

mentándolo en tres módulos que somete separadamente a concurso público internacional. El primero

de los módulos comprendía la explotación del gas de Camisea, otro el transporte de líquidos y gas

desde los yacimientos hasta Pisco en la costa del Pacífico, y el tercero la distribución de gas, industrial

y doméstico, en El Callao y Lima, luego de transportarlo por gasoductos desde Pisco. Las reservas de

Camisea están certificadas en el orden de los 8,7 BPC y de 545 MMb de hidrocarburos líquidos. La

producción inicial del yacimiento se estima será de 317,8 MMPC diarios extraídos de seis pozos. Para

el transporte, el proyecto contempla dos ductos: uno de gas, con una extensión de 540 kilómetros

aproximadamente, y otro para líquidos, de 680 kilómetros. En agosto de 2004 se inició la extracción

con la apertura de las primeras válvulas.

En junio de 2005, en la XXVIIIª Cumbre de Jefes de Estado de Mercosur, realizada en La Asun-

ción, Paraguay, se firmó un acuerdo para impulsar la integración energética regional. Una delegación

de alto nivel de Argentina, Brasil, Chile y Uruguay visitó Lima con la finalidad de plantearle al gobierno

peruano la posibilidad de exportar gas de Camisea a estos países, construyendo un gasoducto desde

Pisco hasta Chile y desde allí, utilizando los ya existentes, conectarse con los otros países. La propuesta

fue acogida con algún interés por parte de Perú.

Pero esa propuesta, en su forma inicial, excluía a Bolivia, con reservas superiores a las de Perú y

con conexiones de distribución ya existentes, como el gasoducto Santa Cruz-São Paulo-Porto Alegre,

pionero en el transporte de gas boliviano a Brasil. El interés de los países de Mercosur por concretar

esa propuesta con Perú se debía a la preocupación de que la turbulencia política en Bolivia, ya mencio-

nada, pudiera conducir a una interrupción, o al menos una merma, en el suministro de gas por parte

de Bolivia. Luego de la victoria electoral de Evo Morales, no sin tensiones y tropiezos, los avances en

la conformación del Anillo Energético del Sur parecen reconocer el valor estratégico de las reservas

bolivianas para cualquier iniciativa de integración energética en el cono sur y Bolivia está siendo in-


12�

corporada a las negociaciones. En octubre de 2005 los responsables de energía de los gobiernos de

Argentina, Brasil, Bolivia, Chile, Paraguay, Perú y Uruguay acordaron continuar trabajando en la inter-

conexión gasífera del sur con una inversión estimada en unos 2.500 millones de dólares. Actualmente

están conectados mediante gasoductos Bolivia con Brasil y Argentina, así como Argentina con Chile y

Uruguay. En su forma actual, el proyecto integraría las redes existentes y sumaría a Paraguay y Perú.

Cono Energético del Sur

En el marco de Mercosur, el gobierno venezolano presentó la propuesta del Cono Energético

del Sur. Es una iniciativa que procura ampliar aún más los alcances del Anillo energético del Sur con

la incorporación de países vecinos no integrantes de esa instancia intergubernamental, como Bo-

livia y Perú. Su objetivo es construir una red de gasoductos y de tendidos eléctricos para cubrir las

necesidades energéticas de los países de la región de manera segura para el mediano y largo plazo,

apoyándose en los recursos existentes en los países de América del Sur. Es una propuesta dirigida a

unir el Anillo energético del Sur, comentado en los párrafos precedentes, con Bolivia y Venezuela, que

son los países donde están ubicadas las principales reservas gasíferas del continente suramericano. La

propuesta fue formalmente presentada por el presidente Chávez en la XXVIIIª Cumbre del Mercosur

realizada el 18 de junio de 2005 en la ciudad de La Asunción (Paraguay) y que reunió a los Jefes de Es-

tado de las naciones miembros y asociados del bloque. En el comunicado oficial al final de la Cumbre,

se incorporó, en el punto 26, la aceptación de la propuesta, en los siguientes términos: “Reafirman

su voluntad [los Estados miembros y asociados] de avanzar y profundizar los procesos de integración

energética en marcha en la Región, convencidos de que esta integración y complementariedad, tanto

en los mercados de la electricidad, como de gas natural, petróleo y sus derivados, constituye un apor-

te substancial al desarrollo económico y social de los países participantes y sus pueblos. […] Destacan

su firme interés en que se continúe avanzando en los proyectos de interconexión física y energética

en América del Sur, procurando incluir a todos los Estados de la región, teniendo en consideración las

fuentes concretas de energía existentes y priorizando las áreas más necesitadas en esta materia. […]

En ese sentido, resaltan la suscripción de la Declaración Presidencial sobre Gasoducto Sudamericano y

las propuestas sobre alianzas entre las Operadoras Energéticas Nacionales en el marco de la propuesta

de PetroSur, además de otras iniciativas, tales como el Corredor Bioceánico de Integración de Infraes-

tructura y Energía y el Marco para la Integración Energética sub-regional de la Comunidad Andina. Al

respecto, instruyen a los Ministros de las áreas respectivas a analizar la factibilidad técnico-económica

de estos emprendimientos, y elaborar oportunamente un marco jurídico para los mismos”.

La Declaración Presidencial sobre Gasoducto Sudamericano a la que hace mención el comuni-

cado anterior fue presentada el mismo mes de junio por los presidentes de Argentina, Brasil, Chile,

Paraguay, Perú y Uruguay, para anunciar el compromiso de sus gobiernos de impulsar el Gasoducto

Sudamericano, que no es otra cosa que la construcción de una red de gasoductos que incluya un tra-

mo desde Perú para integrar a los países de la región. Como puede verse, es la nueva versión amplia-

da del Anillo Energético del Sur ya comentada, que incorpora a Paraguay al proyecto y hace explícita

una mención de extender una invitación al gobierno de Bolivia para que también participe.

12�


Gasoducto Transamazónico

De todos los proyectos de ingeniería actualmente en discusión, en el marco de las iniciativas

energéticas de integración, sin duda el más ambicioso es el Gasoducto Transamazónico. Es un pro-

yecto dirigido a llevar gas natural venezolano a las zonas metropolitanas de Buenos Aires y São Paulo.

En diciembre de 2005, durante la reunión de Mercosur en Montevideo, los ministros de energía de

Argentina, Brasil y Venezuela firmaron un memorando de entendimiento, comprometiéndose a tra-

bajar en la concreción del proyecto. Para ello acordaron formar un comité multilateral de trabajo que

tuvo su primera reunión en Caracas en enero de 2006. El costo del proyecto inicialmente se estimó

entre US$7.000 millones y US$25.000 millones de dólares. Allí fueron organizados seis grupos de

trabajo para abordar distintos temas referidos a la iniciativa: a) mercado, recursos y comercialización;

b) diseño de tarifas; c) planeamiento de ingeniería, aspectos tecnológicos, investigación y desarrollo;

d) financiamiento y modelo de negocios; e) autorizaciones gubernamentales, medio ambiente y as-

pectos sociales; f) aspectos regulatorios, legales, fiscales e institucionales.

La administración del proyecto, y del gasoducto una vez concluido, estará a cargo de una em-

presa mixta conformada por las empresas estatales Enarsa de Argentina y PDVSA de Venezuela, con

la empresa semipública Petrobrás de Brasil. En los esbozos iniciales, el gasoducto está previsto que

parta de Puerto Ordaz, ciudad ubicada en la región sur oriental de Venezuela para llegar a Manaos,

ciudad del noroeste brasileño y capital del estado de Amazonas. De allí se bifurcaría en dos ramas.

Una que se extendería hasta la costa del Atlántico, para surtir de gas al noreste del Brasil, y la otra en

dirección sur para pasar por Brasilia, llegar a Río de Janeiro y extenderse hasta Uruguay y Argentina.

La extensión total del gasoducto estaría entre 8.000 y 10.000 kilómetros.

Pero, así como señalamos que éste es el más ambicioso de los proyectos de integración energé-

ticos, también debemos mencionar que no han sido pocas las críticas y observaciones que ha levan-

tado. Su factibilidad técnica y de ingeniería ha sido puesta en duda. Algunos analistas sostienen que

gasoductos de longitudes mayores a 3.000 kilómetros dejan de ser rentables y no pueden económi-

camente competir con la alternativa de transportar gas licuado en barcos cisterna. Los precios del gas

en los mercados finales, para cubrir los costos iniciales de inversión y los de operación del gasoducto,

tendrían que ser tan elevados que no hacen el proyecto comercialmente atractivo. Están además los

costos ambientales que una obra de ingeniería de esa magnitud necesariamente acarrearía en ecosis-

temas frágiles como es el de la amazonia que tendría que ser atravesado de norte a sur. También hay

quienes se oponen al proyecto por el impacto negativo que tendría sobre las comunidades originarias

que habitan en las zonas que serían afectadas por la obra.

Se pone también en duda la capacidad de Venezuela para atender a los requerimientos volumé-

tricos de gas que la puesta en operación del gasoducto va a demandar. Se argumenta que aunque Ve-

nezuela tiene importantes reservas probadas de gas –150 BPC–, ellas son gas asociado en cerca de un

90%. Por ello su explotación está determinada por los volúmenes de petróleo extraído, dificultando

una industria de gas independiente. Olvida este argumento que en agosto de 1971 fue promulgada

la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural, donde se establecía de modo taxativo en su

artículo 5º que “Sólo podrá licuarse el gas que se produzca asociado con el petróleo y que no esté


12�

almacenado por razones de conservación...”, prohibiendo de hecho la explotación de yacimientos

de gas libre. En noviembre de 1990, en uno de los primeros pasos de lo que llegaría a ser conocido

como “apertura petrolera”, Lagoven, filial de PDVSA, introdujo un recurso ante la Corte Suprema de

Justicia para que “... declare que el artículo 5º de la citada Ley Orgánica [Ley Orgánica que Reserva

al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos] prevalece sobre los artículos 2º y 5º de la

Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural de 1971 […] los cuales quedaron tácitamente

derogados por colidir con aquella...”.

Si bien la Corte falló a favor del recurso en abril de 1991, el proyecto para el cual estaba desti-

nado, el Cristóbal Colón al norte de la península de Paria, nunca se concretó por razones comerciales.

Un nuevo marco legal para el sector del gas en Venezuela se estableció con la entrada en vigencia,

en septiembre de 1999, de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. Esta nueva ley, al contrario

de la legislación previa, se promulga con el convencimiento de que, tanto para el mercado interno

como para la exportación, era ahora posible y necesaria una política más agresiva de desarrollo para la

industria del gas. Es por tanto de fecha reciente el comienzo de una industria gasífera independiente,

siendo promisorio su futuro por disponer de un potencial productivo superior al del gas asociado al

petróleo.

A pesar de las críticas y observaciones, el Gasoducto Transamazónico es una idea fuerza que

parece haber echado raíces y que en los próximos años posibilitará el encuentro y trabajo conjunto y

sostenido de los gobiernos de tres países miembros del Mercosur: Argentina, Brasil y Venezuela. Es

probable que cuente además con la participación de representantes del gobierno de Bolivia, que no

forma parte del Mercosur pero ha sido invitado a participar en el proyecto. Aun en el escenario de

que la idea del gasoducto sea desechada por cualquier razón, siempre tendrá como balance positivo,

desde el punto de vista de la integración regional, el que varios países de la región hayan emprendido

en conjunto el diseño de un proyecto de la envergadura del Gasoducto Transamazónico y decidido

también en conjunto su destino final.

Programa de Integración Energética Mesoamericana (PIEM)

Durante la primera semana del mes de junio de 2006, reunidos en República Dominicana du-

rante la Cumbre de Jefes de Estado del Sistema de Integración Centroamericano (SICA), los presiden-

tes de los países centroamericanos, más los de Colombia, México y República Dominicana acordaron

un nuevo pacto petrolero que tendrá como pieza central la construcción de una nueva refinería en

Puerto Quetzal (Guatemala), o en Puerto Armuelles (Panamá). Esas posibles ubicaciones fueron reco-

mendadas por un estudio preliminar elaborado por una consultora financiada por el BID y la Cepal.

La refinería estaría en capacidad de procesar unos 360.000 barriles diarios de crudos pesados, de los

cuales 230.000 serían aportados por México. El proyecto contempla la construcción adicional de una

planta termoeléctrica asociada, que alimentará la red de interconexión eléctrica de la región. Aunque

todavía no está decidido el lugar definitivo donde se construirá la nueva refinería, ya se anuncia que

estará operativa en el año 2010. Será el inversionista privado seleccionado el encargado de decidir la

ubicación definitiva de las instalaciones, pero el tema es ya motivo de roces y tensiones entre los paí-

128


ses signatarios del programa. Le corresponderá además al inversionista privado buscar en el mercado

internacional los crudos faltantes, dando prioridad a los provenientes de Mesoamérica, en la medida

en que los haya disponibles y bajo condiciones comerciales competitivas.

El principal promotor de esta iniciativa es el gobierno del presidente Vicente Fox de México.

Parece bastante claro que con ella se busca compensar el impacto que las iniciativas energéticas

integradoras promovidas por el gobierno del presidente Hugo Chávez de Venezuela, especialmente

PetroCaribe, han tenido en la región. En su discurso de instalación de la Cumbre, el presidente Leonel

Fernández de República Dominicana sentenció que las dos iniciativas son de carácter distinto, pero

que ambas son beneficiosas para los países de Centro América y República Dominicana. Aunque

no se presenta como un programa excluyente de otros en marcha, resulta evidente que tanto este

programa, respaldado políticamente por los gobiernos de México y Colombia, como las iniciativas

promovidas por el gobierno de Venezuela, principalmente PetroCaribe, serán piezas relevantes en la

dinámica geopolítica de la región en los años venideros.

¿Son complementarias o incompatibles las propuestas de integración energética discutiéndose hoy? Reflexiones para el debate

América Latina, como ya se mencionó en los párrafos iniciales de este texto, es una región con

importantes reservas de hidrocarburos líquidos y gaseosos, suficientes para satisfacer con holgura su

demanda interna por un buen número de años y tener además excedentes para exportar fuera de la

región. Hasta ahora, sin embargo, hemos vivido una situación contradictoria. Mientras que los prin-

cipales países productores de petróleo de esta parte del mundo han privilegiado los mercados extra-

regionales, principalmente los de los países grandes consumidores del norte de América, los países

consumidores no productores al sur del Río Grande han requerido de importaciones de derivados de

petróleo que con frecuencia son despachados desde fuera de la región. Se dan casos especialmente

paradójicos de países exportadores de crudos e importadores de productos derivados.

En el planeta en su conjunto existen además marcadas e importantes diferencias entre los mer-

cados de los distintos hidrocarburos. Mientras el mercado del petróleo ha sido desde muy temprano

en la historia de la industria petrolera moderna, durante la segunda mitad del siglo XIX, un mercado

de cobertura mundial, los mucho más recientes mercados del gas, principalmente por dificultades de

transporte, han tenido hasta ahora alcances geográficos bastante más limitados. Han estado estos

mercados del gas hasta ahora determinados por la insuperable necesidad de la cercanía a las fuentes

de aprovisionamiento, conformando por ello más bien mercados regionales, plenamente indepen-

dientes unos de otros. Esta diferencia hace que, mientras en el mercado internacional de petróleo,

por ejemplo, las diferencias de precio están determinadas primordialmente por las distintas calidades

de los crudos transados y los costos del flete, los mercados regionales del gas son tan independientes

unos de otros que las variaciones en los precios no responden a las calidades del gas negociado, sino

que tienen más que ver con dinámicas locales o regionales.


12�

Pero avances tecnológicos y cambios políticos auguran modificaciones importantes en el futuro

próximo en los mercados regionales de los hidrocarburos. El desarrollo de técnicas de conversión pro-

funda en refinación, aunado a los precios actuales del petróleo y a la merma de las reservas de crudos

convencionales, hace que hoy tengan más fácil acceso a los mercados petróleos crudos pesados y

extrapesados que pocos años atrás eran menos comerciales. Son petróleos que de manera creciente

forman parte de la dieta energética mundial. Ejemplos de estos son los extrapesados de la Faja del Ori-

noco o los de las arenas petrolíferas de Alberta en Canadá. También son posibles hoy gasoductos de

mayor extensión y se ha hecho más común y comercialmente realizable el transporte de gas natural

licuado en tanqueros acondicionados para tal propósito, ampliando con ello las limitaciones geográ-

ficas que hasta hace pocos años constreñía a los mercados de gas. La explotación de los yacimientos

peruanos de Camisea tiene como uno de sus destinos la costa del Pacífico de Norte América y eso hoy

parece comercialmente factible.

Es asimismo cada vez más frecuente el reconocimiento de que estamos asistiendo a una revita-

lización del nacionalismo en América Latina en torno a los recursos naturales energéticos. Esta emer-

gente corriente nacionalista tiene además un fuerte componente integrador. Es así como podemos

identificar importantes cambios en las orientaciones de las políticas públicas actuales, comparadas

con las predominantes en la década pasada. En los años finales del siglo pasado primaron prácticas

encaminadas a privilegiar la participación de capitales privados transnacionales en el sector de los

hidrocarburos, en desmedro del control estatal. Eran políticas no solamente orientadas a debilitar

la capacidad de control de los Estados sobre la explotación y el procesamiento de los hidrocarburos

en sus respectivos países, sino también dirigidas a disminuir los ingresos fiscales provenientes de ese

sector de las economías. Ejemplos de ello fueron las privatizaciones de YPF en Argentina, de YPFB en

Bolivia, la privatización parcial de Petrobrás en Brasil o la “apertura petrolera” en Venezuela. El sector

de los hidrocarburos en aquellos años dirigió su mirada hacia el norte, concentrando sus inversiones

en los mercados de los principales países consumidores de Norteamérica o Europa. Ejemplo de ello

fueron las ingentes inversiones hechas por PDVSA en instalaciones de refinación en aquellos países,

llegando a disponer en EEUU y Europa de una capacidad de refinación superior a nuestra capacidad

total de producción.

Hoy la mirada parece cambiar de dirección. Sin desechar a los clientes tradicionales, importan-

tes inversiones están hoy en ejecución o diseño en refinerías, en capacidades de almacenamiento y

transporte, formando parte de programas de integración que buscan aumentar la autosuficiencia

energética en la región. Los elevados precios del petróleo en el mercado internacional permiten hoy

que los países productores tengan recursos para invertir. Tienen asimismo mejores capacidades para

la obtención de financiamiento. Con los precios actuales, además, programas que otorguen a los

consumidores facilidades de pago no significan para los exportadores mayores sacrificios, ya que son

para ellos años de bonanza fiscal. Es la situación que hoy están viviendo México o Venezuela. A los

consumidores, por su parte, les resulta sumamente atractivo participar en esos programas que ali-

vian su factura petrolera, reduciendo los efectos negativos de los altos precios de la energía para sus

economías. Son por ello ofertas difíciles de rechazar. Las refinerías programadas para ser construidas,

como las de Pernambuco, en Brasil, o las de Panamá o Guatemala, estarán en capacidad de procesar

130


crudos pesados o extrapesados que son los más abundantes en la región. Cosa similar puede decirse

de las refinerías a ser actualizadas y/o ampliadas, como la de La Teja en Uruguay o la de Cienfuegos

en Cuba. Esas refinerías, las nuevas y las actualizadas, permitirán un intercambio confiable y estable

de hidrocarburos y sus derivados que beneficiará tanto a los proveedores como a los receptores, y

que trascenderá la actual coyuntura de precios altos. A un país como Venezuela le permitirá además

comenzar a construir sobre bases más sólidas su anhelada diversificación de mercados. De produ-

cirse en el futuro caídas en los precios que reduzcan los beneficios que actualmente obtienen los

países receptores de los programas hoy en marcha, las inversiones que ahora se hagan crearán una

infraestructura sobre la cual seguramente se mantendrán las relaciones de intercambio que en estos

años se están construyendo. Situación parecida se vislumbra para el sector del gas. Las inversiones

en gasoductos que en estos años se hagan echarán también los cimientos para una red duradera de

intercambio regional.

Hay proyectos que se presentan como compitiendo entre si, pero no por ello tienen que ser

vistos como antagónicos. Son por ejemplo los de PetroCaribe y el Programa de Integración Energética

Mesoamericana. Hasta hoy, con la única excepción de República Dominicana, los países que partici-

pan en ambas iniciativas son distintos. Pero Venezuela le ha propuesto ya a Panamá y a Costa Rica,

dos países participantes del PIEM, que se incorporen a PetroCaribe. También Venezuela ha adelantado

algunos programas de intercambio con municipios de países centroamericanos, incursionando con

estos intentos en terrenos cubiertos por el PIEM. Hay aquí una fuente de posibles conflictos y tensio-

nes ya que las orientaciones políticas de los gobiernos de los países promotores de ambas iniciativas,

Venezuela por una parte, y México y Colombia por la otra, son marcadamente diferenciadas.

Salvo esas escasas áreas de potenciales tensiones, competencias o conflictos, la mayoría de la

multiplicidad de propuestas hoy debatiéndose y en ejecución parecen irse integrando en una visión

común. El Anillo Energético del Sur que inicialmente no contemplaba la participación de Bolivia, hoy

la incorpora. El Cono Energético, con el Gasoducto del sur, se complementaría con la anterior y, en

caso de construirse ese gasoducto transamazónico, pasarían las dos iniciativas a formar parte de una

misma gran red suramericana de distribución de gas. Todas estas propuestas avizoran la consolida-

ción de formas más elevadas de integración regional que, apoyándose en el intercambio de recursos

energéticos, abonen el terreno para el fortalecimiento de los lazos políticos entre las naciones latinoa-

mericanas.

131

7La energía como factor activo de la integración latinoamericana

Carlos Mendoza Pottellá y Rafael Quiroz S.

El petróleo y el gas venezolanos como factores claves para la integración política y económica de América del Sur y del Caribe

La energía es una de las bases sobre las cuales se sustenta la globalización en tanto que es el

fundamento de las sociedades en sus actividades económicas, sociales y políticas.

Los hidrocarburos, en particular el petróleo, desde la segunda mitad del siglo pasado se con-

virtieron en la principal fuente energética, base de la matriz energética que rige el progreso social y

económico de los países del mundo, desarrollado o en vías de desarrollo.

El agotamiento de las reservas probadas mundiales de crudo durante los últimos años, aunado

al cuello de botella que presentan las relaciones producción/consumo y oferta/demanda, ha facilitado

que se gire también la mirada hacia el gas como vértice importante de la matriz energética. En este

sentido, Venezuela posee una ventaja comparativa en el contexto americano y global. El actual ba-

lance energético latinoamericano, en su estructura y funcionamiento, está dominado por las energías

fósiles no renovables, y es bastante probable que por un período largo se mantenga el predominio

del petróleo y del gas como fuentes básicas de allí que Venezuela, por ser un país monoproductor en

hidrocarburos, ofrezca sus recursos energéticos como petróleo y gas, su principal recurso.

Es obvio que los hidrocarburos han jugado, en los últimos cien años, un papel primordial de

geoestrategia en las relaciones internacionales del mundo contemporáneo. Es profusa la documenta-

ción al respecto. El carácter energético de la política del gobierno norteamericano en el Medio Orien-

te, por ejemplo, no puede ser más claro.

Por todo ello, no es posible dejar de considerarlo a la hora de formular políticas de integración

entre los pueblos de América Latina, tan urgidos, hoy por hoy, de una integración comercial regional

abierta que nos coloque, unidos y homogéneos, frente a los grandes bloques comerciales y a las em-

presas mastodontes del comercio internacional globalizado. Latinoamérica, sin distinciones políticas,

religiosas, geográficas ni culturales de ninguna naturaleza, tiene la imperiosa necesidad de concurrir a

una integración de toda la región, y Venezuela, donde confluyen diversas características geopolíticas

de la región porque es un país caribeño y a la vez atlántico, andino y también amazónico –además de

que se encuentra a caballo entre Suramérica y el Caribe–, debe unir sus esfuerzos en procura de tan

predicada integración.

En este sentido, es interesante incorporar la opinión de un analista internacional sobre este

tema, aparecida en publicación electrónica de muy reciente data: “América Latina no está en posición

de influir significativamente en el orden energético mundial a pesar de la importancia de Venezuela

132


en la OPEP, aunque sí debe tomar decisiones estratégicas para su integración energética. Los esfuer-

zos puestos en marcha para interconectar las redes de energía y gas de los países de la región deben

ser fortalecidos y ampliados con la perspectiva de que, con el correr de los años, pudiera afianzarse

una red y un mercado común energético latinoamericanos. Expertos de la Organización Latinoameri-

cana de la Energía (OLADE) estiman que la integración energética permitiría ahorrar entre US$4.000 y

US$5.000 millones de dólares por año. El proyecto de Venezuela de construir el Gran Gasoducto del

Sur está siendo evaluado en su viabilidad económica y técnica. Por supuesto que muchos de estos mo-

vimientos están cargados de intencionalidad política: las compañías de petróleo y de gas insisten en

que se separe la cuestión energética de la política y que se les permita construir conductos y centrales

eléctricas según criterios económicos sin la obligación de respetar las fronteras. Pero este reclamo, al

que se suma la exigencia de una “Carta sudamericana de la energía” va a encontrar dificultades ante

el hecho de que para algunos países el control político de los recursos y reservas energéticas es la

única pieza que pueden mover para su futuro económico y para su inserción estratégica en la integra-

ción latinoamericana y en el orden global. No hay sin embargo solución individual: los países latinoa-

mericanos tomados uno a uno son demasiado débiles. Sin integración no habrá soberanía digna de

ese nombre. Y la integración real exige integración energética, económica e institucional. Soberanía

y desarrollo están vinculados siempre a energía: la Unión Europea también comenzó con un acuerdo

energético: el Tratado sobre la Comunidad Europea del Carbón y del Acero” (Prats, 2006).

Dentro de este contexto, en los procesos latinoamericanos de integración económica, financie-

ra, comercial y política, Venezuela aporta, de manera determinante, iniciativas hacia la integración

energética, basada en sus propios recursos y en coordinación con los demás productores de la región.

De tal manera que, siendo nuestro país una economía petrolera de exportación, es lógico que use el

petróleo como arma geoestratégica de integración regional. Por lo tanto, el petróleo junto con el gas

son piezas claves para esos cometidos.

De allí la propuesta de PetroAmérica (constituida por PetroCaribe, PetroAndina y PetroSur),

como palanca básica para la integración regional y la participación, en conjunto, de los países de la

región en el mercado mundial. Por consiguiente, PetroAmérica viene siendo un proyecto geopolítico

en el cual convergen los tres bloques sub-regionales de cooperación e integración energética que son:

PetroSur, PetroAndina, y PetroCaribe.

La Faja del OrinocoLa Faja es como una gran masa rocosa de sedimentos de la Era Terciaria, contra el Escudo de

Guayana, una trampa inmensa de petróleo que migró del norte del centro de la cuenca y se acumuló

por causas de naturaleza estratigráfica. Los hidrocarburos que coexisten en el campo Faja del Orinoco

son fundamentalmente petróleo crudo extrapesado, bitumen natural y gas asociado. Mucho interés

ha cobrado este gigantesco reservorio de hidrocarburos para Venezuela, así como sus potencialidades

en producción diversa, captación de inversiones internacionales, transferencia y desarrollo de tecno-

logías.

La Faja del Orinoco fue descubierta en 1936 y se perforó por primera vez en 1960. Tiene una

extensión en sentido este-oeste de más de 400 Km. desde el meridiano 62° 40 (casi el de Ciudad

Carlos Mendoza Pottellá y Rafael Quiroz S. - La energía como factor activo de la integración latinoamericana

133

Guayana) hasta el meridiano 66° 15 (casi común a Chaguaramas y Cabruta) y el ancho nunca tiene

más de 60 Km. a lo largo de cualquier meridiano. Cuenta con un área total de 54 mil kilómetros cua-

drados que atraviesa los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico, y la actual área en explotación es

de 11.593 Km2.

La Faja está dividida en cuatro grandes áreas que ubicadas en sentido este-oeste se denominan:

Carabobo (antes Cerro Negro), Ayacucho (antes Zuata), Junín (antes Hamaca) y Boyacá (antes Mache-

te). Estas cuatro áreas se dividen en 27 Bloques: Boyacá seis (6), Junín diez (10), Ayacucho siete (7)

y Carabobo cuatro (4). Al incluir las reservas a ser cuantificadas y certificadas en la Faja del Orinoco,

Venezuela poseerá la mayor acumulación individual de hidrocarburos (gas, petróleo crudo y bitumen

natural) a nivel mundial (gráficos 1 y 2).

Gráfico 1Reservas probadas de petróleo*

*Al incluir la Faja del Orinoco, Venezuela poseerá la mayor acumulación de hidrocarburos líquidos a nivel mundial.

134


Gráfico 2

Recursos de la Faja del Orinoco

(*)POES: petróleo originalmente en sitio.

La orientación estratégica que se le dará a la Faja consiste en convertirla en un eje impulsor del

desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país mediante la valorización

y el desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos dentro del marco legal vigente y el plan de

desarrollo de la Nación para el logro de tres objetivos específicos: a) aplicar y desarrollar nuevas tecno-

logías; b) proveer los fundamentos técnicos para realizar los análisis económicos de nuevos negocios;

y, c) apalancar el desarrollo del eje Nororiental y Orinoco-Apure del país y el desarrollo endógeno de

la Nación.

En este sentido PDVSA se propone instalar una nueva planta para mejorar unos 800.000 barri-

les de crudo pesado de la Faja del Orinoco, por lo que la empresa SNC Lavalin realiza el estudio para

el desarrollo de la instalación. El estudio de dicha planta también será utilizado para cambiar el patrón

de refinación en el país.

Los lotes para la exploración y cuantificación de las reservas que ya han sido asignados a em-

presas internacionales de múltiple procedencia, en consonancia con el principio de diversificación de

nuestras fuentes de la inversión externa, se agregan a los que ya existen en operación y en los cuales

se encuentran instaladas cuatro plantas “mejoradoras”, que convierten ya más de 600.000 barriles


13�

diarios crudos extrapesados en livianos y que cuentan con la participación de capitales estadouniden-

ses, franceses, noruegos e ingleses.

El gas: instrumento geoestratégico

Los Planes Estratégicos 2005-2012 de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) en el Sector Gas

“Aguas Abajo” (downstrem) persiguen promover el desarrollo de proyectos de exploración y pro-

ducción de gas en tierra firme y costa afuera, tomando en cuenta, además de las necesidades del

mercado interno, la nueva estrategia en cuanto a la integración de los países latinoamericanos usando

sus recursos energéticos –y muy destacadamente los hidrocarburos– como herramienta geoestra-

tégica y motor fundamental del desarrollo económico de la región. De esta manera se proyecta la

creación del Gasoducto del Sur que enlazará con el Cono Energético del Sur (Argentina, Chile, Perú,

Bolivia); el Gasoducto Andino que conectará con el Cono Energético de los Andes, y el Gasoducto

Venezuela-Colombia-Panamá que conectará con el proyectado Gasoducto de Centroamérica, el cual

a su vez conectará con el Gasoducto Transcaribeño, para de esta forma constituir el Anillo Energético

del Caribe. Todo esto con el objetivo de suministrar gas a los países de Latinoamérica, el Caribe y la

cuenca atlántica. En este sentido PDVSA prevé invertir en el período 2006-2012 un total de 16.780

millones de dólares en proyectos de gas, lo cual permitirá cubrir la demanda interna, contribuir con

la construcción del nuevo modelo económico, productivo y social del país, maximizar y valorizar los

recursos gasíferos e impulsar el desarrollo endógeno y sustentable en las áreas de influencia, además

de propiciar, como ya lo afirmamos anteriormente, la integración latinoamericana y caribeña.

Es de destacar que los Planes Estratégicos de PDVSA (2006-2012), incluyendo los referentes al

Gas “Aguas Abajo” y todo lo que ello comporta en términos de inversión, gastos y tiempo, podrían

no concordar con las realidades que algunos analistas presagian para el país. Sólo 9% de todo nuestro

reservorio gasífero es gas natural o libre (13.500 MMPC), es decir, que en los yacimientos, dicho hidro-

carburo no coexiste con el petróleo crudo. Buena parte de estos proyectos gasíferos, únicos en el país

y comparables con pocos en el mundo, se desarrollarán costa afuera y podrían marcar un hito signifi-

cativo en PDVSA. Su éxito podría delinear la PDVSA del año 2012, con un país fortalecido en materia

energética, con una matriz de combustibles primarios envidiable, complementando las necesidades

energéticas de Sur América, El Caribe y la cuenca del Atlántico.

De manera que, si bien Venezuela tiene reservas de gas, la mayoría de éstas están vinculadas a

la producción de petróleo y por lo tanto su potencial tangible depende del desarrollo de la capacidad

de producción petrolera, la cual a su vez está marcada por las fluctuaciones del mercado petrolero.

Esto significa que se hace necesario el desarrollo de reservas de gas no asociado para poder apuntalar

un desarrollo gasífero de largo plazo (véase gráfico 3).

13�


Gráfico 3Recursos venezolanos de gas (posición regional)*

* Venezuela tiene 2,4 de las reservas mundiales, 59% de las de Centro y Suramérica y 29,3% de las de AméricaFuente: BP Statistical Review Of World Energy, junio, 2002.

Infraestructura gasífera

Dentro de los planes estratégicos de desarrollo de gas, Venezuela se propone contribuir a la

construcción del nuevo modelo productivo, rumbo a la creación de un nuevo sistema económico; uti-

lizar el gas para desarrollar la nueva estructura territorial, impulsando los nuevos desarrollos endóge-

nos; contribuir a consolidar la nueva estructura social del país; propiciar la integración latinoamericana

y del Caribe y, maximizar y valorizar los recursos gasíferos del país.

Igualmente, PDVSA prevé aumentar la producción de gas de 6.300 millones a 11.500 millones

de pies cúbicos diarios (MMPC/d) para el año 2012, de allí que la producción pasará en Zulia de 1.100

a 1.400 MMPC/d; Barrancas, 100 MMPC/d; Yucal Placer, en el centro del país, de 100 MMPC/d a

300 MMPC/d, y Anaco de 1.700 a 2.794 MMPC/d. Además, se espera incorporar la producción del

Proyecto Mariscal Sucre, el cual comprende actividades por el orden de los 1.200 MMPC/d. Por otra

parte, la exploración y producción de los campos de Río Caribe y Mejillones, ubicados en el nororiente

del país, será asumida con esfuerzo propio por parte de la corporación. Se estima que el proceso de

perforación de dichos pozos se inicie en el segundo trimestre de 2007.

En lo referente a infraestructura de gasoductos dentro del país, se programa el proyecto de

gas Interconexión Oriente-Occidente (ICO), que se espera esté concluido en su segunda fase en el

año 2007, mientras que los proyectos como el Gasoducto Barbacoa-Margarita, la ampliación de los

sistemas de la red de conexión de Anaco-Puerto La Cruz (Jose), Anaco-Puerto Ordaz, el sistema de

transporte norte-llanero y el sistema de gasoducto costa afuera-tierra, deberán concluir durante el

último trimestre de 2008. La industria petrolera venezolana tiene también previsto asumir con esfuer-

zo propio la construcción de los gasoductos Mariscal Sucre, que conectarán el proyecto del mismo


13�

nombre con el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), desarrollos que a su vez se

unirán con la Plataforma Deltana. Estos proyectos se espera sean concluidos para mediados del año

2009 (véase gráfico 4).

Gráfico 4Visión de infraestructura y transporte de gas metano

• Exportación GNL desde Güiria• Desarrollo del gasoducto en el Eje Norte-Llanero• Anillo de gasoductos para flexibilizar disposición de gas de PD• Integración gasífera• Integración Geopolítica Regional

De tal manera que, si bien tenemos reservas, la mayoría de éstas están vinculadas a la producción de

petróleo y por lo tanto su potencial tangible de desarrollo depende del desarrollo de la capacidad de

producción petrolera, la cual, a su vez está marcada por las fluctuaciones del mercado petrolero. Esto

significa que se hace necesario el desarrollo de reservas de gas no asociado para poder apuntalar un

desarrollo de largo plazo.

De llevarse a cabo los agigantados proyectos de producción de gas se podría estar retornando

–temerariamente– a aquellos viejos tiempos (1987-1998) de violación de las “cuotas OPEP”, al incum-

plir los compromisos contraídos con esta organización. Esto, a su vez, podría estimular una indisciplina

dentro de la OPEP que desembocaría en una especie de guerra de producción, donde muy seguramen-

te la oferta estará sobresaturada, o muy por encima de la demanda, lo que provocaría una caída de los

precios del petróleo, para lo cual muchos países petroleros (OPEP y No-OPEP) no están preparados.

138


Marco legal

El marco legal e institucional es el elemento que establece las bases para incentivar y regla-

mentar el desarrollo de la industria gasífera. En este sentido, la actual Ley Orgánica de Hidrocarburos

Gaseosos (1999) es un instrumento muy adecuado para propiciar el desarrollo de la actividad porque

establece los lineamientos generales para promover un desarrollo estable y permanente de las dife-

rentes actividades vinculadas al negocio del gas, las bases para el desarrollo de campos de gas no

asociado, los mecanismos de participación del capital privado nacional e internacional en las activida-

des de exploración y producción de gas no asociado y en las actividades de transporte y distribución,

establece restricciones a la integración vertical en la cadena del negocio y crea la figura del Ente Na-

cional del Gas (ENAGAS), para dar soporte institucional a la Ley referida. De igual manera, establece

el marco legal base para propiciar el desarrollo de operadores nacionales.

Venezuela cuenta con importantes reservas de gas asociado, por lo cual es muy importante

tener un marco legal orientado al desarrollo de la industria nacional de gas aguas abajo, en vista de

lo cual el gobierno nacional decidió acertadamente desarrollar una legislación orientada a la partici-

pación del sector privado en esta área económica. Para garantizar el desarrollo del sector de hidrocar-

buros en Venezuela señalamos algunos instrumentos jurídicos creados para tal fin:

Constitución de la República Bolivariana de Venezuela.La Constitución de la Republica Bolivariana de Venezuela, en su articulo 156, establece clara-

mente que el régimen de regalías e impuestos es exclusivo de la nación, prohibiendo los impuestos

estadales o municipales en materia de hidrocarburos y minas, otorgándole seguridad jurídica a las em-

presas privadas, para desarrollar las actividades asociadas a los hidrocarburos y solventando algunas

dudas de interpretación que generaba la Constitución del año 1961.

Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.Esta Ley que se aprueba en septiembre del año 1999, en el marco de la Ley Habilitante, estable-

ce las condiciones para el desarrollo de la actividad del gas:

1. Las actividades con hidrocarburos gaseosos pueden ser realizadas por personas privadas naciona-

les o extranjeras, con o sin la participación del Estado.

2. Indica la intención del Ejecutivo de propiciar la participación del capital, bienes y servicios de ori-

gen nacional en las actividades señaladas en la Ley, en condiciones de transparencia y no desven-

tajosas, sin embargo, hasta la fecha no se ha concretado la gran participación de capital privado

que se esperaba impulsaría esta ley.

3. Promueve la explotación de las reservas de gas asociado y no asociado al petróleo.

4. Establece bases para incrementar las reservas de gas libre, para no depender del gas asociado al

petróleo.

5. Permite y estimula la participación de personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la par-

ticipación del Estado en las actividades de recolección, procesamiento, almacenamiento, trans-

porte, distribución, comercialización e industrialización. En esta área, pareciera que el espíritu del


13�

legislador de aquel momento no coincide con las políticas que actualmente desarrolla el Ejecutivo

Nacional en materia de gas, pues a pesar de que se encuentran en la Ley todas las bases para la

participación privada, hasta la fecha no se han implementado los permisos para las actividades

aguas abajo, ni se han incrementado como se esperaba las licencias necesarias para la participa-

ción de los privados en las actividades aguas arriba.

6. Promociona el aprovechamiento intensivo y eficiente de los recursos de gas asociado y no asocia-

do, desde la exploración y explotación hasta su industrialización. Esto coincide con los planes de

PDVSA en materia de gas costa afuera de Venezuela.

7. Los inversionistas estarán sujetos a obtener una licencia, cuando se trate de la exploración por

yacimientos de gas libre y de su explotación, o de un permiso para realizar todas las otras activi-

dades (recolección, procesamiento, almacenamiento, transporte, distribución comercialización e

industrialización).

8. Establece la duración de los permisos y licencias por un periodo de 35 años, prorrogables hasta

por 30 años adicionales.

9. Se crea ENAGAS (Ente Nacional del Gas) para promover el desarrollo del sector y la competencia

en todas las fases de la industria relacionadas con el transporte y la distribución de gas. Este ente

propondría las bases para la formulación de los precios y tarifas y vigilaría por los derechos y de-

beres de todos los sujetos de la industria.

10. Se establecen metodologías muy claras para fijar precios y tarifas, atendiendo a principios dirigi-

dos a recuperar las inversiones y a obtener una rentabilidad razonable.

11. Desagrega el precio del gas metano de las tarifas por los servicios necesarios –transporte, distri-

bución y comercialización– para suministrar el producto a los consumidores finales.

12. Según el artículo 9 de la Ley de Hidrocarburos Gaseosos, se prohíbe que una misma persona reali-

ce o controle en una región dos o más de las actividades de producción, transporte o distribución

de gas; sin embargo, de ser necesario para la viabilidad de un proyecto, el Ministerio de Energía y

Petróleo de forma excepcional podrá autorizar la realización de más de una de dichas actividades

por una misma persona, en cuyo caso deberá llevar contabilidades separadas como unidades de

negocio diferenciadas.

13. Establece la atención primordial de las necesidades del mercado nacional y el desarrollo de las

oportunidades del mercado de exportación.

14. Esta Ley, en su artículo 10, establece el principio de acceso abierto a los sistemas, transporte, al-

macenamiento y distribución de los hidrocarburos gaseosos cuando dichas instalaciones tengan

capacidad disponible para ello. La utilización de dichos servicios se realizará en las condiciones

que las partes convengan contractualmente. A falta de acuerdo entre las partes, el Ministerio de

Energía y Minas establecerá dichas condiciones.

Ley Orgánica de Hidrocarburos. La Ley Orgánica de Hidrocarburos fue promulgada después de la Ley Orgánica de Hidrocarburos

Gaseosos, durante la segunda Ley Habilitante que le fue otorgada al presidente Hugo Chávez Frías.

140


Muchos abogados especialistas en materia petrolera opinan que la Ley Orgánica de Hidrocarburos Ga-

seosos debió se derogada para convertirse en un capítulo de la Ley de Orgánica de Hidrocarburos.

El artículo 2 de la Ley de Orgánica de Hidrocarburos establece que “...Las actividades relativas

a los hidrocarburos gaseosos se rigen por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos”. Sin embargo,

existen materias como la servidumbre administrativa y las expropiaciones, en donde se aplican suple-

toriamente normas de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

La Ley Orgánica de Hidrocarburos señala que las actividades de hidrocarburos aguas arriba (ex-

plotación y producción) tendrán las siguientes características:

• Hasta 49% participación privada

• 30% Regalías

• 50% ISLR

Mientras que para las actividades de Hidrocarburos aguas abajo:


• 34% ISLR

Aquí se demuestra que se trata de beneficiar las actividades inherentes a hidrocarburos ga-

seosos puesto que la Ley Orgánica correspondiente, establece condiciones más beneficiosas para el

desarrollo de esta actividad, como son:


• 20% Regalías

• 34% ISLR

ENAGAS. En la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos se crea un Ente Nacional del Gas, con autonomía

funcional, adscrito al Ministerio de Energía y Minas (hoy Ministerio de Energía y Petróleo), para pro-

mover el desarrollo del sector y la competencia en todas las fases de la industria de los hidrocarburos

gaseosos relacionadas con las actividades de transporte y distribución y para coadyuvar en la coordi-

nación y salvaguarda de dichas actividades.

