AGUA POTABLE Y SANEAMIENTO EN ECUADOR:

La cobertura de agua potable y saneamiento en Ecuador aumentó considerablemente en los últimos años. Sin embargo, el sector se caracteriza por:

(i) bajos niveles de cobertura, especialmente en áreas rurales;

(ii) pobre calidad y eficiencia del servicio; y

(iii) una limitada recuperación de costos y un alto nivel de dependencia en las transferencias financieras de los gobiernos nacionales y subnacionales. Es más, existe una superposición de responsabilidades, tanto dentro del gobierno nacional como entre los distintos niveles gubernamentales.

Política y Regulación en Ecuador:

La Subsecretaría de Agua Potable, Saneamiento y Residuos Sólidos (SAPSyRS) del Ministerio de Desarrollo Urbano y Vivienda (MIDUVI) está legalmente investida con la facultad de establecer políticas sectoriales. No obstante, no existe una definición clara de los roles y responsabilidades de los diferentes actores nacionales y subnacionales. Tampoco existe un ente autónomo regulador de los servicios de agua y saneamiento. Los actores en el sector incluyen al Fondo de Solidaridad, al Banco del Estado (BdE), al Fondo de Inversión Social de Emergencia (FISE), a las ocho Corporaciones Regionales de Desarrollo (que están enfocalizadas en el riego), a diversos ministerios del gobierno y gobiernos provinciales y municipales, entre otros.

A pesar de que Ecuador cuenta con una Política Nacional de Agua y Saneamiento (Decreto Ejecutivo No. 2766 del 30 de julio de 2002), dicha política está formulada en términos relativamente vagos y evita tomar una posición bien definida en cuanto a temas sensibles, como los subsidios a las inversiones en agua y saneamiento (por los gobiernos nacionales y subnacionales) y a quién debería recibirlos. Un Comité Interinstitucional de Agua y Saneamiento del Ecuador (CIASE) sirve de espacio de intercambio de experiencias en colaboración con el MIDUVI.

Provisión de servicios

Las 219 municipalidades del país son las responsables de la entrega de los servicios en los cascos urbanos municipales, ya sea directamente o a través de empresas municipales autónomas. En el año 2001, en Guayaquil se ha delegado el servicio a la empresa privada Interagua, a través de una concesión. La empresa prestadora municipal ECAPAG se convirtió al mismo tiempo en ente regulador de la empresa privada.

En áreas rurales más de 5,000 Juntas Administradoras de Agua Potable prestan los servicios. La mayoría sobreviven a su suerte en condiciones de abandono, debido a niveles de tarifas muy bajas, el descuido de las fuentes y una falta de una institución dedicada al apoyo a las Juntas hace la disolución del IEOS en 1992.

AGUA POTABLE Y SANEAMIENTO EN CHILE:

Los servicios de abastecimiento de agua y saneamiento en Chile se caracterizan por sus altos niveles de cobertura y buena calidad. A diferencia de la mayoría de los demás países, el sector chileno de agua y saneamiento se distingue porque la mayoría de las empresas de abastecimiento urbano de agua son de propiedad privada o están operadas por actores privados. El sector también se enorgullece en contar con un marco normativo moderno y efectivo que incluye un innovador sistema de subsidios en protección de los pobres, para posibilitar que se apliquen tarifas de autofinanciamiento sin que se vean afectados. Uno de sus puntos débiles son las pérdidas relativamente altas de agua, sin embargo, ello no se reconoce totalmente en las tarifas, puesto que se determinan con base a una empresa modelo. La situación se puede explicar en parte por los buenos indicadores económicos y la situación política estable, que favorecieron un desarrollo sostenible del sector.

POLITICA Y REGULACION EN CHILE:

La responsabilidad por las políticas sectoriales de Chile recae, primeramente, en el Ministerio de Obras Públicas, el cual otorga las concesiones y promueve el abastecimiento de agua y el saneamiento en zonas rurales a través de su Departamento de Programas de Saneamiento. La responsabilidad normativa en las zonas urbanas es compartida por el ente regulador económico, la Superintendencia de Servicios Sanitarios(SISS) y el Ministerio de Salud, el cual establece las normas de calidad del agua potable.

La SISS controla los servicios de agua potable y saneamiento según las normas de finanzas y calidad. Para garantizar la independencia política, fue creada como institución descentralizada con presupuesto propio. La SISS tiene el derecho de imponer multas a las empresas cuando observa una infracción de las normas, que directamente forman parte del presupuesto de la agencia. Además, la SISS recibe y revisa reclamos de los clientes y actúa conforme a la validez del reclamo. La agencia dispone de bases de datos de la totalidad de las 53 empresas sanitarias urbanas.

