Baterías de recambio

El presidente Evo Morales encendió la mecha con la nacionalización de los hidrocarburos bolivianos. Y las chispas siguen esparciéndose por la región. La reciente decisión del Gobierno boliviano de aumentar en un 60 por ciento el precio del gas natural que vende a Brasil y un 50 por ciento el que envía a Argentina —además de las restricciones para que este recurso energético sea reexportado a Chile— puso en negro sobre blanco la necesidad que tienen las mayores economías sudamericanas de encarar rápidamente un plan para diversificar sus fuentes energéticas.

Las razones saltan a la vista. En primer lugar, hay una creciente demanda de energía eléctrica en América Latina, que este año aumentará en torno al 6 por ciento, según analistas. Y todo indica que la tendencia se profundizará. Según un informe de PricewaterhouseCoopers, el consumo de energía por habitante promedio en Sudamérica es menos de la mitad del de países como España o Italia, lo que refleja un alto potencial de crecimiento futuro. La única solución para una demanda en alza es aumentar al mismo ritmo la oferta. De lo contrario, los costos se dispararán. Eso está sucediendo en Brasil, donde Petrobras (Nº 3 en el ranking de AméricaEconomía) anunció que incrementará en un 6 por ciento el precio del gas natural que vende a las distribuidoras debido al aumento del 10 por ciento del gas de Bolivia.

Sin embargo, Brasil está lejos de ser gas-dependiente y empresas locales como CPFL Energía (Nº 89) apuestan ciento por ciento en la hidrogeneración. “Nuestro mercado ha crecido estos últimos años entre un 4 por ciento y 5 por ciento”, dice Víctor Fagá, gerente de relaciones con inversionistas de CPFL Energía (Nº 89). Pero no todos concuerdan con esta política. “Las fuentes energéticas de Brasil son 85 por ciento hidroeléctricas, pero se necesita un mix”, dice Rowe Michels, analista de Bear Stearns, en Nueva York. “En el largo plazo crecerán más las fuentes termoeléctricas”. Para Michels, eso será así porque las plantas hidroeléctricas demoran más tiempo en su construcción (al menos cinco años) y enfrentan, generalmente, la negativa de ambientalistas y políticos, factores que retrasan su puesta en marcha.

bendita lluvia

En tanto, en Chile el sistema regulador de tarifas fue modificado a través de la Ley Corta II que aumenta los precios de generación como respuesta a la escasez de gas natural y al crecimiento de los costos de los insumos alternativos. “En el norte de Chile el sistema interconectado es absolutamente termoeléctrico y aunque debiera depender en un 60 por ciento de gas, 35 por ciento de carbón y 5 por ciento de petróleo, por la falta de gas el componente carbón ha aumentado mucho”, dice Francisco Aguirre, socio director de la consultora Electroconsultores.

La chilena Enersis (Nº 40), el grupo eléctrico privado con mayores ventas en la región, con activos en Chile, Argentina, Brasil, Perú y Colombia, ha sido testigo de este aumento tarifario. Y gracias al buen caudal de lluvias que alimentaron a su generadora Endesa Chile (Nº 143), cuyo 76 por ciento de fuentes son hidrológicas, sus costos no han aumentado tanto como sus precios. “Si uno tiene agua o no, es una coyuntura; pero en condiciones de normalidad un productor hidráulico con costos marginales altos percibe beneficios, aunque también hay que reconocer que cada cierto tiempo se producen sequías y uno puede tener pérdidas importantes”, aclara Mario Valcarce, gerente general de Enersis.

Es que Enersis ha visto las dos caras de la moneda. Mientras descansa sobre ventas por US$6,277.2 millones en 2005, un 29.1 por ciento más que en 2004 (calculado en pesos chilenos es 13 por ciento), no se olvida de la crisis energética y la sequía de 1999, cuando sólo contabilizaba deudas. “En todos los países en que estamos hay un marco regulatorio estable y buenas relaciones de precios”, dice Valcarce. “El único lugar donde los precios están congelados es Argentina”.

A nivel regional Enersis invierte US$650 millones anuales y atenta a los vaivenes de la naturaleza, está desarrollando proyectos tanto termo como hidroeléctricos. Entre ellos figura una central térmica, San Isidro II, en Quillota, en el centro de Chile, la que va a comenzar a operar con diesel en 2007 y en 2008 debería quemar Gas Natural Licuado (GNL) de una planta que se está promoviendo en conjunto entre Endesa, Metrogas y Enap (No. 37). “La idea es traer gas desde otros lugares y esto combinarlo con un desarrollo hidráulico que es propio del país”, dice Valcarce.

En tanto en Brasil, Enersis agrupó todos sus activos de generación en una sola empresa, Endesa Brasil, para atraer fondos de terceros y generar inversiones. Y en Colombia acaban de comprar la central térmica Termocartagena, de 186 megawatts.

alto riesgo

Pero Enersis no es la única empresa que piensa meterse las manos a los bolsillos. Según el Sistema de Impacto Ambiental (Seia) de la Comisión Nacional de Medio Ambiente y las propias empresas, en Chile se han presentado proyectos por US$2,170 millones, una cifra cinco veces más alta que las iniciativas que existían en los 12 meses anteriores a la Ley Corta II. “Muchos proyectos que no eran eficientes por tamaño, ahora sí lo son”, dice Raimundo Valdés, analista de Santander Investment, en Chile.

Una realidad opuesta a la argentina, donde el Gobierno congeló buena parte de los precios de los hidrocarburos tras la crisis del 2001. Esto está haciendo poco atractiva la inversión con la consecuente —y riesgosa— caída de las reservas de gas y petróleo. En México también hay algunos signos negativos. El sector eléctrico está dominado por el Gobierno a través de la Comisión Federal de Electricidad (Nº 5), la mayor empresa del sector eléctrico de América Latina, con ventas en 2005 de US$17,292.9 millones. Pero la empresa está lejos de la eficiencia financiera debido a la alta carga impositiva y a la política de subsidios a las tarifas que debe asumir en sus costos. “Se debe dar una mayor autonomía y que las tarifas no las decida sólo el Gobierno, sino el mercado”, dice Guillermo Pineda, socio de la Industria de Energía en Pricewaterhouse Coopers, en México.

Esta situación está comenzando a cambiar a través de modificaciones en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) sancionada en 1992, que permitió la inversión privada en la generación de energía eléctrica bajo las modalidades de autoconsumo, cogeneración, generación en pequeña escala y productores independientes, la que representa actualmente el 20 por ciento de la generación eléctrica del país.

Por otro lado, ya se están construyendo plantas de regasificación de GNL en el Golfo de México para tener gas más barato del que se importa desde Estados Unidos. Esas inversiones las están haciendo gigantes internacionales, como Shell y Mitsui. “Con esto se podrían generar ahorros de entre 20 por ciento y 30 por ciento en costos”, dice Pineda, de PWC México. “El problema es encontrar de dónde traer el gas”.

Ése es el quid de la cuestión. Y allí es donde Bolivia vuelve a estar en el centro de todas las miradas. “México esperaba conseguir gas desde Perú o Bolivia, pero como está la situación, se ve difícil”, dice Pineda. Habrá que seguir buscando ideas luminosas para no quedar a oscuras.