Ahora bien, este ente estaba diseñado en el Anteproyecto de la Ley, como el encargado de

regular (otorgando permisos y estableciendo sanciones) la actividad del gas, supervisar el desarrollo

de las actividades y establecer precios y tarifas; sin embargo, sus funciones se cambiaron antes de la

promulgación de la Ley, quedando como un simple ente para promover, vigilar, tramitar, informar y

proponer ante el Ministerio, quedando inhabilitado para cumplir los objetivos fundamentales para los

cuales había sido diseñado.

Los expertos en la materia sostienen que al modificarle las funciones se destruyó el ente antes

de su nacimiento, impidiendo que fuese un verdadero ente rector en materia de gas y quedando el

Ente Nacional del Gas con las siguientes funciones:

1. Promover y supervisar el desarrollo de las actividades de transporte, almacenamiento, distribución

y comercialización del gas con el fin de lograr su ejecución eficiente.

2. Vigilar e informar al Ministerio de Energía y Minas sobre la existencia de conductas no competi-

tivas, monopólicas y discriminatorias en la primera venta de gas y entre los participantes de las


141

actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización, así como propiciar el

equilibrio económico respectivo.

3. Proponer al Ministerio de Energía y Minas, para su aprobación, el establecimiento y modificación,

alcance o límite de las regiones de distribución de gas.

4. Promover el desarrollo de un mercado secundario de capacidad entre los transportistas, distribui-

dores, comercializadores y consumidores mayores, con el objeto de facilitar la competencia, el

uso eficiente de los sistemas y la transparencia de las transacciones en este mercado.

5. Proponer al Ministerio de Energía y Minas, para su aprobación, condiciones para calificar las em-

presas que realizarían actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización

de gas.

6. Proponer a los Ministerios de Energía y Minas y de la Producción y el Comercio, para su aproba-

ción, conforme a las previsiones de esta Ley y mientras no existan condiciones de competencia

efectiva, tarifas justas de transporte y distribución, procurando el menor costo posible para el

consumidor y una garantía de calidad de las actividades de transporte, almacenamiento y distri-

bución.

7. Velar por el libre acceso a los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas, en

los términos establecidos en esta Ley y sus Reglamentos.

8. Promover el uso eficiente y la aplicación de las mejores prácticas en la industria del gas, en su

utilización como combustible o materia prima.

9. Velar por los derechos y deberes de los sujetos de la industria del gas.

10. Velar por el cumplimiento de las leyes nacionales y normas aplicables a la industria del gas.

11. Asesorar a los diferentes sujetos de la industria del gas la correcta aplicación de las bases y

fórmulas para el cálculo de los precios y tarifas del gas y atender oportunamente los reclamos

de los usuarios en esta materia.

12. Las demás atribuciones que se le confieran conforme a esta Ley y sus Reglamentos.

El Ministro de Energía y Minas podrá delegar en el Ente Nacional del Gas la facultad de instruir los

expedientes a los infractores para que aquél decida la aplicación de las sanciones correspondientes.

La política energética del gobierno de Venezuela

El fundamento principal de la política energética del gobierno venezolano se encuentra en

la formulación de sus planes de desarrollo nacional. Cuando en junio de 2005 se anuncia el Plan

Siembra Petrolera 2005-2012, se exponen “las líneas maestras de la política energética venezolana,

diseñadas con base en las directrices del marco jurídico de nuestro país y de acuerdo a los intereses

nacionales, que son los de la mayoría, los del pueblo venezolano”. En tal sentido, se establece con

detalle la siguiente prelación:

• Constitución de la República Bolivariana de Venezuela, 1999

• Decreto - Ley Orgánica de Planificación, 2001

• Ley Orgánica de Hidrocarburos, 2001

142


• Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, 1999

• Líneas Generales del Plan de Desarrollo Económico y Social 2001-2007

• Lineamientos Estratégicos del Ministerio de Energía y Petróleo

• Lineamientos Estratégicos PDVSA

• Estrategia Corporativa

Este orden de prelaciones determina con claridad los objetivos de la política energética venezo-

lana, como un componente básico de la planificación nacional que establece objetivos y estrategias

políticas, económicas, sociales, territoriales e internacionales.

Para los fines de este documento, nos interesa destacar el aspecto internacional de esa políti-

ca, el cual formula como objetivo el fortalecimiento de la soberanía nacional y la promoción de un

mundo multipolar. Teniendo tal orientación el gobierno nacional ha dado pasos relevantes hacia la

diversificación de sus mercados petroleros y de fuentes de financiamiento y tecnologías, promoviendo

la participación de empresas de diverso origen geográfico en el desarrollo de los nuevos proyectos

petrolíferos y gasíferos nacionales.

Un lineamiento de carácter internacional del Ministerio de Energía y Petróleo se refiere a la

condena y denuncia de las políticas “aperturistas” impuestas en la década de los noventa del siglo

pasado, las cuales comportaron un retroceso en las medidas de defensa de la participación nacional,

dentro de las asociaciones con el capital petrolero internacional, que se habían forjado trabajosamen-

te por décadas, desde 1920 hasta 1976.

En este sentido, el gobierno nacional ha modificado los términos de diversos convenios, con-

tratos y asociaciones con corporaciones petroleras internacionales, en los cuales se establecían con-

diciones negativas para el interés nacional. Por ejemplo, se ha restituido el porcentaje de la regalía

petrolera, que en algunos casos se llevó hasta 1%. Ahora, no sólo se ha llegado al nivel tradicional de

16,67% sino que se ha unificado, para todo emprendimiento petrolero, un “impuesto de extracción”

que incluye la regalía de 33,3%. La Nación venezolana rescata para sí un tercio de su petróleo, como

derecho soberano, al negociar la extracción de ese petróleo con una corporación extranjera, la cual,

además, debe cancelar el impuesto sobre la renta a que haya lugar dados los beneficios obtenidos

por sus operaciones en el país.

Lo anterior se refiere a las relaciones que Venezuela establecerá con las empresas internacio-

nales que deseen participar en el negocio petrolero venezolano. Pero un aspecto determinante del

cambio de la estrategia internacional se refiere a los mercados hacia los cuales nuestra industria se

orientará de manera prioritaria. Ello queda reflejado en los siguientes lineamientos:

•Asegurar suministros para el crecimiento de la demanda de petróleo en la cuenca del Atlánti-

co y otros mercados del Caribe y Suramérica.

•Desarrollar integralmente la Faja del Orinoco, alineada con el desarrollo de gas no asociado,

ambos con posibilidades de exportaciones a mercados no tradicionales en el contexto geopolítico

internacional.

En estos lineamientos se inscriben los acuerdos firmados con países del Caribe insular que

condujeron al establecimiento de PetroCaribe, el desarrollo del gasoducto colombo-venezolano con

perspectivas de su extensión hacia países centroamericanos, y el proyecto de interconexión gasífera


143

hacia el sur, con participación de los países del Mercosur y Bolivia. Se trata de una visión geopolítica

de nuestras relaciones energéticas internacionales, completamente opuesta al entreguismo y la inten-

sificación de la dependencia de los centros del poder petrolero transnacional. Una política energética

y petrolera que promueve la diversificación de los mercados y fuentes de inversión y tecnología, y que

promueve la multipolaridad y la integración latinoamericana. Una política de “internacionalización”,

centrada en el interés nacional, que se convierte en medio para el afianzamiento de la soberanía

nacional en el ámbito energético y político internacional, completamente opuesta a la internaciona-

lización perversa, de exportación de beneficios e importación de costos, impulsada durante las dos

últimas décadas del siglo pasado.

Esto quiere significar una nueva visión geopolítica y geoestratégica, con la cual deben estar

alineadas las relaciones internacionales del país y, en consecuencia, su gestión diplomática. Por eso

debemos abundar en los argumentos que la sustentan.

Acorde con los cambios políticos producidos en el país en los últimos ocho años, y en concor-

dancia con los nuevos preceptos de una política mundial globalizada, la política exterior de Venezuela

ha dado un viraje hacia las llamadas fachadas atlántica, caribeña, andina y amazónica, que conforman

las características fundamentales de su geoestrategia, con proyección hacia áreas y países como Esta-

dos Unidos, Canadá y la Unión Europea.

Por otra parte, tomando como paradigma el uso del petróleo como herramienta fundamental

para la integración latinoamericana, la fase de refinación tiene mucho que aportar a la hora de di-

señar una estrategia petrolera que impulse la tan ansiada integración regional de América Latina y

el Caribe. Por ello, estos planes internacionales en refinerías son completamente distintos al antiguo

Proyecto de Internacionalización de PDVSA iniciado en el año 1982.

Venezuela, país productor de petróleo desde hace más de cien años, cuyo mercado funda-

mental ha sido Estados Unidos, propone ahora la diversificación de sus mercados y fuentes de capital

internacional y de tecnología. Igualmente, iniciará el desarrollo de sus recursos gasíferos, básicamente

los hasta ahora inexplorados de la plataforma continental del Delta del Orinoco y del Mar Caribe,

estableciendo como destino prioritario de estos recursos el mercado caribeño y latinoamericano.

Enfrentada al unilateralismo y a las visiones unipolares del mundo, Venezuela privilegia todo lo

contrario, haciendo énfasis, en primer lugar, en su entorno latinoamericano. Se trata de una visión

geopolítica y de geoestrategia: Latinoamérica como un todo debe constituir uno de los polos del mun-

do, al mismo nivel de Estados Unidos, Europa, China e India, para citar sólo los más importantes.

Los costos financieros de la geoestrategia

El uso de los hidrocarburos por parte de Venezuela, en esta visión geopolítica y geoestratégica

latinoamericana, tiene sus costos mediante los descuentos implícitos en los convenios energéticos.

De allí surgen intensas negociaciones para afianzar y modificar el Acuerdo Energético de Caracas y el

polémico Convenio Integral de Cooperación Cuba-Venezuela, ambos con similitudes, para posterior-

mente diseñar a su vez PetroCaribe.

144


Los volúmenes de petróleo y derivados que se envían a través de estos instrumentos han ido en

crecimiento sostenido, con Cuba a la delantera, que recibe 112 mil barriles diarios cuando el último

contrato-documento de diciembre de 2005 comprende 98 mil b/d (originalmente eran 53 mil barri-

les), así como con una decena de naciones activas a través de acuerdos que en su totalidad prevén

la posibilidad de intercambiar en forma directa los hidrocarburos recibidos por bienes y servicios. Los

convenios con países vecinos llevan implícito un descuento de US$10,20 por barril en promedio en

2006, el cual se deriva de los laxos financiamientos a largo plazo previstos en esos instrumentos.

El mayor descuento, calculado en US$14,71 por barril, lo están recibiendo las naciones adscri-

tas a PetroCaribe, de las cuales por ahora están activas Jamaica, República Dominicana, San Vicente

y las Granadinas, Haití y Dominica. Le siguen Argentina (que tiene un convenio especial) y los países

beneficiarios del Acuerdo Energético de Caracas como Uruguay, Paraguay y Bolivia con un descuento

de US$9,19 por barril en 2006. En último lugar se encuentra Cuba, con un descuento de US$7,40

por barril que se deriva del financiamiento de 25% de la factura a largo plazo. Sin embargo, sigue sin

conocerse el estatus de la deuda cubana, toda vez que en diciembre de 2005 el presidente Chávez

dijo públicamente que 100% de la factura petrolera con ese país estaba siendo sujeta de intercambio

directo. De ello se deduce que desde hace casi un año cesaron los cálculos que se hacían y que daban

lugar a la emisión de decenas de pagarés del Banco Nacional de Cuba que terminaban en manos

del Ministerio de Finanzas y debían ser descontados al final del año de los dividendos a entregar por

PDVSA al Ejecutivo.

El monto total de la factura petrolera con los beneficiarios de estos convenios sumará al cierre

de 2006 US$5.546 millones de dólares, sin incluir a las naciones que hoy están inactivas ni prever un

alza significativa de los precios del barril en el último trimestre. De ese monto, PDVSA deberá recibir a

90 días del despacho de cada cargamento un total de US$3.905 millones de dólares y los US$1.640

millones de dólares restantes serán pagados por los beneficiarios en plazos de entre 15 y 23 años,

dependiendo del acuerdo, con intereses anuales de entre 1% y 2% y dos años de gracia. La pérdida

de oportunidad para PDVSA derivada de la postergación de la factura a largo plazo se estima en

US$975,7 millones sólo este año a los precios actuales, es decir, 18% de la facturación total. Esta cifra

se basa en el 10% que calcula el propio holding como tasa de descuento mínima para cualquiera de

sus proyectos de finanzas.

Es por ello que el propio presidente de la empresa, Rafael Ramírez, ha dicho que el volumen

máximo que la estatal está dispuesta a comprometer bajo estos mecanismos es de 300 mil b/d, una

cantidad que, de estar activas todas las naciones a las cuales se les ha prometido suministro, incluyen-

do a varias entidades centroamericanas que negocian aparte de sus gobiernos centrales y las naciones

africanas que han sido visitadas por el presidente de la República, sería superada. La generosidad ve-

nezolana a través de estos instrumentos ha creado, por último, una percepción internacional de que

PDVSA tiene recursos de sobra para financiar hospitales en Uruguay, autopistas en Jamaica, procesos

de identificación y cedulación en Bolivia, gasoductos para Bolivia, Uruguay y Paraguay, gasolina en

barrios marginales de Nueva York, Londres y algunos municipios de Nicaragua, carnaval en Brasil o

subsidio de viviendas en África.


14�

Renta y nacionalismo

Existe conciencia de que con estos planes y proyectos podría estarse reforzando aún más la cul-

tura rentista del petróleo que nos ha acompañado a través del devenir (por más de cien años), desde

el alba de aquel día en que afloró petróleo sobre tierra venezolana (1875). También podríamos estar

adheriéndonos a la tesis de la “renta petrolera” (Baptista y Mommer, 1987), donde el país tiende a

aferrarse al petróleo como la sanguijuela al cuerpo del cual vive. Seguimos siendo, hoy por hoy, de-

pendientes de la renta del petróleo. Al poseer grandes reservas petroleras en nuestro territorio y cada

día mejores precios por tal materia prima, el caudal de petrodólares pareciera alejarnos de la búsque-

da de vías alternas para el desarrollo económico sustentable y sostenible. Prácticamente se trata de un

dilema o “conflicto” entre “Renta petrolera vs. Desarrollo económico” (E.H. Dumat). Es adecuada y

oportuna la frase –tanto trágica como real– de Asdrúbal Baptista, cuando afirmó: “La renta petrolera

no es el futuro del país, pero sin renta petrolera no tenemos futuro”. Esto es aplicado a los hidrocar-

buros en general y, por consiguiente, al gas como vértice importante de los hidrocarburos gaseosos.

En este sentido, un aspecto importante de analizar en referencia a los Planes Estratégicos de

PDVSA (2006-2012) es lo tocante a la Siembra del Petróleo en tanto que el MEP y PDVSA han incrus-

tado tal frase a manera de epígrafe (“Siembra petrolera”) para la promoción de los mismos.

Esta tesis originaria del primer economista venezolano, el merideño Alberto Adriani, y cuya fra-

se popularizó el extinto intelectual Arturo Uslar Pietri, en el editorial del diario Ahora (14 de julio de

1936), se convirtió en una especie de paradigma en nuestra Venezuela petrolera. Sin embargo, según

algunos analistas, ese postulado pareciera contradictorio con la magnitud de los mencionados Planes,

los cuales, lejos de promover la inversión de los recursos provenientes de la actividad petrolera en los

sectores agrícola, industrial, salud, educación y seguridad, se orientan de manera preponderante al

desarrollo de la propia industria, cuando se disponen a desembolsar un capital que sobrepasará los

US$95.000 millones de dólares en sólo seis años. En este caso, no se trata de “Sembrar el petróleo”

sino de lo que bien podríamos llamar “la siembra del petróleo en el petróleo mismo”; es decir, rein-

sertar los recursos devengados de la recaudación petrolera (US$95.000 MM) en la misma industria

petrolera nacional.

¿No era esto acaso lo que se criticaba de la anterior política petrolera de los años noventas?

¿Acaso se trata de agrandar y expandir a PDVSA, para así decir como en los tiempos de su presiden-

te, Luis Giusti: “Somos la primera empresa petrolera del mundo”?. ¿…y…? ¿Cuánto de todo ello se

convertirá en salud, educación, seguridad y desarrollo verdadero?

De lo que se trata es de cumplir con lo dispuesto en la Constitución de 1999 y la Ley Orgánica

de Hidrocarburos en cuanto a que los recursos del petróleo deben ser utilizados en la inversión real

productiva, la salud y la educación. Todo ello orientado al logro de un desarrollo integral, autónomo

y autosostenido, financieramente libre de la tutela petrolera.

Por lo demás, no es insólito que las visiones del mundo que respaldan el inequitativo reparto

de las riquezas, tanto geográficamente como en el seno de cada uno de los países, cuenten con fa-

náticos adherentes en naciones como la nuestra, donde proliferan las modernas teorías neoliberales

y globalizadoras, en nombre de las cuales se promueven escenarios que privilegian la expansión de la

14�


producción petrolera frente a la maximización de la participación nacional en la renta que se genera

independientemente de la voluntad nacional. Una renta que está allí y que si se renuncia a ella irá a

parar a las manos de terceros, los muy modernos y gigantes protagonistas del mercado petrolero.

De tal suerte, estamos obligados a dedicar tiempo y esfuerzo para explicar la pertinencia y

vigencia del nacionalismo petrolero, casi como quien explica su adicción al opio o a cualquier otra

droga. Y precisamente por esto es muy difícil convencer a los escépticos y modernos adalides de los

escenarios “productivos”. Por eso mismo también, es ineludible el combate contra las matrices de

opinión y la madeja de lugares comunes y medias verdades que constituyen el núcleo central de esa

ideología antinacional. La principal de esas falacias es, precisamente, la que sostiene que la reivindi-

cación del interés nacional es una posición “rentista”, endilgándole al nacionalismo las culpas de la

pésima utilización de la renta petrolera que se ha hecho en nuestro país durante décadas. Cuando lo

cierto es todo lo contrario.

Porque fueron los promotores de los escenarios “productores” quienes, en nombre de la “siem-

bra del petróleo en el petróleo” organizaron la ruinosa compra de refinerías en el exterior conocida

con el eufemismo de internacionalización, quienes impulsaron la apertura bajo el esquema de “ga-

nancias compartidas”, el “outsourcing”, las asociaciones estratégicas y los convenios operativos, to-

dos caminos y atajos hacia la necesaria privatización que nos libraría del “rentismo” y nos convertiría

en accionistas de una empresa productiva de primer rango mundial.

Y es así como se ha llegado, por ejemplo, a la absurda circunstancia de que más de la mitad de

los costos operativos de PDVSA esté constituida por los costos de adquisición de crudo y productos

no venezolanos para alimentar “nuestro” inviable sistema de refinación en el exterior.

Y fueron los promotores de los “escenarios productores” los que condujeron a PDVSA a la

violación de la cuota OPEP entre 1997 y 1998 en casi un millón de barriles diarios, los cuales se con-

virtieron en uno de los principales factores de la caída de los precios en ese último año por debajo

de los ocho dólares el barril, en medio de una eufórica ceguera que los llevó a afirmar que en PDVSA

“compensaremos la caída de los precios con… más producción” (E. Arrieta/L. Giusti).

América del Sur y Caribe como destinos del petróleo y del gas venezolanos. Perspectivas a mediano y largo plazo y potenciales conflictos norte-sur

Los planes estratégicos de Petróleos de Venezuela para el período 2006-2012, bajo el eslogan

“Plan Siembra Petrolera”, contemplan, en la fase de refinación, aumentar la capacidad de procesa-

miento de crudos pesados y extrapesados en suelo venezolano mediante la construcción de tres nue-

vas refinerías y el mejoramiento y la ampliación de tres de las plantas ya existentes, además de otros

importantes proyectos a escala nacional e internacional. Se trata de un Plan que prevé la ejecución

de una gran cantidad de proyectos destinados a elevar la producción petrolera nacional y a asegurar

el suministro para América Latina y el Caribe. Con respecto a lo nacional, se pretende aumentar la

capacidad de procesamiento de crudo en Venezuela en 700 mil barriles diarios (MBD), así como tam-

bién aumentar en 62% (910 MBD) el procesamiento de crudo pesado/extrapesado en las refinerías ya


14�

existentes, lo que comporta una inversión de 10,5 millardos de dólares. Sin embargo, las inversiones

totales alcanzan la cifra de 16,5 millardos de dólares al considerar otros proyectos nacionales de refi-

nación, la manufactura de etanol combustible y diversos proyectos en el ámbito internacional a través

de PetroAmérica.

El plan estratégico de refinación espera disminuir la producción de residual (fuel oil) con el fin

de producir más combustibles de calidad, lo que se traduce en la necesidad de mayor capacidad de

conversión profunda en las refinerías existentes. Es el caso de la adaptación de las refinerías de Puerto

La Cruz, El Palito y Amuay para el procesamiento de crudos pesados y extrapesados. En la refinería

de Puerto La Cruz se construirán una unidad de vacío y otra de conversión profunda, y se estima que

este proyecto esté listo para el primer trimestre de 2010 con una inversión de US$1.723 millones de

dólares.

En la refinería El Palito se instalará una unidad de conversión profunda para eliminar el fuel oil y

procesar 70 mil barriles de crudo pesado, generando productos para exportación. Se estima que entre

en funcionamiento el último trimestre de 2009, con una inversión de US$1.200 millones de dólares.

Igualmente, en el Centro de Refinación de Paraguaná (CRP) se llevarán a cabo proyectos para adecuar

la refinería de Amuay a una mayor conversión de residuales. Además, se adelantarán proyectos para

la industrialización de corrientes de refinación.

Nuevas refinerías en el país

Igualmente se prevé la construcción de tres nuevas refinerías en el territorio nacional, en procu-

ra de impulsar el desarrollo nacional, la descentralización y la desconcentración territorial del denomi-

nado Eje Orinoco-Apure. Dichas refinerías son las siguientes:

– Refinería de Cabruta, en la confluencia de los ríos Apure con el Orinoco, en el estado Guárico.

PDVSA estima invertir en este plan unos seis mil millones de dólares, para lograr una capacidad de

procesamiento de 400 mil barriles diarios de crudo pesado y extrapesado de la Faja del Orinoco, para

la producción de productos blancos, vale decir, gasolina y destilados. El arranque está previsto para el

segundo trimestre del año 2011, y se espera que se convierta en el nuevo polo de desarrollo de la re-

gión Orinoco-Apure. Así mismo, su construcción generará 2.500 empleos directos, 14.000 indirectos

y 8.000 puestos de trabajo en el área de la construcción. Entre los productos que se manufacturarán

en esta refinería se incluyen 216 MBD de gasolina, 40 MBD de jet y 174 MBD de diesel.

– Refinería de Caripito, en el estado Monagas, para procesar 50 MBD de crudo del Lago de

Guanaco, con el fin de producir asfalto para cubrir la demanda local, específicamente de los estados

Anzoátegui y Sucre, y más adelante se incluirán planes para la exportación del producto. PDVSA inver-

tirá 500 millones de dólares en la construcción de esta refinería, que espera esté en funcionamiento

en el tercer trimestre del año 2009. Esta obra generará 200 empleos directos, 1.400 indirectos y 3.000

puestos en el área de la construcción. Entre los productos que se generarán en esta refinería se inclu-

yen: 18 MBD de asfalto, 7 MBD de diesel y 2 MBD de nafta.

– Refinería Batalla de Santa Inés, en el estado Barinas, con la finalidad de procesar unos 50 MBD

de crudo de mezcla de Guafita (28° API), para satisfacer la demanda regional de combustibles. Esto

148


significará una inversión de mil millardos de dólares. Se estima que esta refinería, que generará 700

empleos directos, 3.000 empleos indirectos y unos 5.000 puestos en el área de la construcción, inicie

operaciones a finales de 2010.

Los acuerdos enmarcados en PetroAmérica plantean la integración de las empresas energéticas

estatales de América Latina y del Caribe para instrumentar acuerdos y realizar inversiones conjuntas

en la exploración, producción, refinación, transporte y comercialización del petróleo y gas natural.

Dentro de esta filosofía, PDVSA se propone llevar a cabo seis grandes proyectos, los cuales son:

– Nueva Refinería en Pernambuco (Brasil). Es el proyecto internacional de mayor envergadura,

en asociación con Petrobrás. La inversión se estima en 3 millardos de dólares, con aportes iguales por

parte de PDVSA y Petrobrás. Los suministros de crudo serán 50% de crudo de la faja y 50% crudos

brasileños, y los productos estarán destinados al mercado local brasileño. La entrada en operación de

la refinería está prevista para el año 2011.

– Refinería La Teja, en Uruguay. Se prevé la construcción de facilidades de conversión profunda

para procesar 50 MBD de crudo de la Faja. Las inversiones previstas son de 600 millones de dólares y

la entrada en operación se estima para el año 2010.

– Reactivación de la Refinería Cienfuegos en Cuba. Representa una inversión de 44 millones

de dólares para satisfacer el mercado local cubano. Es una asociación de PDVSA con Cupet (Cuba),

en una relación de acciones donde la empresa petrolera venezolana lleva 40% y la cubana 60%. Se

trata de una vieja refinería construida en la década de los sesenta por la extinta Unión Soviética, y

donde se tendrán que efectuar adaptaciones de nuevas e innovadoras tecnologías para el proceso

de refinación. Hasta ahora se están haciendo los estudios preliminares de factibilidad y se estima el

arranque en 2007.

– Expansión de la Refinería de Kingston, Jamaica, de 36 MBD a 50 MBD. Se estima el arranque

de operaciones para el año 2008, con una inversión total de 200 millones de dólares, de los cuales

PDVSA aportará 50%.

– Gasoducto Venezuela-Colombia-Panamá. Se trata de un proyecto para unir a los tres países

(Venezuela, Colombia y Panamá) a través de un gran gasoducto colombo-venezolano para llevar el

gas de los campos de los dos países por Centroamérica hacia Estados Unidos. Esto podría crear un

gigantesco circuito de gas entre los países del Mercosur, Colombia, Centroamérica, México y Estados

Unidos. Los enormes recursos de los hidrocarburos de Venezuela servirían también de apoyo a esta

nueva estrategia comercial del continente.

Igualmente hay conversaciones bastante avanzadas para que tres refinerías ubicadas en Para-

guay, Ecuador y Bolivia, sean ampliadas y adecuadas para procesar crudos pesados, así como también

la construcción de dos nuevas refinerías para Panamá y Dominica, todo lo cual va a ampliar la capaci-

dad de refinación de Latinoamérica, pudiendo colocarla como una región privilegiada con capacidad

ociosa o cerrada de refinación.

Por supuesto, nada más previsible que un enfrentamiento entre los intereses que pueden llegar

a ser opuestos entre los grupos latinoamericanos que apoyan los tratados del tipo TLC con Estados

Unidos, en los que se busca abrir los mercados de Estados Unidos y de los respectivos países lati-

noamericanos, frente al otro tipo de acuerdos comerciales y de cooperación que trata de integrar la


14�

economía de los países que lo celebren mediante inversiones masivas que pueden hacer más fluida la

cooperación entre los dos mercados.

En los primeros, los del tipo TLC, se estimula el comercio recíproco mediante rebajas de los aran-

celes de aduana, en tanto que los acuerdos que quiere promover Venezuela son a base de inversiones

en la infraestructura para facilitar la movilización de algunos productos como el gas y los derivados

de los hidrocarburos.

– Construcción de 37 tanqueros en astilleros de Argentina y Brasil (también algunos en Corea)

con el fin de ampliar la flota petrolera nacional. El mencionado plan contempla la instalación de un

astillero en el oriente del país por parte de la empresa constructora brasileña Andrade Gutierres, por

lo que en cuatro años PDV-Marina tendrá dicho astillero y cuatro buques modelo Suezmax con ca-

pacidad de hasta 400.000 toneladas de peso muerto. Esto sumado a los 21 tanqueros ya existentes

(PDV-Marina) daría un total de 58 tanqueros en posesión de PDVSA, por lo que se estaría ampliando

la capacidad de transporte petrolero marítimo del país.

– Proyecto del Anillo energético del Caribe. Este proyecto involucra a todos los países del área

centroamericana y del Caribe a los efectos de establecer un gran gasoducto desde Cuba, atravesando

todas las islas del Caribe, hasta llegar a Trinidad y Venezuela, el cual a su vez va a empalmar con el ga-

soducto Venezuela-Colombia-Panamá (en construcción) y el proyectado a todo lo largo de Centroamé-

rica, hasta México. Se trata de una gran red logística de oleoductos, buques, capacidades de almacena-

miento y terminales, y de refinación y distribución de combustible y productos, con el fin de estructurar

un sistema de suministro directo que brinde seguridad en el suministro de hidrocarburos para los países

de la región, con prioridad para aquellas naciones con mayores necesidades (véase gráfico 5).

– Proyecto del Anillo energético Andino. Pese a la salida de Venezuela de la Comunidad Andi-

na de Naciones, la realidad es que este conjunto de países constituye una agrupación con intereses

comunes, independientemente de sus divergencias políticas. De manera particular Bolivia, Perú, Ecua-

dor, Colombia y Venezuela son países productores de petróleo y gas, cuyas producciones deberán

necesariamente estar integradas a las necesidades de la región suramericana.

Las posibilidades de desarrollo de planes conjuntos trascienden las diferencias políticas. De ello

es muestra el gasoducto colombo-venezolano, ya en fase de realización, precisamente el proyecto más

concreto entre todos los que hemos mencionado debido a que es innegable su pertinencia y la conve-

niencia para los dos países involucrados, así como para los vecinos Panamá, Nicaragua y Costa Rica.

Tampoco se necesita ser muy agudo para percibir las realidades y posibilidades de un mayor

desarrollo de las relaciones energéticas entre Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú con sus vecinos sura-

mericanos. Sobre este tema abundaremos en detalle más adelante.

– Proyecto del Anillo energético del cono sur. Basado en que Venezuela tiene una reserva muy

grande de gas costa afuera que no ha sido explotada todavía, pues el único gas explotado ha sido

para utilizarlo en reinyección de pozos y una parte muy mínima para el consumo interno, este pro-

yecto estima la formación de una empresa multiestatal suramericana que se llamará Gas del Sur, que

integrarían, además de Venezuela, Bolivia, Perú y Brasil. Este proyecto formaría parte de toda una

gama de empresas multiestatales de Suramérica que se formarán, tales como: Telesur, Banco del Sur,

Universidad del Sur, Gasoducto del Sur y PetroSur.

1�0


El “anillo gasífero del sur”, del cual tanto se hablara desde finales del año 2004 y que pretendía

atender con gas peruano y/o boliviano la sedienta economía de Chile, quedó en el olvido. Morales no

contempla la venta de gas a Chile o EEUU en el futuro inmediato, y las posibilidades de vender gas

(vía marítima) a México habrían quedado relegadas por razones políticas. Así las cosas, las opciones

de nuevos clientes se limitan a las pequeñas economías de Paraguay y Uruguay (véase gráfico 6).

– Gasoducto del Sur o Megagasoducto, así se ha dado en llamar al megaproyecto de inter-

conexión energética que atravesará toda Sudamérica de norte a sur, y que integrará a Argentina,

Brasil, Bolivia y Venezuela a través del tendido de un gasoducto desde Venezuela hasta Argentina.

Este proyecto parte de la premisa de que las reservas gasíferas de Venezuela son las más elevadas de

América, detrás de las de Estados Unidos, y las novenas del mundo, y que por lo tanto podrá exportar

a Brasil y Argentina 150 millones de metros cúbicos por día de gas a través de un gasoducto regional

de 8.000 kilómetros de longitud y a un costo de US$20.000 millones de dólares que sería financiado

por Venezuela. Entre tanto, las comisiones discuten la viabilidad económica y si el mercado brasileño

y el argentino son suficientes para el volumen de gas ofrecido.

Gráfico 5Anillo energético del Caribe(planificación indicativa, estrategia de largo plazo)


1�1

Al respecto el canciller brasileño, Celso Amorim, señaló que Venezuela llevaría el gas sólo hasta

la ciudad amazónica de Manaos y de allí se conectaría a un sistema de gasoductos “enteramente

nacionales”, porque Brasil tiene que disminuir su dependencia del gas extranjero. Según el proyecto

cada país sería responsable por el gasoducto en la porción de territorio que le corresponda, lo que

sería una sumatoria de esfuerzos. Igualmente, el viceministro de Minas y Energía de Brasil, Nelson

Hubner Moreira, expresó que el gobierno de Brasilia analiza el proyecto desde el punto de vista eco-

nómico y del tamaño del mercado final. “Tendrá que tener garantías de contratos de suministro de

largo plazo y deberá ser realizado por empresas privadas o por Petrobrás”, y añadió que mientras

Gráfico 6Conos energéticos de Suramérica

1�2


tanto Brasil construye su propia red de gasoductos para conectar el país de norte a sur. “Es cuestión

de evaluar técnica y económicamente la interconexión de ese gasoducto con Venezuela o con quien

sea”. “Si tuviera viabilidad económica sería desarrollado, es una alternativa más”, matizó el vicemi-

nistro respecto a la conexión con Venezuela.

Sin embargo, el proyecto original ha sido modificado por un diseño que propone un sistema

de gasoductos desde los yacimientos gasíferos de Venezuela para el Norte y Nordeste de Brasil, y un

segundo sistema que alimente, desde Bolivia, el sur del Brasil y el área metropolitana de Buenos Ai-

res, donde se conectará con la red troncal de Argentina. Con esta mayor disponibilidad de gas por el

aporte boliviano, se invitó a participar a Paraguay y Uruguay como consumidores.

Debe señalarse que en un principio el proyecto de gasoducto anunciado por Venezuela, Brasil

y Argentina dejaba relegada a Bolivia, justamente el actual proveedor de gas para el sur brasileño y

para Argentina, y el mayor poseedor en reservas de gas natural libre de Suramérica. De concretarse

el proyecto original (sin Bolivia), sería una abierta competencia contra la producción que nutre las

arcas fiscales de Bolivia. Incluso, en diversos medios de prensa brasileños se ha mencionado que el

gas venezolano para ser comprable por Brasil y Argentina tendría que estar fuertemente subsidiado,

con lo cual el gas boliviano quedaría fuera de mercado. La situación no deja de ser irónica, ya que el

gobierno boliviano está enfrascado en una agria negociación con Brasil y Argentina para aumentar-

les el precio de sus exportaciones de gas. Esto pone en la mesa del tema energético un condimento

preocupante, pues muestra una de las grietas que existen en las relaciones políticas y económicas de

los países suramericanos.

Por otra parte, Uruguay ha exigido que el proyectado Megagasoducto sea modificado para

garantizar que Uruguay no dependa de tuberías localizadas en territorio argentino para su futuro

suministro de gas caribeño. Igualmente, el presidente brasileño ha mostrado su malestar a su colega

boliviano por su ensañamiento contra Petrobrás, empresa que controla los principales yacimientos

gasíferos bolivianos.

Finalmente, Argentina y Brasil tomaron una decisión bilateral: el debate sobre el gasoducto se

extenderá a todos los países de la región: “Todos los países de América del Sur deberán ser incluidos

en la discusión, porque serán consumidores, productores o países de paso” del gasoducto, sostuvo el

canciller brasileño a Folha de São Paulo. Por lo que el gasoducto tiende a ser la “locomotora” de la

integración regional, siendo prioridad la incorporación de Bolivia, que cuenta con las segundas reser-

vas gasíferas totales luego de las venezolanas, pero la primera en gas natural libre (no asociado), para

crear una gran red de encadenamientos que atravesaría todo el continente. Actualmente se avanza

en los estudios de viabilidad del gasoducto que tendrá un costo de 25 mil millones de dólares y 10

mil kilómetros de extensión.

Todos estos proyectos estarán respaldados, entre otros, por la convertibilidad de la Faja del Ori-

noco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico sustentable del país

mediante la valorización y el desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos dentro del marco

legal vigente y el plan de desarrollo de la nación. De allí que el gobierno venezolano se propongae

cuantificar y certificar reservas para posicionar a Venezuela como el país con las mayores reservas

de hidrocarburos a nivel mundial; aplicar y desarrollar nuevas tecnologías; proveer los fundamentos


1�3

técnicos para realizar los análisis económicos de los nuevos negocios, y apalancar el desarrollo del eje

Nororiental y Orinoco-Apure del país y el desarrollo endógeno de la Nación. También se trata, en bue-

na parte, de todo un proceso de industrialización en armonía con el ambiente y las comunidades.

PetroAmérica: ¿contradicción o complementariedad con la política venezolana frente a la OPEP?

Entre las propuestas principales de la política energética internacional del gobierno venezola-

no está la integración física y energética, así como los mecanismos financieros suramericanos como

objetivo central para avanzar hacia la consolidación de un proceso de convergencia para el estableci-

miento de una zona de libre comercio suramericana, mediante la complementación de las economías

de los países de la región (gráfico 7).

Gráfico 7Estrategia internacional de la nueva PDVSA CASO: integración latinoamericana

PetroAméricaPetroAmérica nace impulsada por el gobierno venezolano para redefinir las relaciones existen-

tes sobre la base de sus recursos y potencialidades y aprovechar la complementariedad económica,

social y cultural con la finalidad de reducir las asimetrías de la región, enmarcado dentro de un gran

proyecto geoestratégico para toda la región latinoamericana y del Caribe. Entre los objetivos de Pe-

troAmérica están: la evaluación de las ventajas comparativas y competitivas de la región; reducir los

1�4


costos de la energía originados por factores especulativos y geopolíticos, y finalmente fortalecer otras

iniciativas regionales de integración.

Cabe destacar la importancia que se le asigna al sector energético, y muy particularmente al

petróleo, porque puede brindar importantes beneficios económicos a los países, garantizar su autosu-

ficiencia e incluso generar excedentes para sus exportaciones fuera de la región. El desarrollo de esta

iniciativa de integración energética pasa por:

- Redefinir las relaciones existentes entre los países sobre la base de sus recursos y potencialidades.

- Aprovechar la complementariedad económica, social y cultural para disminuir las asimetrías en la

región.

- Minimizar los efectos negativos que sobre los países de la región tienen los costos de la energía,

originados por factores especulativos y geopolíticos.

- Fortalecer otras iniciativas regionales como Mercosur, CAN, ALBA y Comunidad Suramericana de

Naciones.

A su vez, el desarrollo de esta iniciativa de integración energética comporta la suscripción de acuerdos

de cooperación específicos en materias como:

- Suministro de crudos y productos.

- Intercambio de bienes, servicios, desarrollo de infraestructura, financiamiento.

- Diseño, construcción y operación conjunta de refinerías, facilidades de almacenamiento y terminales.

- Comercialización conjunta de crudos, productos, GLP, asfaltos y lubricantes.

- Transporte y logística.

- Exploración y explotación conjunta de petróleo y gas.

- Procesamiento y comercialización de gas.

- Petroquímica.

- Tecnología / adiestramiento.

- Combustibles ecológicos.

- Políticas públicas.

En esta propuesta confluyen tres iniciativas sub-regionales que son: PetroSur, PetroCaribe y

PetroAndina.

PetroSurIntegrada por Argentina, Brasil, Paraguay, Uruguay y Venezuela. Surge en Montevideo (Uru-

guay) en la toma de posesión de Tabaré Vázquez, donde se firmaron convenios bilaterales para desa-

rrollar negocios en toda la cadena de hidrocarburos. Se trata de una iniciativa que, partiendo de que

Venezuela y Suramérica son autosuficientes en energía, conforma un ente coordinador, regulador y

emprendedor de empresas petroleras, dirigidas a establecer mecanismos de cooperación e integra-

ción sobre la base de la complementariedad, para así minimizar los efectos negativos que sobre los

países de la región tienen los costos de la energía, reduciendo la intermediación y los costos de las

transacciones.


1��

Igualmente PetroSur reconoce la importancia de fomentar cooperación y alianzas estratégicas

entre las compañías petroleras estatales Petróleos Brasileiros (Petrobrás), Energía Argentina S.A. (Enarsa),

Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (Ancap) y Petróleos de Venezuela S.A.

(PDVSA) para que desarrollen de manera integral negocios en toda la cadena de los hidrocarburos.

PetroCaribeIntegrada por 14 países de la región caribeña: Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Cuba,

Dominica, Grenada, Guyana, Jamaica, República Dominicana, San Cristóbal y Nieves, Santa Lucia,

San Vicente y Las Granadinas, Surinam y Venezuela, PetroCaribe es la iniciativa más avanzada en

cuanto a propuestas concretas de ejecución de políticas. Para dar cumplimiento a estos lineamientos

operativos, Petróleos de Venezuela creó la filial de propósitos especiales PDV-Caribe, para operar en

la región. Esta organización nace el 29 de junio de 2005, tras el Acuerdo de Cooperación Energética

suscrito durante el Primer Encuentro Energético de Jefes de Estado y/o Gobierno del Caribe, celebrado

en la ciudad de Puerto La Cruz, en el oriente venezolano. Es una iniciativa de cooperación energética

solidaria con el fin de resolver las asimetrías en el acceso de los recursos energéticos por la vía de un

nuevo esquema de intercambio favorable, equitativo y justo con los países caribeños consumidores de

energía, siendo así capaz de coordinar y articular políticas energéticas, incluyendo petróleo y sus deri-

vados, gas, electricidad, cooperación tecnológica, capacitación, desarrollo de infraestructura energé-

tica, así como el aprovechamiento de fuentes alternas tales como: energía eólica, solar y otras.

El convenio de esta organización lleva implícita la articulación de acuerdos existentes anterior-

mente, como el Convenio de San José y el Acuerdo Energético de Caracas, al cual supera en condicio-

nes financieras pues, este último, prevé el financiamiento de 25% de la factura, con un año de gracia

y pagadero en 15 años con 2% de interés, mientras que PetroCaribe propone una escala de finan-

ciamiento de la factura petrolera tomando como referencia el precio del crudo. Igualmente extiende

el período de gracia para el financiamiento a largo plazo de uno a dos años y prevé una extensión de

período de pago de 17 a 25 años, reduciendo el interés a 1% si el precio del petróleo supera los 40

dólares, y el pago a corto plazo se extiende de 30 a 90 días.

Vale señalar que Trinidad y Tobago fue el único país caribeño que no suscribió tal iniciativa.

Seguramente por ser la única nación productora de petróleo y gas de la región insular.

PetroAndinaPropuesta que va más allá de los países que conforman o conformaron la Comunidad Andina

de Naciones: Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador, Perú y Venezuela. El objetivo es lograr mayor cohesión

en las prioridades de inserción internacional y en la capacidad de negociación de los países andinos

alrededor de su potencial en hidrocarburos, lo que facilitaría la integración sub-regional andina, su-

ramericana, caribeña y latinoamericana. En el marco de estas consideraciones, los Estados miembros

también reafirmaron el interés de fortalecer la integración regional impulsando los proyectos de inter-

conexión energética en América del Sur, teniendo en cuenta los acuerdos vigentes de los países y los

esquemas comerciales existentes.

1��


Alternativa Bolivariana para las Américas-ALBA

Mostrado como alternativa para anteponerla al ALCA (Alianza de Libre Comercio de las Amé-

ricas), surge el ALBA. En esta dirección el presidente Hugo Chávez ya suscribió con Cuba un Tratado

de Libre Comercio del Pueblo (TCP) con el que pretende, de común acuerdo con el gobierno de La

Habana, adoptar un tratado modelo para proponerlo a otros países latinoamericanos como Bolivia,

presidida por el líder indígena Evo Morales. En el Tratado de Libre Comercio del Pueblo entre Vene-

zuela y Cuba se han acordado programas no solamente de carácter comercial para facilitar el inter-

cambio de productos, sino que además se han convenido planes de cooperación primordialmente de

carácter social, como la importación masiva a Venezuela de médicos cubanos para que presten sus

servicios dentro de los cuadros de la seguridad social venezolana. También se han acordado planes

educativos y en el campo comercial se han tomado medidas para promover la producción y venta de

aceros venezolanos para lo que se requieren acuerdos de largo plazo para consolidar estos proyectos

siderúrgicos.