El sistema normativo del sector agua y saneamiento de Chile es considerado por la Organización Mundial de la Salud (OMS) como un modelo, no sólo para América Latina, sino también para Europa. Una de sus características más innovadoras es la utilización de un modelo de empresa eficiente hipotética que ayuda a determinar si los incrementos tarifarios que solicitan los proveedores de servicio son justificados.

LA REGULACIÓN DE GAS NATURAL EN AMERICA LATINA:

Argentina: un país con un mercado maduro

En la Argentina el consumo de gas natural presenta una gran difusión. Argentina cuenta con la mayor red de gasoductos para transporte y distribución (50 000 km) de la región. El gas natural constituye la segunda fuente en importancia para la generación eléctrica en plantas térmicas después del petróleo residual (fuel oil). Se prevé que este combustible penetrará aún más en el mercado y reemplazará volúmenes importantes de combustibles líquidos, con mejores rendimientos en las plantas térmicas.

En 1992 y 1993 se privatizaron las empresas YPF y Gas del Estado. Con la privatización de YPF toda la producción de gas natural quedó en manos de empresas privadas, las cuales disponen libremente de ella. Tres empresas productoras concentran cerca del 81% de la oferta de gas en Argentina: YPF, Pérez Companc y Tecpetrol (64, 11 y 6%, respectivamente).

Con la privatización de Gas del Estado en 1992 se produjo la separación de las actividades de transporte y distribución. La privatización supuso la venta de los dos gasoductos más importantes a empresas distintas -Transportadora de Gas del Norte (TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS)- las mismas que cuentan con una red de gasoductos que conectan los centros productores con las diferentes ciudades del país. A mediados de los años noventa esas empresas transportaban, respectivamente, alrededor del 65 y el 35% del gas natural producido en Argentina.

El transporte y la distribución de gas natural son considerados como actividades de servicio público, por lo cual el Estado ejerce una importante función reguladora, encargada al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) en aspectos relacionados con las concesiones, acceso a las redes de transporte y distribución, tarifas y protección del consumidor.

Bolivia: La prioridad de la exportación de gas natural.

Con reservas de unos 110 000 MMm3 Bolivia ocupa el séptimo lugar en América Latina. El gas natural tiene una gran importancia en la producción de energía primaria (58% del total), seguido por el petróleo (24%) y la hidroenergía y la leña (6 y 7%).

La mayor parte de la producción de gas natural no se consume en el país, sino que se exporta a Argentina y a Brasil; además, hay compromisos de abastecimiento con Paraguay, aunque en bastante menor medida. Es por ello que la participación del gas natural en la oferta nacional de energía primaria alcanza a sólo 25% mientras que el petróleo representa el 42%.

Como resultado del proceso de capitalización de YPFB -en 1996 y principios de 1997- las empresas privadas controlan actualmente toda la producción de gas natural en virtud de contratos de riesgo compartido con YPFB.

La nueva Ley de Hidrocarburos (Nº 1689, de abril de 1996) establece las modalidades de desarrollo de la industria de gas natural, las características del ente regulador y los mecanismos y modalidades de regulación del mercado; se norma tanto la exportación como el consumo interno, con una clara orientación a favor de las exportaciones. La Ley determina que los productores deberán satisfacer la demanda de gas natural que deriva de los compromisos de exportación del Estado boliviano.

La construcción del gasoducto Santa Cruz-São Paulo es uno de los proyectos más importantes de Bolivia de los últimos 20 años y prevé el aprovisionamiento de 105 000 MMm3 (3.7 billones de pies cúbicos).

El gasoducto, de 3 700 km de longitud, requiere una inversión de 2 000 millones de dólares. El acuerdo tiene una duración de 20 años. En los primeros ocho años se exportarían 8 MMm3 diarios y en los 12 años restantes 16 MMm3 diarios, lo cual hace un total de 93 000 MMm3 para todo el período.

Se proyecta construir un gasoducto a Paraguay. En septiembre de 1996, ambos gobiernos firmaron un contrato para la exportación de gas natural por 2.4 MMm3 diarios. El volumen subiría hasta 3.3 MMm3 en un plazo de 10 años.

Se trata de convertir a Bolivia en un centro de conexión de los proyectos de integración energética del gas natural. También se desarrollará el mercado interno, siempre y cuando ello no implique postergar la integración energética regional.

Colombia: Hacia la masificación del consumo de gas natural

Las reservas de gas natural de Colombia, con 214 000 MMm3, la sitúan en cuarto lugar entre los países de la región. El gas natural ocupa el tercer lugar entre los productos de energía primaria de Colombia con cerca del 10% del total; la participación del petróleo es de casi 49% y el carbón mineral aporta el 26%. Luego vienen la leña y la hidroenergía con el 7% y el 5%.

