- América Latina está cada vez más lejos de alcanzar el equilibrio en el mercado eléctrico. El consumo crece y la oferta lo sigue corriendo de atrás
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Es natural: la bonanza económica está impulsando el gasto en energía. “La región experimenta tasas de expansión económica casi sin precedentes y la demanda de energía eléctrica sigue ese ritmo de crecimiento”, dice Daniel Montamat, ex secretario de Energía de Argentina y actual presidente de la consultora Montamat y Asociados, en Buenos Aires.
“El problema es que la oferta, salvo honrosas excepciones, sigue de atrás”. Así, algunos estudios esperan que de aquí a 2020 la demanda duplique los niveles de oferta.
El encarecimiento de los combustibles, como el gas y el petróleo (sobre cuya base funcionan muchas plantas generadoras de energía eléctrica en la región), ha puesto al sector en aprietos.
En Argentina ya han comenzado los cortes de electricidad para la industria y en Chile la falta de suministro de gas desde ese país hace temer que para 2010 haya que elaborar planes de racionamiento eléctrico. En Brasil, en tanto, algunos piensan que si las lluvias no son suficientes para mantener los niveles de las represas hidroeléctricas (que cubren el 80 por ciento de la demanda energética), ese mismo año la electricidad no alcanzará para abastecer a la demanda.
La culpable de todo es la falta de inversiones, provocada por regulaciones equivocadas y un ambiente político que las desincentiva. “El crecimiento de la demanda en América Latina es normal para los países en desarrollo”, dice Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, en Santiago.
“El problema es que las normativas y políticas en torno al sector durante los últimos 20 años fueron incapaces de prever lo que ocurriría y algunos gobiernos han querido volver al pasado, resintiendo sus sectores energéticos”.
LOS CASOS DE BOLIVIA Y VENEZUELA
Bolivia es un caso elocuente. A pesar de que es el segundo país con más reservas de gas en Sudamérica (con 1.46 billones de metros cúbicos), la nacionalización efectuada en 2006 tiene al sector sin inversiones y sin cumplir sus compromisos de abastecimiento a otros países.
Por ejemplo, la planta termoeléctrica que genera el 40 por ciento de la electricidad del estado de Mato Grosso, en la ciudad brasileña de Cuiabá, debió parar sus funciones por falta de gas boliviano y recurrir a otras fuentes. Bolivia tampoco puede entregar los 7.7 millones de metros cúbicos diarios de gas comprometidos a Argentina: llega sólo a 5.3 millones.
En Venezuela, la estatización de Electricidad de Caracas hace perder dinero a los privados: la estadounidense AES registró un rojo de US$ 455 millones en el primer trimestre debido a una tarifa relacionada con la venta de sus acciones en la firma. Pero algunos actores están comenzando a ver la cara menos oscura del problema.
En países con marcos regulatorios más estables, los altos precios de la energía están estimulando las inversiones. “Hay oportunidades de inversión en potencia instalada, nuevas tecnologías y en interconexiones, tanto eléctricas como gasíferas, así como en la implementación de políticas de eficiencia energética”, dijo hace poco Ignacio Antoñanzas, gerente general de la chilena Enersis, empresa que también está presente en Colombia, Argentina y Brasil.
Igualmente en Chile, el crecimiento de la demanda tienta al grupo Luksic para entrar en el negocio eléctrico: está evaluando la compra de la distribuidora Emel, en venta por parte de la estadounidense PPL. La española Unión Fenosa, en tanto, anunció que invertirá US$ 1,200 millones de aquí a 2011 en proyectos de energías renovables en América Latina, equivalentes a unos 1,400 MW. De éstos, entre 700 y 1,200 MW corresponden a energía eólica en México.
De la mano de regímenes más flexibles, México también está atrayendo inversiones. Otra española, Iberdrola —que tiene un acuerdo con la Comisión Federal de Electricidad mexicana para venderle electricidad durante los próximos 25 años—, inauguró recientemente en el estado de San Luis de Potosí la mayor central de ciclo combinado del país, tras invertir US$280 millones. Con ésta, de 1,135 MW, el grupo pasa a ser el primer productor privado del país.