Dentro de esta estrategia del presidente venezolano se quiere utilizar la fortaleza financiera de

los inmensos recursos petroleros del país para construir ambiciosos gasoductos, ya mencionados, que

permitan unir los campos gasíferos de Venezuela y Bolivia para movilizar este producto hacia la zona

industrial de São Paulo que se ha visto muy afectada recientemente por las alzas del precio del gas

boliviano. Esta perspectiva naturalmente abre las puertas para que la geopolítica petrolera de Vene-

zuela penetre en los países del Mercosur.

Organismos coadyuvantes o complementarios

Muchas son las experiencias por las cuales ha atravesado América Latina en la búsqueda de su

integración definitiva. Todo un rosario lleno de experiencias, buenas y malas, de marchas y contramar-

chas, es la vía dolorosa transitada por todos los países de la región. Estas experiencias reflejadas en

la dinámica del proceso de integración energética de América Latina y el Caribe, región por lo demás

inmensamente rica en reservas de petróleo, gas natural, carbón mineral y potencial hidroeléctrico,

plasman su evidencia en organismos creados en los últimos cincuenta años tales como la CAN, OLA-

DE, ARPEL, Grupo de los Ocho (G-8), Grupo de los Tres (G-3), Acuerdo de San José, Mercosur, Acuer-

do de Cooperación Energética de Caracas, Declaración de Caracas 2000, etcétera, que hoy en día

coadyuvan de forma determinante para el acercamiento y la convivencia permanente de los puebles

de la región y sirven de plataforma sólida para la consagración de una integración latinoamericana

real y cierta, hecha a la vez para realidades sociales, económicas, políticas e históricas. Entre tales or-

ganismos complementarios al tema tratado tenemos:

MercosurEl Mercado Común del Sur sirve como organismo motor para impulsar la tan ansiada integra-

ción latinoamericana, donde Venezuela ya es miembro de pleno derecho desde la última reunión

celebrada en Córdoba (Argentina) en el mes de julio de 2006, la cual contó con la presencia de los


1��

mandatarios de todos los Estados Asociados, además de algunos que pretenden serlo y que están

todavía como observadores.

Sin embargo, existen algunas diferencias o grietas entre los miembros de este organismo, como

la que manifiesta el presidente del gobierno del Paraguay, Nicanor Duarte, cuando se resiente pú-

blicamente de los controles y las limitaciones que impone el gigante Brasil al ingreso de productos

agrícolas paraguayos. Además, en el último año las autoridades tributarias brasileñas, con apoyo

policial y militar, han endurecido los controles para el ingreso de mercancías (muchos de ellos son

productos asiáticos piratas) desde la paraguaya Ciudad del Este a la ciudad brasileña de Foz de Iguazú

en la triple frontera. Duarte, con el apoyo de sectores empresariales de su país, está molesto ante lo

que considera limitaciones económicas y comerciales impuestas por el Mercosur y se debaten entre

fortalecer sus recientes pactos comerciales y militares con EEUU, o aceptar los cantos de sirena que

recibe dentro de Mercosur.

Por su parte, el gobierno uruguayo del izquierdista Tabaré Vásquez se siente maltratado por la

agresiva conducta argentina (con la virtual indiferencia brasileña) que mantiene afectado el tránsito

fronterizo entre Uruguay y Argentina. Grupos políticos argentinos –con el apoyo no sólo tácito del

gobierno de Kirchner– quieren impedir la construcción de plantas papeleras en la zona fronteriza. La

inversión de las empresas europeas en tres plantas de celulosa representan, según los expertos, la ma-

yor inversión directa extranjera recibida por Uruguay, y pudieran terminar en la picota por la posición

contraria de Argentina. El presidente uruguayo está igualmente resentido con el Mercosur, y entre sus

colaboradores se evalúan las opciones de reiterar y profundizar compromisos comerciales con EEUU,

acoger los generosos ofrecimientos del gobierno venezolano que hasta una concesión petrolera en la

Faja del Orinoco le otorgó a Uruguay, o ambas cosas a la vez.

ARPEL (1965)Asistencia Recíproca Petrolera Empresarial (originalmente era Estatal) Latinoamericana. Es una

Asociación fundada en Lima (Perú), el 2 de febrero de 1965, por las compañías petroleras estatales

de América Latina, en una época en la cual el nacionalismo era una fuerza considerable en nuestros

países. Sin embargo, la hostilidad del gran capital petrolero internacional y la onda neoliberal y privati-

zadora que se impuso desde finales de los años setenta terminaron por anularla y convertirla en un or-

ganismo meramente protocolar y sin ninguna capacidad para iniciar o proponer planes y proyectos.

OLADE (1973)La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), con sede en Quito, surgió de la Primera

Reunión Latinoamericana de Ministros de Energía y Petróleo que se reunió en Caracas el 21 de agosto

de 1972, y se fundó en la ciudad de Lima (Perú) el 2 de noviembre de 1973 en el llamado “Convenio

de Lima”. De la misma manera que ARPEL, no pasó de ser una buena intención, boicoteada por la

falta de voluntad política en cada uno de nuestros países y por la acción directamente saboteadora

de la empresa estatal venezolana PDVSA, cuya gerencia de mentalidad privatista impuso su visión

contraria a cualquier coordinación latinoamericana en esta materia.

Acuerdo de San José (1980)Convenio entre Venezuela y México para el suministro petrolero a los países centroamericanos

y caribeños, con trato preferencial. Existe el convencimiento de que el mencionado programa ha

1�8


contribuido de manera significativa a consolidar los estrechos lazos que han existido tradicionalmente

entre Venezuela y México, así como entre estos y los países participantes, y a impulsar la cooperación

e integración regional con Centroamérica y el Caribe.

Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (2000)En los lineamientos del Ministerio de Energía y Petróleo se establece uno de carácter internacio-

nal: alineamiento con la OPEP en la defensa de los precios y reorientar la estrategia internacional. El

compromiso del gobierno venezolano con la política de defensa de los precios es público y notorio, al

punto de mantener, en el seno de la OPEP, la más fuerte posición hacia los recortes de la producción y

el constante monitoreo de los fundamentos y tendencias del mercado que puedan afectar los precios.

Ello ha significado el fin de la política de expansionismo petrolero a ultranza y el restablecimiento del

respeto a los compromisos internacionales adquiridos en el seno de la OPEP y la coordinación con

otros países productores interesados también en defender los precios de sus crudos.

OtrosTambién pueden mencionarse otros acuerdos internacionales para la promoción de la integración:

a) la Asociación Latinoamericana de Libre Comercio, conocida como ALALC (1960);

b) el Grupo Andino, GRAN (1969);

c) la Asociación Latinoamericana de Integración, ALADI (1980);

d) la Asociación de Libre Comercio del Caribe o CARIFTA (1965);

e) el Mercado Común del Caribe, CARICOM (1973); y,

f) el Grupo de los Tres (G-3) (1990), establecido por México, Colombia y Venezuela, al cual este úl-

timo (Venezuela) acaba de renunciar; así como igualmente algunos convenios más con rasgos de

Mercado Común, como lo son: el Mercado Común Centroamericano (MCCA) fundado en 1961 y

el Mercado Común del Caribe Oriental (MCCO) creado en 1968.

Gasoducto Sudamericano

Dentro de los planes de integración energética regional, en los dos últimos años se viene pro-

moviendo la creación de un “anillo energético” de gas natural, ahora llamado Gasoducto Sudameri-

cano. Los promotores de este proyecto son los gobiernos de Argentina, Brasil, Chile, Paraguay, Perú

y Uruguay. El gobierno de Bolivia ha venido asistiendo a estas reuniones en calidad de observador.

Uno de los principales planteamientos del Gasoducto Sudamericano consiste en que el Gas de Ca-

misea (Perú) abastezca los mercados de los países del cono sur, lo que implica la construcción de un

gasoducto desde Pisco (Perú) hasta Tocopilla (Chile). Cabe destacar que las reservas existentes en el

yacimiento de Camisea sólo alcanzan para garantizar el abastecimiento del mercado interno peruano

y el compromiso ya asumido de exportar LNG a México; por tanto, actualmente no existen reservas

de gas peruano suficientes para abastecer al llamado Gasoducto Sudamericano. Este proyecto será

factible sólo si se une la producción de gas de Bolivia y Argentina, pues la producción de gas de Ca-

misea es, según lo han anunciado autoridades peruanas, primero para Perú; satisfecha esa demanda

viene la exportación. Sin embargo, para muchos analistas de la política internacional latinoamericana


1��

el “anillo energético” trasciende el mero tema de abastecimiento de gas e ingresa en delicados as-

pectos geopolíticos de la región.

El proyecto tiene su origen en los problemas de desabastecimiento que ha venido sufriendo

Chile desde el invierno de 2004, debido a las restricciones a la exportación impuesta por el gobierno

argentino. La recuperación económica que tuvo Argentina desde principios del año 2004 conllevó

un aumento significativo de la demanda de energía, incluido el gas natural, por lo que el gobierno

argentino, para poder garantizar el abastecimiento de su mercado interno, tuvo que restringir las

exportaciones a Chile en un promedio de 30% del contrato y en 2005 se acercaron al 50%. Tales

restricciones se mantienen hasta la fecha, e incluso se han agravado.

Por su parte Bolivia ha aceptado exportar 4 millones de metros cúbicos diarios (141 MMPC/d) a

Argentina, para sus necesidades internas; pero dicho contrato tiene una cláusula que prohíbe clara-

mente reexportar ese gas a Chile.

Por otro lado, como se conoce, Bolivia plantea que el gas boliviano sea utilizado para conseguir

la salida al mar. Tampoco se considera la exportación de gas natural a Chile por parte de Bolivia, sólo

bajo algunas condiciones geopolíticas (donde indirectamente viene envuelto en códigos muy diplo-

máticos el planteamiento de la salida al mar de Bolivia), que Chile ha rechazado.

A manera de conclusión

“La siembra del petróleo” es un reto que los venezolanos tenemos pendiente desde hace dé-

cadas, y es por ello que el actual gobierno formula su política energética bajo la advocación de esa

consigna. El fundamento principal de esa política se encuentra en la formulación de sus planes de

desarrollo nacional, en particular el “Plan Siembra Petrolera 2005-2012”.

Teniendo tal orientación se han dado pasos relevantes hacia la diversificación de los mercados pe-

troleros y de las fuentes de financiamiento y tecnologías, promoviendo la participación de empresas de

diverso origen geográfico en el desarrollo de los nuevos proyectos petrolíferos y gasíferos nacionales.

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1�3

8Integración, des-integración y gasoducto del sur.

Cambios políticos y sed de gas en la Suramérica de principios de milenio

Edgar C. Otálvora

El presente documento de trabajo está referido al tema energético en Suramérica, desde una

perspectiva que abarca los procesos de integración y des-integración regional actuales, debidamente

colocados en el contexto de las conflictivas y en ocasiones violentas circunstancias políticas internas

de algunos países del subcontinente.

Se revisa el tratamiento dado al tema energético dentro de los intentos de creación de un

amplio esquema de integración suramericana bajo la designación de Comunidad Suramericana de

Naciones. Y se revisa la ruta política seguida por la propuesta de construcción de un gasoducto desde

el Caribe venezolano hasta Argentina.

Conflicto de nuevo milenio

Una foto premonitoria

El 31 de agosto del año 2000 Brasilia fue sede de un evento singular en la historia política su-

ramericana. Corría el primer año del segundo mandato del presidente brasileño Fernando Henrique

Cardoso, y éste decidió apelar a su prestigio internacional para impulsar un proyecto de alta relevancia

para la diplomacia de su país: la promoción de una instancia multilateral que juntara a toda Suramé-

rica bajo la inspiración de Brasilia. Tras una intensa gimnasia diplomática, Cardoso logró congregar

bajo un mismo techo –el del Palacio de Itamaraty, sede de la Cancillería– a los Jefes de Estado de

Argentina, Fernando de la Rúa; Bolivia, Hugo Bánzer Suárez; Chile, Ricardo Lagos Escobar; Colombia,

Andrés Pastrana Arango; Ecuador, Gustavo Noboa Bejarano; Guyana, Bharrat Jagdeo; Paraguay, Luis

Ángel González Macchi; Perú, Alberto Fujimori Fujimori; Surinam, Runaldo Ronald Venetiaan; Uru-

guay, Jorge Batlle Ibañez; y Venezuela, Hugo Chávez Frías.

Aparte de las cabezas ejecutivas de las innumerables instituciones regionales (BID, CAF, CAN,

ALADI, SELA, CEPAL, etc.), entre la lista de observadores también se encontraba Jorge Castañeda,

quien para la época era el asesor en asuntos internacionales y seguro próximo Secretario de Relacio-

nes Exteriores de Vicente Fox, para entonces recién proclamado presidente electo de México. Brasilia

no había querido dejar por fuera de la cita a la otra gran economía latinoamericana.

En su discurso de inauguración, Cardoso habló de la “articulación” de América del Sur, justifi-

cándola ante la necesidad y “el deseo positivo” de “dar un sentido más favorable a nuestras relacio-

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nes con los polos más dinámicos de la economía mundial”. Para el presidente brasileño la integración

tenía un sentido de fortalecimiento de la capacidad de negociación de la región ante otras economías,

básicamente en términos comerciales. En esa dirección, planteó el carácter “prioritario” de la instru-

mentación de un área de libre comercio entre el Mercosur y la Comunidad Andina “a más tardar en

enero de 2002”, e incluso sostuvo la necesidad de coordinar los planes nacionales de desarrollo. De

esta forma, el presidente brasileño reiteraba el usual e inalcanzado proyecto integracionista latino-

americano el cual –según la teoría más popular y generalmente aceptada que lo ha definido– de-

bería discurrir desde la conformación de una alianza comercial hasta la unificación de las políticas

económicas en una etapa superior del proceso. Lo que de una u otra forma habían intentado lograr

previamente, primero los miembros de la CAN y luego los del Mercosur, a mediados del año 2000 fue

expuesto por Brasil como una meta regional con alcance para toda Suramérica. Además de lo comer-

cial, Cardoso se ocupó de lo político, proponiendo la aprobación de una “cláusula democrática” de

vigencia sub-regional. Igualmente pidió la creación de una zona de paz en América del Sur, alegando

que “ya somos un espacio libre de armas nucleares”1.

Las conclusiones del encuentro presidido por Cardoso quedaron plasmadas en el denominado

Comunicado de Brasilia. Los compromisos adquiridos fueron resumidos en el mandato de “seguir apo-

yando” la configuración de “un área singular de democracia, paz, cooperación solidaria, integración

y desarrollo económico y social compartido”2. En el texto, negociado previa e intensamente por las

respectivas cancillerías, se dibujaba un ambicioso programa de acción multilateral con el cual parecían

comulgar todos los heterogéneos intereses y visiones allí congregadas. La presencia de los mandatarios

de Guyana y Surinam, además, dejaba entrever una novedosa auto-percepción suramericana. Ambos

países, con historia colonial aún reciente, de raigambre y lenguas no iberoamericanas, miembros del

CARICOM y de sostenida vocación caribeña, aceptaron la invitación del poderoso Brasil para participar

en el diseño de un esquema que los acercaba a sus poco frecuentados vecinos del sur.

Retomando los fracasados esfuerzos previamente adelantados desde 1995 por los gobiernos de

Rafael Caldera, Ernesto Samper y el propio Cardoso, formalizados en un acuerdo de 19983, los man-

datarios ahora reunidos anunciaban su decisión de iniciar negociaciones para establecer, en el plazo

más breve posible y antes de enero de 2002, una zona de libre comercio entre el Mercosur y la CAN,

a la vez que insistieron en la “formación de un espacio económico-comercial ampliado en América del

Sur, con la participación de Chile, Guyana y Surinam”.

El polémico tema de las negociaciones comerciales extra-regionales fue debidamente reflejado

en el documento: los Presidentes “reafirmaron el entendimiento de que el proceso de formación de

un espacio económico ampliado en la región obedecerá los principios del “regionalismo abierto” y

reforzará la posición de los países de América del Sur en negociaciones importantes, que la región

1. Las palabras de Fernando Henrique Cardoso son tomadas de cables distribuidos por las agencias de noticias AP y EFE el 31 de agosto de 2000 (diario El Nacional, Caracas, 1o. de septiembre de 2000).

2. La versión integral del Comunicado de Brasilia del 1º de septiembre de 2002 está disponible en: Comunidad Andina de Naciones. Documentos. http://www.comunidadandina.org/documentos/dec_int/di1-9-00.htm (abril 2006).

3. El texto integral del “Acuerdo marco para la creación de la Zona de Libre Comercio entre el Mercosur y la Comunidad Andina” suscrito el 16 de abril de 1998 es tá disponible en: http://www.comunidadandina.org/documentos/actas/acu16-4-98.htm (abril 2006).

Edgar C. Otálvora - Integración, des-integración y gasoducto del sur

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desea ver llevadas a buen término, como las de un área de libre comercio de las Américas, las negocia-

ciones que involucran la búsqueda de una mayor articulación con la Unión Europea, o en el ámbito de

la Organización Mundial de Comercio, entre otras”. Condicionaron el progreso de las negociaciones

del Área de Libre Comercio de las Américas-ALCA a la consideración de “las diferencias en los niveles

de desarrollo y en el tamaño de las economías de los actores involucrados”, pero no obstante reafir-

maron el compromiso con “la construcción progresiva de un área de libre comercio en las Américas,

cuyas negociaciones deberán estar terminadas a más tardar en el 2005”.

El tema de la energía fue presentado junto al de las redes de transporte y de las comunicacio-

nes como motores para la integración suramericana. En específico, aseguraron que “en el sector de

energía, la integración y complemento de los recursos del continente suramericano –en las áreas de

carburantes líquidos y gaseosos, en materia de integración e intercambio de combustibles, como, por

ejemplo, gas natural y de interconexión eléctrica y empresas en energía eléctrica– constituyen un eje

de aproximación entre los países de la región, que debe ampliarse y mejorarse paralelamente a la pre-

servación del medio ambiente y a la eliminación de barreras injustificables derivadas de restricciones

y reglamentos en este sector”.

Otros temas como el combate al tráfico de drogas ilícitas, la construcción de infraestructura,

la ciencia, la tecnología y el Internet fueron objetos de atención en la declaración presidencial. La

usual sesión para la toma de la fotográfica oficial con los mandatarios presentes, tuvo lugar en los

jardines del Palacio de Planalto sede del gobierno brasileño. Algunas de las imágenes distribuidas por

las agencias de noticias mostraban una situación poco usual: el presidente venezolano Hugo Chávez

aparecía acostado sobre el césped, mientras los restantes mandatarios, de píe, lo observaban entre

incrédulos y sonreídos. La actitud histriónica del venezolano fue achacada por los analistas políticos,

a la poca o nula atención que sus colegas le habían prestado a los temas que él previamente había

anunciado como de su interés, especialmente el referido a la constitución de una alianza de defensa

militar suramericana. De hecho, el tema militar no figuró en la declaración suscrita, la cual, por el con-

trario, proclamó la creación de la Zona de Paz Suramericana promovida por Cardoso. La no inclusión

de la expresión “democracia participativa y protagónica” –cara al discurso oficial venezolano de aquel

entonces– y la firma de una declaración de apoyo al plan de paz promovido por el gobierno de Andrés

Pastrana, también fueron asuntos que distanciaron al presidente venezolano del consenso temático

logrado en Brasilia.

En todo caso, aparte de la solitaria irreverencia de Chávez, el camino hacia la constitución de

una organización de Estados suramericanos parecía abierto tras aquella reunión en Brasilia, según se

desprendía de los intensos aires “integracionistas” que amalgamaban los discursos pronunciados.

Casi seis años después de aquella cita, la conducción de los países suramericanos ha cambiado

en prácticamente todos los casos. Salvo en Surinam, donde el presidente Venetiann fue reelecto en

2005 para un nuevo mandato de cinco años, y en Venezuela y Guyana donde se realizarán elecciones

presidenciales a lo largo de 2006, el nombre de los mandatarios suramericanos ha cambiado y junto

a ello, el marco político y el espíritu “integracionista”.

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Cambios de reparto

El comienzo del siglo XXI no deparó tranquilidad política a Suramérica. A lo largo del subconti-

nente, el primer quinquenio del nuevo siglo estuvo marcado por fuertes remezones como mecanismo

para el reemplazo gubernamental, con usuales señales de violencia política y con giros sensibles en la

orientación doctrinal de los gobiernos en varios países, lo cual ha sido convertido en suerte de cliché

de titulares de prensa que aseguran un giro de Latinoamérica hacia la izquierda.

Ecuador La presencia misma de Gustavo Noboa entre los convidados por Cardoso en Brasilia era la de-

mostración misma de la inestabilidad política regional. Durante el mes de enero de 2000, un golpe de

Estado conducido por cuadros medios de la oficialidad del ejército ecuatoriano, en alianza con líderes

de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador CONAIE, había provocado la caída del

gobierno de Jamil Mahuad Witt. A la cabeza de aquella insurrección estuvo el coronel Lucio Gutiérrez

Borbúa quien luego de fracasar en el intento golpista fue sometido a proceso judicial para finalmente

ser beneficiado con una medida de amnistía. Noboa ascendió a la Presidencia en su carácter de Vice-

presidente, gracias al apoyo explícito de la alta jerarquía militar y mediante una decisión del parlamento

que declaró el abandono del cargo presidencial por parte de Mahuad. En noviembre de 2002 Gutiérrez

resultó electo Presidente de Ecuador y en abril de 2005 fue objeto de un golpe de Estado que lo des-

plazó del poder. Como había ocurrido en 2002, el Congreso ecuatoriano de 2005 declaró el abandono

del poder por parte de Presidente, esta vez ante las presiones combinadas de movimientos callejeros

de clase media y de partidos tradicionales, con el mutis de antiguos aliados indígenas de Gutiérrez y

con el expreso consentimiento de la cúpula militar. Gutiérrez había llegado al poder con el apoyo de

la izquierdista CONAIE, pero contrariamente a lo esperado –de acuerdo a las primeras estimaciones de

analistas políticos– no se acercó al eje Cuba-Venezuela y, para sorpresa de muchos, su primera visita

como Presidente electo fue a Bogotá, abriéndose una línea de cooperación entre los dos países, espe-

cialmente alrededor del tema del Plan Colombia. Gutiérrez, lejos de tender hacia posiciones radicales

de izquierda, inició un acercamiento inmediato con Estados Unidos, mantuvo la dolarización de la

economía, suscribió un acuerdo de apoyo financiero con el Fondo Monetario Internacional e impuso

un programa de reducción del déficit fiscal. Tras la salida de Gutiérrez, el gobierno fue asumido por

el Vicepresidente Alfredo Palacio González, quien organizó un gabinete donde inicialmente confluían

personajes altamente radicales contra Estados Unidos, el ALCA y el Plan Colombia, con otros que pro-

movían la firma de un tratado de libre comercio (TLC) con Estados Unidos. Los segundos se impusieron,

por lo cual el inicial acercamiento de Quito con el eje Cuba-Venezuela se disipó, mientras progresaban

las negociaciones de Ecuador con Washington para la firma de un TLC.

Perú Poco antes de su viaje a Brasilia, Alberto Fujimori había tomado posesión del cargo de Presiden-

te de la República por tercera vez, el 28 de julio de 2000, en medio de protestas callejeras que im-

pugnaban la transparencia de la elección presidencial. De hecho, la segunda vuelta electoral se había


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cumplido sin observadores de la OEA y con Fujimori como candidato único ante el retiro de la can-

didatura de Alejandro Toledo Manrique, quien exigía una revisión previa de todo el sistema electoral

para evitar el fraude. A mediados del mes de noviembre de 2000, Fujimori dimitió al cargo mediante

un fax remitido desde Japón, como consecuencia de la crisis desatada en el país por acusaciones de

corrupción y ante una marcada pérdida del apoyo militar al régimen. La crisis política fue superada

mediante el ascenso del opositor Valentín Paniagua Corazao, presidente del Congreso, quien designó

un gabinete políticamente amplio encabezado por el ex Secretario General de la ONU, Javier Pérez

de Cuellar. En las elecciones fijadas para abril de 2001 resultó electo Alejandro Toledo, economista de

origen quechua, defensor de una mezcla de economía de mercado con el papel activo del Estado en

programas sociales y estímulo a la creación de empleo.

Brasil En marzo del 2002, el Partido de los Trabajadores-PT de Brasil realizó una consulta interna con

el objeto de escoger su candidato para las elecciones presidenciales de ese año. El líder fundador del

partido, el ex obrero metalúrgico Luiz Inacio Lula da Silva, ganó la nominación del PT para presentar-

se por cuarta vez a una campaña presidencial. Tras un refrescamiento de la imagen de Lula y de su

discurso político, y con una novedosa alianza electoral con el Partido Liberal que significó la presencia

del empresario José Alencar Gomes da Silva como candidato a la Vicepresidencia, el PT logró alcanzar

la Presidencia de Brasil en octubre de 2002. Tras la toma de posesión el 1º de enero de 2003, Lula

asistió con diferencia de días a dos eventos de contradictorio sentido: el III Foro Social Mundial en

Porto Alegre y el Foro Económico Mundial de Davos, Suiza. Este hecho, sumado a la visita que Lula

realizara –aún en condición de Presidente electo– al presidente estadounidense George W. Bush,

asomó el esquema que el nuevo gobierno brasileño se proponía adelantar. Sin abandonar espacios

ideológicos compartidos con la izquierda mundial cercana al gobierno de Cuba, Lula se disponía a tra-

zar un gobierno que en lo interno buscaría mantener la estabilidad política y propiciar un incremento

de la producción, mientras en lo externo procuraría seguir una ruta pragmática de autonomía sin en-

frentamientos con Estados Unidos. Si bien los hechos posteriores lo desmintieron, el desplazamiento

de Brasil desde la socialdemocracia representada por Fernando Henrique Cardoso hacia el discurso

izquierdista duro del PT era percibido por diversos medios de prensa como el inicio de una radicaliza-

ción del país en sintonía con el repunte internacional del gobierno cubano sustentado en su alianza

con el gobierno de Hugo Chávez.

Bolivia Cuando el presidente boliviano Hugo Bánzer llegó a Brasilia para la cita de agosto de 2000,

había dejado su país ante una creciente ola de agitación política. El rechazo a los programas de priva-

tización de servicios públicos y de erradicación de cultivos de coca se estaba convirtiendo en bandera

esgrimida por una nueva clase de dirigentes políticos: dirigentes rurales que resaltaban su condición

étnica indígena y defendían el cultivo de la coca. Ya desde abril de 2000, el país había estado con-

mocionado por protestas masivas y violentas, incluso contra instalaciones militares. Los nombres de

dos dirigentes de origen aymara comenzaban a resaltar en los cables de noticias desde entonces: el

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exguerrillero maoísta Felipe Quispe Huanta, Secretario General de la Confederación Sindical Única

de Trabajadores Campesinos de Bolivia y, Evo Morales Ayma, líder de los cultivadores de coca en la

provincia de Chapare del departamento de Cochabamba y diputado por el partido Movimiento al So-

cialismo. Dos elementos estaban presentes desde entonces en el discurso político de estos dirigentes

indígenas: el auspicio del modelo socialista y el rechazo a Estados Unidos en razón de su política anti-

narcóticos. En septiembre de 2001, Bánzer presentó su renuncia al cargo debido a un grave cuadro de

salud, hecho que condujo al vicepresidente Jorge Quiroga Ramírez a la Presidencia de Bolivia. El go-

bierno Bánzer-Quiroga impulsó el proyecto de exportación de gas hacia México y Estados Unidos, el

cual incrementaría las exportaciones gasíferas bolivianas amenazadas en ese momento por una even-

tual reducción de las compras de Brasil, país que procuraba una renegociación de precios y cuotas. La

salida de gas boliviano al Pacífico suponía una gruesa decisión de política exterior referida al trazado

del gasoducto, que debería atravesar territorio chileno o peruano, sabiéndose que Quiroga se inclina-

ba hacia la opción chilena, para lo cual entró en conversaciones con el gobierno de Ricardo Lagos. El

tema del manejo de los hidrocarburos formó parte del debate electoral de 2002 y, en ese contexto,

Quiroga declaró que el asunto de la ruta para la salida del gas era una materia que dejaría en manos

del nuevo gobierno. El candidato y expresidente Gonzalo Sánchez de Lozada se mostraba favorable al

plan de exportación hacia Norteamérica. En tanto, el candidato izquierdista Evo Morales propugnaba

la realización de una Asamblea Constituyente y la re-estatización del negocio de los hidrocarburos, a

la vez que rechazaba la venta de gas a Chile mientras ese país no accediera a negociaciones sobre la

salida al mar para Bolivia. Sánchez resultó electo por el Congreso, asumiendo el cargo en agosto de

2002 en el cual sólo permanecería hasta octubre de 2003 cuando, tras su renuncia, la Presidencia fue

asumida por el vicepresidente Carlos Diego Mesa Gisbert. La salida de Sánchez estuvo vinculada a las

movilizaciones de protesta, con episodios de alta violencia callejera, que desde el inicio de su mandato

se escenificaron en diversas regiones del país. Mesa llegó a la Presidencia procurando acercamientos

con los sectores radicales de izquierda, promovió un referendo sobre el tema de los hidrocarburos y se

negó a firmar el ejecútese a la Ley de Hidrocarburos, claramente estatista, aprobada por el Congreso

en 2005. En junio de ese año Mesa renunció a la Presidencia, los presidentes del Senado y la Cámara

desistieron de su derecho sucesoral, el cual recayó sobre el Presidente de la Corte Suprema, Eduardo

Rodríguez Veltzé. Por decisión parlamentaria fue recortado el período presidencial y convocadas elec-

ciones generales para diciembre de 2005. Rodríguez se encargó de conducir el gobierno hasta enero

de 2006, cuando tomó posesión de la Presidencia de la República el líder cocalero y parlamentario

Evo Morales. Morales recibió durante la campaña electoral el apoyo explícito de Lula da Silva y Hugo

Chávez. Además de su programa estatizador, Morales agregó a sus ofertas electorales la vinculación

de Bolivia al “eje anti-imperialista” formado por los gobiernos de Cuba y Venezuela, con cuyos man-

datarios mantenía una intensa relación desde hacía varios años atrás. Evo Morales tomó posesión del

cargo el 22 de enero de 2006.

Argentina El 20 de diciembre de 2001, en medio de violentas protestas callejeras, el presidente argenti-

no Fernando de la Rúa presentó su renuncia al cargo, iniciándose una crisis en la cúspide del poder


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político argentino. Al día siguiente, el peronista Federico Ramón Puerta, en su carácter de presidente

provisional del Senado, asumió la Presidencia de la República para ser reemplazado dos días después

por su compañero de partido Adolfo Rodríguez Saá. El hasta ese momento gobernador de la provin-

cia de San Luis, Rodríguez Saá, fue electo por la plenaria del Congreso controlada por el peronismo,

para ejercer la Presidencia sólo hasta el mes de abril siguiente. De acuerdo con cambios impuestos

por la mayoría peronista, en el mes de marzo de 2002 se celebrarían elecciones presidenciales para

escoger a quien ejercería el cargo hasta diciembre del año 2003 para completar el período para el cual

originalmente había sido electo Fernando de la Rúa. Rodríguez perdió el apoyo político de su partido

en menos de una semana y abandonó el cargo, por lo cual el 31 de diciembre Eduardo Óscar Cama-

ño, en su condición de presidente de la Cámara de Diputados, asumió el ejercicio provisional de la

Presidencia de la Nación Argentina. El primer día del año 2002, el parlamento modificó nuevamente

las reglas políticas del país: designó al senador Eduardo Alberto Duhalde –cabeza del peronismo en

Buenos Aires– como Presidente de la República con mandato hasta el año 2003, abandonando la idea

de convocar a elecciones anticipadas. La primera vuelta de las elecciones presidenciales del 27 de abril

de 2003 obligaron a una segunda vuelta entre dos candidatos peronistas: el expresidente Carlos Me-

nem y el hasta ese momento gobernador de la provincia de Santa Cruz, Néstor Carlos Kirchner Ostoic.

Cuatro días antes de la fecha marcada para la segunda vuelta, Menem renunció a su postulación por

lo cual Kirchner se convirtió en triunfador de las elecciones con tan sólo 22% de los votos obtenidos

en la primera vuelta. Kirchner, quien en los años setenta había formado parte del ala izquierdista de

la juventud peronista, llegó a la Presidencia con el franco apoyo de los presidentes de izquierda de la

región, los vecinos Lula da Silva y Ricardo Lagos. En contraste con la política seguida por Menem, el

nuevo Presidente anunció que incrementaría la presencia del Estado en la economía y actuaría junto

a Brasil para convertir al Mercosur en una fortalecida opción ante el ALCA promovida por Estados

Unidos. La alianza Lula-Kirchner quedó plasmada en el llamado Consenso de Buenos Aires de octubre

de 2003, el cual contemplaba un programa de acción exterior conjunta entre Argentina y Brasil que

implícitamente ratificaba el papel rector de ambos países en el marco del Mercosur4. La llegada de

Kirchner a la Presidencia fue una pieza adicional en el grupo de gobernantes considerados como de

izquierda en la región.

ParaguayEl presidente Luis Ángel González Machi, miembro del histórico Partido Colorado paraguayo,

había llegado al cargo en marzo de 1999, en su condición de Presidente del Senado, luego del asesi-

nato del vicepresidente Luis María Argaña Ferraro y de la renuncia del presidente Raúl Cubas Grau. El

viaje de González Machi a Brasilia para atender la invitación de Cardoso se produjo a pocas semanas

de haber sofocado un alzamiento militar promovido por seguidores del general Lino Oviedo, y en

cuyo desenlace la diplomacia brasileña había jugado un rol significativo. El tránsito del gobierno de

González hasta las elecciones presidenciales del año 2003 estuvo signado por la amenaza golpista

representada por Oviedo, acusaciones de corrupción contra el Presidente y su entorno familiar, un

4. El texto integral del “Consenso de Buenos Aires” disponible en: http://www2.mre.gov.br/dai/b_argt_385_5167.htm

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proceso de impeachment en el Congreso que fue abortado por el apoyo del ala colorada encabezada

por Nicanor Duarte Frutos. En agosto de 2003, Duarte asumió la presidencia de Paraguay llevado por

los votos del Partido Colorado.

Otras circunstancias

Tres transmisiones políticas –Colombia, Uruguay y Chile– se cumplieron durante el quinquenio

sin mayores sobresaltos políticos. Tanto en Colombia con el paso del ex liberal Álvaro Uribe Vélez a la

Presidencia en 2002, como en Chile con la ascensión de la socialista Michelle Bachelet Jeria en 2006,

se produjo una transición presidencial sin que representara una reorientación radical en la conducción

del Estado y en el entronque con la política exterior seguida por su respectivo antecesor. Caso aparte

lo constituye Uruguay, donde en 1º de marzo de 2005 llegó a la Presidencia el izquierdista Tabaré

Vázquez Rosas, impulsando un discurso anti-neoliberal con el franco respaldo de Lula da Silva y Nés-

tor Kirchner. El triunfo de la izquierda en Uruguay representó una novedad que rompía con el histó-

rico poderío bipartidista, que auguraba una intensificación de los vínculos políticos con los vecinos

brasileños y argentinos, un mayor compromiso con el Mercosur, y un eventual ingreso de Uruguay al

eje Cuba-Venezuela. Nada de ello ha acontecido; por el contrario, desde el interior del heterogéneo

equipo de gobierno de Vásquez ha cobrado cuerpo una tendencia que procura el fortalecimiento de

las relaciones con Estados Unidos incluso en desmedro de la membresía del Mercosur.

Aparte de los procesos nacionales, debe mencionarse como un hecho que caracteriza el primer

quinquenio del siglo XXI la conformación de una alianza política (con sus ingredientes económicos,

militares y de política internacional) entre los gobiernos de Venezuela y Cuba, potencializada luego de

la crisis política venezolana de abril de 2002. Aparte de la acción estatal de ambos gobiernos, el eje

Cuba-Venezuela actúa mediante una extensa red de vínculos políticos no oficiales en todos los países

de la región, los cuales se integran como parte del “Congreso Bolivariano de los Pueblos”, organiza-

ción heredera del Foro de São Paulo5.

Integración y des-integración

Integración

Tras ese quinquenio de sobresaltos políticos en el subcontinente, el proceso de integración

suramericano previsto en Brasilia en el año 2000 estaba lejos de convertirse en realidad, pese a la

intensidad dada por los aparatos de política exterior de los países involucrados, reforzada por una

actividad diplomática a nivel presidencial particularmente notoria.

En junio de 2002 se realizó la IIª Cumbre Presidencial de Presidentes Suramericanos, en la cual

los mandatarios suscribieron el Consenso de Guayaquil sobre Integración, Seguridad e Infraestructura

5. Página web del Congreso Bolivariano de los Pueblos en: www.congresobolivariano.org


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para el Desarrollo6. Aun cuando para ese momento no existía una instancia formal que agrupara a los

mandatarios suramericanos, el documento presentó un repaso de las acciones acometidas multilate-

ralmente a partir de los acuerdos enunciados en Brasilia dos años antes. El “Consenso” daba cuenta

de la reciente creación de un Mecanismo de Diálogo y Concertación Política suramericano en el cual

actuarían los Ministros de Relaciones Exteriores del Mercosur, la Comunidad Andina, Chile, Guyana

y Surinam, hecho que adelantaba el camino para la creación de la instancia suramericana promovida

por Brasil. El documento dejó constancia de los avances logrados en materia de integración física bajo

el patrocinio de la Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional Suramericana-IIRSA,

organización creada por mandato de la Cumbre de Brasilia. La IIRSA aparecía en ese momento como

el eje operativo que, sirviendo de bandera al proyecto suramericano, podía solidificarlo con base espe-

cialmente de la ejecución de obras de integración física. El tema de las negociaciones comerciales fue

igualmente atendido por los Jefes de Estado, quienes una vez más “enfatizaron la importancia de las

negociaciones CAN-Mercosur”, reiterando que era “imprescindible” concluirlas en el año 2002 para

fortalecer la “capacidad negociadora en otros procesos de negociación, particularmente el ALCA”.

En cuanto a la materia energética, el Consenso de Guayaquil afirmó que “el desarrollo conjunto

de los recursos energéticos dará un alto grado de capacidad, eficiencia, confiabilidad y sustentabilidad

energética a la región”. Salvo el reconocimiento de las “potencialidades” de fuentes energéticas como

el gas, la declaración no hizo referencia a alguna iniciativa específica de integración energética.

El 8 de diciembre de 2004, los jefes de Estado de nueve países suramericanos y los representantes

de otros cinco cumplieron el ceremonial de suscripción de la Declaración del Cusco, mediante la cual

fue oficialmente creada la Comunidad Sudamericana de Naciones7. La fotografía de los presidentes

presentes en el evento, tomados de la mano y con el Templo del Sol de Cusco decorado con ondeantes

banderas del Tahuantinsuyo sirviendo de escenario, transmitía la sensación de una voluntad colectiva

para definir un plan conjunto de acción en los más diversos frentes. La declaración presidencial procla-

mó la existencia de un “espacio sudamericano integrado” el cual se desarrollaría y perfeccionaría me-

diante seis procesos referidos a la concertación de política exterior; la integración física, energética y de

comunicaciones; la armonización de políticas de desarrollo “rural y agroalimentario”, la cooperación

en ciencia, educación y cultura; y en la interacción entre las empresas y la sociedad civil. El otro punto,

quizás el más extenso en su redacción, estaba referido al asunto de la “convergencia” entre Mercosur,

la CAN y Chile “a través del perfeccionamiento de la zona de libre comercio” y su evolución “a fases

superiores de la integración económica, social e institucional” a la cual se sumarían los gobiernos de

Surinam y Guyana “sin perjuicio” de sus compromisos con el CARICOM.

Las altas expectativas que en materia comercial se reflejaban en el documento de Cusco, que

retomaba la idea genérica de “fases superiores de integración”, parecían corresponderse con el es-

tado de avance de las negociaciones comerciales sub-regionales. De hecho, Argentina, Bolivia, Brasil,

Colombia, Ecuador, Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela habían suscrito a finales del año 2002 un

6. El texto integral del “Consenso de Guayaquil sobre Integración, Seguridad e Infraestructura para el Desarrollo” disponible en: http://www.comunidadandina.org/documentos/dec_int/Consenso_guayaquil.htm (abril 2006).

7. El texto integral de la “Declaración de Cusco” disponible en: www.comunidadandina.org/documentos/dec_int/cusco_sudamerica.htm (abril 2006).

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acuerdo para “la conformación de una zona de libre comercio, antes del 31 de diciembre de 2003,

entre la CAN y el Mercosur”8. En noviembre de 2004, esos países, salvo Bolivia, procedieron a suscri-

bir un amplio Acuerdo de Complementación Económica mediante el cual asumieron un programa de

liberalización comercial que entró en vigencia en el año 2005 y que se completaría en 20159.

El documento de Cusco presentaba una diferencia con respecto a los firmados en Brasilia y

Guayaquil: la confluencia Mercosur-CAN se anunciaba como una meta en sí misma y no como un

paso de preparación y fortalecimiento con vistas a las negociaciones hemisféricas para el ALCA. Este

cambio se correspondía con las crecientes dificultades para avanzar en las negociaciones hemisféricas

para el ALCA, y con la manifiesta oposición de algunos gobiernos.

A partir de diciembre de 2004, la nueva Comunidad Sudamericana de Naciones-CSN debutó

como una instancia operativa en la política internacional. En tanto grupo de naciones, la CSN se

pronunció en abril de 2005 a favor de la candidatura de Perú al Consejo de Seguridad de la ONU y

sobre la situación política de Ecuador. En mayo de ese año, actuó como anfitriona en Brasilia de una

Reunión Cumbre América del Sur-Países Árabes. Estos hechos prestaban a la CSN un barniz de unidad

política regional.

La primera Cumbre Presidencial de la CSN fue convocada para el mes de septiembre de 2005,

con sede en Brasilia. En ese momento la agenda de integración energética suramericana había ga-

nado especial relevancia, a raíz esencialmente del intenso activismo internacional desplegado por el

gobierno de Venezuela. Por sugerencia de Venezuela se celebró una reunión de ministros de energía

en Caracas, previamente a la Cumbre de Brasilia la cual recibió los resultados de la cita ministerial.

Los presidentes reunidos en Brasilia suscribieron varios documentos mediante los cuales aproba-

ron un diseño de organización y de funcionamiento para la CSN, así como una “agenda prioritaria”:

el diálogo político; la integración física; el medio ambiente; la integración energética; los mecanismos

financieros sudamericanos; las asimetrías; la promoción de la cohesión social, de la inclusión social y

de la justicia social, y las telecomunicaciones10. La materia energética recibió un amplísimo tratamien-

to: los presidentes reafirmaron su disposición para promover “la iniciativa PetroAmérica”; igualmente

se autoinvitaron a considerar “su incorporación en el proceso de estudio de un acuerdo de comple-

mentación energética regional” propuesto por Uruguay. La “iniciativa de la Red de Gasoductos del

Sur” fue objeto de una referencia expresa en el documento, pidiéndole a los países involucrados avan-

zar “a la brevedad posible” en el desarrollo del proyecto, “atendiendo a los aspectos institucionales,

legales, técnicos y económicos que permitan su pronta viabilización”.

8. El texto integral del Acuerdo de Alcance Parcial AAP.CE nº 56 disponible en: http://www.aladi.org/nsfaladi/textacdos.nsf/inicio2004?OpenFrameSet&Frame=basefrm&Src=_d5tn76pj1dhgm8q9fehingt31cdi6uspedppmcbrkcls78ob3chnn6ch-g60q3ujrgcln50ob7ckj42tbkdt374obdcli00_ (abril 2006).

9. El texto integral del Acuerdo de Alcance Parcial AAP.CE nº 59 disponible en: http://www.aladi.org/nsfaladi/textacdos.nsf/inicio2004?OpenFrameSet&Frame=basefrm&Src=_d5tn76pj1dhgm8q9fehingt31cdi6uspedppmcbrkcls78ob3chnn6ch-g60q3ujrgcln50ob7ckj42tbkdt374obdcli00_ (abril 2006).

10. El texto de la Declaración Presidencial y Agenda Prioritaria se encuentra en: http://www.comunidadandina.org/docu-mentos/dec_int/casa_2005_3.htm (abril 2006). El texto del Programa de Acción está disponible en: http://www.comunida-dandina.org/documentos/dec_int/casa_2005_4.htm (abril 2006).


1�3

La Iª Reunión Presidencial de la CSN, ante una propuesta de Venezuela y Uruguay, acordó la

creación de una “Comisión Estratégica de Reflexión sobre el Proceso de Integración Sudamericano”.

Hasta la fecha, sólo Uruguay y Chile han procedido a la designación de los “Altos Representantes

personales” que cada mandatario debía señalar.

Des-integración

Pero mientras la CSN navegaba con aparentes buenos resultados, varios procesos simultáneos

cobraban fuerza dejando al descubierto una serie de conflictos de intereses entre los países integran-

tes de la novísima Comunidad. Las distintas posiciones alrededor de la conformación del ALCA y de

las negociaciones en la Organización Mundial de Comercio, las negociaciones bilaterales de varios

países andinos con Estados Unidos en procura de tratados de libre comercio, las aspiraciones geopo-

líticas expansionistas del eje Cuba-Venezuela, las pugnas comerciales entre Brasil y Argentina, y las

quejas de Uruguay y Paraguay por lo que denominan las asimetrías entre los miembros del Mercosur,

actuaban como elementos desencadenantes de un estado de desestabilización de los mecanismos

de integración suramericanos. Conflictos que han colocado en seria duda la existencia y eventual

confluencia de la CAN y del Mercosur y de la CSN. Confirmando esta dirección, el gobierno uruguayo

planteó oficialmente en la reunión del Consejo del Mercado Común de julio de 2006 su solicitud para

que en el Mercosur se apruebe la autorización para que Uruguay y Paraguay puedan negociar y firmar

acuerdos bilaterales comerciales con países fuera del bloque (Última Hora, La Asunción, 21 de julio de

2006). Dentro de la Comunidad Andina ya en el año 2003 era palpable una pugna por la orientación

de la misma, protagonizada básicamente por los presidentes Álvaro Uribe y Hugo Chávez. En ocasión

de la XIVª Reunión del Consejo Presidencial Andino, congregado en junio de ese año en las cercanías

de Medellín, Colombia, Uribe expuso en su discurso de apertura la coyuntura en la cual se encontraba

la organización. Mientras Venezuela había anunciado el propósito de negociar su ingreso unilateral al

Mercosur, Colombia se disponía a abrir negociaciones de un Tratado de Libre Comercio con Estados

Unidos, opción por la cual Ecuador, Perú y Bolivia también se inclinaban.

Para el año 2003 ya existía una percepción generalizada sobre la imposibilidad de que Estados

Unidos confiriera nuevamente a los países andinos un esquema de preferencias arancelarias. Las

tendencias proteccionistas en Estados Unidos y el interés de la Casa Blanca para avanzar hacia la

formalización de tratados de libre comercio bilaterales, hacían poco probable la renovación de los

mecanismos existentes. La Andean Trade Preference Act-ATPA, heredera de las políticas antinarcóticos

de Estados Unidos de la década de los noventa, había dado paso a la Ley de Preferencias Arancelarias

Andinas y de Erradicación de Drogas-ATPDEA, cuya aprobación parlamentaria no había resultado fácil

para el gobierno estadounidense. La ATPDEA vence en diciembre de 2006. El presidente Uribe había

dicho a sus colegas en aquella reunión de mediado el año 2003, que Colombia no podía permitirse

llegar al 2007 sin un acuerdo comercial con Estados Unidos para sustituir la ATPDEA. Las negociacio-

nes andinos-Estados Unidos se desarrollaron con la ausencia de Venezuela y la presencia de Bolivia

hasta finales de 2005 en condición de observador. Perú y Colombia concluyeron sus negociaciones

con Estados Unidos y los tratados esperan por su consideración parlamentaria. Las negociaciones

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entre Ecuador-Estados Unidos fueron paralizadas unilateralmente por Washington a mediados del

mes de mayo de 2006, ante una medida expropiatoria del gobierno ecuatoriano contra la empresa

petrolera Occidental Petroleum Corporation-OXY.

Mientras los andinos negociaban con Estados Unidos, Venezuela anunció sus deseos de ingresar

como socio pleno al Mercosur. El interés de ingresar al Mercosur fue expuesto por el gobierno venezo-

lano no como un objetivo de política económica, sino como la concreción de una directriz estratégica

de política exterior. El gobierno de Chávez buscaba vincularse al Brasil gobernado por Lula da Silva y

luego a la Argentina en manos de Néstor Kirchner, con el objeto de conformar un “eje boliviariano”

en contraposición con un eje pro Washington que según la versión oficial venezolana, estaría formado

por los gobiernos de Colombia, Perú, Ecuador, Bolivia y Chile11. Con el triunfo electoral de Evo Mo-

rales, Bolivia habría ingresado al “eje bolivariano” abandonando las filas que el gobierno venezolano

ha definido como contrarios a su proyecto político.

Durante la XIXª Cumbre Presidencial del Mercosur de diciembre de 2005, el grupo sureño

aprobó el inicio de los trámites para que Venezuela cambiara su condición de miembro asociado a

miembro pleno. En esa ocasión, las partes suscribieron un instrumento donde fijaron el arranque de

las negociaciones respectivas para mediados del año 2006. En paralelo a ello, el gobierno venezolano

inició una creciente campaña de amenazas contra los socios andinos, adelantando –ya en octubre del

año 2005– que las relaciones comerciales con los miembros de la CAN serían objeto de “ajustes” a

raíz de la anunciada firma de un Tratado de Libre Comercio con EEUU por parte de Colombia, Ecuador

y Perú. Las amenazas se materializaron el 22 de abril de 2006 cuando Venezuela denunció el Pacto

de Cartagena.

A mediados del mes de mayo de 2006, Venezuela aún no había avanzado en la definición de

un esquema de transición para su retiro de la CAN, tal como sí lo hiciera Chile al denunciar el Acuerdo

de Cartagena en 1976. Esta situación de indefinición en cuanto a las formalidades de proceso fue

considerada en algunos casos como señal de una eventual rectificación venezolana. El domingo 21

de mayo, Chávez anunció su decisión de retirar a Venezuela del Grupo de los Tres (G-3), abandonan-

do uno más de los mecanismos multilaterales de integración en los que participaba Venezuela en

compañía de Colombia. El funcionamiento del G-3 se amparaba en un Acuerdo de Alcance Parcial

de Complementación Económica, suscrito en 1993 en el marco de ALADI y definido conceptualmen-

te como un tratado de libre comercio12. El gobierno venezolano alegó la presencia de México en el

NAFTA como motivo para desvincularse del G-3, lo cual no dejó de ser un extraño argumento ya

que la relación mexicana con el NAFTA data desde su creación en 1992 sin que ese hecho hubiese

sido motivo de malestar para el gobierno venezolano. La denuncia del acuerdo fue cumplida al día

siguiente del anuncio presidencial y sería efectiva a mediados del mes de noviembre de 2006. El retiro

del G-3 pudiera estar acompañado de la futura no renovación del Pacto de San José mediante el cual

11. Venezuela-Ministerio de Comunicación e Información. Taller de Alto Nivel “El Nuevo Mapa Estratégico”. Caracas, 2004. Disponible en: http://www.minci.gov.ve/El_nuevo_mapa_estrategico.pdf (abril 2006).

12. El texto integral del Acuerdo de Alcance Parcial AAP.CE nº 33 disponible en: ALADI, Acuerdos. Disponible en: http://www.aladi.org/nsfaladi/titulare.nsf/inicio2004?OpenFrameSet&Frame=basefrm&Src=_p5tn76pj1dhgm8q9fehkn8tbcc5-p6abjeedj2utjkd5q7ar31e9rmaohi60o38bpj6cr66ob174qmachhc4sj2d1l60pj4d9n64r3ac1g6sq3co9gc4vkus35dp-26uorldlimst1685qn8rq6e9gmqpb4_ (mayo 2006).


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México y Venezuela suministran energéticos a países del área caribeña, en condiciones especiales de

financiamiento.

La ruptura de Venezuela con la CAN ha sido calificada oficialmente como definitiva y, como

opción, el gobierno venezolano ha ofrecido negociar acuerdos bilaterales con los países andinos,

oferta que fue acogida por Colombia13. Los prolegómenos de las negociaciones sobre el ingreso de

Venezuela al Mercosur como miembro pleno, encomendadas a una comisión ad hoc, se iniciaron el

22 de mayo de 2006 y sólo dos días después los participantes anunciaron haber “consensuado” un

texto de proyecto de Tratado o Protocolo. Dicho instrumento fue suscrito el 4 de julio en Caracas y

aún deberá ser aprobado por los parlamentos de los cinco países involucrados antes de su efectiva

entrada en vigencia14. El Protocolo firmado establece un lapso de cuatro años para que Venezuela

asuma el Arancel Externo Común mercosuriano, y un plazo hasta el año 2014 para la total liberación

comercial con los países miembros del mecanismo. Las relaciones comerciales entre Venezuela y el

Mercosur seguirían guiadas, en tanto, por lo pactado en el Acuerdo de Alcance Parcial AAP.CE nº 59

del año 2004 arriba mencionado. Si bien se mantiene la incógnita sobre el tiempo que podría trans-

currir hasta que Venezuela asuma plenamente los compromisos de su nuevo carácter mercosuriano,

el Protocolo contempla que Venezuela integrará la Delegación del Mercosur en las negociaciones con

terceros países incluso antes de la ratificación del instrumento, con lo cual el gobierno venezolano

estará participando en las negociaciones extra-grupo, en la cuales resaltan las previstas con la Unión

Europea, Cuba e Israel.

Venezuela a mediados de 2006 no estaba ligada a las obligaciones comerciales de alguno de

los esquemas de integración multilateral, ya que el cumplimiento de los antiguos compromisos con la

CAN dependerá, en la práctica, de la voluntad política del gobierno venezolano. En tanto, los com-

promisos comerciales con el Mercosur sólo entrarán en vigencia en un plazo aún desconocido. Simul-

táneamente, el gobierno venezolano continúa ejecutando una intensa agenda regional al alimón con

Cuba, que privilegia lo bilateral, y está sustentada en el tema energético y en su discurso anti-estado-

unidense, sobreponiéndola o desarrollándola al margen de los mecanismos de integración regional.

El futuro inmediato de la CAN, con Venezuela definitivamente fuera, dependerá de un redise-

ño de su funcionamiento. Se sigue con atención la posición boliviana –seguramente concertada con

Venezuela– de mantenerse dentro de la organización pese a sus quejas contra Colombia y Perú por

el TLC con Estados Unidos. Bolivia asumió la Presidencia pro témpore de la CAN en el mes de junio,

y luego de realizarse una sesión a nivel presidencial de los países miembros, se mantiene en la orga-

nización un clima de transición. El asunto de la extensión de ATPDEA, las negociaciones con la Unión

Europea y la invitación a Chile para que regrese al esquema andino han sido los temas predominantes

en el seno de la CAN desde el retiro de Venezuela.

13. Declaración suscrita por los presidentes Hugo Chávez, Álvaro Uribe Vélez y Martín Torrijos Espino el 8 de julio de 2006 en el Fuerte Militar El Tigre, estado Zulia. Disponible en: http://www.mre.gov.ve/Noticias/A2006/Bole189.htm (julio 2006).

14. EL texto del Protocolo o Tratado de Adhesión de Venezuela al Mercosur está disponible en la página web del Ministerio de Relaciones Exteriores de Brasil: http://www.mre.gov.br/portugues/imprensa/nota_detalhe.asp?ID_RELEASE=379 (mayo 2006).

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Gasoducto del sur

Coletazos de Mar del Plata

La idea de la construcción de un “anillo energético” que partiendo desde Perú llevaría gas al sur

del continente era objeto de intensos debates y análisis a mediados del año 2005 en todo el subconti-

nente. El gas peruano de Camisea era visto en esos días como la solución para las deficiencias gasífe-

ras internas de Argentina y su reflejo en Chile, y como tal fue objeto de análisis en la XXVIIIª Cumbre

del Mercosur, realizada en julio de 2005 en La Asunción. Durante las deliberaciones, el presidente

venezolano presentó a Venezuela como otro potencial proveedor de gas, calificando las reservas gasí-

feras venezolanas como “el principal reservorio del mundo”, a la vez que ofreció su respaldo para la

creación de un anillo energético para cubrir las necesidades energéticas suramericanas15. La decisión

del gobierno peruano de Alejandro Toledo –anunciada a finales de 2005– de no comprometer sus

reservas de gas en el esquema del “anillo energético”, así como el estado de inestabilidad política bo-

liviana centrada temáticamente en la producción y la exportación de hidrocarburos, cerraron el paso a

esta alternativa. El proyecto del “anillo energético del sur” sustentado en el gas peruano de Camisea

había muerto antes de nacer.

La celebración los días 4 y 5 de noviembre de 2005 de la IVª Cumbre de las Américas en Mar

del Plata, Argentina, marcó un momento particularmente crítico para la diplomacia del gobierno

de Hugo Chávez en su enfrentamiento con Estados Unidos. Por una parte, la ciudad argentina fue

escenario de una concentración política promovida por el gobierno venezolano, calificada de Anti-

cumbre, la cual fue seguida de disturbios callejeros. El propósito de la esa llamada IIIª Cumbre de los

Pueblos fue escuchar un discurso de Chávez, quien de esta forma se convertía en participante tanto

de la Cumbre oficial como de la Anticumbre, asumiendo el rol de figura central de la izquierda radical

latinoamericana reorganizada alrededor del Congreso Bolivariano de los Pueblos. Chávez, quien des-

de algunos meses antes había iniciado una campaña pregonando que el proyecto del ALCA estaba

muerto, aseguró a sus conmilitones que el proyecto de un mercado libre continental sería enterrado

en Mar del Plata16. Sin embargo, puertas adentro de la reunión oficial, el presidente venezolano su-

frió una derrota. Salvo por el apoyo de Argentina, Chávez no logró impedir que el tema del ALCA

fuera incluido en la Declaración de la Cumbre de las Américas. En los debates sobre la inclusión del

ALCA se presentaron tres posiciones claramente diferenciadas: la de Venezuela, rechazando el ALCA

como parte de su enfrentamiento estratégico contra Estados Unidos; la del Mercosur, grupo que sin

rechazar un acuerdo continental, atendió a la estrategia brasileña de presionar políticamente en pro-

cura de mejores condiciones de negociación comercial con EEUU alegando que “no están dadas las

condiciones necesarias para lograr un acuerdo de libre comercio equilibrado y equitativo”, pero sin

cerrar ese camino; la tercera postura fue la de los países que no consideraron útil apoyar a Brasil en su

15. Venezuela-Ministerio de Relaciones Exteriores. Prensa. Disponible en: http://www.mre.gov.ve/Noticias/A2005/XXVIII-MERCOSUR/noticias.htm#19 (mayo 2006).

16. Discurso de Hugo Chávez en la IIIª Cumbre de los pueblos, Mar del Plata, 4 de noviembre de 2005. Disponible en:http://www.minci.gov.ve/alocuciones1.asp?id=363 (junio 2006).


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estrategia de presión a Washington, ni se sumaron a la posición radical venezolana, manifestando que

mantenían su “compromiso con el logro de un Acuerdo ALCA equilibrado y comprensivo, dirigido a

la expansión de los flujos comerciales”.

Como un hecho curioso, la Declaración final de la IVª Cumbre de las Américas incluyó dos

posiciones distintas respecto al ALCA, pero la posición venezolana había sido derrotada y ni siquiera

quedó reflejada en el documento17. Los países del Caribe, beneficiarios de los programas de diplo-

macia energética de Chávez, optaron por apoyar a Estados Unidos, México y Canadá en su posición

favorable al ALCA, dándole la espalda al gobierno venezolano. Chávez había logrado una victoria

mediática en la Anticumbre pero había fracasado en su intento de sumar votos gubernamentales para

un rechazo radical a Estados Unidos y al ALCA.

Tras estos hechos, que entre otras consecuencias acarreó el deterioro de las relaciones entre

Venezuela y México, el gobierno venezolano emprendió una agresiva campaña internacional. Todo in-

dica que Chávez quería confirmar su alianza con Argentina y Brasil, y extendió una invitación para un

encuentro trilateral al cual sólo concurrió el presidente argentino Néstor Kirchner, quien se convirtió

desde entonces en especial beneficiario de los programas de ayuda exterior del gobierno venezolano.

El 21 de noviembre de 2005, Chávez y Kirchner se encontraron en Macagua, Venezuela. Los me-

dios de prensa oficial venezolanos distribuyeron una fotografía que mostraba a los dos mandatarios

trabajando sobre un mapa de gran escala de Suramérica. Al término del encuentro, los presidentes

suscribieron la denominada Declaración del Orinoco, en la cual “expresaron su satisfacción por la sus-

cripción de un Memorando de Entendimiento que permita adelantar la construcción del gasoducto

entre Venezuela y Argentina”18. Había nacido así el proyecto de gasoducto basado en las hipotéticas

capacidades venezolanas para producir gas en el noreste del país y en las manifiestas deficiencias que

el mercado gasífero suramericano estaba demostrando. El enunciado de un gasoducto desde Vene-

zuela hasta el nordeste brasileño atravesando “las Guayanas” ya había sido mencionado por Chávez

en noviembre de 200419. En aquel entonces, habría sido expuesto al presidente Fernando Henrique

Cardoso sin que el gobierno brasileño hubiese mostrado interés público al respecto. En octubre de

2005, en uno de sus programas de TV, Chávez se había referido a un gasoducto desde el Caribe hasta

Fortaleza (estado de Ceará, Brasil) cruzando las ciudades brasileñas de Boa Vista y Manaos20. Luego

de la Cumbre de Mar del Plata, el gasoducto propuesto por Chávez se convirtió en un proyecto con

destino en Argentina, país sediento de gas.

17. Declaración de la IVª Cumbre de las Américas. Mar del Plata, noviembre de 2005. Disponible en: http://www.oas.org/main/main.asp?sLang=S&sLink=http://www.summit-americas.org/defaults.htm (mayo 2006).

18. Declaración del Orinoco del 21 de noviembre de 2005. Disponible en: http://www.minci.gov.ve/alocuciones1.asp?id=377 (junio 2006).

19. Programa Aló Presidente nº 209, 24 de octubre de 2004. Disponible en: http://www.minci.gov.ve/imagnot/NRO.%20209%20-%20ALO%20PRESIDENTE%20-%2024-OCTUBRE-2004%20(MARACAIBO-ZULIA).doc (junio 2006).

20. Programa Aló Presidente nº 235, 2 de octubre de 2005. Disponible en: http://www.minci.gov.ve/imagnot/NRO.%20235%20ALO%20PRESIDENTE%202-10-2005%20Salón%20Ayacucho.doc (junio 2006).

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Proyecto trilateral (y Rusia)

El siguiente paso fue incorporar a Brasil en el proyecto. El 9 de diciembre, en paralelo a la XXIXª

Reunión del Consejo del Mercado Común del Mercosur y Iª Reunión Presidencial de la Comunidad

Suramericana de Naciones, los presidentes de Argentina, Brasil y Venezuela firmaron un memorando,

con el título de Declaración de Montevideo, mediante la cual acordaban iniciar en un mes el estudio

de factibilidad técnica para establecer el trazado de un gasoducto. Según lo informado por los

mandatarios “la primera etapa de ese trabajo debería estar terminada en 90 días”. De acuerdo

con el Ministro de Planificación argentino, Julio De Vido, el proyecto de “casi seis mil kilómetros

de gasoductos, pueden costar entre 4.000 y 5.000 millones de dólares” (Clarín, Buenos Aires, 10

de diciembre, 2005). Los presidentes de Venezuela y Brasil se habrían comprometido a financiar en

partes iguales el costo del gasoducto, y el venezolano en su discurso ante el Mercosur informó que el

gasoducto ya contaba con un trazado acordado con Brasil, Argentina y Uruguay, y estimó el costo de

la obra en US$12 mil millones”21.

Los presidentes Kirchner, Lula y Chávez volvieron a encontrarse el 19 de enero de 2006, esta

vez en Brasilia. El tema del gasoducto fue uno de los tratados en la reunión trilateral. Según Chávez

–el único de los participantes que se reunió con la prensa–, el proyecto que oficialmente comenzó

a denominarse “Gasoducto del Sur” requeriría entre cinco y siete años de trabajo y una inversión

de US$20.000 millones22. La primera reunión técnica oficial con funcionarios de los gobiernos

de Argentina, Brasil y Venezuela, fue realizada en Buenos Aires el 31 de enero de 200623. La alta

exposición política del proyecto hizo que las sesiones de trabajo técnicas fueran objeto de intenso

seguimiento por los medios. A medida que se fueron conociendo los primeros análisis y algunas

aparentes precisiones, comenzaron a hacerse públicos los roces que el proyecto generaba. En febrero,

luego de concluir la tercera reunión del comité técnico realizada en Río de Janeiro, los medios dieron

cuenta de las declaraciones del Ministro de Minas y Energía de Brasil, Silas Rondeu, quien aseguró

que el presidente venezolano había ofrecido subsidiar el precio del gas que vendería a sus vecinos. El

precio, según los medios, alcanzaría a sólo US$1 por millar de BTU, un tercio del precio que Bolivia

cobraba en ese momento por sus exportaciones de gas a Brasil y Argentina. Rondeu aclaró que “se

trata solamente de una señal de buena voluntad para con el proyecto, no de una premisa para que

sea realizado”24. Las declaraciones de Rondeu originaron una rápida respuesta del presidente de la

empresa estatal boliviana Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos YPFB, Jorge Alvarado, quien

21. Diario El Universal, Caracas, 10 de diciembre de 2005 y Cable de la agencia AFP distribuido el 9 de diciembre de 2005. Disponible en: http://buscador.eluniversal.com/2005/12/09/eco_ava_09A642503.shtml (mayo 2006).

22. Cable de la agencia AFP distribuido el 19 de enero de 2006. Disponible en: http://buscador.eluniversal.com/2006/01/19/pol_ava_19A657917.shtml (mayo 2006).

23. Cable de la agencia AP distribuido el 31 de enero de 2006. Disponible en: http://buscador.eluniversal.com/2006/01/31/eco_art_31204F.shtml (mayo, 2006).

24. Cable de la agencia EFE distribuido el 18 de febrero de 2006. Disponible en: http://www.nacion.com/ln_ee/2006/febre-ro/19/ueconomia-la12.html (mayo 2006) o en http://www.unionradio.com.ve/Noticias/Noticia.aspx?noticiaid=160267 (mayo 2006).


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negó que Venezuela planeara vender gas por debajo del precio que Bolivia cobraba25. A su vez, el

presidente Morales intervino en el asunto calificando como “absurdo” pensar que el gas venezolano

sería más barato que el boliviano26. Tanto Morales como Alvarado dejaron en evidencia, además, las

especiales relaciones que ya comenzaban a tejerse entre el gobierno venezolano y el nuevo gobierno

boliviano. Poco después, PDVSA confirmaría las declaraciones del funcionario boliviano, negando que

Venezuela planeara subsidiar la futura venta de su gas, lo cual representaba una competencia con el

producto boliviano en momentos cuando el gobierno de Evo Morales negociaba nuevos precios con

Brasil y Argentina27. La reacción oficial boliviana al tema del precio con el cual se vendería el gas del

hipotético gasoducto delataba la sensibilidad que el proyecto tiene entre la clase dirigente de Bolivia.

Durante el año 2005, el ex presidente y candidato presidencial boliviano Jorge Quiroga, denunció

en diversas ocasiones la conducta del gobierno venezolano que –al ingresar en el proyecto del anillo

energético– procuraría arrebatar a Bolivia sus mercados naturales para la venta de gas. Las declaraciones

del vocero de YPFB y del propio presidente Morales en febrero de 2006 procuraban restarle peso a

la acusación de Quiroga, pero dejaba en el tapete la incógnita sobre cómo se congeniaría el rol gas-

exportador de Bolivia con los ambiciosos planes gasíferos del gobierno venezolano, justamente el

aliado especial del nuevo gobierno boliviano.

El tema del financiamiento y la participación de empresas no regionales ha sido otro de los temas

polémicos que han saltado a los medios. A mediados de febrero, la empresa rusa Gazprom distribuyó

un comunicado en el cual informaba sobre reuniones sostenidas por el jefe de su Departamento de

Actividades Económica en el Exterior, Stanislav Tsigankov, con directivos de PDVSA y de Petrobrás. Según

Gazprom “las partes analizaron las perspectivas de cooperación en el sector del gas”, especificando

que se había tratado “el asunto de la construcción en Suramérica del gasoducto entre Venezuela,

Brasil y Argentina”28. El director de Gas y Energía de Petrobrás, Ildo Sauer confirmó la noticia pero

desde Caracas, por el contrario, un vocero de PDVSA aseguró que la participación de Gazprom y

del Banco Interamericano de Desarrollo en el Gasoducto del Sur constituye “una especulación” (El

Nacional, Caracas, 20 de febrero de 2006). Un mes después el propio Sauer informó a la prensa

que Brasil seguía interesado en obtener asesoramiento ruso y agregó que en breve un directivo de

Petrobrás viajaría a Moscú para continuar las conversaciones29. Ya en febrero, en consecuencia, la

presencia del gobierno ruso en el proyecto de gasoducto era un hecho, aunque sin precisarse el rol

que podría jugar: el proyecto que se presentaba como el gran eje de integración regional dejaba ver

sesgos políticos extra-regionales. A mediados del año, Petrobrás reiteró que mantiene negociaciones

25. Cable de agencia EFE distribuido el 20 de febrero de 2006. Disponible en: http://www.unionradio.com.ve/Noticias/Noti-cia.aspx?noticiaid=160388 (mayo 2006).

26. Cable de la agencia EFE distribuido el 21 de febrero de 2006. Disponible en: http://www.unionradio.com.ve/Noticias/No-ticia.aspx?noticiaid=160531 (mayo 2006).

27. El Universal.com, Caracas, 20 de febrero de 2006. Disponible en: http://internacional.eluniversal.com/2006/02/20/eco_ava_20A675121.shtml (mayo 2006).

28. Publicado el 16 de febrero de 2006 en El Universal.com. Disponible en: http://buscador.eluniversal.com/2006/02/16/eco_ava_16A673661.shtml (mayo 2006).

29. Publicado el 16 de marzo de 2006 en El Universal.com. Disponible en: http://buscador.eluniversal.com/2006/03/16/eco_ava_16A683673.shtml (mayo 2006).

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con Gazprom para “acordar operaciones conjuntas que incluyen un gasoducto que uniría a Venezuela,

Brasil, Argentina y Chile entre una serie de emprendimientos conjuntos que estudia realizar con la

empresa rusa”30.

Mención especial merece una información nunca confirmada hasta ahora por los respectivos

gobiernos, según la cual durante una visita del presidente venezolano a Argelia a mediados de mayo

de 2006, el mandatario argelino Abdelaziz Bouteflika habría convenido participar financieramente

en la ejecución del gasoducto suramericano. La información fue difundida en un solitario cable dis-

tribuido por la agencia AP y cuyo contenido nunca figuró en las declaraciones oficiales del encuentro

bilateral31.

Imprecisiones oficiales

En tanto, desde Brasil se conocían abiertas diferencias –entre el gobierno de ese país y la empre-

sa Petrobrás, y dentro de la petrolera misma– en cuanto al entusiasmo que les merecía el gasoducto.

Los temas de la viabilidad y los plazos eran puestos, de esta manera, sobre la mesa. El primero en

ofrecer declaraciones dubitativas sobre la construcción del gasoducto fue el director de Petrobrás,

Ildo Sauer, cuando señaló que “falta todo un conjunto de decisiones. Es una objetivo difícil y no estoy

diciendo que será hecho (el gasoducto). Sólo estoy diciendo que necesita ser estudiado con profun-

didad y tiene que tener un modelo de negocios” (El Nacional, Caracas, 14 de febrero de 2006). Por

su parte el Ministro de Minas y Energía brasileño Silas Rondeau anunció a finales de febrero que el

gasoducto sería una realidad en el año 2012, mientras que el Director Financiero y de Relaciones con

Inversionistas de Petrobrás, Almir Barbassa, corregía al ministro afirmando que la empresa no veía el

proyecto viable para esa fecha. Según Barbassa, el objetivo inmediato de Petrobrás es “poder cubrir

la creciente demanda de gas con la explotación de campos en la costa del sureste del país”32. El

desiderátum de la autosuficiencia en producción de hidrocarburos, caro al discurso político brasileño,

surgía desde el alto aparato gerencial de Petrobrás como un argumento para relativizar el interés en

el gasoducto propuesto por el gobierno de Venezuela.

En los primeros días de marzo se realizaron en Caracas las reuniones técnicas y políticas del

“Comité Ministerial de Coordinación y Decisión para el Desarrollo del Gasoducto al Sur”, el cual ela-

boró un cronograma de trabajo que sería presentado a consideración de los presidentes de Argentina,

Brasil y Venezuela en una reunión a celebrarse a mediados de mes en Mendoza (Argentina). Si bien el

encuentro presidencial fue suspendido, las recomendaciones ministeriales acordadas en Caracas fue-

ron difundidas a la prensa. Los ministros del área energética aprobaron recomendar a sus gobiernos el

inicio de los estudios de “ingeniería conceptual, desarrollo tecnológico y estudios ambientales”, con

un costo estimado en US$9,2 millones que serían aportados proporcionalmente por cada uno de los

30. Cable de la agencia REUTERS distribuido el 14 de julio de 2006. Disponible en: http://www.eluniversal.com/2006/07/14/eco_ava_14A744845.shtml (julio 2006).

31. Cable de la agencia AP distribuido el 17 de mayo de 2006 y publicado por el servicio terra-España. Disponible en: http://actualidad.terra.es/internacional/articulo/argelia_venezuela_acuerda_aportar_gasoducto_882871.htm (julio 2006).

32. Cable de agencia AFP publicado en el diario El Nacional, Caracas, 21 de febrero de 2006.


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países participantes. La contratación de la empresa que ejecutaría el trabajo de ingeniería quedó en

manos de PDVSA, mientras los estudios financieros y ambientales serían negociados por Petrobrás.

Fue la primera vez en que los promotores expusieron una cifra concreta asociada a alguna de las eta-

pas del proyecto. Por decisión de los gobiernos involucrados, una delegación técnica se aprontó para

visitar La Paz con el propósito de informar al gobierno boliviano sobre los alcances del proyecto (El

Universal, Caracas, 4 de marzo de 2006). Tras la reunión ministerial de Caracas, el nada trivial asunto

referente al trazado del gasoducto fue hecho público por el presidente de Venezuela y el 6 de marzo,

ante las cámaras de televisión y dibujando sobre un mapa de Suramérica, Chávez mostró el recorrido

que supuestamente haría el gasoducto. De acuerdo con la trascripción oficial del programa, el pre-

sidente venezolano explicó el tendido de la siguiente manera: “Fíjense una cosa, ese gasoducto va a

arrancar, Dios mediante, desde aquí, desde las costas de Venezuela, va a pasar por el Orinoco, rumbo

al Amazonas, rumbo al nordeste de Brasil, a Pernambuco, por aquí, a unirse por acá, Río de Janeiro.

Otro ramal va a venir por acá por Brasilia, Río –pasará por ahí por Vila Isabel–, después se va hacia

Montevideo y Buenos Aires; y por supuesto que se va a unir... ya, ya Bolivia tiene un gasoducto que

va desde Santa Cruz, zona petrolera y gasífera de Bolivia, se une por acá. Ya esto existe, pues. Bolivia

le suministra hoy en día gas a Brasil, es decir, esto va a integrar... después habrá que integrar también

a Chile, a Paraguay, por aquí vamos a hacer... bueno habrá que ver con Perú, Ecuador, Colombia”33.

El croquis dibujado por Chávez mostraba una línea que aproximadamente parte desde Puerto La Cruz

(estado Anzoátegui, Venezuela), llega a las cercanías de Manaos (estado Amazonas, Brasil), cruza el

río Amazonas y atraviesa los estados brasileños de Pará, Tocantins, Maranhão y Piauí hasta alcanzar el

estado de Pernambuco desde donde el caño seguiría bordeando la costa brasileña hasta Argentina. El

gasoducto tendría –según la versión de Chávez– un “ramal” que comenzando en algún lugar al este

del río Tocantins seguiría hacia el sur, llegando a Brasilia y uniéndose nuevamente en São Paulo con el

tendido principal. En esta ocasión, el presidente venezolano estimó el costo del proyecto entre US$20

millones y US$25 millones de dólares.

A la par que el tema del gasoducto se convertía en asunto del debate político en el subconti-

nente y en recurrente referencia de la hiperactiva diplomacia venezolana, también se hizo presente

un elemento más de la conflictiva dinámica interna suramericana. Comenzando el mes de marzo de

2006, las relaciones entre Uruguay y Argentina eran particularmente difíciles a causa del litigio por la

construcción de plantas de celulosa en la población uruguaya de Fray Bentos. Desde territorio argenti-

no, grupos organizados que presionaban contra las plantas de celulosa mantenían largos y periódicos

bloqueos de carreteras que impedían la circulación desde y hacia Uruguay. Con esta crítica circuns-

tancia privando, la prensa brasileña informó que el presidente uruguayo Tabaré Vásquez, durante

una visita a Brasilia cumplida el 16 de marzo, habría solicitado apoyo a su colega Lula da Silva para

modificar el trazado del Gasoducto del Sur para que contara con un tramo que ingresara a Uruguay

sin atravesar territorio argentino. El presidente uruguayo alegaba su temor ante futuros embargos

gasíferos por parte de los argentinos (Folha de São Paulo, 17 de marzo de 2006). Lula se habría com-

prometido a plantear este asunto a sus socios en el proyecto. Dados los desarrollos ulteriores del caso,

33. Programa Aló Presidente nº 248, 6 de marzo de 2006. Disponible en: http://www.minci.gov.ve/alo2.asp?id=163 (julio 2006).

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debe suponerse que un planteamiento similar habría hecho Vásquez al gobierno venezolano, durante

su visita a Caracas un día antes que a Brasilia.

Por otra parte, el gobierno de Evo Morales dejaba sentir resquemores ante el avance del proyec-

to de gasoducto sin que Bolivia hubiese sido invitada formalmente a participar. El Ministro de la Presi-

dencia de Bolivia, Juan Ramón Quintana, en declaraciones ofrecidas a la prensa en Brasilia, calificó al

gasoducto como una obra “faraónica” y auguró que su construcción es “poco probable”. Quintana

–experto en temas de seguridad– dijo sospechar “que se trata del deseo de algún funcionario, pero

desde el punto de vista de Bolivia es poco realizable”34.

A las afirmaciones del alto funcionario boliviano se juntaron opiniones críticas contrarias al

proyecto, emitidas durante un seminario convocado por la Bolsa de Valores de Río de Janeiro. El Se-

cretario de Energía del estado de Río de Janeiro, Wagner Vícter, habría afirmado que “el proyecto no

tiene coherencia económica, financiera, ecológica ni estratégica”, agregando que “nunca vi en mi

vida un proyecto con tantas incertidumbres ni tanto sensacionalismo presentado como algo cierto”.

El ex Director General de la Agencia Nacional del Petróleo-ANP, embajador Sebastião do Rêgo Barros,

relacionado con la Fundación Getulio Vargas, puso en duda la existencia de demanda futura “para

justificar una inversión tan alta”. Por su parte, el Secretario de petróleo y gas del Ministerio de Minas

y Energía de Brasil, João Souto, afirmó que “un proyecto de esta naturaleza, que involucra acuerdos

bilaterales, tiene que ser aprobado por el Congreso”35. En este clima de opinión se produjeron varios

pronunciamientos de altos voceros de Petrobrás, relevantes desde la visión oficial brasileña sobre el

estado del proyecto. Las primeras noticias fueron las ofrecidas por Ildo Sauer, quien declaró a la estatal

Agencia Brasil que el proyecto de gasoducto “es una gran idea”, es una “obra viable pero a largo pla-

zo” por lo cual “el gas sólo llegaría a Argentina en 2012”. Sauer introdujo una importante precisión

institucional al recordar que se trata de “un proyecto del gobierno federal y no de Petrobrás”36. Poco

después el presidente de Petrobrás, José Sergio Gabrielli, se refirió a las estimaciones de la empresa

en cuanto a los costos y plazos del proyecto de gasoducto señalando que la construcción del proyecto

implica costos estimados entre US$23-25 mil millones de dólares, agregando una advertencia que

dejó abierta toda clase de dudas: “pero pienso que el costo va a ser mucho mayor que eso”. Según

el más alto ejecutivo de la petrolera brasileña, en caso de aprobarse el proyecto, éste “no entraría en

funcionamiento antes del 2020 o 2030”37. De esta forma los altos voceros de Petrobrás develaron las

incertidumbres que la construcción del gasoducto acarrea, dejando en el ambiente la percepción so-

bre la renuencia con la que la empresa pudiera estar asumiendo un proyecto que al decir de Sauer es

“federal” (es decir, definido en instancias políticas del gobierno de turno) y no de la empresa. Sin em-

bargo, los mensajes enviados al exterior desde Petrobrás no dejaban de ser contradictorios. En julio,

34. Cable de la agencia AFP publicado por el diario El Nacional, Caracas, 19 de marzo de 2006.

35. El Universal, Caracas, 20 de marzo de 2006; El País, Montevideo, 21 de marzo de 2006; La Razón, La Paz, 26 de marzo de 2006.

36. Cable de la agencia AP distribuido el 22 de marzo de 2006. Disponible en: http://www.elespectador.com/historico/2006-03-22/contenido_MI-8422.htm (mayo 2006).

37. Diario Clarín.com, Buenos Aires, 30 de marzo de 2006. Disponible en: http://www.clarin.com/diario/2006/03/30/um/m-01168051.htm (junio 2006).


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durante una presentación de Gabrielli a potenciales inversionistas reunidos en Londres, el presidente

de Petrobrás mencionó el gasoducto como parte de su cartera de inversiones 2007-2011, aunque

aclaró que se estaba sólo en una etapa de estudios ambientales, económicos y regulatorios38.

El gasoducto paraguayo-uruguayo

La reacción de Bolivia ante el proyecto de gasoducto no terminó con las declaraciones del Minis-

tro de la Presidencia. El 28 de marzo, ante periodistas extranjeros, el presidente Evo Morales anunció

la inminente celebración de un encuentro presidencial con sus colegas de Paraguay y Uruguay “para

tocar el tema del gas”. En la lista de asistentes a la cumbre que tendría a La Asunción como sede, tam-

bién apareció el presidente venezolano. Morales afirmó que “Bolivia es en realidad el principal aliado

regional para impulsar la integración energética mediante un gran consorcio de empresas estatales,

que Brasil y especialmente Argentina y Venezuela pretenden impulsar”39. La Cumbre de Asunción se

anunciaba como un encuentro entre consumidores y productores de gas, por lo que la presencia de

Chávez inicialmente fue justificada por Morales alegando que viajaría para “explicar la experiencia

venezolana en materia de gasoductos”. El 19 de abril Hugo Chávez llegó a Montevideo acompañado

de Evo Morales y de una larga comitiva que incluía al canciller cubano Felipe Pérez Roque. Tres as-

pectos sobresalieron del encuentro: la renovación de las quejas de Uruguay y Paraguay contra Brasil y

Argentina por no atender las asimetrías económicas dentro del Mercosur; la firma de un memorando

de entendimiento para la construcción de un gasoducto que uniría a Bolivia con Paraguay y Uruguay

(sin atravesar territorio argentino a petición de Uruguay), y la activa presencia de Chávez como ofe-

rente de financiamiento para el nuevo proyecto de gasoducto Bolivia-Paraguay-Uruguay BPU (ABC

Color, La Asunción, 20 de abril de 2006) y como promotor de una renovación del Mercosur para darle

mayor peso a “lo político” en lo que un vocero oficial venezolano calificó como la “nueva integra-

ción”40. El gasoducto BPU tendría un tendido que partiría de Tarija en el este boliviano en dirección al

río Paraguay para bordearlo hasta La Asunción. La tubería avanzaría en dirección a la triple frontera

para ingresar a territorio brasileño, cruzar el estado Rio Grande do Sul y finalmente alcanzar territorio

uruguayo41. El trayecto brasileño no es la vía más corta pero atiende a la exigencia del presidente

Vásquez que no desea depender de la voluntad argentina para sus suministros de gas boliviano. El

gasoducto BPU, en su trayecto paraguayo, se sustenta en el derecho de Bolivia a un puerto franco

sobre el río Paraguay, según el Tratado de Paz que puso fin a la Guerra del Chaco entre Paraguay y

Bolivia en 1938. Los restantes trayectos estarían sujetos a negociaciones específicas. En la Cumbre se

38. Cable de la agencia REUTERS distribuido el 14 de julio de 2006. Disponible en: http://lta.today.reuters.com/news/newsArticle.aspx?type=businessNews&storyID=2006-07-14T162040Z_01_N14412533_RTRIDST_0_NEGOCIOS-PETROLEO-PETROBRAS-RUSIA-SOL.XML (julio 2006).

39. Cable de la agencia EFE distribuido el 28 de marzo de 2006. Disponible en: http://www.lostiempos.com/noticias/29-03-06/29_03_06_eco3.php (mayo 2006).

40. Venezuela - Ministerio de Relaciones Exteriores. Prensa. Disponible en: http://www.mre.gov.ve/Noticias/A2006/Gira_Chavpara_brs/Principal.htm (junio 2006).

41. Cable de la agencia AFP distribuido el 19 de abril de 2006. Disponible en: http://www.miami.com/mld/elnuevo/news/world/americas/14380123.htm (julio 2006).

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habló de construir un gasoducto y se diseñó una ruta, pero nadie mencionó los costos de la obra. El

financiamiento del proyecto provendría, supuestamente, de la Corporación Andina de Fomento y del

gobierno venezolano por intermedio del estatal Banco de Desarrollo Económico y Social.

El 25 de abril, los presidentes Lula y Kirchner celebraron en São Paulo un encuentro en el cual

atenderían su temario bilateral, pero que en buena medida lo ocuparon en revisar la situación interna

dentro del Mercosur agudizada tras la Cumbre de Asunción. Al día siguiente se les sumó el presidente

venezolano, quien según la información de prensa habría recibido recriminaciones de sus colegas a

raíz de su presencia y estímulo a la reunión presidencial de La Asunción. Brasil mostró malestar por lo

que consideró una injerencia de Venezuela en los problemas internos del Mercosur y por estar alen-

tando al presidente boliviano quien ya en ese momento mostraba posiciones duras contra la empresa

Petrobrás. Tras la reunión trilateral, el canciller brasileño Celso Amorim informó a la prensa que los

tres países “consideran viable” y estaban “muy entusiasmados” con el plan del gasoducto. Adelantó

que se convocaría a “todos los presidentes” de Suramérica para una reunión a celebrarse en el mes

de septiembre, donde se presentarían detalles del proyecto tales como su trazado y el financiamiento.

La reunión, según la versión de Amorim, confirmaba que el proyecto estaba sólo en manos de los tres

participantes y los restantes países se integrarían “de forma gradual”. La futura incorporación de Bo-

livia, dados sus niveles de reservas sería “de gran importancia”, aseguró Amorim (La Nación, Buenos

Aires, 27 de abril de 2006). En contraste, el mandatario venezolano, único en ofrecer declaraciones

a la prensa, informó que en el encuentro presidencial se había acordado invitar a Bolivia para que

de inmediato se incorporara al proyecto. Consultado sobre el origen de los recursos para financiar la

construcción del gasoducto, Chávez alegó que “a este proyecto le van a sobrar recursos”, y confirmó

que “algunas empresas, como la estatal rusa del gas Gazprom han mostrado interés en participar”42.

Chávez igualmente anunció la creación de una “comisión técnica estratégica para el desarrollo de

proyectos complementarios al gasoducto”, sin precisar sus alcances, aunque el Ministerio de Rela-

ciones Exteriores venezolano previamente había planteado el “redimensionamiento del gasoducto”,

incorporándole “la propuesta de desarrollo de las áreas o núcleos de las regiones por donde pase”.

Aun antes de que las comisiones técnicas iniciaran los estudios de factibilidad del proyecto, los voceros

venezolanos ya declaraban que el gasoducto “contribuirá de manera determinante con el desarrollo y

el mejoramiento de la calidad de vida de las comunidades por donde pase” y proponían que “alrede-

dor de este Gasoducto del Sur, se desarrollen otras actividades aguas abajo”43.

Crisis por la estatización boliviana

El 1º de mayo de 2006, rodeado de ministros vestidos con ropa sport y de soldados equipados

con equipos de asalto, el presidente Evo Morales leyó desde las instalaciones de Petrobrás en el boli-

viano departamento de Tarija el texto de un Decreto Supremo mediante el cual declaraba estatizado

42. Cable de la agencia EFE distribuido el 27 de abril de 2006. Disponible en: http://es.news.yahoo.com/26042006/185/con-vocan-presidentes-sudamerica-explicar-gasoducto-suramericano.html (mayo 2006).

43. Nota de prensa emitida por el Ministerio de Relaciones Exteriores de Venezuela el 2 de marzo de 2006. Disponible en: http://www.mre.gov.ve/Noticias/Viceministros/Vice-AmericaSur/A2006/Declar-058.htm (junio 2006).


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al sector de los hidrocarburos en el país44. El decreto de Morales siguió al pie de la letra los contenidos

estatizadores de la Ley de Hidrocarburos aprobada en el año 2005 y que permanecía sin ejecutar45.

Pero igualmente Morales anunció un mecanismo para tomar una fracción mayoritaria de las acciones

de las empresas que para ese momento explotaban, almacenaban o transportaban hidrocarburos.

Oficialmente se trataría de una expropiación, pero la apropiación forzada de parte de los activos

extranjeros y la designación inconsulta de juntas directivas, sumadas a la salida obligatoria de esas

empresas del negocio interno, fue calificada como una “confiscación indirecta” por cuanto en la

práctica el gobierno boliviano obligó a las empresas a transformarse en proveedoras de servicio para

la estatal YPFB.

Hasta ese momento las relaciones entre Brasil y Argentina con el nuevo gobierno boliviano, en

materia de hidrocarburos, se mantenían como una puja ante los deseos de Evo Morales para incre-

mentar los precios del gas suministrado a sus vecinos. Pero el decreto estatizador creó una crisis en las

relaciones entre Brasil y Bolivia. El principal afectado político por la decisión boliviana fue el gobierno

de Lula da Silva, quien tras conocer las noticias que llegaban desde La Paz, se mostraba desubicado,

sin posición oficial, en espera de información de la cual insólitamente aún carecía y pidiendo ayuda

a Caracas. La crisis había encontrado a la Jefe de la Casa Civil y al Presidente de Petrobrás de viaje

a Estados Unidos y al Canciller Celso Amorim cenando en Ginebra con el Secretario de Comercio

estadounidense. El influyente diario Folha de São Paulo tituló: “Aliado con Chávez, el presidente bo-

liviano se aparta de Lula” (2 de mayo de 2006), resumiendo un estado de opinión generalizado entre

sectores políticos, empresariales y militares brasileños. Aun cuando se trataba de una interpretación

simplista de los hechos, resultaba notoria la emisión del decreto boliviano a sólo pocas horas de una

Cumbre celebrada en Cuba entre Evo Morales, Hugo Chávez y Fidel Castro. En esa reunión Bolivia se

había sumado al esquema de ayuda externa que maneja Venezuela bajo la denominación de ALBA,

había suscrito un Tratado de Libre Comercio con Cuba y Venezuela bajo la denominación de Tratado

de Comercio de los Pueblos TCP, y había recibido tanto un crédito por US$100 millones como una

nueva donación de US$30 millones por parte del gobierno venezolano. Para el presidente brasileño

se trataba de una situación por lo menos embarazosa, al no poder explicar las razones para que sus

aliados políticos –presumiblemente a sus espaldas– hicieran una fuerte apuesta contra los intereses

brasileños justamente cuando el tema de la “autosuficiencia petrolera” de Brasil comenzaba a difun-

dirse como antesala a la campaña por la reelección presidencial de Lula.

Tras una reunión de emergencia celebrada el 4 de mayo en Puerto Iguazú, con la asistencia

de Lula da Silva, Néstor Kirchner, Evo Morales y Hugo Chávez, Bolivia informó que mantendría el

suministro de gas a sus clientes y pidió continuar las negociaciones de precios, mientras los restantes

asistentes manifestaron su respeto por la decisión soberana boliviana. Brasil confirmó que el tema

de los precios no era un asunto político sino comercial y estaba en manos de Petrobrás. La empresa

petrolera brasileña anunció la suspensión de nuevas inversiones en Bolivia, mientras Chávez informa-

44. Texto integral del Decreto Supremo No.28701 del 1º de mayo de 2006. Disponible en: http://www.comunica.gov.bo/in-dex.php?i=enlace&j=documentos/decretos/DS-28701.html (junio 2006).

45. Texto integral de la Ley de Hidrocarburos del 17 de mayo de 2005. Disponible en: http://www.presidencia.gov.bo/gace-ta/5/leyes/3058.htm (julio 2006).

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ba ese mismo día que PDVSA iniciaría en breve la construcción de una planta para procesar gas en

territorio boliviano (Clarín, Buenos Aires, 5 de mayo de 2006). Según la Declaración Conjunta emitida

en Iguazú, los presidentes firmantes “expresaron su voluntad de trabajar para la profundización del

Mercosur y la consolidación de la integración sudamericana. En este sentido, ratificaron su decisión

de avanzar en el Proyecto del Gasoducto del Sur”46, tal como en efecto ocurrió, aunque comenzara a

sentirse un cambio en la posición brasileña hacia el proyecto.

El canciller brasileño Celso Amorim compareció el día 9 de mayo ante la Comisión de Relacio-

nes Exteriores y Defensa Nacional del Senado de su país donde confesó que el presidente Lula había

transmitido a Chávez el malestar de Brasil con acciones como la presencia de personal de PDVSA en

Bolivia durante los preparativos de la estatización y la presencia de Chávez en la Cumbre de Asun-

ción47. Algunos meses después Lula comentó a la prensa sobre las presiones que recibió para realizar

una acción militar contra Bolivia (La Nación, Buenos Aires, 12 de julio de 2006), lo cual confirmó el

estado de tensión que la decisión boliviana de mayo causó sobre la élite política brasileña. Amorim,

en el antes señalado encuentro con miembros del Senado de su país, anunció que el proyecto del

gasoducto estaría diseñado para garantizar el control brasileño de la infraestructura construida sobre

su territorio. Según el canciller brasileño, Venezuela llevaría el gas sólo hasta la ciudad amazónica de

Manaus donde se conectaría con un sistema de gasoductos “enteramente nacionales”. Este esquema

respondería a la decisión del gobierno de Lula, según la cual Brasil tiene que disminuir su dependencia

del gas extranjero. En medio del clima de tensión creado en Brasil ante las evidencias de inestabilidad

del suministro gasífero boliviano, el 10 de mayo se produjo en la sede de la Federação das Indústrias

do Estado do Rio de Janeiro un foro sobre la materia energética48. En ese evento, el presidente de la

oficial Empresa de Pesquisa Energética, Mauricio Tolmasquim, informó que su país había pedido a Ve-

nezuela la certificación por parte de un organismo internacional de las reservas efectivas disponible de

gas, como parte de la información necesaria para evaluar el proyecto de gas. Tolmasquim, en la mis-

ma línea de Amorim, aseguró a los asistentes que según el proyecto “cada país sería responsable por

el gasoducto en cada parte de su territorio y sería una sumatoria de esfuerzos”. En la misma ocasión,

el Secretario Ejecutivo del Ministerio de Minas y Energía brasileño, Nelson Hubner Moreira, enunció

tres condiciones más para avanzar en el proyecto del gasoducto: viabilidad económica, garantías de

contratos de suministro de largo plazo y ejecución por empresas privadas o por Petrobrás49.

Tras la estatización del gas en Bolivia, para el gobierno brasileño eran cuatro los aspectos en

juego: el precio del gas que llega desde Bolivia, la garantía del suministro, el tratamiento de las pro-

piedades de Petrobrás en ese país y la sensación de mancillamiento del poderío regional brasileño.

Los primeros son objeto de negociaciones comerciales con Bolivia, el último ha tenido como respuesta

46. Declaración conjunta de la Cumbre de Presidentes de Puerto Iguazú, 4 de mayo de 2006. Disponible en: http://www.mrecic.gov.ar/ (junio 2006).

47. Nota de prensa emitida por el Senado Federal de Brasil disponible en: http://www.senado.gov.br/agencia/verNoticia.aspx?codNoticia=55991&codAplicativo=2 (junio 2006).

48. El programa del evento “O Desenvolvimento do Setor de Energia no Brasil” disponible en: http://www.eletronuclear.gov.br/sys/interna.asp?IdSecao=659&secao_mae=5 (junio 2006).

49. Cable de la agencia EFE distribuido el 10 de mayo de 2006. Disponible en: http://www.unionradio.com.ve/Noticias/No-ticia.aspx?noticiaid=167703 (junio 2006).


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una reconsideración de los peligros que acarrea la dependencia de gas procedente del exterior, inclu-

yendo el hipotético suministro de gas venezolano.

En paralelo, se ha ido profundizando el esquema de relaciones especiales entre Venezuela y

Argentina, países que anunciaron la suscripción de una “alianza estratégica” para fortalecer el “Eje

Caracas-Buenos Aires”. Por otro lado, antes que potenciales rivales en su condición de proveedores

de gas a la región, los gobiernos de Venezuela y Bolivia han conformado una alianza política opera-

tivamente engranada con el Eje Cuba-Venezuela. Además, en tanto Venezuela no cuenta en la ac-

tualidad con gas disponible para su masiva exportación, el conflicto de intereses entre ambos países

gasíferos es sólo una opción a futuro, la cual ha sido obviada por el gobierno venezolano anunciando

una próximo “acuerdo energético del Cono Sur” que, entre otros propósitos, “debería hacer compa-

tibles” el megaproyecto del “Gasoducto del Sur” con el Gasoducto Bolivia-Paraguay-Uruguay GBPU

en el cual Bolivia sería el proveedor (ABC Color, La Asunción, 20 de abril de 2006).

Prisas políticas

A finales del mes de junio de 2006 se celebraron en Caracas reuniones del Grupo Coordinador

de Alto Nivel (instancia técnica) y del Comité Ministerial (instancia política) del proyecto de Gasoducto,

contando con la novedad de la incorporación del Ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Andrés Solís,

como miembro permanente. El presidente de la estatal boliviana YPFB asumió la vicepresidencia del

Grupo Coordinador. En medio del encuentro en Caracas, el ministro de Planificación argentino, Julio

De Vido, anunció que en un plazo de 60 días deberían presentarse los términos para la contratación

de los estudios de “ingeniería conceptual” del gasoducto (Clarín, Buenos Aires, 28 de junio de 2006).

En el encuentro se habría debatido el tratamiento que se daría a los aspectos ambientales, regulato-

rios, e incluso del manejo de “estrategias comunicacionales” (El Universal, Caracas, 28 de junio de

2006). El comité ministerial aprobó un cronograma de trabajo y la entrega a Bolivia de US$150.000

para un Estudio Ambiental Previo. Igualmente fue constituida una Comisión Permanente, a dedica-

ción exclusiva, con sede en Venezuela50.

Uno de los compromisos adquiridos por los ministros participantes en la reunión de Caracas de

junio de 2006 habría sido remitir a la Comisión “la información relativa a la oferta y la demanda de

gas”. Este hecho dejó claramente dibujado el estadio muy inicial en que se encontraban los estudios

de pre-factibilidad o de factibilidad del proyecto. Información elemental para una evaluación eco-

nómica, como lo son las cifras de demanda y oferta, apenas comenzaban a ser solicitadas en estas

fechas. Sin embargo, a mediados del mes de julio, ante fuertes críticas formuladas por el ex ministro

argentino y precandidato presidencial Roberto Lavagna sobre la viabilidad del gasoducto (La Nación,

Buenos Aires, 13 de julio de 2006), el Ministro de Planificación Federal de Argentina, Julio De Vido,

hizo pública una serie de novedades sobre el proyecto, algunas de ellas con escasa correspondencia

con los resultados anunciados un mes antes en Caracas. De Vido aseguró que “en un plazo de 3 a 4

meses” estarían “terminados los estudios técnicos y económicos”. Además anunció que la construc-

50. Cable distribuido por la Agencia Bolivariana de Noticias el 27 de junio de 2006. Disponible en: http://www.abn.info.ve/go_news5.php?articulo=51826 (julio 2006).

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ción del gasoducto se realizaría en tres etapas: “En la primera, se construirá un gasoducto entre el sur

de Venezuela y el norte de Brasil (Fortaleza); y simultáneamente se construirá el gasoducto del noreste

argentino (GNEA), que vinculará físicamente Bolivia, Argentina, Uruguay y Brasil hasta Porto Alegre”.

En una tercera etapa “el proyecto implicaría la interconexión de estos dos ductos con un tramo que

unirá el norte con el sur del territorio brasileño”. El ministro argentino aseguró que “ya hay técnicos

argentinos, bolivianos, venezolanos, brasileños trabajando para que en tres o cuatro meses esté pre-

parado el pliego de licitación”. Según el ministro argentino, la construcción del GNEA se iniciaría en el

segundo semestre del año 2006 (La Nación, Buenos Aires, 14 de julio de 2006). Estas precisiones no

fueron confirmadas por los otros países involucrados en el proyecto, y las declaraciones del ministro

argentino aparecieron como una utilización del tema del gasoducto en el contexto de los prolegóme-

nos de la campaña electoral argentina de 2007.

Suspicacias oficiales

El 4 de julio de 2006, fecha prevista para la firma del protocolo de ingreso de Venezuela al Mer-

cosur como miembro pleno, la Cancillería venezolana distribuyó una nota de prensa según la cual los

presidentes de Paraguay y Uruguay –presentes en Caracas– suscribirían ese mismo día un convenio

para formalizar su ingreso al grupo de trabajo que estudia la construcción del gasoducto (El Universal,

Caracas, 5 de julio de 2006). Al día siguiente, la Dirección de Asuntos Públicos del Ministerio de Ener-

gía y Petróleo venezolano informó que el documento redactado por el gobierno venezolano no había

sido suscrito por Uruguay y Paraguay, sin que la nueva nota de prensa aportara más información sobre

las causas del hecho (El Universal, Caracas, 6 de julio de 2006). En todo caso, la anunciada suscripción

de este acuerdo parecía corresponder más con el ambiente de júbilo gubernamental venezolano de

esos días que con la realidad de las relaciones en el Mercosur. Posteriormente, en la declaración pre-

sidencial correspondiente a la XXXª Reunión del Consejo del Mercado Común del Mercosur realizada

en julio de 2006, fue incluido un párrafo en el cual se daba cuenta de “los avances alcanzados en el

proyecto de interconexión gasífera Gran Gasoducto del Sur, propuesta de alianza entre las operadoras

energéticas nacionales en el marco de la iniciativa PetroSsur”. El documento suscrito por los cinco

miembros mercosurianos manifestaba “su beneplácito por la incorporación de Uruguay, Paraguay y

Bolivia a este proyecto, así como por todas aquellas iniciativas que buscan consolidar la red de ga-

soductos Sur-Sur”51. Se desconoce los términos del ingreso de Uruguay y Paraguay al “proyecto”,

aunque debe resaltarse que la cumbre presidencial mercosuriana hizo referencia a una red de ga-

soductos Sur-Sur cuya definición y alcances no se han hecho públicos.

De las declaraciones de De Vido sobre los dos primeros ramales del gasoducto se podría des-

prender que los gobiernos inicialmente involucrados en el proyecto habrían optado por incorporar el

eventual GBPU como parte del Gasoducto del Sur, percepción que se reforzaría ante el ingreso de Bo-

livia a las instancias técnicas y políticas que trabajan en las definiciones del proyecto. Pero la posición

oficial uruguaya, que aspira a contar con gas proveniente de Bolivia sin depender del paso por terri-

51. “Comunicado Conjunto de los presidentes de los Estados partes del Mercosur” del 21 de julio de 2006. Disponible en: http://www.unionradio.com.ve/Noticias/Noticia.aspx?noticiaid=175425 (junio 2006).


18�

torio argentino, hace suponer que el GBPU en el cual piensan en Uruguay no es el mismo gasoducto

GNEA al cual se refieren los argentinos. De Vido menciona a Uruguay como parte de su GNEA, pero

esto no se compadece con el clima de suspicacias con el cual el presidente Tabaré Vásquez ha adelan-

tado su posible inclusión en el esquema gasífero en negociación.

Pero mientras el trazado de los caños es el componente fundamental de los condicionantes que

Uruguay ha colocado sobre la mesa, en Brasil han aparecido otro tipo de preocupaciones y otra clase

de respuestas oficiales. En tanto Argentina avanzó en una negociación con Bolivia para alcanzar un

precio para el gas, Brasil ha mantenido una doble línea de acción ante el gobierno de Evo Morales.

El gobierno brasileño ha dado señales de continuidad en las relaciones políticas con Bolivia y con Ve-

nezuela, pero emitiendo señales de alejamiento en cuanto a metas comunes. Con Bolivia, Petrobrás

sostiene una firme posición de defensa de los intereses de la empresa, no sólo en el tema del precio

de compra del gas boliviano sino en cuanto al esquema de compensaciones que Brasil aspira recibir

luego de la estatización de sus activos en Bolivia. La empresa brasileña ha dejado saber su disposi-

ción para recurrir a instancias judiciales en terceros países para exigirle a Bolivia el cumplimiento de

cláusulas contractuales52. Además, Petrobrás ha decidido eliminar todos sus proyectos de inversión en

Bolivia incluyendo un eventual ensanchamiento de la capacidad de transporte del actual gasoducto,

abriendo las condiciones para que PDVSA anuncie inversiones de US$1.500 millones como parte de

un pacto con la estatal YPFB para exploración y explotación en ese país (El Universal, Caracas, 19 de

mayo de 2006).

52. Cable distribuido por la agencia EFE el 20 de junio de 2006. Disponible en: http://www.unionradio.com.ve/Noticias/Noti-cia.aspx?noticiaid=172060 o en http://www.lostiempos.com/noticias/20-06-06/20_06_06_ultimas_nac9.php (junio 2006).

1�1

9Hidrocarburos en Bolivia: nacionalización-integración-relacionamiento

energético con Chile


Entorno energético en el que se desarrolla la nacionalización de mayo

El proceso de nacionalización de la industria petrolera boliviana iniciado el 1º de mayo de 2006

es el primero en la industria en el siglo XXI y se está desarrollando en un contexto energético mundial

en el cual también se han desatado importantes procesos de cambio.

El abastecimiento energético mundial durante el siglo XX estuvo dominado por el petróleo en

su primera mitad, época en la cual se suma el gas natural1. Este dúo de recursos energéticos fósiles

son los actores protagónicos en el suministro de energía a la humanidad, a tal punto que la suma

del consumo de gas natural y de petróleo, desde hace más de una década, constituyen el 60% del

abastecimiento de energía del planeta.

Desde finales del siglo XX, esta posición dominante de los hidrocarburos transcurre a través de

un proceso de cambio interno en el que proporción del uso del gas natural es cada vez mayor. A la

fecha, 39% corresponde a petróleo y 21% a gas natural, siendo así que hace 10 años la proporción

era 42% petróleo y 18% gas. Como resultado de esa mutación interna, todos los pronósticos coinci-

den en que para mediados de este siglo la proporción se habrá invertido y habrá pasado a 40% gas

y 20% petróleo. También el desarrollo tecnológico y la impostergable necesidad de aliviar al mundo

de los efectos contaminantes de la combustión de los combustibles fósiles –y en estos se incluye al

carbón– frente al imparable aumento de consumo energético están señalando que el hidrógeno será

el energético de la segunda mitad de este siglo. Dentro de esa visión, el gas natural se perfila como el

combustible de transición, por ser –hasta la fecha– la fuente más conveniente tecnológica y económi-

camente para generar hidrógeno.

Esta mutación en el uso de los hidrocarburos la suscita el juego de varios factores. En primera

instancia, desde hace una década el descubrimiento de nuevas reservas de gas es superior al de las

de petróleo2. Así, en los últimos años las reservas descubiertas de petróleo muestran que alcanzarían

para cubrir la demanda por cerca de 40 años, frente a las de gas que consistentemente muestran que

alcanzarían para más de 60 años. Por otro lado, se están experimentando los efectos perniciosos de la

1. Cabe aclarar que desde el fin de la segunda guerra mundial, los hidrocarburos y sus derivados de separación y refinación han sido −y continúan siendo− los principales insumos de la industria petroquímica y de fertilizantes. No obstante, el hecho de que estas industrias involucren enormes magnitudes económicas en el comercio mundial, los volúmenes utilizados en petroquímica y otros procesos de industrialización en hidrocarburos son marginales frente a los volúmenes de petróleo y gas para el consumo energético.

2. Las conclusiones de la 23ª Conferencia Mundial del Gas, celebrada en Amsterdam en junio de 2006, basadas en las últi-mas estadísticas energéticas, muestran que la humanidad cuenta con 39 años de abastecimiento petrolero, frente a 66 años de abastecimiento de gas (datos de Gazprom, 23ª Conferencia Mundial del Gas, Amsterdam 2006).

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contaminación ambiental, que fundamentalmente se evidencian por un calentamiento del planeta3.

Los efectos de la combustión de los hidrocarburos muestran claramente que el principal villano es el

petróleo y en menor grado el gas, lo cual impulsa a un consumo creciente del gas natural.

La posición todavía preponderante del uso del petróleo está sustentada por el hecho de tratarse

de un energético que puede ser suministrado a todos los rincones del planeta en condiciones compe-

titivas, habiendo llegado al punto que en el comercio mundial es considerado como un “commodity”,

frente al gas cuyo suministro está sujeto a precios y gasoductos de carácter regional. Sin embargo,

los avances tecnológicos están modificando este cuadro. La licuefacción del gas a través de su enfria-

miento y su transporte por barcos (GNL), está logrando que el gas natural pueda ser provisto a merca-

dos que no cuentan con gasoductos que conecten las fuentes de producción con los mercados. El gas

está en camino de convertirse también un commodity, con cotizaciones internacionales establecidas

en puntos definidos del globo.

Siendo los hidrocarburos recursos no renovables debido a la incertidumbre sobre su duración,

desde hace mucho tiempo se planteó, sobre todo en los países desarrollados, una política de desa-

rrollo de otras fuentes de energía como la nuclear, eólica, solar, etc. Ahora que el fin del ciclo de los

hidrocarburos tiene mayores grados de certidumbre, la preocupación fundamental es contar con la

seguridad de abastecimiento de esos energéticos, que presumiblemente serán cada vez más escasos.

Esa preocupación, frente al creciente consumo energético, explica en parte la escalada de los precios.

La preocupación se ha vuelto casi obsesiva en Europa en lo que se refiere al gas natural, y la seguridad

de abastecimiento. Esta situación ha sido exacerbada por las interrupciones de provisión de gas ruso

a Europa Occidental, provocadas por Ucrania, país de tránsito de los gasoductos que abastecen a Eu-

ropa, que al no aceptar incrementos de precio del gas ruso y sufrir cortes de suministro, echó mano

del gas destinado a Europa (International Gas Report, enero 2006).

Rusia, por la magnitud de sus reservas de gas y el sistema de transporte existente, se había con-

vertido en una fuente segura de abastecimiento para Europa. El incidente con Ucrania rompió la con-

fianza de los países compradores, que de manera acelerada están buscando nuevas fuentes seguras

de abastecimiento. Como resultado de esas políticas, la demanda de GNL ha cobrado proporciones

no esperadas, al tiempo que la energía termonuclear está siendo reactivada.

Estados Unidos, el mayor mercado energético del mundo y que, como tal, señala rumbos para

el resto de los consumidores, ha iniciado vigorosamente su ingreso a la era energética pos-hidrocar-

burífera, que transitará por una disminución del volumen de petróleo utilizado y el incremento res-

pectivo en el uso del gas natural. La introducción masiva del vehículo “híbrido” (gasolina-electricidad)

tiene como objetivo reducir el consumo de refinados de petróleo. Al mismo tiempo, está desarrollan-

do activamente más terminales marítimas para la recepción de GNL de otras partes del mundo.

Por su parte China e India, los grandes actores económicos de este siglo, están empezando en

gran escala a ingresar al uso masivo del gas natural. Las dos grandes economías están en tratativas

3. Bolivia, por su escaso consumo energético, es actor casi insignificante en la contaminación ambiental pero, por su po-sición geográfica, está siendo fuertemente afectado. Como ejemplo muy dramático se tiene la desaparición del glaciar de Chacaltaya y otros cambios climáticos que están afectando negativamente nuestra producción agrícola.

Carlos Miranda Pacheco - Hidrocarburos bolivianos: nacionalización-integración

1�3

para construir gasoductos de abastecimiento de Europa Oriental y Medio Oriente así como también

fuentes de suministro de GNL.

Los países más desarrollados de América Latina no están ausentes de las preocupaciones ener-

géticas de los países desarrollados. A través de tratados de integración energética, pretenden crear

condiciones seguras de abastecimiento de gas. Los ejemplos más recientes los tenemos en Chile,

Brasil y Argentina. El primero, tiene convenio y contratos de suministro de gas pero, frente al abas-

tecimiento irregular por parte de Argentina, ha optado por contar a corto plazo con las facilidades

necesarias para adquirir GNL. Brasil, no obstante tener un tratado y un contrato de suministro de gas,

por la inseguridad de abastecimiento que le transmitieron las medidas nacionalizadoras en Bolivia

está empeñado en desarrollar, a breve plazo, la provisión de GNL extra continental. Argentina, por su

parte, está en las tratativas finales de asegurar abastecimiento de grandes volúmenes de gas boliviano

para los próximos 20 años, utilizando la apertura política de la nacionalización4.

Con el telón de fondo de la gran problemática mundial, debe ser examinada la nacionalización

de los hidrocarburos en nuestro país, su desarrollo y su relación con el resto del continente a través de

esquemas de integración, en particular con Chile.

La nacionalización del petróleo: ¿respuesta al desarrollo pleno de los hidrocarburos en el país?

La nacionalización de mayo 2006 está inscrita como un paso más en el recorrido casi centenario

en la búsqueda de lograr las mejores condiciones para un desarrollo pleno de los hidrocarburos y la

utilización óptima de los recursos financieros generados. Desde que la industria petrolera adquiere

condiciones comerciales, la nación está recorriendo una especie de espiral en expansión, en la cual

cada giro está dado por el cambio de la legislación en la que la industria petrolera se desenvuelve.

Así tenemos el inicio, con una legislación que abre el país totalmente a la iniciativa privada, cuando

se conforma el núcleo de la espiral que empieza a desarrollarse. Ésta adquiere un giro con la nacio-

nalización de 1937. Gracias al éxito obtenido en su actividad, la espiral se expande y para 1957, con

la puesta en vigencia del Código del Petróleo, llamado Código Davenport, adquiere un nuevo giro y

mayor amplitud, hasta la nacionalización de Bolivian Gulf Oil Corporation (BOGOC) en 1969. En ese

punto, la espiral toma un nuevo rumbo bajo el manejo monopólico del Estado con la Ley General de

Hidrocarburos de 1972 se expande y toma un nuevo giro en 1996, con la Ley de Hidrocarburos que

nuevamente asigna al capital privado el desarrollo de la industria. Así llegamos al punto en que la

espiral nuevamente tomará otro curso cuando se logre el “control total y absoluto” que propugna el

D.S. 17801 de mayo 2006, Decreto de Nacionalización “Héroes del Chaco”.

4. A este respecto, y como nota curiosa, vale la pena señalar que el boletín BP Statistical Review of World Energy, publica-ción anual que circula desde hace 55 años y cuyas estadísticas energéticas están entre las más reconocidas en el mundo por su amplitud y consistencia, en la edición que corresponde a la información de finales de 2006, cierra en la página final sin datos, sólo con una frase impresa bajo el logo de la BP: “beyond petroleum” (más allá del petróleo). Esa frase denota claramente el pensamiento que se ha generalizado en la industria petrolera, en el sentido de que se ha iniciado un proceso irreversible de declinación del petróleo como el rey de los energéticos.

1�4


Ese recorrido legal a lo largo de 60 años no puede ser equiparado a un recorrido circular o alre-

dedor de un hipódromo, como algunos de los observadores escépticos de nuestra historia lo califican.

Es más semejante a la espiral descrita anteriormente, porque en sus trazos la industria petrolera na-

cional se ha ido expandiendo en magnitud y correspondiente importancia nacional, y ahora regional,

partiendo de una industria naciente con escasas reservas, una decena de pozos productores, un par

de elementales refinerías y ninguna infraestructura de transporte petrolero ni gasífero hasta una in-

dustria de importante magnitud, en todos sus aspectos, como veremos más adelante.

Recuento de las dos nacionalizaciones anteriores

La nacionalización de Standard Oil de Bolivia

La llamada nacionalización de Standard Oil de Bolivia, filial de la Standard Oil Company de

Nueva Jersey, entonces la petrolera más grande del mundo, no se ajusta a los patrones clásicos de

las nacionalizaciones. La nacionalización de industrias extractivas en el país han sido el fruto de una

decisión política, por la cual el Estado toma posesión y control de la industria. La nacionalización de

Standard Oil en 1937 es consecuencia de un juicio iniciado por el Estado a la empresa petrolera en

1929, por el cual se demandaban sanciones por la trasgresión por parte de la empresa de varios as-

pectos de la ley entonces vigente. La ley especificaba como sanciones a lo demandado la caducidad

de sus concesiones y confiscación de sus activos.

El Estado demandó a la empresa el haber obtenido concesiones petroleras adquiridas de otra

anterior, Richmond Levering & Co., sin haber llenado los requisitos legales necesarios y además haber

obtenido áreas en concesión también en forma ilegal, ambos cargos referidos a las normativas de la

ley entonces imperante Ley Orgánica del Petróleo vigente desde 1921.

El discutido juicio contra la empresa fue interrumpido por el inicio de la Guerra del Chaco en

1932. En esa contienda la empresa incurrió en mayores irregularidades y una conducta de franca

animosidad contra el Estado boliviano. Standard Oil, desde 1931, cuando los vientos de guerra arre-

ciaban, retiró del país su maquinaria y equipos. La contienda estalló cuando el país estaba todavía su-

friendo los impactos negativos del crash del mercado de valores de 1929. Por este motivo, el gobierno

solicitó ayuda financiera a todas las empresas importantes del país, ayuda que en una u otra forma

le fue facilitada para colaborar en el esfuerzo bélico. Standard Oil se negó y declaró en forma curiosa

su “neutralidad” en el conflicto, justificando así el retiro de equipos y maquinaria, y su negativa de

contribuir con el atribulado Estado. Más aún, durante el curso de la guerra, la compañía se resistió a

proveer carburantes a las fuerzas armadas nacionales y negó la posibilidad de elaboración de gasolina

de aviación, que el ejército nacional estaba importando de Perú, con sus consecuentes altos costos

y dificultades por la escasa infraestructura caminera hacia el área teatro del conflicto. Esta conducta

hostil generó la intervención del Estado en Camiri, Sanandita y Bermejo (los únicos tres campos pro-

ductores) y las refinerías de donde se pudo elaborar gasolina de aviación.


1��

Concluida la guerra, la ciudadanía quedó presa de un fuerte resentimiento hacia la Standard

Oil. El juicio interrumpido fue reiniciado con mayor vigor, llegándose incluso a probar la exportación

clandestina de petróleo hacia Argentina. Mientras el juicio seguía su curso, en forma previsora el 21

de diciembre de 1936 se crea YPFB para que desarrolle la industria independientemente y sea la de-

positaria y operadora de las concesiones e instalaciones que estaban en disputa. El acto político de na-

cionalización se produce el 13 de marzo de 1937, ante el veredicto de la Corte Superior del Distrito de

La Paz en el cual se establece que los cargos contra Standard Oil de Bolivia eran correctos y que la em-

presa, al haber violado la ley, debía sufrir las sanciones que la misma ley estipulaba. El Decreto Supre-

mo del 13 de marzo de 1937 del Presidente Toro fue un acto político, porque sin esperar el dictamen

de la Corte Suprema de Justicia, ante la cual Standard Oil apeló, asignó a YPFB, no como depositaria

de las concesiones y actividades de la empresa, sino como operadora a nombre del Estado. Por esta

razón Standard Oil de Bolivia apeló en primera instancia ante la Corte Suprema de Justicia, aduciendo

no haber incurrido en las faltas a la ley que se le atribuían y por tanto exigiendo, no indemnización,

sino la devolución de sus concesiones y activos incautados. Sobre el acto de incautación de activos y

ocupación de instalaciones no se tiene registro del grado de difusión que éste tuvo, de lo que sí hay

evidencia es de que el Decreto del Presidente Toro fue recibido con algarabía por la opinión pública

que, como se indicó anteriormente, mantenía un fuerte resentimiento contra la empresa petrolera

por lo que en cierto modo el decreto fue aceptado como un merecido ajuste de cuentas. El juicio ante

la Corte Suprema se prolongó hasta 1939. El dictamen de la Corte Suprema no se dirigió al tema de

fondo sino a la forma. Para entonces, como YPFB ya había tomado plena posesión y estaba comen-

zando su desarrollo con gran impacto frente a una opinión pública, Standard Oil cambió de estrategia

y acudió al Departamento de Estado de Estados Unidos, aduciendo una confiscación ilegal y exigiendo

el pago de una indemnización. El gran aparato publicitario de la mayor empresa petrolera del mundo

provocó un clima adverso a la inversión extranjera privada en el país y paralizó totalmente la ayuda y/o

cooperación del gobierno de Estados Unidos a Bolivia. En esa forma, la estatización de la Standard Oil

es hasta ahora reconocida como la primera nacionalización del petróleo en Latinoamérica.

Sin desmerecer la importancia de las medidas del gobierno de entonces, y sólo para ilustrar que

la nacionalización de Standard Oil fue un acto aislado contra una empresa petrolera que había violado

la ley y se resistía en aceptar las sanciones establecidas y no formaba parte de una política de Estado

de reivindicación, cabe mencionar que la Ley Orgánica del Petróleo, bajo la cual ingresó Standard

Oil al país y que permitía el acceso al capital privado en la industria continuó en vigencia. Más aún,

los estatutos de YPFB de esa época también facultaban a YPFB para lograr acuerdos con la inversión

privada para el desarrollo de la industria en el área confiscada a Standard Oil y que se le había sido

asignada. Lo anterior explica cómo en septiembre de 1952, a escasos meses de la Revolución Nacional

de Abril de ese año, YPFB firma un contrato con el célebre aventurero tejano Glen McCarthy para la

explotación de un área en la provincia Gran Chaco de Tarija. La operación no fue exitosa y el contrato

fue cancelado en 1957.

No obstante lo anterior, la imagen presentada por la Standard Oil según la cual la estatización

de sus concesiones y activos había sido el fruto de un acto político arbitrario del Estado boliviano,

quedó asentada y aceptada por la comunidad internacional.

1��


La imagen internacional negativa del país persistió hasta enero de 1942, cuando el Estado

boliviano y Standard Oil de Nueva Jersey firmaron un acuerdo por el cual el Estado boliviano pagó a

Standard Oil la suma de US$1.792.375 por la compra de estudios geológicos y otros realizados. A su

vez, la empresa firmó un convenio admitiendo no tener nada más por reclamar. Obviamente, el arre-

glo fue impulsado por el Departamento de Estado de Estados Unidos. Ese país había ingresado a la

IIª Guerra Mundial y se precisaba la provisión de minerales estratégicos producidos en Bolivia (estaño

fundamentalmente), país con el cual las relaciones económicas debían estar libres de toda objeción.

Monopolio de facto

Así concluyó el acto de nacionalización. YPFB se hizo cargo total de la actividad petrolera en

un monopolio de facto que duró hasta la promulgación del Código del Petróleo en octubre de 1955,

elevado a rango de Ley el 24 de enero de 1958.

El manejo “total y absoluto de la industria por el Estado” que propugna el Decreto Nacionali-

zador de mayo de 2006 en los hechos fue ejercido por YPFB desde que el ente estatal se hizo cargo

de las concesiones, los activos y las instalaciones de Standard Oil hasta la promulgación del Código

del Petróleo. En esos 20 años, YPFB se desempeñó en forma admirable: habiendo nacido de la nada,

rápidamente estructura cuadros humanos que en una labor creativa incesante sentaron las bases de

una industria moderna, que son las existentes hasta la fecha. YPFB, en rápida sucesión desarrolló los

campos heredados con una producción casi marginal logrando en 1954 el autoabastecimiento del

país en petróleo, y generando incluso excedentes exportables, realización de inconmensurable impor-

tancia para la vida económica del país, que en esencia sigue perdurando, no obstante la importación

creciente de diesel oil los últimos años. Para el autoabastecimiento YPFB construyó los primeros oleo-

ductos desde el sur hasta Cochabamba y La Paz, y posteriormente a Santa Cruz. En Sucre y Cocha-

bamba dos refinerías que con creces podían refinar el consujoomo interno y al mismo tiempo instaló

puntos de almacenaje y una red de estaciones de servicio en todo el territorio nacional. El rombo de

YPFB se volvió el símbolo del paradigma de la empresa estatal honesta y eficiente, que hasta ahora

perdura en la conciencia popular.

La nacionalizacion de Bolivian Gulf Oil Corporation

Paradójicamente, la nacionalización de la Bolivian Gulf Oil Co., se gesta desde el momento en

que se aprueba el Código del Petróleo, bautizado por la opinión popular como el Código Davenport,

disposición legal con la cual Gulf Oil Corporation, tercera compañía mundial petrolera de entonces,

ingresa al país y forma su sucursal Bolivian Gulf Oil Corporation (BOGOC). El Código tenía dos gran-

des defectos que fueron acumulando las fuerzas nacionalizadoras por segunda vez en nuestra histo-

ria. El primero llamado factor de agotamiento. Este ilógico factor reconocía a favor de la compañía

concesionaria un descuento a su favor de 27,5% de la producción por ser un recurso no renovable,

no obstante que el propio Código reconocía la propiedad del Estado sobre los recursos hidrocarburí-

feros. Con este factor, el pago de 30% sobre utilidades, que era la tributación, además de las regalías


1��

departamentales, quedaba prácticamente eliminado o reducido a su mínima expresión. Este aspecto

fue denunciado desde el inicio de su aplicación.

El otro aspecto que más tarde se hizo evidente fue que el Código no tomaba en cuenta el gas

natural. En toda su redacción la palabra gas es mencionada menos de 10 veces. A los diez años de

la aplicación del Código, con los descubrimientos de campos de gas y condensado, se hizo evidente

que el gas natural era, como lo continúa siendo al presente, el energético de mayor producción de

los campos bolivianos.

El período del inicio del Código del Petróleo, 1957, hasta la nacionalización de BOGOC en

1969, podría ser caracterizado como uno en el cual se intentó la coexistencia de la empresa estatal

YPFB y las empresas privadas concesionarias. Para este efecto, el área potencialmente petrolera fue

dividida en una porción asignada para uso exclusivo de YPFB, otra para concesiones a empresas pe-

troleras privadas y una tercera reservada para empresas petroleras brasileñas como consecuencia de

los Acuerdos de Roboré5. Las empresas petroleras brasileñas no tuvieron ningún éxito y el área fue

renunciada a favor de YPFB.

Gulf ingresó al país con meditada cautela. En primera instancia, guiándose por los éxitos que

había obtenido YPFB en el área inicialmente explorada por Standard Oil, firmó un contrato de ex-

plotación en el campo de Mandeyapecua, dentro del área reservada para YPFB. Al mismo tiempo,

condicionó su ingreso a la construcción de un oleoducto hacia Arica, para conectar con la red de

ductos ya construido por YPFB. Para el cumplimiento de esta exigencia adelantó US$5 millones para la

construcción del oleoducto Sica Sica-Arica6. Esto último probablemente para evitar futuros problemas

de exportación por Argentina o por el Chaco Boreal. Casi simultáneamente también solicitó y obtuvo

concesiones por áreas en Santa Cruz, al norte del Río Grande.

BOGOC realizó una intensa labor perforadora en el área bajo contrato con YPFB, como una

muestra más de las expectativas de lograr fácil producción que le permitiera la utilización del oleo-

ducto hacia Arica, cuya construcción había exigido y logrado. Las labores en el área de YPFB fueron

infructuosas y BOGOC desplazó sus actividades a las concesiones que había obtenido en Santa Cruz

y el oleoducto quedó sin utilización.

En Santa Cruz, al norte del Río Grande, BOGOC logró rápidamente grandes éxitos. Primero,

en 1960, Caranda7, como campo petrolero y después, en 1961 y 1962, Colpa y Río Grande, como

campos importantes de gas y condensado.

Al mismo tiempo que BOGOC obtenía esta sucesión de éxitos, YPFB entró en un período de de-

clinación de la producción, pérdida de reservas y escasos éxitos en su labor exploratoria. Se vislumbra-

ba que a corto plazo la producción de YPFB no sería suficiente para abastecer el consumo nacional.

5.Estos fueron los acuerdos finales de un convenio inicial firmado con Brasil en 1936 que, a cambio de otorgar libre tránsito para futura producción boliviana a través de Brasil para llegar al Atlántico y a la construcción del ferrocarril Santa Cruz-Co-rumbá, se asignaba un área exclusiva para exploración y producción a empresas petroleras brasileñas.

6. Este oleoducto, en sus tiempos, fue calificado como una proeza de ingeniería por ser el único ducto diseñado para trans-portar petróleo desde más de 4.000 metros sobre el nivel del mar hasta la costa, en una distancia horizontal de 110 km. El oleoducto fue diseñado para 50.000 bpd y constituye hasta el presente único oleoducto importante de exportación.

7. Hasta la fecha, Caranda sigue siendo el campo productor de petróleo más grande que se ha descubierto en el país.

1�8


Por un par de años la actividad en Santa Cruz se tornó acelerada, con el desarrollo del campo de

Caranda y la construcción del oleoducto Caranda-Sica Sica, conectando con el oleoducto ya existente,

de Sica Sica-Arica, y en esta forma se estableció la línea más importante de exportación de petróleo

que está en funcionamiento hasta el día de hoy8. Este oleoducto, que pasa por Cochabamba, también

se convirtió en el ducto principal para abastecer la refinería de esa localidad.

En esta forma, a partir de 1966, el fantasma de la falta de petróleo desapareció y el país se con-

virtió en un neto exportador, alcanzando volúmenes sin precedentes, aproximadamente 43.000 bpd.

Los éxitos en Santa Cruz, al norte del Río Grande, provocaron que también YPFB dedicara gran

parte de su labor exploratoria hacia esa zona. Así, a partir de aproximadamente 1966, el centro de

gravedad petrolera se trasladó de Camiri a Santa Cruz de la Sierra.

Los nuevos e importantes volúmenes, de los cuales 85% provenían de BOGOC, no se tradu-

jeron en mayores ingresos para el Estado, salvo los ingresos por regalías departamentales, poniendo

en evidencia lo perjudicial del Factor de Agotamiento contemplado en el Código. Más aún, en la

producción de petróleo de BOGOC, una fracción importante provenía de los campos de Colpa y Río

Grande, que al ser de condensado eran acompañados de cantidades importantes de gas que tenían

que ser quemadas. Esa producción de gas no tributaba ninguna regalía, porque el Código en una de

sus pocas referencias especificaba que sólo el gas vendido sería objeto de pago de regalías.

Estas falencias en el Código fueron creando un espíritu reivindicacionista, adverso al Código del

Petróleo y por supuesto a BOGOC como el máximo exponente de las inequidades de ese instrumento

legal9.

BOGOC agravó su situación al firmar un contrato de venta de gas por 20 años con Gas del

Estado S. A. de Argentina y conformar un consorcio con la compañía constructora William Brothers

S. A. para la construcción del correspondiente gasoducto amparado por una concesión exclusiva de

transporte. Este último acto fue el que desbordó el vaso. La supremacía de BOGOC sobre YPFB en

la producción de petróleo se hacía ahora más evidente en lo relacionado con el gas. Las reservas de

petróleo de BOGOC eran de 4 a 5 veces superiores a las de YPFB y las de gas aproximadamente 10

veces, a lo que se añadían el oleoducto Caranda-Sica Sica y el futuro gasoducto de exportación. Todo

el conjunto iba mostrando una especie de omnipresencia de la petrolera norteamericana.

El contrato de exportación de gas de BOGOC con Gas del Estado S. A., y la concesión de trans-

porte generaron rechazo en la opinión pública, que acompañado por una huelga de YPFB, obligó al

gobierno a revocar la autorización de exportación y concesión del ducto y forzar a BOGOC a asociarse

con YPFB en ambos proyectos.

De ahí para adelante, los eventos se dieron en rápida sucesión. En abril de 1968 el gobierno

puso en suspenso el Código, creando un Consejo para las reformas necesarias. BOGOC trató de paliar

ofreciendo gas gratis a Santa Cruz, hecho que fue mayormente rechazado porque esos volúmenes, al

ser gratuitos y no vendidos, no pagarían regalías. Poco tiempo después de la muerte del presidente de

8. Le entrada en funcionamiento del tramo Caranda-Sica Sica-Arica también significó utilizar el tramo Sica Sica-Arica que había estado sin uso por 10 años.

9. Cabe aclarar que por los éxitos de BOGOC otras compañías petroleras ingresaron al país con el régimen de concesiones pero ninguna de ellas tuvo éxito en sus labores exploratorias y abandonaron silenciosamente el territorio nacional.


1��

entonces, General Barrientos, un nuevo gobierno de facto derogó el Código del Petróleo en septiem-

bre 1969 y finalmente el 17 de octubre de 1969 promulgó el Decreto Supremo de nacionalización

de BOGOC, confiscando todos sus bienes y revirtiendo al Estado las concesiones con el compromiso

del pago de una indemnización. El Decreto Supremo de nacionalización aducía que BOGOC se había

convertido en una empresa con un poder económico que ponía en riesgo la autodeterminación del

Estado. Sentimiento que era acompañado, no tan mayoritariamente como cuando se nacionalizó

Standard Oil, por parte importante de la ciudadanía. La medida nacionalizadora encontraba al país

produciendo más de 40.000 bpd de petróleo, construyendo la infraestructura de producción necesa-

ria (plantas y pozos de inyección) en los campos para cumplir con el contrato de venta de gas a Gas

del Estado y el gasoducto necesario en plena construcción.

Los campos, las instalaciones y las oficinas de BOGOC fueron ocupados por personal de YPFB,

con el respaldo de las fuerzas armadas y la policía. Respaldo que fue simbólico, porque en ningún

lugar se presentó resistencia a las medidas nacionalizadoras. YPFB, por su parte, con gran solvencia

técnica, mantuvo el funcionamiento de las operaciones.

La reacción de la casa matriz Gulf Oil Corporation y del gobierno de Estados Unidos no se hi-

cieron esperar. Aplicando la enmienda Hickenlooper10, se declaró el embargo a las exportaciones de

petróleo boliviano, y como forma de bloqueo económico se interrumpieron los desembolsos de los

créditos con el Banco Mundial y el New York Common Retirement Fund11, que estaban financiando

la construcción del gasoducto a la Argentina. También fueron embargados los materiales que estaban

en tránsito para la obra. Todas estas medidas, hasta que se acordara una indemnización satisfactoria

para ambas partes.

La comunidad internacional quedó sorprendida por la nacionalización, cuando Bolivia había

llegado a la cúspide de su producción petrolera y además estaba dispuesta a ingresar en el mercado

internacional del gas. La osadía del gobierno de un país tan pequeño frente a la tercera compañía

mundial del petróleo, que era Gulf Oil Corporation en esos años, era un acto difícil de aceptar.

Los efectos de las medidas punitivas se hicieron sentir rápidamente. La construcción del ga-

soducto tuvo que ser paralizada por falta de materiales (tuberías fundamentalmente). La producción

de petróleo fue reducida en 50% al no poderse exportar por Arica –salvo pequeños volúmenes a

Argentina– por Yacuiba. Esta reducción, a su vez, creó una presión creciente por el pago de regalías a

los Departamentos productores. Gulf Oil Corporation desató una campaña de desprestigio, como la

utilizada por Standard Oil, por lo que el ambiente internacional y los organismos de crédito mostraban

una franca incredulidad frente a cualquier planteamiento o requerimiento nacional. Así ingresamos

en una especie de cuarentena de la que se podría salir solamente con un arreglo indemnizatorio razo-

nable para el Estado nacional y Gulf Oil Corp. La única excepción fue Argentina, que recibía crudo ex-

portado de nuestro país, y que haciendo caso omiso al embargo liberó un lote importante de tubería

–pero no suficiente– que fue utilizado para concluir la obra y, lo más importante, el contrato de venta

de gas fue enmendado de común acuerdo, recorriendo el plazo de inicio de provisión para dar tiempo

10. La enmienda Hickenlooper facultaba a la legislación norteamericana para imponer bloqueo económico en un país en el cual la propiedad norteamericana hubiera sido expropiada sin una justa compensación.

11. El New York Common Retirement Fund era un fondo de pensiones.

200


a la solución de la indemnización y reposición del esquema financiero para completar la construcción

del ducto. Argentina precisaba el gas boliviano, porque habiendo tendido un gasoducto desde Bue-

nos Aires hasta Salta, los descubrimientos de gas en esa zona no se habían materializado conforme a

lo esperado y por tanto el gasoducto estaba subutilizado, frente a una creciente demanda.

Mientras esto sucedía, en el escenario político nacional se produjeron cambios rápidos e im-

portantes. El gobierno del Gral. Ovando fue sustituido por un breve gobierno militar del Gral. Torres,

quien a su vez fue derrocado por un golpe de Estado de las Fuerzas Armadas –con el soporte civil de

las dos fuerzas políticas más importantes, MNR y FSB– que llevó a la presidencia al Gral. Hugo Bánzer.

Este cambio estabilizó el ambiente político. La agenda petrolera para el nuevo gobierno era:

• Acordar la indemnización y forma de pago a BOGOC.

• Reactivar la producción de los campos nacionalizados y terminar el gasoducto inconcluso a la

Argentina.

• Llenar el vacío legal ocasionado por la derogatoria del Código del Petróleo sin tener una norma

sustitutiva.

El monto de la indemnización fue establecido en una negociación directa con Gulf Oil Corpo-

ration, que pretendía US$183 millones de dólares como compensación por las inversiones y activos

que habían sido nacionalizados. Para la negociación, previamente se contrató una empresa auditora

francesa independiente, Geopetrol, que durante varios meses realizó una auditoría de las inversiones

de BOGOC, estableciendo la suma en US$138 millones de dólares. A su vez, YPFB y la COB realizaron

una labor paralela concluyendo que el monto indemnizatorio era de US$112 millones. En negocia-

ciones directas con Gulf se llegó a acordar la suma de US$102 millones. En esa instancia se logró

que el Departamento del Tesoro de Estados Unidos aceptara que un impuesto boliviano, gravando

la indemnización a BOGOC, fuera acreditado por Gulf Oil Corporation ante la oficina de impuestos

norteamericanos (Internal Revenue Service). En esta forma se instituyó un impuesto de 22% sobre

el monto acordado, lográndose que el monto neto a pagar se redujera a US$78 millones. El trabajo

de convencimiento y aceptación por el Departamento del Tesoro de Estados Unidos, fue una labor

de YPFB y un bufete legal norteamericano, apoyados por el gobierno nacional y la labor de cabildeo

(lobbying) de Gulf Oil Corporation en Washington D.C.

Acordado el monto indemnizatorio, la decisión oficial boliviana fue que esa indemnización

proviniera de la explotación de los campos nacionalizados, para lo cual era imprescindible concluir la

construcción del gasoducto a Argentina. En términos coloquiales, las anteriores definiciones fueron

enunciadas como “del mismo cuero deben salir las correas”.

Estas definiciones ocasionaron difíciles y complejas negociaciones con el Banco Mundial, New

York Common Retirement Fund y Banco Interamericano de Desarrollo. Las dos primeras instituciones

mencionadas habían acordado financiar el gasoducto inconcluso por la nacionalización. La pausa

obligada implicó serios sobrecostos de la obra y para cubrir los mismos se incorporó al BID. El finan-

ciamiento del gasoducto fue reconstruido bajo los siguientes acuerdos:

• Los campos nacionalizados deberían ser manejados como una unidad autónoma de YPFB, denomi-

nada División Santa Cruz.


201

• La conclusión del gasoducto y el inicio de exportaciones de gas a partir de mayo de 1972, con

un contrato de compra por 20 años.

• El levantamiento del embargo a las exportaciones petroleras para reactivar la producción de

petróleo de los campos nacionalizados.

• El establecimiento de un sistema de fideicomiso12 de los ingresos de toda la producción expor-

table de los campos nacionalizados.

• El acuerdo avalado por el Banco Central de Bolivia y la garantía del Banco de la Nación Argen-

tina13. Los acuerdos fueron puestos en ejecución con una rapidez, pulcritud y eficiencia, que

fueron objeto de la admiración de la comunicad petrolera y financiera internacional.

YPFB rápidamente estableció la División Santa Cruz con su propio personal y el contado concur-

so de consultores externos, la cual reactivó los campos nacionalizados y también la construcción de

las plantas de tratamiento de gas. Levantado el bloqueo, la producción de petróleo rápidamente fue

restituida y pudo ser exportada por Arica. Esto alivió la presión interna por regalías y puso en funcio-

namiento el mecanismo de fideicomiso a satisfacción de todas las partes. El 50% de las acciones que

BOGOC poseía en YABOG, el ente que detentaba el contrato de venta y la concesión del gasoducto

y que había iniciado la obra, fueron adquiridas por YPFB. YABOG, establecida como subsidiaria de

YPFB, reinició la construcción del gasoducto. El ducto fue concluido en abril de 1972 y para entonces,

los campos reactivados y plantas de tratamiento de gas concluidas. Así, el 1º de mayo de 1972 se ini-

ció la exportación de gas a Argentina, exactamente con dos años de atraso, pero a tiempo para cubrir

la demanda de invierno y representar en ese momento el 40% del consumo de gas en la Argentina.

Si bien la exportación de gas se inició a los 31 meses de la nacionalización, los acuerdos indem-

nizatorios con Gulf, Banco Mundial y los otros financiadores del gasoducto, así como con Argentina

como comprador, fueron logrados en 18 meses de negociaciones, hasta el primer trimestre de 1971.

Durante ese tiempo, el mundo petrolero estaba muy agitado. La Organización de Países Expor-

tadores de Petróleo (OPEP) logró en 1972 la duplicación de los precios de referencia del petróleo, que

pasó de algo más de US$1 bbl, a más de US$2,50 bbl, iniciando una tendencia alcista en los precios

del petróleo basada en los planteamientos de las empresas estatales en los países del medio oriente.

Con ese telón de fondo y las muestras de eficiencia y seriedad del Estado boliviano en el cum-

plimiento de los compromisos contraídos, se tenía que cubrir el último tema de agenda planteado

por la nacionalización: contar con una nueva Ley de Hidrocarburos que llenara el vacío legal en el que

estaba el país por la derogación del Código del Petróleo en 1969.

Su elaboración fue confiada en 1971 a un reducido número de profesionales bolivianos, que

después de unos meses de trabajo presentó una nueva ley denominada Ley General de Hidrocarburos,

que postulaba el monopolio del Estado en el manejo de la industria petrolera, dando fin a un período

12. El fideicomiso establecido en el First National City Bank de Nueva York estipulaba que los ingresos de exportación fueran distribuidos en orden de prioridad de la siguiente manera: el pago de las cuotas de los préstamos a los entes financiadores; 25% de los ingresos para la indemnización a Gulf; la provisión de fondos para el funcionamiento de la División Santa Cruz y los fondos remanentes para YPFB.

13. Esta última exigencia del aval de un tercer país fue sorpresivamente planteada por el Banco Mundial, cuando todo el resto de acuerdos y exigencias habían sido cumplidos y solucionados. Argentina accedió a otorgar el aval del Banco de la Nación Argentina que fue aceptado por el Banco Mundial.

202


en el que se intentó la coexistencia de la empresa petrolera estatal y la empresa privada concesionaria,

concluyendo la nacionalización y los problemas que la medida había suscitado.

La Ley General de Hidrocarburos

En marzo de 1972 se promulgó la Ley General de Hidrocarburos, en consonancia con los tiem-

pos políticos mundiales que corrían. El Estado mantenía la propiedad sobre todos los yacimientos de

hidrocarburos; YPFB fue encomendada a la exploración y producción en todo el territorio nacional;

por su parte la inversión privada se ejecutaba mediante contratos de operación con YPFB a riesgo del

contratista; el operador dividía la producción de petróleo y gas en porcentajes iguales (50/50) con el

Estado; YPFB pagaba las regalías del total de la producción, y fue dotada del monopolio de transporte,

refinación y comercialización. Con el fin de acelerar el desarrollo de la industria, la ley facultó a la em-

presa estatal la autoridad de celebrar contratos de exploración y explotación con empresas privadas.

La coyuntura favorable de precios y el hecho de contar con la producción y las importantes

reservas que se obtuvieron de la nacionalización de BOGOC hicieron que el gobierno, al igual que en

el pasado, depositara por segunda vez sus esperanzas de lograr un gran crecimiento económico con

los ingresos petroleros a través de la empresa petrolera estatal, YPFB.

Lecciones obtenidas

No obstante las tres décadas que separan las nacionalizaciones del 1937 y 1969 se pueden

identificar ciertas reacciones o rasgos similares que permiten extraer lecciones.

En la década de los treinta del siglo pasado, la industria petrolera ya había adquirido una fiso-

nomía globalizada en sus actividades y dentro de ellas, por supuesto, un franco acceso a los medios

de comunicación en los grandes centros económico-financieros del planeta. Al producirse una nacio-

nalización de la industria, una especie de red de información se ponía en funcionamiento con gran

eficiencia, proporcionando información y generando comentarios adversos a la nacionalización y por

lo general sobre el país donde sucedió el hecho.

En 1937, Standard Oil de New Jersey logró rápidamente crear una imagen internacional negati-

va hacia Bolivia, aduciendo la confiscación arbitraria de sus bienes en nuestro país. Consecuente con

la imagen propalada, la influencia de la compañía en círculos de gobiernos extranjeros y la comunidad

financiera internacional se convirtió en un “lobby” antiboliviano muy influyente.

En 1969 la situación se repitió con mayor intensidad, denunciando extensamente la ocupación

militar de las instalaciones que pasaron a ser manejadas por YPFB.

En ambos casos el objetivo parecía ser provocar una ola de abstención de la inversión privada en

la industria y otras actividades, para así producir un bloqueo de inversión y el ingreso informal a una

especie de cuarentena en la comunidad financiera.


203

¿Qué salvó la nacionalización?

El país salió airoso de las dos nacionalizaciones citadas sin que se produjeran en su economía los

efectos demoledores que se esperaban. Esta situación se puede explicar porque en ambos casos se dio

la combinación de dos factores: la coyuntura internacional y el desempeño de la empresa petrolera

estatal YPFB.

En el caso de la nacionalización de la Standard Oil, ésta se produjo en los albores de la primera

guerra mundial. La intensa campaña de Standard Oil y su labor de cabildeo en Washington y otros cen-

tros se fueron diluyendo en la medida en la que el conflicto armado progresaba, demandando mayor

producción de minerales. La provisión de estaño se tornó crítica, no sólo por el aumento de consumo,

sino sobre todo porque las fuentes de producción de Asia estaban bajo control de las potencias del Eje,

quedando Bolivia como una de las pocas zonas restantes de producción importante. Por tanto, los recla-

mos de Standard Oil dejaron de ser tan relevantes, hasta que finalmente desaparecieron con el pago de

US$1,7 millones que el gobierno de Bolivia efectuó bajo el rubro de “compra de estudios técnicos”.

El rol de YPFB

A su vez, la empresa estatal petrolera YPFB –creada meses antes cuando se produjo la nacionali-

zación– se embarcó en un camino prudente de control de los bienes incautados y lograr un incremen-

to sostenido de la producción. Es interesante anotar que el momento cumbre de YPFB fue alcanzado

en 1954, cuando se logra el autoabastecimiento nacional, hecho que a su vez fue resultado de una

fuerte inyección de fondos (US$50 millones) de la minería nacionalizada. En cierto modo, la minería

nacionalizada sirvió para consolidar la industria petrolera nacionalizada. Lamentablemente la minería

estatal no contó con un samaritano como el indicado anteriormente. Sea como fuere, se debe recal-

car que YPFB respondió adecuadamente a los desafíos de esos tiempos y la imagen de la petrolera

continúa en la conciencia popular como empresa estatal emblemática.

En el caso de la nacionalización de Bolivian Gulf, el contar con una coyuntura internacional

favorable de precios y aprovechar esas condiciones son mucho más nítidas que en el caso anterior.

La nacionalización de BOGOC coincidió con el inicio de una política sostenida de aumento de

precios por parte de OPEP, que tuvo como primer hito fueron los acuerdos de Teherán entre los go-

biernos de los países árabes del Golfo Pérsico y las compañías petroleras transnacionales, duplicando

los precios de referencia de los crudos indicadores de OPEP. El pago de la indemnización a BOGOC

se planeó con base en moderadas proyecciones de esos precios y un modesto incremento en los

precios del gas de exportación a Argentina, programando el pago en 25 años, sin interés sobre el

capital, con un 25% del valor de los volúmenes de gas y petróleo exportado de esos campos. Cuando

el mecanismo de pago a través de un fideicomiso estaba ya asentado, se produjo la guerra del Yom

Kippur, además del bloqueo árabe. Estos dos hechos multiplicaron los precios, creando una especie de

pánico mundial. Para esos días, se había recuperado –e incluso superado– los volúmenes de produc-

ción de los campos de antes de la nacionalización. Por tanto, los ingresos se incrementaron hasta tal

punto que el pago de la indemnización programado a 25 años, fue concluido en sólo 9, hecho que

204


sorprendió a la comunidad petrolera internacional y que paradójicamente se constituyó en la mejor

recomendación para invertir en Bolivia. En síntesis, se puede decir que la política reivindicatoria de

precios de los países árabes y el desempeño eficaz de YPFB hicieron posible que el país superara todos

los aspectos negativos de la nacionalización.

En el caso actual, nuevamente la responsabilidad fundamental del éxito de esta nacionalización

recae en YPFB, con dos grandes diferencias. Actualmente el YPFB que existe no está habilitado para

manejar una industria mucho mayor y más compleja que la de los casos anteriores. Por otro lado, la

nacionalización de sólo la producción es compleja y delicada, y requerirá de personal experimentado

en los sistemas de comercialización y de las operaciones de campos. Todo esto con presiones sociales

para que el YPFB refundado realice todo tipo de actividades.

La responsabilidad sobre YPFB es enorme ya que por tercera vez el país llega nuevamente a la

conclusión de que es al Estado al que corresponde el manejo óptimo de esa riqueza natural. ¿Habien-

do sucedido dos veces, será esta tercera la definitiva y final?

El estado de la industria a la nacionalización de mayo

La industria petrolera nacional para 2006, comparada con la de 1969, tiene grandes diferencias

cualitativas y cuantitativas. En el pasado el petróleo crudo había sido el tema central de las nacionaliza-

ciones, ahora lo es el gas natural14. Esa mutación es el fruto de una labor sostenida de exploración de

YPFB y empresas transnacionales, bajo contratos de operación, desde 1972 hasta el presente. Desde

1996 a 2006, la apertura total a la empresa privada, más la apertura al gas natural del mercado bra-

sileño, imprimieron una gran dinámica a la prospección y se obtuvieron resultados espectaculares en

corto tiempo con una inversión muy grande comparada con los cánones anteriores, pero relativamente

moderada para el volumen de las reservas de gas descubiertas. En forma figurativa se puede decir que

Caranda, el campo de petróleo más importante de los años sesenta, ha sido el sujeto de la nacionaliza-

ción de 1969. Ahora lo son San Alberto y Sábalo, dos de los megacampos de gas en el país.

Otro aspecto importante a tomar en cuenta es el avance en el grado de conocimiento geológico

sub-superficial que nos permite señalar las áreas de interés petrolero que se señalan en el gráfico 1 y

que muestra en total un área de 53,5 millones de hectáreas de interés o potencialidad petrolera.

De esos 53,5 millones de hectáreas, 3,1 millones están bajo contratos de riesgo compartido

(2,38 millones en exploración y 0,73 millones en explotación). Por otro lado, conforme a la Ley de

Hidrocarburos vigente, YPFB ha escogido 3.538 millones de hectáreas para sus futuras operaciones,

quedando 47,5 millones de hectáreas todavía libres para futuras exploraciones (datos del Boletín

YPFB, nov.-dic., 2005) (véase gráfico 2).

14. Este cambio es de mayor importancia. El manejo, el transporte y sobre todo la comercialización del gas son muy diferen-tes a los del petróleo. El petróleo requiere instalaciones menores para su acondicionamiento una vez extraído de la tierra. De ahí para delante debe ser transportado por ductos a las refinerías o mayormente por ductos que lleguen a centros refineros de los cuales los productos refinados puedan ser enviados a cualquier rincón del planeta. Con el gas natural, el costo de acondicionarlo para el transporte es más elevado que para el petróleo. El transporte del gas acondicionado influye en más de 75% del precio y fluye directamente al centro de consumo. El gas licuado (GNL) puede circular en barcos especiales pero aún así el gas todavía no es un commoditty.


20�

Gráfico 1Bolivia: ubicación de pozos exploratorios

La zona productora continúa todavía localizada en el sudeste del país, en el área que ha sido

denominada tradicional, donde se han probado 455 MMbl. de petróleo y 26,74 TCF de gas natural

(trillones de pies cúbicos, o sea 1012PC).

La actual administración de YPFB ha rechazado los informes de certificación de reservas adu-

ciendo que en unos casos fue exagerada (inflada) y en otros que están subestimadas. El hecho final

es que hasta enero 2006 no se tienen datos oficiales de reservas.

La explotación de esas reservas está apoyando los siguientes volúmenes de producción prome-

dio: petróleo 50.321 bpd y gas 1.412,26 MMPCD. Los niveles de producción indicados se obtienen

de 51 campos en operación:

69% de las reservas de gas están en el Departamento de Tarija, con una producción promedio

de 815 MMPCD y el 52% de las de condensado, con una producción promedio de 26.400 bpd (grá-

ficos 3 y 4).

La producción de hidrocarburos de los campos, al ser la mayoría de petróleo condensado con

gas, ingresa a plantas de tratamiento de gas, ya sea en el campo mismo o en plantas que atienden

más de un campo productor, para separar los líquidos del gas y la corriente intermedia de gas licua-

20�


do de petróleo (GLP). Petróleo y GLP son transportados a las refinerías y centros de consumo, por el

sistema de oleoductos que se muestra en el gráfico 5. La producción de refinados de las refinerías de

Santa Cruz y Cochabamba es transportada a los centros de consumo por poliductos. Los sobrantes

de refinación y los excedentes de crudo sin refinar son enviados para exportación por el oleoducto

Cochabamba-Sica Sica-Arica.

En esta forma los campos están conectados con las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, y

éstas a su vez con las ciudades del eje central (La Paz, Oruro, Cochabamba, Santa Cruz, Potosí, Tarija y

Sucre). En el sistema interno, todos los oleoductos son prácticamente poliductos porque transportan

petróleo, productos refinados y GLP. Los poliductos abastecen de carburantes al país de las refinerías

a través de los poliductos. La exportación de líquidos (crudo virgen y residual de refinación) se realiza

por la línea Sica Sica-Arica. Por el sur se exportan cantidades eventuales de líquidos a Argentina por

tres pequeñas líneas de Bermejo a Ramos y Madrejones y Yacuiba, a Refinor en Argentina.

Gráfico 2Áreas de contrato de riesgo compartido y áreas de operación reservadas a YPFB


20�

A las refinerías ahora privadas, construidas por YPFB en Cochabamba y Santa Cruz, se deben

añadir 2 refinerías menores en Santa Cruz construidas por la iniciativa privada. De estas refinerías se

extraen cantidades adicionales de GLP para el consumo interno.

Gráfico 3Reservas de petróleo, probadas y probables (en millones de barriles)

Gráfico 4Reservas de gas, probadas y probables (en trillones de pies cúbicos americanos)

Los gasoductos que transportan la producción para consumo interno y para la exportación

se muestran en los gráficos 5 y 6. El gas separado en los campos fluye hacia Río Grande, donde se

extrae más GLP, y combinando los volúmenes de gas del sur y del norte, son comprimidos para su

exportación a Brasil con dos destinos: el principal, en la ruta Santa Cruz-Corumbá-São Paulo-Porto

Alegre, y otro a Cuiabá, con una derivación de la línea principal a São Paulo, con la ruta San Miguel-

San Matías-Cuiabá.

208


La exportación a Argentina se realiza por dos ductos, uno de Madrejones a Ramos y por el ga-

soducto YABOG por Yacuiba.

Al igual que los líquidos, los gasoductos conectan los campos con los mercados internos de las

ciudades del eje central del país.

El estado general de la industria para 2006, comparado con 1969, ha sufrido grandes cambios:

• El gas natural, principal producto de la industria.

• También es el mayor producto de exportación. Esta actividad se inició mediante contrato con Gas

del Estado y después con YPF desde el 1º de mayo de 1972 hasta el 30 de agosto de 1999. En ese

lapso, con esos contratos se exportó 1,87 TCF con un ingreso bruto de $US millones US$4.562,50

millones de dólares.

• La exportación a Brasil se inició el 1° de julio de 1999 y a partir de 2002 la exportación a la Argen-

tina. No obstante, la finalización del contrato con YPF no se interrumpió y continuó con cantidades

menores. A partir de 2004 ha tomado nuevo ímpetu (gráfico 7).

• Así mismo, el consumo interno de gas en termoeléctricas y plantas industriales ya es de importancia,

alcanzando un nivel equivalente de 20.000 bpd. de derivados.

• La utilización del gas en instalaciones domiciliarias alcanzaba a 63.700 usuarios en marzo de 2006.

Gráfico 5Bolivia: sistema de oleoductos y poliductos

Puerto Suarez

Cobija

La PazPto. Villaroel

CarandaViru Viru

Santa CruzRío Grande

Chorety

Tiguipa

Villamontes

Yacuiba

TarijaSan Alberto

Potosí

Sucre

CarrascoG. Campero

Aerop.CBBA

CBBA

Hñcta.OruroArica

CHILE

BRASIL

PARAGUAY

OleoductoPoliducto

ARGENTINA


20�

• La utilización del gas natural comprimido (GNC) vehicular ha sido introducida al mercado, contán-

dose hasta marzo de 2006 con 54.900 vehículos.

• En general hay una tendencia definida hacia mayor uso del gas natural en el mercado interno.

• Hasta la fecha no se tienen plantas de fertilizantes, plásticos, etc., en las cuales el gas haya sido

procesado químicamente o industrializado.

• Finalmente, el otro aspecto fundamental es que, desde 1969 hasta la fecha, el país ha adquirido

una relevante importancia geopolítica en el cono sur por su situación geográfica central, las reservas

exportables de gas y el sistema de gasoductos existentes en la región conectados con Bolivia, que

permiten visualizar el país como un centro de abastecimiento y transporte de gas del cono sur. Esta

posible futura posición sería lo que en la industria constituye las bases para un “HUB” por tanto, es

muy factible pensar en Bolivia como el “Gas Hub” del cono sur.

Gráfico 6Bolivia: gasoductos que transportan la producción para consumo internoy para la exportación

Trinidad

San RamónSan Matías

A Cuiaba

PuertoSuárez

A Brasil

Santa CruzRío Grande

Caranda

CarrascoCBBA

La Páz

Oruro

Sucre

Potosí

Tarija

MadrejonesSan AlbertoYacuiba

A Campo DuránRamosBermejo

Cobija

PARAGUAY

BRASIL

ARGENTINA

CHILE

210


La nacionalización de mayo, ¿igual o diferente a las anteriores?

Las nacionalizaciones de 1937 y 1969 fueron dispuestas a través de Decretos Supremos de dos

gobiernos de facto, el de Toro y el de Ovando, y se concretaron con la ocupación e incautación de

las instalaciones y los activos de las empresas petroleras extranjeras operando en el país (Standard

Oil de New Jersey y Gulf Oil Corporation, respectivamente). La nacionalización de mayo también fue

dispuesta por un Decreto Supremo, pero en el marco de un gobierno constitucional y un régimen de

derecho. Además, a diferencia de las anteriores, el D.S. 28701 dispuso la nacionalización de la pro-

ducción en boca de pozo y la nacionalización de acciones en cinco compañías hasta llegar al 50% +

1 del paquete accionario y ningún activo en los campos, por tanto, no se trata de una nacionalización

de la industria como en los dos casos anteriores.

La actual nacionalización de los hidrocarburos es un proceso que está todavía en desarrollo. En

realidad, se inicia con la Ley 3058 del 17 de mayo de 2005 que, además de establecer los principios

que regirán a partir de su promulgación y en el futuro con la industria nacionalizada también pone

en efecto medidas fundamentales de la nacionalización. La Ley misma se fija un plazo de 180 días

para el cambio de los contratos existentes, que no se pudo cumplir. Al término de ese período, nos

encontramos con una figura nacionalizadora incompleta. De ahí que al año de la Ley 3058, el De-

creto Supremo 28701 es promulgado, y denominado Decreto Supremo de Nacionalización “Héroes

del Chaco”, que en esencia es una reglamentación y complementación de la Ley 3058, para lograr la

nacionalización de la producción, no de la industria. El Decreto Supremo 28701 a su vez vuelve a fijar

“un plazo no mayor a 180 días para que las compañías petroleras privadas regularicen su actividad

mediante contratos que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales” (D.S. 28701

Art. 3). En esta forma se estima concluirá el proceso nacionalizador el 28 de octubre de 2006.

Para entender con propiedad cómo se desarrolla este proceso nacionalizador es conveniente

conocer cómo está estructurada la industria y la naturaleza legal de sus componentes.

Gráfico 7Exportaciones de gas (probadas y probables) a Argentina y Brasil (en MMm3d)


211

La actividad de exploración, producción y comercialización –denominada “upstream”– de la

producción de gas y petróleo es realizada por 18 compañías con 71 Contratos de Riesgo Comparti-

do entre YPFB y la compañía o grupo de compañías que se hubieran asociado para un determinado

contrato. Los contratos son por áreas específicas. Entre estas compañías, existen dos categorías: las

que se formaron por la capitalización de YPFB en el upstream: Andina S.A. y Chaco S.A. y las otras

que ingresaron al país al amparo de la ley vigente hasta mayo de 2005. En Andina S.A. y Chaco S.A.,

46% y 45% respectivamente de las acciones eran propiedad de los ciudadanos bolivianos, a través de

los fondos de pensiones existentes en el país. El socio mayoritario de Andina es Repsol-YPF S.A. y de

Chaco, BP S.A.15. Las otras compañías son: BG Bolivia Corporation, Don Wong Corporation, Empresa

Petrolera Andina S.A., Empresa Petrolera Chaco S.A., EPEC Ventures Bolivia Corporation, Geodyne

Energy Suc. Bolivia, Matpetrol S.A., Mobil de Petróleos S.A., Orca S.A., Petrobrás Bolivia S.A., Petro-

brás Energía S.A., Pluspetrol Bolivia Corporation S.A., Repsol-YPF Bolivia S.A., Servicios Integrales EPSI

Ltda., Sterner Investments Corp., Total Exploration Production Bolivia y Vintage Petroleum Boliviana

Ltd. Todas ellas tienen áreas con contratos individuales o asociadas entre ellas. Así, por ejemplo, en

los megacampos San Alberto y San Antonio están asociadas Total, Petrobrás y Andina. En general, se

tiene una red compleja de asociaciones de empresas con contratos en diferentes áreas, que llegan a

sumar los 71 Contratos de Riesgo Compartido mencionados. Todas las compañías del upstream ope-

ran, hasta la fecha, con el mismo tipo de Contrato de Riesgo Compartido.

En el transporte de hidrocarburos por ductos hay 5 compañías transportadoras: Transredes S.A.,

que se formó con la capitalización de las instalaciones y ductos de YPFB16 (en esta compañía, al igual

que en Chaco S.A. y Andina S.A., los ciudadanos bolivianos eran dueños del 34% de las acciones a

través de los fondos de pensiones); además de otras cuatro compañías privadas de transporte: Trans

Sierra, GTB, Gas Oriente Boliviano y Plus Petrol.

En este sector de transporte de hidrocarburos por ductos la figura es diferente a la del ups-

tream, pues las compañías no tienen contratos suscritos con el Estado. Las compañías ejercen esa

actividad en virtud de concesiones de transporte otorgadas por el Estado boliviano a través de la

Superintendencia de Hidrocarburos.

El sector de refinación no fue capitalizado, sino privatizado, mediante la venta de las dos refine-

rías importantes de YPFB en Cochabamba y Santa Cruz. Una tercera, la refinería de Sucre, fue trans-

ferida a los trabajadores de YPFB y al momento está cerrada. Adicionalmente, inversionistas privados

construyeron dos pequeñas refinerías en Santa Cruz, por tanto, todo el sector de refinación es una

actividad en manos privadas, y al presente el propietario de las dos mayores, Guillermo Elder en Santa

Cruz y Valle Hermoso en Cochabamba es Petrobrás-Bolivia Refinación S.A.

15. El art. 6 de la Ley 3058 determina la recuperación gratuita de las acciones de los ciudadanos bolivianos de Andina S.A., Chaco S.A., y Transredes S.A., a favor de YPFB, medida que ya ha sido consumada.

16. Excepto el tramo en Chile del oleoducto Sica Sica-Arica desde la frontera chileno-boliviana hasta Arica y todas las insta-laciones de la estación marítima de embarque de hidrocarburos que siguen siendo propiedad de YPFB y que al presente son operadas por Transredes por un contrato de administración.

212


Adicionalmente está la Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. (CLHB), que recibe los pro-

ductos de las refinerías al por mayor, los almacena, transporta y lleva hacia los centros importantes de

distribución. Esta compañía también es privada.

La distribución de los productos a las estaciones de servicio era efectuada por compañías mayo-

ristas que ya han sido sustituidas por YPFB.

La comercialización al detal continúa siendo efectuada por estaciones de servicio privadas, en

forma individual o asociadas entre algunas de ellas, formando cadenas. YPFB cuenta con un pequeño

número de estaciones desde antes de la capitalización.

El 80% del GLP producido en plantas de algunas compañías del upstream, más del 20% pro-

ducido en las refinerías es embotellado en 8 plantas privadas y 26 de YPFB.

La nacionalización de mayo

Como se mencionó, la Ley 3058 oficializa la propiedad del Estado sobre toda y cualquier pro-

ducción de hidrocarburos a boca de pozo −término que significa “en la superficie de la tierra”−, actual

y futura, designando a YPFB como el representante del Estado (Art. 5). En tal sentido, se instruye que

todos los Contratos de Riesgo Compartido sean convertidos al formato de la nueva ley, que ofrece

tres posibilidades y en todas ellas las empresas petroleras quedarían como prestadoras de servicios de

YPFB, a ser remuneradas por sus servicios, en dinero o en especie. YPFB, a partir de la promulgación

de la ley debe realizar la comercialización de la producción. Se fija un sistema de regalías e impuestos

–18% y 32%, respectivamente– sobre el valor de la producción, y se mantiene la tributación por uti-

lidades y remisión de utilidades. Así mismo, la ley señala la recuperación de las acciones en los fondos

de pensiones y para la refundación de YPFB, definiendo su futura organización.

El D.S. 28701, al reafirmar el control, la propiedad y el manejo de la producción por parte

de YPFB, dispone que la producción sea entregada a la empresa estatal para su comercialización.

Instituye un nuevo tributo del 32% de la producción a dos megacampos, en favor de YPFB, por 6

meses. Se establece nuevamente un plazo de 180 días para la firma de nuevos contratos y mientras

tanto se asignan auditorías para revisar los rendimientos de los contratos de riesgo compartido en

funcionamiento. El Decreto Supremo dispone la transferencia gratuita de las acciones de los bolivianos

en los fondos de pensiones a favor de YPFB y adicionalmente nacionaliza el número necesario para que

YPFB pueda alcanzar el 50% + 1 de posición accionaria en Andina S.A., Chaco S.A. y Transredes.

El Decreto Supremo dispone la nacionalización del 50% + 1 de las acciones de Petrobrás

Refinación y de la CLHB. En ninguno de los casos mencionados se ha indicado cómo se efectuaría

esa nacionalización o traspaso de acciones a YPFB. Salvo la aplicación del Impuesto Directo a los

Hidrocarburos, el resto de las medidas nacionalizadoras está entrando en ejecución lentamente.

De no mediar algún suceso importante y nuevo, en octubre Culminado el proceso de

nacionalización debería haber llegado a su conclusión y se tendría la industria petrolera queda

estructurada bajo la égida de YPFB en la siguiente forma: en la parte de exploración y producción,

YPFB terminaría como socia de las empresas Andina S.A. y Chaco S.A. De lograrse el 50% + 1, YPFB

tendría participación mayoritaria. De llegar a ser accionista mayoritario de Andina S.A. y Chaco S.A.,


213

coloca a YPFB para adecuar o renegociar 37 contratos de riesgo compartido con YPFB también.

Entre ellos, 6 por áreas de exploración y 31 en áreas de explotación. Así mismo, por la participación

mayoritaria de estas compañías en contratos en sociedad con otras empresas en otras áreas, también

tendría que negociar o adecuar 3 contratos en 3 áreas en producción17. En este último caso se trata

de las áreas bajo contrato en las que están localizados los megacampos San Alberto y San Antonio.

Adicionalmente, existirían 34 áreas bajo contrato con las otras compañías (BG Bolivia Corpo-

ration, Don Wong Corporation, Empresa Petrolera Andina S.A., Empresa Petrolera Chaco S.A., EPEC

Ventures Bolivia Corporation, Geodyne Energy Suc. Bolivia, Matpetrol S.A., Mobil de Petróleos S.A.,

Orca S.A., Petrobrás Bolivia S.A., Petrobrás Energía S.A., Pluspetrol Bolivia Corporation S.A., Repsol-

YPF Bolivia S.A., Servicios Integrales EPSI Ltda., Sterner Investments Corp., Total Exploration Production

Bolivia y Vintage Petroleum Boliviana Ltd.), que de llegar a un acuerdo aceptable para YPFB y todas

las compañías, continuarían trabajando como contratistas de YPFB bajo alguna de las modalidades

previstas en la Ley 305818. En el caso de que alguna compañía o compañías no aceptaran los nuevos

términos, YPFB tendría que hacerse responsable de las operaciones (exploración o explotación) que

la compañía dejaría de ejecutar.

En el sector de transporte por ductos, YPFB quedaría también como socio de Transredes y socio

mayoritario del gasoducto de Gas Transboliviano (GTB) y dueño de la estación de compresión de Río

Grande. Al no hacer en la Ley ni en el Decreto de Nacionalización mención alguna sobre los gasoduc-

tos de Transierra (Yacuiba-Río Grande) y Gas Oriente Boliviano (San Miguel-San Matías), estas empre-

sas transportadoras continuarían funcionando como empresas transportadoras privadas.

En refinación, de lograr adquirir el 50% + 1 de las acciones de las refinerías, YPFB quedaría

como socio mayoritario de las refinerías de propiedad actual de Petrobrás. Y de igual forma, YPFB po-

dría ser socio mayoritario de la Compañía Logística Boliviana de Hidrocarburos. El resto de la cadena

se mantendría igual que en la actualidad.

Se debe hacer notar que, de todas maneras, en las empresas en las que YPFB participe éstas

tendrían que convertirse en Sociedades Anónimas Mixtas, que entre otros aspectos están sujetas al

control de la Ley SAFCO, aspecto que no sería muy atractivo a la inversión privada.

Por todo lo descrito se puede apreciar que la nacionalización de mayo de 2006, nacionaliza

la producción de los hidrocarburos a boca de pozo, no la industria petrolera nacional. Al no haber

ninguna confiscación o toma de activos o instalaciones, y por las omisiones en gasoductos, la na-

cionalización no abarca toda la industria. Mediante la transferencia gratuita a favor de YPFB de las

acciones en los fondos de pensiones, se recupera parte de las empresas capitalizadas. Finalmente, en

una especie de “hostil take over” se pretende controlar accionariamente las refinerías y la Compañía

Logística de Hidrocarburos Boliviana.

17. Se informa que el 10 de mayo de 2006 el Tribunal Constitucional se pronuncia mediante Resolución 0032/2006 indican-do que los contratos de riesgo compartido firmados en el presente no son inconstitucionales. Eso podría ser objeto del inicio de acciones legales muy fuertes por parte de las compañías petroleras.

18. La ley prevé que los contratos de riesgo compartido se conviertan a cualquiera de las tres modalidades que se mencio-nan: contrato de operación, mixtos o de producción compartida.

214


Este recuento resalta la diferencia con las otras dos nacionalizaciones que involucraron toma de

activos y conllevaron la obligación de pagos indemnizatorios. En el caso de la nacionalización de mayo

2006, no cabe ninguna indemnización porque ningún activo o instalación ha pasado de propiedad

privada a la estatal.

Por otro lado, al haber hecho la adquisición forzada de acciones (hostil take over) en el marco

de un Estado de Derecho, tendrá que ser compensada en alguna forma que hasta el momento no se

conoce.

Repercusiones de las medidas nacionalizadoras

El amplio despliegue publicitario del 1º de mayo, con el Decreto Héroes del Chaco, debe ser

visto en dos ópticas: internamente galvanizó a la ciudadanía que esperaba el cumplimiento de una

promesa electoral y aspiraba el retorno del Estado a la industria petrolera para contar con esos ingre-

sos y lograr mejores días para el país; externamente, los intereses afectados poco tuvieron que hacer

para crear una imagen negativa. Las escenas de una ocupación militar transmitían el mensaje (errado)

de que la nacionalización se estaba efectuando con la fuerza de las armas.

Los círculos informados de la industria petrolera están sorprendidos y un poco atónitos. Todavía

no alcanzan a comprender la validez de las razones por las cuales la industria gasífera boliviana, que

parecía que iba a ingresar en el mercado nacional del GNL, se echó para atrás, causando incluso un

cambio de gobierno. Una reunión de especialistas realizada en 2001, unánimemente estimó que el

gas boliviano, como GNL, sería el primero en llegar a California. Ahora, están doblemente sorprendi-

dos por una nacionalización. Este tipo de medidas ya se han dejado de utilizar en el mundo, en todos

los lugares existe una relación de entendimiento con las petroleras privadas. De todas maneras, hay

un ambiente de expectativa para cuando el plazo de conversión de contratos termine.

Por otro lado, por la antipatía generalizada que existe hacia las compañías petroleras debido

a sus ganancias excesivas, círculos intelectuales y políticos, y sobre todo de Europa, han reaccionado

favorablemente a las noticias de la nacionalización del petróleo en Bolivia.

Los organismos financieros y la banca internacional están en un compás de espera, con un pru-

dente silencio, excepción hecha de bancos que conformaron un paquete financiero con la CAF para

un crédito en ejecución y están renuentes a continuar desembolsos hasta que se clarifique la figura

en Bolivia.

Oportunidades – Ventajas – Peligros

Ésta es la tercera vez que el Estado estaría tomando las riendas de la industria y, como se ha

indicado, es la nacionalización que se decreta con mayor apoyo político.

Por un lado está la Ley 3058, previa al actual gobierno, que sienta las bases; después el D.S.

28701, emitido por un gobierno elegido democráticamente con una votación sin precedentes y que

al nacionalizar está cumpliendo una de sus promesas electorales. Por otro lado, por las ganancias

sin precedentes que están obteniendo, las petroleras en todo el mundo a consecuencia de los altos


21�

precios, la industria en general no goza de la simpatía mundial. Estos antecedentes abren las puertas

a la industria nacional con una nueva fisonomía de industria totalmente controlada por el Estado: la

magnitud de los recursos, su importancia nacional y regional, y un apoyo político mayoritario brindan

una gran oportunidad para que, manejando inteligentemente la industria, ésta pueda servir para

efectuar cambios importantes en el desarrollo económico y social del país.

Como se verá más adelante, los flujos financieros que la industria pueda generar no tienen pre-

cedentes en la historia del país y permitirán acometer programas de gran envergadura para mejorar

el nivel de vida de todos los habitantes del territorio nacional. Por otro lado, geo-estratégicamente, el

país ya ha tomado otra dimensión o fisonomía, acrecentada por el hecho de que estando en el centro

del cono sur, posee en el presente las mayores reservas de gas de la zona, con proyecciones que pue-

den ser aún mayores, en una región con mercados crecientes e insatisfechos.

En estas circunstancias, el manejo de los hidrocarburos por el Estado brinda la oportunidad de

estructurar una corriente uniforme y en la misma dirección para lograr objetivos geopolíticos naciona-

les, tales como convertir el país en el centro de abastecimiento y transporte de gas para el cono sur.

El peligro mayor que corre la nacionalización es que en un período razonable no llegue a llenar

las expectativas de la ciudadanía. Ese peligro depende en gran medida del desempeño de YPFB. La

primera condición general que necesita YPFB para ser una empresa “eficiente y transparente” es que,

pasada la euforia inicial, el manejo de la misma sea más empresarial que político. Lamentablemente,

lograr ese clima de conducción de la empresa no es fácil en las condiciones actuales. Un YPFB empre-

sarial ya no existe y es tan solo un recuerdo del pasado. Desde 1997, YPFB dejó de ser una empresa

y se convirtió en una agencia supervisora de los contratos de riesgo compartido, con ingresos que no

generaba pero que recibía por ley. Por tanto, debe comenzar a estructurarse nuevamente. Para ello,

debe adoptar un claro camino de actividades a desarrollar dentro de una planificación de corto plazo

y debe empezar a dotarse del personal calificado necesario. Hasta que se defina claramente cómo

quedarán las empresas petroleras privadas en el país, YPFB no puede efectuar un planeamiento a

mediano y largo plazo. Esta situación en sí ya es difícil, pero se torna aún más complicada porque por

el auge de la actividad petrolera en el mundo, como consecuencia de los precios altos, la escasez de

personal calificado es mundial y sujeta a una gran competencia en términos de remuneración y otros

beneficios.

En la medida en que el manejo de YPFB sea despolitizado, la empresa estatal estará menos ex-

puesta a los grandes males y/o defectos que sufrió YPFB en el pasado. Entre ellos se pueden citar:

– Manejo discrecional, ineficiente y corrupto de los sistemas de distribución y expendio de productos

a la población.

Cuando YPFB dejó de ser la única agencia que otorgaba los permisos de expendio público de

productos, el servicio de abastecimiento al consumidor final mejoró en calidad. Al fin el país cuenta

con estaciones de servicio modernas que funcionan las 24 horas en todo el territorio nacional y que

no son otorgadas por favor político o sindical como en el pasado. La primera actividad a la que el YPFB

ha retornado es a la distribución al por mayor, por tanto, está a un paso de poder caer en esas viejas

prácticas con la fácil excusa política de ser una muestra de renuncia a cualquier vestigio de la política

petrolera anterior.

21�


– Reactivación del sector.

La labor prioritaria de YPFB es reactivar el sector. La industria ha ingresado, paulatinamente, a

una cuasi parálisis. Actualmente estamos trabajando al máximo de nuestra capacidad operativa. Al-

gún percance natural podría causar desabastecimiento.

– Exceso de personal.

La industria petrolera es por excelencia altamente intensiva en costos de capital y baja ocu-

pación de mano de obra. Por otro lado, los altos rendimientos y la competencia por profesionales y

mano de obra resultan en niveles salariales altos. Estos salarios apetecidos en el mercado, combinados

con el clientelismo político, ocasionaron excesos de personal en YPFB. Antes de la capitalización, YPFB

llegó a contar con más de 9.000 empleados. En el presente, la industria petrolera, que es mucho más

grande y compleja que entonces, ocupa alrededor de 3.000 personas directamente y otro tanto en

compañías de servicios. Lamentablemente, el problema actual y por los primeros días será que YPFB

necesitará personal calificado y este tipo de profesionales está muy solicitado en el mercado de tra-

bajo. A ello se debe agregar la política de austeridad salarial vigente, que es totalmente irreal para

esta industria. Aun subsanando este aspecto, YPFB tendrá que iniciar a breve plazo un programa de

preparación de profesionales en institutos superiores de enseñanza.

La industrialización del gas, espejismos y realidades

Gran parte de la ciudadanía, especialmente en el occidente del país, tiene muy enraizada la idea

de que no se deben exportar materias primas sino industrializarlas en el país, para después exportar-

las con valor agregado. Este pensamiento tiene sus orígenes en la experiencia de país exportador de

minerales, a la cual se atribuye que el gran beneficio se quedó afuera con la industrialización de esos

insumos en otros países. Para el sector petrolero ese pensamiento se concreta en el planteamiento de

que en vez de exportar gas, deberíamos exportar productos petroquímicos. Adicionalmente, como el

país no se autoabastece de diesel, está en boga la idea de que convertir el gas en líquidos (GTL) sería

la solución, tanto interna como de exportación.

Esto explica por qué en la denominada Guerra del Gas, que en gran medida fue precursora de

la nacionalización de los hidrocarburos, el lema de: “Gas: industrializar, no exportar”, se convirtió en

un slogan unificador, una especie de esperanto insurreccional.

El gas natural que se produce es una mezcla de metano, etano, propano y otros hidrocarburos

más pesados, así como otras sustancias –que son prácticamente impurezas– como gas sulfhídrico,

carbónico, etc. La industrialización del gas es la transformación química de los hidrocarburos mencio-

nados. El gas natural boliviano es excepcionalmente limpio, mayormente metano (más del 95%), con

etano y propano el restante 5%-4% y casi desprovisto de impurezas o contaminantes,

La industrialización de gases de esa naturaleza, utilizando los procesos totalmente probados en

el mercado, se orienta hacia la producción de plásticos y fertilizantes19. Plásticos, extrayendo el etano y

propano del gas natural producido y sometiendo estos hidrocarburos a procesos de ruptura molecular

19. Técnicamente la producción de metanol es otra alternativa que requiere que las plantas estén cerca de la costa para su transporte marítimo.


21�

(craqueo) y después a la formación de nuevas cadenas moleculares (polimerización). La producción

de fertilizantes del gas no requiere de la fracción que se utiliza para la petroquímica de plásticos; los

fertilizantes pueden ser producidos utilizando solo metano.

En ambos casos la competitividad en precios radica mayormente en la escala de producción,

producción que a su vez depende de la seguridad de suministro de materia prima, precios de la mis-

ma, la inversión y tecnología necesarias y su acceso a los mercados compradores.

En el caso boliviano es necesario que de una sola corriente, o en un punto donde se concentran

corrientes de gas, se cuente con suficiente volumen del cual se pueda extraer etano y propano sufi-

ciente para alimentar y justificar plantas con economía de escala que sean competitivas. Los volúme-

nes de exportación a Brasil están muy cercanos de llenar ese requisito. Una corriente de 30 millones

de m3/día de gas boliviano contiene la suficiente materia prima para instalar una planta de 500.000

T/A a 600.000 T/A de polietileno.

La producción de fertilizantes al utilizar gas sin fracciones pesadas, o gas seco como general-

mente se lo denomina, requiere de volúmenes menores, pero también de economía de escala para su

competitividad, así tenemos que plantas de 200.000 T/A a 300.000 T/A de amoníaco, o 4.000.000

T/A a 5.600.000 T/A de úrea requieren de 1,5 a 2 millones de MMm3/día de gas.

La infraestructura de transporte nacional no es la adecuada para mover a grandes distancias

los tonelajes señalados. Afortunadamente, los gasoductos mayores de exportación nos acercan a los

mercados, por estas razones la industrialización del gas nacional será factible en Puerto Suárez, utili-

zando los volúmenes de exportación de gas a Brasil. En un mediano futuro, también sería factible en

el sur (Yacuiba o Villamontes), utilizando el gas de exportación a Argentina, dado que esos volúmenes

contendrían suficiente etano para una planta de polietileno para el mercado argentino.

Lograr un puerto de embarque y conversión de gas a gas natural licuado (GNL) sería el punto

ideal para la industrialización petroquímica, en fertilizantes y la conversión a líquidos del gas (GTL).

La conversión de gas natural a líquidos (GTL) es un proceso descubierto a principios del siglo

XX por los científicos alemanes Fisher y Tropsch y fue utilizado en instalaciones industriales durante

la IIª Guerra Mundial, por la Alemania nazi, ante la imposibilidad de contar con fuentes de petróleo.

Pasada la contienda el proceso continuó sólo a nivel de laboratorio. También Sudáfrica ha gasificado

el carbón para producir líquidos, frente al bloqueo árabe de provisión de petróleo contra la política del apartheid. En líneas generales y sin tomar en cuenta sus costos, ha sido considerado como un proceso

a ser utilizado frente a grandes emergencias.

Desde finales del siglo XX, el proceso ha vuelto a ser impulsado por las escaladas de precios del

petróleo y los requerimientos de disminuir la contaminación ambiental, dado que los productos que

se obtienen, fundamentalmente el diesel, prácticamente no contaminan el ambiente. Así se tiene a la

fecha dos plantas industriales en producción, una en Sudáfrica de la firma Sasol, como resabio de los

tiempos del bloqueo árabe, y otra en Malasia, propiedad de Shell.

Desde hace unos cinco años, Qatar ha adoptado la política de explotar aceleradamente sus

grandes yacimientos de gas natural20, y en tal sentido, además de estar en camino a convertirse en

el mayor productor de GNL en el mundo, también ha decidido convertirse en el centro mundial de

20. La reserva probada de gas natural de Qatar alcanza a 900 TFF (BG, junio 2006).

218


conversión de gas a líquidos (GTL). Para ello cuenta con grandes proyectos de GTL: uno con Chevron-

Sasol (llamado Proyecto ORYX), para una producción de 60.000 bpd. de diesel, y dos con Shell para

dos futuras plantas con producción de 70.000 bpd. y 80.000 bpd. programados para 2010 y 2011,

respectivamente. El Proyecto ORYX empezó su producción en junio de 2006, sin embargo, Chevron

ha sido muy cauta y de un perfil muy bajo al hacer el anuncio, indicando que sólo después de un año

podrá llegarse a total capacidad. En ambos casos la empresa qatarí de petróleo es socia minoritaria

(30%). No se tiene todavía acceso a los precios del gas con los que alimentarán las plantas, así como

tampoco a los precios de venta ni al monto real de las inversiones y las posibles tasas de retorno. Lo

cierto es que la empresa qatarí contribuye con el gas y se la ha dotado de muchas facilidades de in-

fraestructura existentes de las plantas de GNL y otras para el financiamiento de las plantas de GNL. Al

no tener datos y por la cautela con la que estos son manejados, se podría decir que las tecnologías de

GTL21 todavía no tienen pantalones largos. El mundo gasífero está pendiente de estos dos proyectos,

porque son numerosas las reservas de gas lejos de los mercados para su aprovechamiento mediante

gasoductos y su conversión a LNG, para los cuales GTL podría ser una real alternativa.

En nuestro caso se deberá evaluar con cuidado su conveniencia, frente al posible ahorro en

importación de diesel. Por un lado se debe tener en cuenta las inversiones en las refinerías para la

instalación de procesos ya probados y así obtener más diesel y, por otro, el precio del gas que debe

ser suministrado a la planta de GTL, frente al precio del gas vendido como combustible. En todos los

casos, la iniciativa privada debería correr con el riesgo de la inversión. Los procesos todavía no están

maduros para inversiones estatales.

Por las consideraciones técnicas descritas se puede apreciar claramente que exportar gas indus-

trializarlo no son alternativas excluyentes; al contrario, en el caso boliviano son complementarias.

Por otro lado, examinando la industria a nivel mundial, se puede indicar que menos del 1%

del gas producido es industrializado. El consumo fundamental –y casi total del gas– es como ener-

gético. Adicionalmente, como la mayor parte se comercializa a través de gasoductos que conectan

las fuentes con los mercados, en una especie de cordones umbilicales se llega a crear una verdadera

interdependencia entre comprador y vendedor. Una vez que el uso del gas natural, como energético,

se establece en un mercado y forma parte permanente de su patrón de consumo energético (matriz

energética), difícilmente puede prescindir de gas. El máximo grado de libertad que se le permite es

cambiar de abastecedor. Esta particularidad dota al comercio de gas de características geoestratégi-

cas que, en el caso de Bolivia, por tratarse de un país gasífero, no deben ser pasadas por alto. El gas

industrializado está desprovisto de todas estas características. Como ejemplo, el plantear productos

petroquímicos y fertilizantes por mar, no tendría sentido. En cambio, el planteamiento “gas por mar”

es de gran envergadura y podrá ser rechazado, pero no ignorado.

Lo anterior explica por qué los grandes países exportadores de gas, lo utilizan en forma margi-

nal para su industrialización, no obstante que cuentan con grandes reservas, con posición geográfica

privilegiada para acceso a los mercados, sin mencionar su capacidad financiera y el acceso a las tec-

nologías necesarias. El gas como combustible tiene un contenido geopolítico enorme.

21. En Qatar el Proyecto ORYX usa una tecnología y la Shell otra propia.


21�

Tres posibles escenarios

Teniendo en cuenta las oportunidades y ventajas que se presentan, así como los peligros y las

amenazas que se ciernen a raíz del proceso de nacionalización, se puede intentar bosquejar esce-

narios a futuro. A continuación veremos tres escenarios para los próximos cuatro años, hasta el año

2010. Este período parece razonable porque ofrece continuidad de gobierno, tendencias mundiales

de hidrocarburos en subida y una demanda regional de gas no sustituible por otros oferentes. A su

vez, no obstante que no se cuenta con cifras oficiales de reservas al 1º de enero de 2006, también

se ha considerado razonable estimar que se cuenta con reservas suficientes como para adquirir los

consumos que se han contemplado en los tres escenarios.

En el cuadro 1 se presentan los ingresos que se consideran más significativos, resultantes de

cada escenario (A = Posible real; B = Optimista; C = Pesimista): ingresos fiscales totales, ingresos por

regalías y por otros conceptos definidos en la Ley 3058. Así mismo, en el cuadro 2 se detallan las in-

versiones necesarias para que los resultados de los anteriores escenarios sean posibles.

Cuadro 1Ingresos fiscales 2007 – 2010(en US$ millones)

Año Escenario A Escenario B Escenario C

Rega

lías

Otr

os

TGN

Tota

l

Rega

lías

Otr

os

TGN

Tota

l

Rega

lías

Otr

os

TGN

Tota

l

2007 973 87 392 1.452 1.424 128 514 2.126 791 70 319 1.180

2008 995 89 401 1.485 1.636 147 659 2.442 759 68 306 1.133

2009 996 90 401 1.486 2.471 221 996 3.688 704 63 284 1.051

2010 1.318 117 532 1.967 2.595 305 1.073 3.973 694 62 279 1.035

Cuadro 2 Inversiones requeridas 2007 – 2010(en US$ millones)

Año Escenario A Escenario B Escenario C

2007 120 700 30

2008 800 940 30

2009 590 460 60

2010 310 400 280

Total 1.820 2.500 400

Para calcular los tres escenarios y dar sustento a los cálculos y resultados obtenidos, algunos

importantes supuestos han sido utilizados. Así, tenemos:

220


– Contrato de venta de gas a Brasil.

En todos los escenarios se ha contemplado que el actual contrato de venta de gas a Brasil con-

tinúa sin interrupción. Esta suposición, casi condición, está sustentada por el hecho de que siendo la

producción boliviana de gas y condensado, el volumen de líquidos (condensado) que el país dispone

para refinar y obtener los carburantes que mueven su economía depende de la producción de gas y a

su vez esta producción está fundamentalmente destinada a la exportación a Brasil. Por tanto, Bolivia no

puede dejar de producir gas de exportación, así como Brasil no puede prescindir del gas boliviano en el

lapso de tiempo estudiado. Así, los tres escenarios mantienen el suministro: Escenario A, llega a los 30

MMm3/d contratados en 2009; Escenario B llega en 2008, y Escenario C, llega en 2010.

– Resultado de las negociaciones con las empresas petroleras.

Los acuerdos o desacuerdos a los que llegue el gobierno con las empresas son decisivos para la

orientación de cada escenario. El Escenario A, llamado realista, se basa en la suposición según la cual

el gobierno no desea que las compañías abandonen el país o se suscite un enfrentamiento total a ser

presumiblemente resuelto en cortes de arbitraje, ni las compañías tampoco. Por tanto, el Escenario

A prevé una serena negociación que contemplaría elevar la tributación total a 60% de los ingresos,

tomando en cuenta el IDH, regalías, impuestos, incluyendo los de la Ley 843 y el Surtax. A su vez, este

arreglo incluiría la disposición a reiniciar el ritmo de inversiones en la magnitud necesaria para contar

con la producción necesaria de forma oportuna. Este escenario trata de proyectar una situación de

ganancias razonables para el Estado y las empresas.

El Escenario B es de total optimismo, el fruto teórico de una negociación en la cual la confianza

mutua Estado-empresa hubiera sido recuperada, así como la de la comunidad internacional y de los

países vecinos. Cuyo fruto estima una participación fiscal total de 65% de los ingresos a boca de pozo.

El Escenario C, el otro lado de la medalla del anterior, provee un impasse total que probable-

mente podría derivar en juicios de arbitraje y que incluso podría significar el abandono del país por

parte de las empresas petroleras. De todas maneras no implicaría la desaparición de la industria, ni una

paralización total, pero como se indicó anteriormente, la industria estaría funcionando para abastecer

el consumo interno y el mantenimiento de los volúmenes del contrato de venta de gas a Brasil. No obs-

tante, la realidad política del impuesto IDH de 50% de los ingresos y los tributos de la Ley 843, así como

el Surtax están vigentes llegando cerca de 60%, se estima que ese nivel de tributación se mantendría.

– Precios.

Para los cálculos de los tres escenarios se han tenido como promedios del período los siguientes precios:

Mercado interno Exportaciones

Gas A B C A B C

US$/MPC 1,7 1.7 1,7 5,0 6 5

US$/MPC (*) 2,5 2,5 2,5

Petróleo

US$/bbl 27,4 27,4 27, 0 45 70-75 45

(*) Materia prima por industrializar.


221

– Inversiones.

La industria petrolera nacional está viviendo un clima de incertidumbre creciente desde hace tres

años. Para finales del mes de octubre de 2006, conforme el Decreto de Nacionalización de Mayo, esa

incertidumbre debería estar despejada con el resultado de las negociaciones finales con las empresas

petroleras operando en el país. Como fruto de esa incertidumbre se ha confrontado una disminución

paulatina de inversiones en el sector, a tal punto que el último año se han limitado a la ejecución de

las estrictamente necesarias, casi gastos operativos. Como resultado de ese proceso, la industria boli-

viana está operando al tope de su capacidad productiva, de transporte y de refinación. Por tanto, las

inversiones que se muestran en el cuadro 2 guardan estricta correlación con los resultados de ingresos

fiscales que se muestran en el cuadro 1 (véase p. 219).

Las inversiones contempladas en el Escenario C son las que indefectiblemente se requieren para

perforar los pozos necesarios para contar con los volúmenes de gas requeridos. La inversión mayor del

año 2010 es para que se inicie la construcción de una refinería importante de por lo menos 50.000

bp, porque para el 2010-2012 la capacidad refinera nacional ya no podría abastecer el mercado na-

cional, no obstante que en el escenario se contempla un crecimiento muy modesto de la demanda

doméstica de derivados. En este escenario se estima que el gasoducto a la Argentina no entrará en

funcionamiento antes de 2010 y tampoco la provisión de gas al Mutún, ni la concreción de algún

proyecto de industrialización como la conversión de gas a líquidos.

La posible exportación de 20 MMm3/d adicionales a Argentina casi duplicará la demanda actual

de exportación. Si a eso se añaden las posibles demandas de gas para el Mutún y la posibilidad de

que se instale una planta industrializadota de gas a líquidos para el año 2010 prácticamente se nece-

sitaría una cantidad de gas 3 veces superior a la actual. Las fechas tentativas en las que esos proyectos

puedan entrar en operación y producción de gas determinan los montos de tiempo de inversión en

los Escenarios A y B. En el Escenario A, el NEA entra en operación parcial en 2010; en el Escenario B,

en 2009.

A su vez esa futura producción de gas iría acompañada de grandes volúmenes de petróleo o

condensado que debe ser transportado, para lo cual se tiene que construir un nuevo oleoducto de la

zona productora hacia la red central y ampliar la línea de exportación por Arica.

Finalmente, como fruto de la actividad a generarse en todo el país, la demanda de combustibles

también se incrementaría al punto que las refinerías existentes ya no podrán cubrir la demanda inter-

na, por tanto, para 2008 (Escenario B) o 2009 (Escenario A) se debe construir una nueva refinería.

Los montos de inversión no son nada inusuales en la industria petrolera, pero en nuestro caso

tendrían un doble resultado. Para nuestra economía son cifras altas y poco frecuentes que natural-

mente se harían efectivas después de lograr un firme entendimiento con las empresas petroleras, con-

dición necesaria para lograr un desarrollo sostenido en una industria que requiere planteamientos a

largo plazo. Por estas razones, servirían para restaurar la confianza para la inversión privada directa en

otros rubros de la economía. Ese sentimiento está ausente en la comunidad financiera internacional,

pero muy pendiente de los resultados que se muestren una vez concluido el proceso de nacionaliza-

ción en octubre de 2006.

222


Comentarios sobre proyectados posibles ingresos fiscales

Los ingresos mostrados en el cuadro 1 han sido calculados siguiendo lo estipulado en la Ley

3058 (Ley de Hidrocarburos) y el D.S. 28273, que son los instrumentos legales vigentes a la fecha para

el cálculo de los ingresos fiscales de la actividad petrolera.

Estos ingresos podrían ser significativamente mayores a los que el Estado había estado perci-

biendo en el pasado, aun en el caso pesimista (Escenario C), si se tiene en cuenta que han tenido el

siguiente comportamiento:US$ Millones

1990 - 1996 406,7

1997 - 2004 520,53

2005 - 876,8

Fuentes: Medinaceli, 2006; Ministerio de Minas e Hidrocarburos; Ministerio de Finanzas; YPFB.

Los números muestran claramente el aumento producido por la Ley 3058 a partir de mayo de

2005. Las cifras mayores de los escenarios son resultado de precios superiores y volúmenes mayores

de producción y exportación. En todos los casos se ha supuesto un precio WTI por encima de los US$

60/bbl y US$ 5 /MPC para el gas. Como en toda proyección de ingresos petroleros, los resultados son

altamente vulnerables a las variaciones del precio por la volatilidad de éstos.

¿Retorno del rentismo vigorizado?

Las producciones de petróleo (condensado) y gas del país, convirtiéndolas en términos de ener-

gía a barriles de petróleo por día (bpd), llegan a un equivalente de cerca de 200.000 bpd de petróleo.

Esos volúmenes, en términos de ingresos, por el diferencial de los precios del gas con el petróleo,

equivalen al ingreso de más o menos 100.000 bpd de petróleo tipo WTI. Estas gruesas conversiones

sirven para ilustrar más fácilmente que el promedio anual de ingresos de petróleo y gas ha llegado a

cifras por encima de US$2.000 millones anuales, con precios del petróleo por encima de US$50/bbl.

Por tanto, teniendo en cuenta la existencia de reservas para cumplir los compromisos existentes de

exportación y consumo interno a niveles de precios del petróleo como el indicado anteriormente,

permite vislumbrar que los ingresos fiscales por los próximos veinte años estarán situados por el orden

de los US$1.000 millones/año. Aun en un caso pesimista como el mostrado en el Escenario C. Estas

cifras nos llevan a las siguientes consideraciones:

• No existe en la historia económica del país un precedente de ingresos fiscales de esos órdenes de

magnitud y con un horizonte de largo plazo.

• ¿Cuáles deben ser los mejores usos que se deben dar a esos recursos y cómo manejarlos?

Si bien no en la magnitud de las reservas posibles del gas, tratándose de un país tradicional ex-

portador de materias primas, es muy probable que en el pasado hayamos enfrentado las interrogan-

tes del objetivo y manejo óptimo de los ingresos, fruto de la explotación de esos recursos naturales.


223

Economistas destacados e incluso el Banco Mundial sostienen que, por su tradición exportadora de

materias primas, el país ha caído en el hábito casi cultural “de prácticas y comportamientos rentistas

que inhiben el desarrollo del país en una economía capaz de generar riqueza y distribuir de una mane-

ra eficiente y equitativa los escasos recursos”22. Para este efecto, definimos la renta como los ingresos

o la remuneración que un propietario de un recurso percibe a cambio de permitir el aprovechamiento

de ese recurso por otro. Dicho sea de paso, la forma más cómoda de obtener ingresos.

En la industria petrolera, la única instancia similar a la actual fue la vivida después de la naciona-

lización de BOGOC. La diferencia radica en que en 1969, primero se tenía que construir un gasoducto

de grandes dimensiones y cumplir con el pago de la indemnización a la empresa afectada. En el pre-

sente, las grandes obras de infraestructura ya están construidas y hasta la fecha no se tienen cargos

por indemnizaciones.

Los dos aspectos fueron cubiertos satisfactoriamente en un tiempo menor al planeado por el

aumento de precios del petróleo en el mercado internacional. Terminado ese período, los ingresos

percibidos por YPFB ingresaron a un sistema de transferencias al Tesoro General de la Nación para

soporte presupuestario. Por los montos involucrados, YPFB se convirtió en una de las mejores fuentes

de ingresos para el presupuesto nacional y, paradójicamente, el sistema significó el inicio del debilita-

miento de YPFB que fue recurriendo al crédito externo para cubrir sus gastos de operación e incluso

de exploración.

Con la Ley 3058 y la nacionalización de la producción de los hidrocarburos y su comercialización

exclusiva por parte de YPFB, la situación al presente ha cambiado totalmente. A la luz de las cifras que salen

de los escenarios planteados en este trabajo, la posibilidad de que la economía nacional pueda ingresar

a una especie de “efecto Venezuela” o una “enfermedad holandesa” en la que el rentismo se vuelve

una práctica generalizada, no puede ser descartada. Aunque lo anterior no sucediera, las condiciones

políticas están dadas para una proliferación del rentismo, por la debilidad institucional frente al cúmulo

de demandas sociales insatisfechas y el poder político de esas mismas organizaciones. Lo preocupante

es que la Ley 3058 sobre la cual se basa la nacionalización de la producción de hidrocarburos, está

abriendo de par en par las puertas para un retorno vigorizado del rentismo en el país.

Si bien la Ley 3058 ha logrado un aumento considerable de ingresos, aspecto positivo para el

país, el sistema de distribución de los mismos no parece ser el mejor, en contenido y forma. Por un

lado, como se ve por las cifras del cuadro 1, la preponderancia del ingreso de las regiones respecto de

los del Tesoro General de la Nación es de casi 2,5 a 1. Si bien en esta ocasión el ingreso regional inclu-

ye a todas las regiones, productoras y no productoras, tener el TGN la menor proporción de los ingre-

sos estaría desvirtuando el principio según el cual los beneficios deben ser utilizados para proyectos

nacionales, que casi siempre son de infraestructura, dado que los ingresos regionales generalmente

son utilizados para cubrir requerimientos regionales y gasto corriente, que no se traducen en resulta-

dos positivos nacionales, al contrario, hasta la fecha han desfigurado el Estado nacional. Por otro lado,

la aparición de otros sectores mostrados como “otros” en los cuadros, significan un retorno a la vieja

práctica de los recursos destinados, o rentas destinadas, que fue eliminada con gran dificultad con

22. Para un recuento histórico de la tradición rentista nacional remitimos a Laserna et al., 2006.

224


la Ley General Tributaria No. 843. No se debe olvidar que antes de la Ley 843 se tenían más de 200

rentas destinadas como impuestos. Estos ingresos constituyen parte del fenómeno del “rentismo” y

por lo general se convierten en focos no sólo de corrupción, sino también de intranquilidad social23, y

serán los más reacios en aceptar la volatilidad de precios, factor que define el monto de esas rentas.

Lo anterior en realidad es una especie de introducción al gran tema de cómo el país debe mane-

jar los recursos obtenidos de la industria petrolera, en los cuales la ciudadanía ha depositado grandes

esperanzas. El tema es amplio y complejo, y necesariamente deberá pasar por la reforma de la Ley

3058 en la parte impositiva y tratar la temática bajo la Ley 843, que es la ley impositiva. Sin entrar en

mayores detalles, todo señala que al reformar la Ley 3058 en su parte impositiva, vía Ley 843, se debe

volver a los ingresos canalizados al TGN para proyectos específicos de magnitud nacional, entre ellos

la configuración de un Fondo de Reserva para amortiguar los impactos negativos frente a los períodos

de precios bajos.

El manejo óptimo de los recursos obtenidos por la producción-exportación de recursos natu-

rales es un tema que se vincula no sólo al desarrollo, sino sobre todo a la disminución de la pobreza

en los países productores. Las experiencias son varias, desde desastrosas como las de Nigeria, a malas

como las de Venezuela pasando por exitosas como la de Noruega. En todos los casos, naturalmente,

en una u otra forma y en mayor o menor intensidad han estado presentes formas de rentismo. Por

otro lado, el modelo de desarrollo tradicional ha sido asignar la mejor parte de los fondos generados

por la exportación para realizar obras importantes de infraestructura.

Una alternativa diferente ha sido sugerida últimamente, que es llegar a una transferencia direc-

ta de dinero de los ingresos petroleros a todos los habitantes del país y así prácticamente eliminar la

pobreza. Este sistema, que es casi un rentismo llevado al límite, está sustentado por la experiencia del

Bonosol (véase: Laserna et al., 2006).

La nacionalización y la integración energética en Sudamérica

Para intentar responder a la pregunta sobre si la nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia

favorece la integración energética del continente o si por el contrario es una medida que impide,

diluye o posterga las posibilidades de lograr una integración energética latinoamericana, considero

pertinente hacer un breve recuento del estado de la integración energética en el área de influencia de

Bolivia, el cono sur de Latinoamérica.

Existe una aspiración generalizada en América Latina sobre la posibilidad de conformar una inte-

gración energética entre los países de esta parte del mundo y más concretamente desde el sur de Río

Grande en México hasta la Tierra del Fuego en Argentina24. La posibilidad de alcanzar ese objetivo es

enunciada con énfasis en muchas ocasiones. Al hacer un balance total de reservas de hidrocarburos y

23. El ejemplo más reciente es el conflicto que el actual gobierno ha tenido que enfrentar cuando intentó dirigir el aumento de precio del gas logrado de Argentina para el uso de YPFB.

24. Estrictamente hablando, la integración energética, conceptualmente, debería abarcar otras formas de energía además del petróleo, tales como la hidroelectricidad, la geotermia, la solar, etc. Debido a que los hidrocarburos son el energético fun-damental de todos los países de Latinoamérica, la integración energética en este trabajo está referida al petróleo y el gas.


22�

consumo de los países se puede concluir que Latinoamérica podría dejar de importar petróleo de otras

fuentes y volcar su producción al abastecimiento regional. Dentro de ese marco, naturalmente las re-

servas y producción venezolanas de petróleo y su comercio extra continental son determinantes.

Bajo esa borrosa e indefinida figura, invariablemente toda corriente de comercio internacional

de energía entre los países latinoamericanos, que involucra obras de infraestructura energética, es

calificada como un avance hacia la anhelada integración energética25.

Dentro de esa concepción, Bolivia es sin duda el país que más pasos y de mayor antigüedad

ha dado buscando salida a su producción de hidrocarburos, tratando al mismo tiempo de superar su

condición mediterránea. Así, Bolivia inició muy modestas exportaciones de petróleo hacia Argentina

desde 1941, que fueron disminuyendo y se volvieron esporádicas por el aumento del consumo inter-

no. La primera obra de importancia para exportar petróleo e integrarse con Chile fue el oleoducto

Sica Sica-Arica construido en 1957. Este oleoducto continúa siendo la vía fundamental de salida de los

excedentes de petróleo boliviano que son comercializados en Arica para mercados latinoamericanos

en la Costa del Pacífico (Chile, Perú, Colombia).

El gas natural es el recurso que asume un rol integrador energético de importancia en la pro-

ducción boliviana. Así, desde 1972 hasta la fecha, Bolivia provee de gas natural a Argentina, primero

en virtud de un contrato con Gas del Estado26 y después con YPF S.A. hasta agosto de 1999, y ahora

continúa por un nuevo contrato entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA).

Durante los 27 años que duró el contrato YPFB-Gas del Estado, después heredado por YPF S.A.,

se entregaron 1,47 TCF de gas con una regularidad encomiable. Para realizar esta operación, se ten-

dió un gasoducto desde Santa Cruz hasta Yacuiba para conectar con la red de gasoductos argentinos

(gráfico 8). Al terminar los contratos mencionados y reducir la exportación a Argentina a volúmenes

menores, desde 1999 se inició la exportación hacia Brasil, mediante un contrato de compra-venta

hasta 2019 para la provisión de 7 TCF de gas por un gasoducto con una capacidad de 30 MMm3/d.

Este ducto, el mayor del continente, conecta los campos productores bolivianos con los mercados de

São Paulo, Curitiba y puntos intermedios hasta llegar a Porto Alegre en el sur de Brasil. Actualmente

por esta línea se exportan 26 MMm3/d. Adicionalmente, derivado de ese gasoducto mayor, en el

tramo Santa Cruz-Corumbá, se construyó un ramal de San Miguel hasta San Matías en Bolivia, con-

cluyendo en Cuiabá (Brasil), línea de 12 MMm3/d de capacidad, por la cual se exportan 2 MMm3/d

(ver gráfico 9).

Desde la década de los noventa del siglo pasado, Brasil y Chile adoptaron unas políticas vigoro-

sas de incorporación del gas natural a sus esquemas de consumo que, sumadas a la demanda cons-

tante y de gran magnitud de Argentina, hizo que la demanda de gas natural de la región a finales de

siglo fuera creciente, registrándose tasas de crecimiento anual entre 7% y 9%.

Por otro lado, paralelamente los descubrimientos de gas en Bolivia se volvieron cada vez de

mayor envergadura, señalando a este país como un proveedor de gas de la región.

25. Por otro lado, es interesante anotar las vaguedades e indefiniciones del término “integración latinoamericana”, reducidas en último análisis al valor de las corrientes de comercio (ver informe del canciller Amorim al Congreso, Brasil, 9/5/2006).

26. Empresa estatal monopólica argentina a cargo del transporte y la comercialización del gas natural, que fue eliminada en 1992.

22�


Gráfico 8Red de gasoductos del cono sur (a la década de los setenta)

Gráfico 9Gasoducto a Cuiabá-Brasil

TocopillaMejillones Río de Janeiro

São Paulo

Belo Horizonte

Brasilia

Curitiba

Uruguayana

Santa Fe

VillamontesMadrejones

Santa Cruz

Cuiabá

Asunción

C. DuránCornejoTucumán

ARGENTINA

CH

ILE

PARAGUAY

BOLIVIABRASIL


22�

El cono sur de Latinoamérica ingresó al siglo XXI firmemente embarcado en utilizar gas natural

en forma creciente debido a las bondades que su uso involucra, generando una demanda en aumen-

to que mostraba que las reservas bolivianas podrían satisfacer a sus vecinos por tiempo prolongado

debido, además, a la tradición de haber sido un proveedor confiable. Por otro lado, la industria pe-

trolera boliviana, con la legislación bajo la cual operaba, tenía una fisonomía proclive a generar más

corrientes de comercio internacional de gas. En términos simples, Argentina, Chile Brasil, al igual que

Paraguay y Uruguay, estaban bajo la imagen de que el gas para sus planes de consumo a mediano y

largo plazo sería obtenido de Bolivia, probablemente a precios muy convenientes para los comprado-

res. Por otro lado estaban las empresas petroleras bolivianas con grandes reservas de gas descubiertas

y con el ánimo de monetizarlas a la brevedad posible. El hambre de los consumidores y las ganas de

comer de los vendedores parecía que estaban coincidiendo en el tiempo.

Ese clima de condiciones favorables para ampliar y profundizar las corrientes de comercio de

gas en el cono sur ha sido fuertemente influenciado en los últimos cuatro años por decisiones inter-

nas argentinas, por la iniciativa venezolana en 2005 del gran Gasoducto del Sur y, finalmente, por la

nacionalización boliviana de mayo de 2006. Veamos en forma resumida la situación energética de los

países del cono sur.

– Argentina.

Es uno de los países más gasificados del mundo, llegando el gas natural a suministrar el 50%

del total de la energía que consume. Por esta razón, por el momento Argentina es el mayor consu-

midor de gas de Latinoamérica, con ± 120 MMm3/d y una producción que a duras penas alcanza esa

demanda. Al mismo tiempo Argentina es el único proveedor de gas a Chile y Uruguay.

Por razones internas, desde 2002 el gobierno argentino ha congelado y “pesificado” los pre-

cios del gas a boca de pozo, tarifas de transporte y precios al consumidor. La “pesificación” fue el

sinceramiento del tipo de cambio del peso argentino con relación al dólar norteamericano, con el cual

se pretendió una igualdad cambiaria. El sinceramiento, la pesificación y el congelamiento de precios

y tarifas tuvo como esultado neto que éstas quedaron reducidas a un tercio de su valor anterior en

dólares.

Las medidas fueron fuertemente objetadas por las compañías petroleras operando en el país,

lo que derivó en negociaciones con el gobierno que aún continúan. Esta situación se ha traducido

en una virtual paralización en las actividades de exploración y perforación de gas natural, deterioro

sensible en el estado de los gasoductos, disminución de la producción y sobre todo de las reservas.

Por otro lado, los efectos de la pesificación fueron recibidos con entusiasmo por los consumidores y

usuarios de gas argentinos y chilenos, produciéndose un incremento de la demanda por encima de

lo usual. En las condiciones actuales, las reservas probadas argentinas de gas alcanzarán a ocho años

aproximadamente. Por el momento, Argentina está cubriendo déficit urgentes con la importación de

gas de Bolivia de solamente 3 MMm3/d, de los 7,5 MMm3/d contratados. Deficiencias en el sistema

de transporte argentino impiden el utilizar el total del total del volumen contratado.

El problema argentino de satisfacer su demanda de gas es el más serio de América Latina. Es

un mercado maduro, con una tradición de utilización de gas natural de más de 50 años, razón por la

cual ha logrado ese grado de penetración (50% del total del consumo energético). El mercado inter-

228


no tiene una tasa vegetativa de crecimiento de 3% a 4% anual. Si bien ese país tiene varias cuencas

potencialmente productoras, la actual situación de confrontación con las petroleras ha ocasionado un

retraso exploratorio que tomará varios años en ser superado, una vez que la industria gasífera argen-

tina retome condiciones razonables de equilibrio entre los precios reales de producción y de venta al

consumidor. En términos físicos, Argentina precisa la inyección de gas importado por unos 20 a 30

MMm3/d por unos 20 años, que le permitirán mantener su consumo interno satisfecho al mismo tiem-

po que pueda levantar sus reservas y producción nacionales a niveles razonables con su consumo.

– Chile.

Chile no cuenta con producción interna de gas destinada a su consumo interno de energía.

Desde hace casi dos décadas, tanto las reservas como la producción nacional en el extremo sur de ese

país han sido comprometidas a la elaboración de metanol para el mercado mundial. Las plantas chi-

lenas de metanol están absorbiendo incluso volúmenes de gas importado de Argentina. No obstante,

en la década de los noventa se construyeron cuatro gasoductos de Argentina a Chile, acompañados

de los respectivos contratos de compra y venta. De esta forma Chile incorporó a su mercado energé-

tico el gas natural y su penetración fue muy rápida hasta el punto que para 2004 el gas cubría 25%

de la demanda de energía de ese país, con Argentina como único proveedor. Por las dificultades ya

mencionadas, Chile resulta el más afectado porque está sujeto a reducciones intempestivas de sumi-

nistro. Más aún, los volúmenes de Bolivia contratados por Argentina, están expresamente vedados de

ser reexportados a Chile, bajo la política boliviana de “gas por mar”. Esta política es rechazada por

Chile, que no acepta el condicionamiento boliviano solicitando que el suministro de gas sea acom-

pañado por el tratamiento conjunto de una salida soberana de Bolivia al Pacífico. Esta situación, que

no parece tenga solución a corto plazo, ha provocado que Chile decida importar GNL del mercado

internacional. Para ello, ha iniciado la construcción de las facilidades portuarias para recibir GNL, rega-

sificarlo e introducirlo en sus redes de distribución en la localidad de Quinteros a 120 Km. de Santiago.

Proyecto que anticipa será concluido para el año 2008. La licitación para provisión de GNL ha sido

adjudicada a British Gas con GNL proveniente de Indonesia.

– Brasil.

Brasil es sin lugar a dudas el mayor consumidor de energía de América Latina, abastecido fun-

damentalmente por hidroelectricidad y derivados de petróleo. En la década de los noventa decidió

incorporar el gas natural a su consumo energético, fijando como objetivo alcanzar entre 12% a 15%

del total para el año 2010. Fruto de esa decisión logró un convenio de venta de gas con Bolivia y la

construcción del gasoducto Santa Cruz-São Paulo-Porto Alegre, el gasoducto más grande en capaci-

dad y extensión de la región (30 MMm3/d y 3.000 Km. de extensión). En 1999 inició la importación de

Bolivia, que ha llegado a alcanzar 26 MMm3/d de los 30 MMm3/d contratados. Este volumen significa

el 50% del consumo de gas natural del Brasil y, conjuntamente con la producción nacional brasileña,

a la fecha el gas representa el 5% del total del consumo de energía de ese país.

La producción de gas en Bolivia está a cargo mayoritariamente de Petrobrás, asociada con otras

empresas petroleras. Petrobrás está en actividad en Bolivia en toda la cadena productiva, en gasoduc-

tos para exportación, refinerías y estaciones de servicio.


22�

– Paraguay.

Este país no produce ni consume gas natural. Su consumo energético está basado en derivados

de petróleo importado (gasolina, diesel y GLP) y en energía hidroeléctrica generada en Itaipú, presa

de la cual es copropietaria junto con Brasil.

Desde hace varios años, Paraguay está intentando contar con gas natural en su consumo inter-

no y para producir fertilizantes, ya sea a través de un gasoducto directo o a través de la derivación de

un gasoducto al mercado brasileño. La demanda paraguaya hasta el momento no ha sido lo suficien-

temente atractiva como para realizar cualquier obra de infraestructura de abastecimiento de gas.

– Uruguay.

Al no contar con producción nacional de hidrocarburos y tampoco con energía hidroeléctrica

de importancia en su territorio, Uruguay prácticamente importaba el total de sus energéticos en for-

ma de refinados de petróleo, sin embargo, desde hace pocos años ha logrado la extensión de dos

gasoductos del sistema argentino y recibir 2 MMm3/d de gas natural. Al igual que con Chile, ese su-

ministro ha sido afectado por la crisis argentina de producción, razón por la cual, como Paraguay, está

muy interesado en los esquemas de integración que podrían garantizarle provisión de gas.

– Bolivia.

Mientras todos los países del cono sur ingresaban al siglo XXI con sus mercados abiertos a

incorporar en su consumo energético cantidades crecientes de gas, Bolivia continuaba con el descu-

brimiento de mayores reservas de gas. Así, para enero de 2005, YPFB reportó 27,4 TCF de reservas

probadas, 23,62 TCF de probables y 24,1 TCF de reservas posibles.

Estos descubrimientos realizados por compañías privadas en contratos de riesgo compartido

con YPFB, incluso permitió plantear una posible exportación de GNL al sur de Baja California en

México, para que el GNL regasificado llegue hasta California en EEUU. El proyecto consistía en poner

en producción un megacampo en Bolivia, la construcción de un gasoducto mayor y un oleoducto a

la costa del Pacífico en Chile, hasta la localidad de Patillos, lugar en el que se construiría un puerto

y las facilidades de licuefacción. La oposición a exportar gas a la costa de Chile para su licuefacción

y el inevitable abastecimiento del consumo interno chileno, fue el catalizador y a su vez el elemento

aglutinador de una serie de protestas y de la represión que culminó con la renuncia del Presidente,

quien fue sucedido por el Vicepresidente. A partir de ese momento la industria petrolera boliviana

ingresó en un período de incertidumbre en cuanto a su futuro desarrollo. En julio de 2003 se realizó

un referéndum sobre política gasífera por el cual se aprobaba la abrogación de la entonces ley vigente

de hidrocarburos y que cualquier provisión de gas a Chile debía ser acompañada con acuerdos para

lograr una salida soberana y útil en la Costa del Pacífico.

La urgencia para lograr una provisión de gas a Argentina y Chile, más la incertidumbre boliviana

–no sobre las reservas sino en cuanto a la posibilidad de que no estén disponibles en el mercado a

corto plazo– fueron los elementos fundamentales para la conceptualización de un proyecto de inte-

gración gasífera de largo alcance que pueda cubrir la indefinición en cuanto a la oportuna provisión

boliviana. La aprobación de la nueva Ley de Hidrocarburos, en vez de despejar las preocupaciones de

los países-mercados de la región, logró lo contrario. La ley fue promulgada en mayo de 2005 y en

junio, en Lima, se dio nacimiento oficial al proyecto del Anillo Energético propugnado por Argentina,

230


Chile, Brasil, Paraguay y Uruguay para el aprovechamiento de las reservas de gas de la zona de Ca-

misea en Perú.

El Anillo Energético

El denominado Anillo Energético, ahora Gasoducto Latinoamericano, es un proyecto para la

construcción de gasoductos nuevos y la adecuación de otros existentes con el fin de incorporar la

producción futura de los yacimientos de Camisea y áreas aledañas a los mercados del norte de Chile,

Argentina, sur de Brasil, Paraguay y Uruguay.

El Gasoducto Latinoamericano se originaría en Camisea. La producción de ese campo y otros

posibles futuros en esa área, ya cuentan con un gasoducto a Lima y Pisco en Perú. De Pisco, se ten-

dería otro gasoducto hacia el sur, hasta Tocopilla en Chile, para abastecer el norte chileno. Ésta sería

la primera etapa. Como segunda etapa, se revertiría el flujo de los dos gasoductos existentes entre

Tocopilla y Salta (Argentina), que actualmente transportan en forma irregular y por debajo de su ca-

pacidad gas argentino a Chile. Con los gasoductos revertidos, gas de Camisea sería transportado a

Salta para ser incorporado al consumo argentino. Este refuerzo de la producción argentina para su

Gráfico 10Proyecto Anillo Energético – Gasoducto del sur


231

consumo interno se haría por partida doble: reemplazo del gas que originalmente era exportado a

Chile y volúmenes nuevos de Camisea. La tercera etapa y final, consistiría en la construcción de un

gasoducto mayor desde Salta, corriendo por el noreste argentino, que conecte las provincias argen-

tinas de Formosa, Misiones, Corrientes, y termine al sur de Santa Fe, para llegar a Buenos Aires. De

ese ducto se desprenderían ramales para conectar con Paraguay, sur de Brasil y Uruguay. Ese gran

gasoducto sería a su vez conectado con los dos gasoductos revertidos en Salta, para así lograr que el

gas de Camisea pueda llegar hasta Buenos Aires (gráfico 10).

La elaboración del proyecto, y sobre todo la redacción del convenio internacional que norme

su funcionamiento, ha sido intensamente desarrollado por las cancillerías de los países involucrados,

con apoyo técnico y financiero muy activo por parte del Banco Mundial y el BID27. Bolivia asistió sólo

en calidad de observador.

La elaboración técnica y legal del tratado que norme el funcionamiento del Anillo llegó a sus

fases finales al término del año 2005, pero debido a los cambios de gobierno en Chile y Perú, el pro-

yecto ha quedado en suspenso aunque no ha sido descartado ni por los países patrocinantes, ni por el

Banco Mundial y el BID. El Anillo Energético es un proyecto de gran envergadura y enorme profundi-

dad en las futuras relaciones internacionales sobre el tema de energía entre los países participantes.

En forma resumida se puede indicar que las reservas probadas de Camisea, al presente no son

suficientes para la concreción de las tres etapas previstas. La primera etapa del Gasoducto Pisco-To-

copilla es razonablemente factible y muy conveniente para Chile y Perú a corto plazo. Las reservas

de Camisea son suficientes para cumplir con los planes peruanos de abastecimiento interno por los

próximos 20 años, la exportación como GNL y para cubrir el consumo del norte chileno. La provisión

a Argentina, Paraguay, sur de Brasil y Uruguay precisan que las 12 TCF de reservas actuales sean in-

crementados a 18 o 20 TCF.

Gasoducto Venezuela-Argentina

Está en período de estudio un gran gasoducto desde Puerto Ordaz (Venezuela) hasta Buenos

Aires (gráfico 11), para abastecer Brasil, Paraguay y Uruguay.

Este es un proyecto de más de 10.000 km. de recorrido, para transportar 150 MMm3/d con una

inversión del orden de los US$220.000 millones de dólares (The Economist International Gas Report)

Al margen de los obstáculos que el proyecto debería superar: ambientales, financieros, etc., su factibi-

lidad técnica a corto y mediano plazo es muy dudosa por el hecho de que no obstante que Venezuela

es un gran productor de petróleo, su producción de gas utilizable es reducida. Venezuela produce tan

solo el doble de gas que Bolivia y no cuenta con excedentes exportables. Esa producción venezolana no

alcanza a cubrir su demanda interna, razón por la cual está por construirse un gasoducto de Colombia

a Venezuela, para llevar producción colombiana. Sin entrar en mayores detalles, se puede afirmar que

tomará varios años hasta que Venezuela pueda tener un excedente de 150 MMm3, que es la capacidad

planeada. Por tanto, éste podría ser un proyecto para la segunda década del presente siglo.

27. Éste sería un convenio madre o preliminar similar al Energy Charter Treaty de Lisboa, de la Unión Europea 17 diciembre de 1994.

232


No obstante las evidentes limitaciones técnicas, el proyecto es objeto de un gran apoyo político

al máximo nivel, por los presidentes Chávez y Kirshner y en menor grado por el presidente Lula, ha-

biéndose celebrado varias reuniones en Caracas para reafirmar la importancia y interés en el proyecto.

En la última reunión se indicó que el proyecto tomaría entre 6 y 8 años para su concreción28.

Existiendo la conceptualización, dos esquemas de integración energética basados en reservas y

sistemas de transporte por gasoductos, conectando los mercados con las fuentes de producción, cabe

examinar otros aspectos que definen su posible realización y que muestran las dificultades que deben

ser superadas para su concreción.

Gas en tránsito y seguridad de suministro

Hasta la fecha, los gasoductos internacionales en operación conectan directamente el país pro-

ductor con el país comprador. El Anillo Energético y el Gasoducto del Sur son dos esquemas de

28. Curiosamente, la prensa especializada anuncia que Petrobrás y PDVSA han firmado un convenio para la instalación de una planta de GNL para exportar gas licuado (International Gas Report).

Gráfico 11Gasoducto Venezuela-Argentina


233

integración energética, nuevos y diferentes en la región. Una especie de gasoductos de segunda

generación.

Por primera vez se piensa tener en operación gasoductos que transporten la producción a través

de un país mercado y continúen para la provisión del gas a otro, incluso mezclando esa producción con

otra ya existente. En el caso del Anillo, la producción primaria abastecería el norte chileno y pasaría a

suministrar gas al norte argentino, continuando el suministro de gas al este argentino, a Paraguay y

finalmente a Uruguay. En el caso del Gasoducto del Sur, la producción venezolana y boliviana abas-

tecería a la cadena de consumidores como Brasil, Paraguay, Uruguay y Argentina. El funcionamiento

de sistemas de transporte internacional de gas de esa naturaleza requiere una gran coordinación de

los sistemas regulatorios de los países involucrados, siendo el aspecto más delicado el respeto a los

contratos de compra-venta a terceros por parte de los países de tránsito así como acordar un sistema

coordinado de funcionamiento del sistema.

Todos los problemas que se originan en la operación de este tipo de red de gasoductos repercu-

tirá en el aspecto más importante para los componentes que la integran: la seguridad y confiabilidad

del abastecimiento. Uno de los aspectos más delicados es el nivel de prioridad que tiene el consumo

interno frente a compromisos de venta adquiridos. Eso se manifiesta en el proveedor que pide que

todos sus compromisos estén supeditados a satisfacer primero su consumo interno. El consumo in-

terno también es problemático en países de tránsito que buscan alternativas para no verse obligados

a dejar pasar gas comprometido a terceros cuando se tienen problemas internos de abastecimiento.

Una especie de síndrome ucraniano.

Rol del sector privado en los proyectos de integración

En la elaboración del tratado internacional que debería normar los comportamientos de los paí-

ses participantes del Anillo Energético, desde un comienzo las partes acordaron que la inversión priva-

da debía tener un rol protagónico en la ejecución de las obras necesarias. En tal sentido, se pactaban

cláusulas de promoción y protección a la inversión privada. Tal tratamiento era de esperarse porque

Camisea y áreas circundantes que serían las proveedoras de gas, han sido y están siendo desarrolladas

por compañías privadas internacionales de petróleo29. El Anillo Energético es una red de gasoductos

que se desprendería del gasoducto de Camisea a la costa, que ya es una inversión privada y, por tanto,

se anticipaba que el resto fueran también inversiones privadas que sólo en casos excepcionales con-

tarían con el concurso minoritario de inversión pública en determinados tramos.

En el caso del Gasoducto del Sur, el rol de la empresa privada parece no estar definido clara-

mente. El proyecto está progresando a nivel político y en conexión con las empresas petroleras esta-

tales de cada uno de los países integrantes del proyecto: PDVSA, Petrobrás, YPFB, Enarsa, Ancap; no

se tiene todavía la empresa paraguaya.

29. Si bien parte del consorcio que desarrolla Camisea es Sonatrach, la estatal argentina, al igual que toda empresa estatal que opera en el exterior de su territorio, se guía por los patrones convencionales de inversión privada.

234


Sobre este tema, el Ministro de Energía de Bolivia ha declarado que su país participaría en el

Gasoducto del Sur siempre y cuando éste sea un emprendimiento de los gobiernos, a través de las

empresas estatales únicamente.

Otros aspectos del Anillo Energético

Los posibles costos de las obras todavía no están claramente establecidos, pero se estima que

las inversiones para el Anillo alcancen entre US$3.000 millones y 3.500 millones y para el Gasoducto

del sur se mencionan cifras entre US$25.000 y US$27.000 millones de dólares. En cuanto al tiempo

de ejecución, éste está siendo estimado por consultores.

En general, para la materialización del Anillo energético se esperaba acordar un tratado inter-

nacional entre los países miembros que tendría previsto un órgano, casi supranacional, para el control

del funcionamiento del sistema y como punto de solución de controversias y arbitraje.

Otros aspectos del Gasoducto del sur

Todavía no se tiene el diseño de los futuros gasoductos ni la ruta exacta definida, por tanto no

hay estimaciones precisas de los impactos que se podría causar sobre el medio ambiente. No obs-

tante, existe una preocupación generalizada de cómo se podría encarar este problema con relación

al Gasoducto del sur, que atravesaría de norte a sur toda la cuenca amazónica, uno de los pulmones

del mundo.

Geopolítica de la integración

La importancia que ha adquirido el gas como energético y la urgencia de los países consumido-

res del cono sur de asegurar fuentes de suministro estable y a largo plazo, hacen que la integración

energética para el comercio de gas haya desatado corrientes geopolíticas en la zona que podrían

tener insospechadas consecuencias.

– Geopolítica del Anillo Energético.

El abastecimiento deficiente de gas de Argentina a Chile, impulsó a este último país a iniciar

tratativas para el suministro de gas peruano al norte de Chile. De lograrse este suministro, se podría

satisfacer el norte de Chile y aliviar la escasez de gas argentino de exportación. El flujo revertido de

los dos gasoductos de Salta a Chile podría ser la vía de importación de gas para Argentina por la red

existente e incluso para el gasoducto futuro del noreste argentino. Por estas consideraciones, Argen-

tina y Chile son los más entusiastas impulsores del proyecto.

La ejecución de la primera etapa de este proyecto se realizaría en una de las regiones geopolí-

ticamente más conflictivas del cono sur. Las relaciones Bolivia-Chile, Bolivia-Perú y Perú-Chile todavía

están cargadas de la herencia de la Guerra del Pacífico, contienda bélica en la cual Bolivia y Perú per-

dieron territorios a favor de Chile, resultando Bolivia privada de acceso soberano al Pacífico.


23�

La primera etapa del Anillo, que es el Gasoducto Pisco-Tocopilla, es de fundamental preocu-

pación en Bolivia. Para una mejor comprensión de lo indicado se adjunta un mapa simplificado del

posible gasoducto.

Como se puede apreciar, ese posible gasoducto transitaría por las conocidas como “provincias

cautivas”, área que el imaginario popular peruano no se ha resignado a haberlas perdido en la Guerra

del Pacífico. Un gasoducto peruano, atravesando “las cautivas” de norte a sur, podría interpretarse

como un primer paso para su recuperación. Lo grave para Bolivia es que justamente por esa área se

planea un corredor soberano de acceso al Océano Pacífico. Por tanto, ese posible gasoducto podría

enturbiar más las difíciles gestiones bolivianas de retorno al Pacífico. El imaginario popular boliviano

también ha consagrado la frase “Chile nos puso el candado al Pacífico y Perú tiene la llave”. El gasoducto

Pisco-Tocopilla podría significar que los que pusieron el candado y los poseedores de la llave hubieran

decidido echarla a las profundidades del océano.

El aspecto más inquietante de este proyecto de gasoducto es que incluso podría ser llevado a

cabo en forma bilateral y, aunque no se complete el Anillo energético, sus efectos serían los mismos.

Por otro lado, la necesidad de gas del norte chileno no puede ser ignorada, siendo este gasoducto

una de las mejores opciones para lograr ese suministro.

La nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia ha sacudido fuertemente a Brasil, que apa-

rentemente consideraba las reservas bolivianas firmemente comprometidas a su mercado, como una

especie de reserva doméstica.

Gráfico 12Gasoducto Pisco-Tocopilla

23�


En tal sentido, Brasil está presente en la agrupación de países que propugnan el Anillo energé-

tico y para este fin Petrobrás está suscribiendo en Perú compromisos de inversión en exploración para

incrementar las reservas del área de Camisea. Esta parecería ser una inversión a mediano plazo para

lograr gas de Perú, como alternativa al gas boliviano.

– Geopolítica del gran Gasoducto del sur.

El proyecto del gran Gasoducto del sur es una forma adicional en la que se manifiesta el jue-

go geopolítico del presidente Chávez, que propugna una nueva modalidad de integración entre los

países latinoamericanos que inicialmente se realizaría a través de la integración energética. Previa a

la oficialización de este proyecto, Venezuela se hizo presente en Argentina proveyendo petróleo y

refinados, bajo la modalidad de trueque.

Cuando se hicieron evidentes las grandes deficiencias argentinas para cubrir su demanda in-

terna de gas y menos sus compromisos de exportación, fue oficializado el ofrecimiento de un gran

gasoducto de Venezuela a Buenos Aires, que abastecería la demanda brasileña y la uruguaya para

terminar el recorrido en Buenos Aires.

Parecería que el gobierno venezolano pretendería a través del suministro de gas al cono sur,

sumar países tan importantes como Brasil y Argentina a su posición contestataria de la hegemonía

norteamericana en el continente. Por otro lado, el ofrecimiento del gasoducto también incorporaría

la futura producción boliviana para que el gas venezolano pueda llegar al cono sur complementando

el gas boliviano.

La iniciativa del Gran Gasoducto del sur ha sido acompañada por Argentina a nivel político con

entusiasmo. Brasil ha acompañado el proyecto con prudencia. Como resultado de la nacionalización

boliviana y la tensión entre Brasil y Bolivia, la prensa especializada reporta que se anticipa la firma de

un convenio de Petrobrás con PDVSA para incorporarse en el proyecto venezolano Mariscal Sucre y

explorar reservas de gas y convertir la producción en GNL (Energy New World Gas Report).

Es interesante anotar que el juego energético geopolítico venezolano en América del Sur estaría

afectando mayormente a los países del Atlántico y que por ese motivo, al haberse consolidado en Perú

una posición contestataria con la elección del presidente Alan García, se ha lanzado la iniciativa de

conformar la Asociación de los Países Latinoamericanos del Pacífico, sin haber definido claramente sus

fines, basada en la posición política de los países latinoamericanos con relación a Estados Unidos.

El gas nacionalizado y su participación en la integración energética del cono sur

Las reservas y la futura producción bolivianas están sujetas a tres vectores integracionistas: el

Anillo energético, el Gran Gasoducto del sur y la geopolítica boliviana, susceptibles de convertirse en

el centro de producción y transporte de gas del cono sur (Gas Hub), acompañada de su pretensión

de participar en el mercado mundial del gas a través de poder conformar un centro de producción

de GNL.

En ese macro-escenario, la participación boliviana en la integración energética continuaría bajo

las siguientes líneas:


23�

– El Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA)30.

Este gasoducto está siendo planeado bajo la premisa de que Bolivia y Argentina celebren un

contrato de provisión de gas boliviano a Argentina por un volumen de 20 MMm3/d, que adicionado

al contrato existente de 7,5 MMm3/d, daría un arreglo entre los dos países para un suministro de 27,5

MMm3/d por 20 años.

En principio ya existe un compromiso político de efectuar esta operación a través de YPFB como

vendedor y Enarsa como comprador, ambas empresas estatales. En este proyecto la nacionalización

boliviana es un factor decisivo porque encaja en el modelo político de la industria petrolera nacionali-

zada dispuesta a realizar operaciones de venta con otro ente estatal de país vecino.

Si bien no se ha avanzado en detalle, se espera que como derivación de este gasoducto se

pueda efectuar provisión de gas a Paraguay y Uruguay. Existe la disposición política de los tres países

(Bolivia, Paraguay y Uruguay) de encontrar la manera de que este suministro pueda ser realizado para

lo cual el GNEA resultaría la solución óptima. Esta futura operación podría pasar a ser parte del esque-

ma del Gran Gasoducto del sur, si éste último se lleva a cabo.

– Provisión de gas a Brasil.

La venta de gas por YPFB a Petrobrás, se realiza por un contrato vigente hasta 2019. Si bien al

presente ambas partes están sumidas en una discusión de precios –el vendedor planteando la mejora

o elevación de estos y el comprador manteniendo una fórmula de establecer periódicamente (cada

tres meses) la validez y duración del contrato– en ningún momento la venta ha sido puesta en duda,

por tanto, todo señala que el problema de los precios será superado y que la exportación continúe sin

interrupción. La exportación de gas a Brasil es la principal exportación de Bolivia y todo el sistema de

producción de los campos petroleros bolivianos, incluyendo el suministro interno, está ligado a ella.

Por tanto, la nacionalización no interrumpirá esa operación.

Adicionalmente, como ya se mencionó, Bolivia también provee gas a Cuiabá en Brasil a través

de producción hasta la fecha privada (Repsol-YPF), y un gasoducto privado (Enron-Shell) a un com-

prador también privado, en Cuiabá. Hasta la fecha las medidas nacionalizadoras no han tocado esta

operación, pero se podría ver seriamente afectada si el gobierno boliviano, por el hecho de que no

existe participación estatal en la operación, decidiera utilizar los volúmenes comprometidos como un

factor de ajuste en caso de faltantes para exportación en el contrato YPFB-Petrobrás.

– Provisión a Chile y el Anillo Energético:

La única posibilidad boliviana real de participar en una integración energética en la zona del

Pacífico medio es suministrando gas al norte de Chile. Esta posibilidad tiene dos grandes dificultades:

en primer lugar, hasta el momento Chile nunca ha planteado adquirir gas directamente de Bolivia

para no estar sujeta a la posibilidad de tener que tratar el problema del enclaustramiento marítimo

que sufre Bolivia a consecuencia de la Guerra del Pacífico; por otro lado, las necesidades de gas de

Chile son cada vez mayores y justificarían la construcción del Gasoducto Pisco-Tocopilla con provisión

desde Camisea. La necesidad del norte de Chile podría también ser provista por Bolivia más rápida

y económicamente sin tender un gasoducto, utilizando los dos gasoductos del norte argentino que

30. El Gasoducto NEA sería una línea para llevar gas de Bolivia hasta Buenos Aires por la región nororiental de Argentina que no está abastecida de gas.

238


están subutilizados. Esta posible operación significaría que por primera vez en esta parte del mundo

el transporte de gas lo haría un tercer país, que no es comprador ni vendedor. Podría ser una especie

de modelo de prueba para cada uno de los grandes proyectos de integración, como se mostró ante-

riormente.

En síntesis, la integración en América Latina está mayormente influenciada por diversas razones

políticas y la nacionalización es una decisión política. Dicho lo anterior, no se puede ignorar que to-

mará un tiempo hasta que la industria petrolera boliviana recobre su pujanza para acometer nuevos

proyectos como el suministro a Argentina, entre otros. En consecuencia, hasta que la industria petro-

lera boliviana alcancce un nivel de normalidad, la nacionalización ha puesto un cuarto intermedio en

todos los nuevos planes de integración energética del cono sur. Incluso los compromisos vigentes con

Brasil y Argentina son sujeto de preocupación si el nivel de inversiones en los campos bolivianos no

se recupera rápidamente.

El proceso de nacionalización todavía no ha concluido y una vez que tome sus rasgos definiti-

vos, se atravesará un período de reactivación hasta lograr niveles de producción que puedan garanti-

zar los convenios o contratos adquiridos.

Si bien en Europa el transporte de gas a través de varios Estados, respetando los volúmenes con-

tratados por cada uno de los países-mercado es una práctica acostumbrada, lo acontecido a finales de

2005, en cuanto a la apropiación de gas ruso por Ucrania para su consumo interno, aprovechando ser

país de tránsito, en detrimento de los usuarios de Europa Occidental, está desvirtuando esa seguridad

del sistema europeo. En América Latina no se tiene experiencia al respecto.

Este tema de la seguridad de suministro ha sido uno de los más arduamente discutidos en el

tratado internacional que se piensa debe regir el funcionamiento del Anillo.

Relación energética Bolivia-Chile, ¿es posible?

Chile, geográficamente es una larga franja (4.000 Km.) de territorio al oeste de Los Andes, que

limita con Perú al norte, con Bolivia y Argentina al este, y al sur con las aguas del mar Antártico. En

cierto modo, una especie de Israel de América del Sur, rodeado de vecinos con algún reclamo y con

sus espaldas al mar. También el país con los mejores pertrechos bélicos del continente y fronteras

minadas con Perú y Bolivia.

El consumo de energía chileno está focalizado en dos áreas, el norte (Regiones 1 y 2) y el centro

sur, mediando entre ellas más de 1.000 Km. con escaso consumo energético. Por esta configuración

geográfica y energética, Chile tiene relaciones energéticas fundamentalmente con Argentina.

Breve reseña del relacionamiento energético boliviano-chileno

El relacionamiento energético entre los dos países se inicia antes de que la integración energéti-

ca sea tema preponderante con el convenio para la construcción del oleoducto Sica Sica (en Bolivia) y

Terminal de Arica en Chile el año 1957. El oleoducto está concebido y ejecutado para cumplir con los


23�

compromisos de libre tránsito que Chile ha suscrito con Bolivia. En esta forma, el oleoducto termina

en un área donde se cuenta con las facilidades de almacenaje, embarque y desembarque de líquidos

a través de una línea submarina a una boya a 800m de la costa, donde atracan los tanqueros. En

resumen, un oleoducto y estación de embarque, no un puerto.

El convenio permite a Bolivia gozar de las facilidades indicadas por períodos de 20 años renova-

bles. Chile tiene prioridad en la adquisición del petróleo transportado por el oleoducto, facultad que

ejerció en forma esporádica. El oleoducto es la única línea de exportación de petróleo y derivados de

Bolivia por el Pacífico. Al presente, la exportación es de petróleo, gasolinas y petróleo residual de las

refinerías. También la terminal con sus instalaciones de almacenaje es utilizada para la importación de

diesel a Bolivia. El sistema funciona muy fluidamente y como se indicó es un conjunto de obras para

buscar libre tránsito para exportar e importar para Bolivia, no concebidas como obras de integración

energética.

La década de los noventa fue la década del gas en el cono sur. Las empresas estatales de pe-

tróleo de Bolivia y Chile, YPFB y ENAP conjuntamente con la empresa BHP (Broken Hill Proprietors)

que estaba operando en Bolivia, se asociaron para la realización de un estudio de factibilidad de un

gasoducto Bolivia-Chile, de la zona del Chapare (Bolivia) a Tocopilla (Chile). El estudio fue terminado

en 1995. Las partes intervinientes no pudieron ponerse de acuerdo en cuanto a los términos de la

operación y plazos de ejecución, por lo que el proyecto fue abandonado por las partes. La decisión

boliviana fue influenciada por las negociaciones que concurrentemente sostenía Brasil para el actual

gasoducto Santa Cruz-São Paulo.

La intención boliviana volcada hacia el Atlántico facilitó las negociaciones Argentina-Chile. Los

proyectos se materializaron rápidamente con la construcción de un oleoducto a Concepción, dos

gasoductos hacia la zona central de Chile y dos gasoductos de Salta al norte minero chileno. Esta

provisión de gas fue muy rápidamente aceptada por los consumidores chilenos y así, el gas empezó

a tomar una creciente importancia en el total del consumo de energía de Chile. En el gráfico 13 se

puede apreciar el proceso de penetración del gas natural en el consumo de energía de Chile.

Al igual que el resto del cono sur, Chile ingresó al siglo XXI firmemente comprometido con el

consumo del gas natural y Bolivia con reservas probadas no comprometidas de gran magnitud.

El fallido proyecto de exportación de GNL boliviano –que se inició en 2002– a través de facili-

dades a construir en la costa chilena, constituyó un hito muy importante en las relaciones energéticas

Bolivia-Chile. Desde su inicio en el proyecto no se aclaró cuál sería el tratamiento de las facilidades de

licuefacción y puerto de embarque del GNL. No se aclaró si las facilidades –que serían objeto de una

gran inversión estimada en US$3.000 millones de dólares– serían de libre tránsito como las de Arica,

o se crearía un enclave con soberanía limitada por un largo tiempo, o si se establecería una zona

marítima con soberanía boliviana. Estas indefiniciones, sumadas a otro conjunto de insatisfacciones

nacionales, sirvieron para rechazar masivamente el proyecto, al punto que ocasionó la renuncia del

Presidente en medio de acontecimientos muy lamentables. Un referéndum sobre política gasífera, po-

cos meses después, estableció que los hidrocarburos son un recurso estratégico que debe ser utilizado

para lograr la reivindicación marítima.

240


Como fruto de ese referéndum se estableció que cualquier arreglo de suministro de gas a

Chile o la instalación de facilidades de licuefacción de gas a la costa chilena deben ser considerados

conjuntamente con las negociaciones para la obtención de una salida útil y soberana para Bolivia al

Océano Pacífico, política que es rechazada por Chile. El tema se ha caldeado más aún al exigir que gas

boliviano importado por Argentina bajo ninguna forma sea pasado a Chile para solucionar o paliar las

dificultades de provisión argentina. Ese condicionamiento, enunciado como “ni una molécula de gas

boliviano a Chile”, ha enrarecido más el ambiente.

Ante las fallas del suministro argentino de gas, Chile recurrió a negociaciones discretas con

Perú para adquisición de gas de Camisea (International Gas Report). Esta iniciativa fue recogida por el

manto de la integración como el Anillo energético, entusiastamente promovido por Argentina y Chile.

Como se explicó, el Anillo en su primera etapa podría solucionar el abastecimiento del norte chileno

y liberaría a Argentina de esa obligación.

De todas maneras, Chile ha tomado la decisión de diversificar sus líneas de suministro de gas

y así ha iniciado la construcción de un puerto y las instalaciones para recibir GNL de ultramar e intro-

ducirlo en su sistema.

¿Es posible integrarse energéticamente con Chile?

Los cuatro gasoductos de Argentina a Chile son lazos muy fuertes y duraderos de integración

gasífera. Están dirigidos a las áreas importantes de consumo y con capacidad subutilizada que daba

fácil holgura para futuros volúmenes. Lamentablemente, los cortes intempestivos, además del in-

cremento de impuestos del lado argentino31, más las indefiniciones del desarrollo de la industria en

Argentina parecerían haber consolidado la convicción de no poder contar con un suministro confiable

de parte de Argentina. La solución chilena de ingresar al uso del GNL parecería ser la más acertada

31. Argentina acordó reconocer un precio de US$ 5 MMBTU al gas boliviano que importa, o sea, un aumento de 56% a los 7,5 MMm3/d acordados con Bolivia. Este mismo porcentaje de impuesto ha sido aplicado a los 20 MMm3/d de exportación a Chile ante gran disgusto y desilusión del gobierno de Chile.

Gráfico 13Participación del gas en el consumo energético de Chile


241

para abastecer esa parte de su territorio. El norte de Chile quedaría al margen si Chile no construye

facilidades para el ingreso de GNL en esa zona.

La provisión de gas de Camisea para el norte chileno parecía avanzar rápidamente, incluida

como primera etapa en el proyecto del Anillo energético con el posible Gasoducto Pisco-Tocopilla.

Incluso ese gasoducto podía ser acordado aun estando el Anillo en negociación. El sorpresivo plan-

teamiento sobre las fronteras marítimas ha causado la sensación de casi un plantemiento de mar por

gas, que tampoco goza de simpatía en Chile.

Para el norte chileno la solución natural y lógica desde el punto de vista de reservas de gas

es Bolivia. La posibilidad de llegar con gas al centro y sur de Chile es remota por no contar con un

gasoducto que conecte el centro y norte chilenos. Esta posibilidad se torna más remota aún con la

decisión de utilizar GNL en el centro y sur del país. De esta forma, con suministro argentino, aunque

sea irregular, y la llegada del GNL 2008 de ultramar o incluso de la planeada planta de GNL peruana,

la mayor parte (3/4) del consumo energético tendría varios oferentes, lo que se traduce en seguridad

de suministro.

En el norte chileno la posibilidad de suministro boliviano de gas sigue siendo la mejor opción,

desde el punto de vista técnico y económico. Esto podría ser realizado utilizando los dos gasoductos

de Salta a Chile. Las reservas bolivianas podrían fácilmente constituir un suministro creciente por los

próximos 20 años. Adicionalmente se debe anotar que esto tomaría menos tiempo que tender el ga-

soducto Pisco-Tocopilla lo que encarecería demasiado el precio del gas en Chile. Este suministro sería

factible si el objeto del gasoducto fuera instalar una planta de GNL.

El gran escollo continúa siendo la política de gas por mar en la que los gobiernos actuales de am-

bos países han estado trabajando con el objeto de alivianar o eliminar esa exigencia32. A más largo plazo,

la posibilidad de ingresar al mercado internacional con GNL boliviano licuificado en el Pacífico continúa

siendo una opción a mediano plazo para una integración en hidrocarburos entre Chile y Bolivia.

Adicionalmente, existen otros esquemas que no tropiezan con la política de gas por mar, tales

como la generación termoeléctrica en Bolivia y exportación de electricidad, teniendo como antece-

dente que esa situación ya existe entre Argentina y Chile, de Tucumán a Tocopilla.

El norte chileno es un área de consumo energético aislado por más de 1.000 Km. del resto del

país. Ni siquiera llega al sistema interconectado de electricidad, es una especie de nicho de consumo

energético con un consumo actual de 8 MMm3/d de gas, que podría llegar a 15 MMm3/d en los próxi-

mos diez años. Por tanto, el relacionamiento energético Bolivia-Chile debe estar inserto en un marco

más amplio de complementación económica, en el cual también debería participar Perú para que el

emprendimiento sea políticamente factible. Un perfil de rasgos gruesos podría ser un gasoducto ma-

yor para unos 50 MMm3/d, acompañado de un poliducto de unos 80.000 bpd, hasta una zona en la

costa del Pacífico, en la cual se puedan montar instalaciones de licuefacción (GNL) en el orden de 45

MMm3/d, una refinería acompañada de un complejo petroquímico y planta de GTL. Instalaciones que

procesen materias primas de Bolivia y Perú, y que sean el corazón de un área industrial para procesar

sales inorgánicas de Chile y Perú, todo sobre la base de provisión de energía del gas de Bolivia.

32. El presidente Morales indicó a El Mercurio de Chile que “el presidente Mesa se equivocó en el planteamiento de gas por mar”; La Razón, 28 de agosto de 2006.

242


Bibliografía

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243

Notas sobre los autores

Asdrúbal Baptista

Graduado en Economía y Derecho de la Universidad de Los Andes (ULA). Posgraduado en la Universidad de

Kent (Inglaterra). Entre sus publicaciones más recientes figuran El relevo del capitalismo rentístico: hacia un

nuevo balance de poder (2004); Venezuela siglo XX, visiones y testimonios, en calidad de coordinador editorial

y curador de la edición (2000). Es Profesor Titular del Instituto de Estudios Superiores de Administración (IESA) y

catedrático Simón Bolívar de la Universidad de Cambridge, Inglaterra. Desde enero de 2007 preside la Academia

Nacional de Ciencias Económicas, Venezuela.

Elsa Cardozo

Licenciada en Estudios Internacionales y Doctora en Ciencias Políticas de la Universidad Central de Venezuela.

Fue Profesora Titular de la Escuela de Estudios Internacionales de la mencionada universidad, desde donde parti-

cipó en la fundación y coordinación del programa de Postgrado en Relaciones Internacionales. Ha sido profesora

visitante en Macalester College (Minnesota), y del St. John Fisher Research for Foreign Scholars del Gobierno de

Canadá. Es autora de diversas publicaciones, entre las cuales figuran Laureano Vallenilla Lanz (2007) y Esteban

Gil Borges (2006), ambas formando parte de la Biblioteca Biográfica de Venezuela; La política exterior de la de-

mocracia: (des)ajustes y (des) equilibrios (2004); La democracia. De Rómulo Betancourt a Hugo Chávez (2004),

entre otras. Es columnista del diario El Nacional desde el año 2005. Actualmente, es Directora de la Escuela de

Estudios Liberales de la Universidad Metropolitana.

Mario García Molina

PhD en Economía de la Universidad de Cambridge, Inglaterra. Economista y Magíster en Historia de la Univer-

sidad Nacional, Colombia. Desde 1993 es Profesor Asociado del Departamento de Teorías y Política Económica

de la Universidad Nacional y Profesor Investigador de la Universidad de Externado, Colombia. Además, ejerce la

dirección del Observatorio Colombiano de Energía. Entre sus publicaciones más recientes figuran Seguimiento

a mercados eléctricos internacionales: una aplicación a los países andinos (2007); Oportunidades para la ex-

portación de energía a Estados Unidos. Más allá del TLC (2005) y “Crecimiento económico y balanza de pagos:

evidencia empírica para Colombia”, en Cuadernos de Economía nº 43 (2005).

Luis Lander

Ingeniero Mecánico, con estudios de Doctorado en Ciencias Sociales de la Universidad Central de Venezuela

(UCV). Profesor de la Facultad de Ciencias Económicas y Sociales de la Universidad Central de Venezuela. Autor

de más de veinte artículos en revistas académicas nacionales e internacionales, sobre temas energéticos destaca,

entre otros, “Venezuela’s Oil Reform and Chavismo” (2002). En 2003, fue editor del libro Poder y petróleo en

Venezuela.

244

Carlos Mendoza Pottellá

Economista y Magíster en Economía y Administración de los Hidrocarburos de la Universidad Central de Ve-

nezuela. Como académico dirigió el Postgrado en Economía y Administración de Hidrocarburos y coordinó el

Área de Postgrados en Ciencias Económicas de la Facultad de Ciencias Económicas y Sociales de la Universidad

Central de Venezuela. Ejerció importantes cargos en el servicio diplomático: Embajador Extraordinario y Plenipo-

tenciario de la República Bolivariana de Venezuela en el Reino de Arabia Saudita (2000-2002) y Embajador Ex-

traordinario y Plenipotenciario de la República Bolivariana de Venezuela en la Federación de Rusia (2003-2005).

En 2002 fue nombrado Director de Petróleos de Venezuela (PDVSA). Actualmente es Profesor Asociado de la

Universidad Central de Venezuela y Asesor de la Presidencia del Banco Central de Venezuela.


Ingeniero Químico de la Universidad de Stanford (EEUU) e Ingeniero Petrolero de la Universidad de Oxford (Gran

Bretaña). Como funcionario del gobierno boliviano ejerció los cargos de Director General de Hidrocarburos, Mi-

nistro de Planeamiento, Ministro de Energía e Hidrocarburos y Superintendente de Hidrocarburos, entre otros.

Además, ocupó el cargo de Primer Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Es columnista de prestigiosas revistas especializadas en el tema energético, como Energy Press y Geopolitics of

Energy. Actualmente se desempeña como consultor privado en el campo de la política energética.

Edgar C. Otálvora

Economista, egresado de la Universidad de los Andes, Mérida. Magíster en Historia de América Contemporánea

de la Universidad Central de Venezuela. Ocupó en la administración pública venezolana importantes cargos

vinculados con la política internacional: Secretario Ejecutivo de la Comisión Presidencial para Asuntos Fron-

terizos Colombo-Venezolanos (1990-1993), Viceministro en el Ministerio de la Secretaría de la Presidencia de

la República (1993-1994), Consejero de la Embajada de Venezuela en la República de Colombia (1994-1996)

y Cónsul General en Consulado General de Venezuela en Belem do Pará, Brasil (1998-2000). Actualmente es

Profesor de la Cátedra de Relaciones Internacionales II de la Universidad Central de Venezuela (UCV), editor

del servicio outsourcing de información política y económica sobre América Latina (InformECO) y consultor en

materia de economía y política internacional. Entre sus publicaciones más recientes figuran Raimundo Andueza

Palacio (2006), en la Biblioteca Biográfica de Venezuela, Aproximación a la Agenda de Seguridad de Venezuela

con Brasil (2005) y La crisis de la Corbeta Caldas (2003).

Rafael Quiroz Serrano

Economista y Magíster en Economía y Administración de Hidrocarburos de la Universidad Central de Venezuela.

Ha sido Subsecretario del Senado de la República, Secretario del Congreso de la República, directivo de la Unión

Parlamentaria Mundial, Cónsul General de Venezuela en Cúcuta (Colombia), Cónsul General de Venezuela en

São Paulo (Brasil), y Director Ejecutivo del Despacho de Petróleos de Venezuela (PDVSA). Es autor de numerosas

publicaciones, entre las cuales se encuentran Meritocracia petrolera, ¿mito o realidad?, Sector público y neoli-

beralismo, Avanzar para un Mercosur ampliado, La desmitificación petrolera y Una respuesta al neoliberalismo.

Actualmente es Asesor del Presidente del Banco Central de Venezuela y Profesor de la Universidad Central de

Venezuela.

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Kirsten Westphal

Profesora Asistente en el Departamento de Ciencias Políticas de la Universidad Justus Liebig de la ciudad de

Huyesen, Alemania. Es integrante de un proyecto internacional sobre relaciones energéticas entre la Unión Eu-

ropea y Rusia. Ha pasado largas estadías de investigación en Rusia y América Latina. Además, ha sido consultora

y becaria en empresas del sector privado y ha trabajado en varias misiones de la Unión Europea y la Organización

para la Seguridad y la Cooperación en Europa (OSCE) en América Latina, Europa Oriental y Asia. Tiene numero-

sas publicaciones sobre temas relacionados con las relaciones energéticas internacionales.

Raúl Wiener

Bachiller en Economía con postgrado en Planificación Económica de la Universidad de San Marcos, Perú. Di-

rector General de Investigación del Centro Nacional de Productividad (CENIP), entre 1979 y 1981, y Director

de Administración del Instituto de Apoyo Agrario (IAA), entre 1986 y 1988. Entre 1987 y 2003 ocupó diversos

cargos directivos en el Centro de Proceso Social. Actualmente se desempeña como Secretario Técnico de la Pla-

taforma Interamericana de Derechos Humanos Democracia y Desarrollo, Capítulo Perú. Entre sus más recientes

publicaciones se encuentran Crímenes de cuello y corbata (Deuda corrupta) (2005), Auge exportador, pobreza

de las regiones (2005) y Agua para vivir y agua para lavar (2005).

Este volumen se terminó de imprimir en el mes de mayo de 2007, en los talleres de Tipografía Principios, Teléfono: (212) 860.73.05, Caracas, Venezuela. En su diseño se utilizaron caracteres de la familia tipográfica Frutiger. En su impresión se usó papel Tancreamy. La edición consta de 500 ejemplares.

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