La producción de gas natural (7 674 MMm3 en 1995) se destina íntegramente al consumo interno. El petróleo aporta 43% de la oferta total de energía primaria, y el gas natural 13%, proporción similar a la del carbón (13.4%) y la leña (13.3%). Los productores de gas natural han suscrito contratos de asociación para entregar el producto a un precio determinado a ECOPETROL, empresa que determina las formas de transporte y distribución del producto en el mercado interno.

La empresa estatal de petróleo, ECOPETROL, está encargada de desarrollar el programa de masificación del consumo de gas. En 1992, el Ministerio de Minas y Energía aprobó el plan general de transporte de gas natural, según el cual ECOPETROL debe desarrollar la red troncal nacional. Con esta red se abasteció a 517 000 consumidores en 1995 y se espera llegar a 2 millones en el año 2000, con una inversión total estimada en unos 3 mil millones de dólares, a lo que debe agregarse la instalación de plantas termoeléctricas que serán alimentadas con gas natural según se prevé en el plan de expansión de energía eléctrica 1995-2007.

La estrategia gasífera de Colombia se basa en la siguiente división de tareas:

i) El sistema de transporte será desarrollado por ECOPETROL de manera directa o a través de inversiones privadas por medio de sistemas conocidos como el BOT (Build-Operate-Transfer) o similares, y por concesiones otorgadas por el Ministerio de Minas y Energía.

ii) La construcción y operación de las redes de distribución urbana estarán a cargo de empresas privadas o mixtas, en las que pueden participar los departamentos o municipios.

iii) Se creará una nueva entidad encargada de la administración del sistema de transporte y comercialización del gas con participación del sector privado.

iv) Se instituirá un sistema de regulación especial así como una legislación independiente para la industria del gas natural.

Colombia proyecta un aumento considerable del mercado interno del gas natural, aprovechando las grandes reservas del país. ECOPETROL tiene un papel importante que cumplir, pues se encargará de construir los gasoductos y promover la iniciativa privada. Ya está en vigencia la legislación para regular el transporte y la distribución de gas natural.

Chile: Dependencia energética y sustitución de fuentes

Las reservas de gas natural de Chile ascienden apenas a 48 000 MMm3. El gas natural ocupa el segundo lugar en la producción de energía primaria con 24% del total; le aventaja la leña con poco más del 38%, hidroenergía aporta el 20%, el carbón mineral el 11% y el petróleo un poco menos del 7%.

Para satisfacer las necesidades energéticas del mercado interno, Chile importa alrededor de 180 000 barriles diarios de petróleo; esa fuente cubre el 46% de la oferta total de energía primaria, seguida de la leña y el carbón mineral con 19% y 15%, respectivamente.

El gas natural y la hidroenergía contribuyen con un 10% cada uno. Chile se ha propuesto aumentar el consumo interno de gas natural, basándose en la importación de gas natural de Argentina. En julio de 1995, los gobiernos de Chile y Argentina suscribieron un protocolo por el cual se liberaliza el intercambio de gas natural, lo que implica que no se imponen restricciones para que productores y compradores de las dos naciones negocien libremente volúmenes, transporte, precios, lugar de origen y condiciones de los correspondientes contratos comerciales. El desarrollo de la industria de gas natural en Chile está enteramente en manos de la empresa privada, y en ese proceso la integración gasífera con Argentina cumple un papel fundamental. El gasoducto pionero entre Chile y Argentina fue el de Tierra del Fuego, tendido en virtud de un consorcio formado por YPF y Bridas de Argentina y Chauvco de Canadá. En los últimos años se han construido tres gasoductos entre Argentina y Chile. En agosto de 1997 se inauguró el gasoducto de propiedad de GasAndes, consorcio integrado por las empresas argentinas Techint y Compañía General de Combustibles, Novacorp  de Canadá y las chilenas Gasco y Chilgener. Este gasoducto, que abastece el mercado de Santiago, el más importante del país, introducirá grandes modificaciones en el balance energético chileno pues impulsará la construcción de centrales térmicas para la producción de electricidad, lo que favorecerá la sustentabilidad del proceso de aprovechamiento energético.

En febrero de 1997 se suscribió el contrato entre la empresa chilena ENDESA y el consorcio norteamericano CMS Energy para construir un gasoducto entre la provincia argentina de Salta (Campo de Durán) y la provincia de Atacama, en el norte de Chile. El objetivo principal del proyecto es abastecer centrales térmicas y empresas mineras del norte, donde se concentra el 30% de la producción mundial de cobre. Se calcula que la inversión total asciende a 900 millones de dólares.

El gasoducto del Pacífico (GasSur) unirá los campos de Neuquén con la localidad de Bío-Bío, en el sur de Chile. Tendrá una longitud de 530 km y la inversión será de 400 millones de dólares. El consorcio, liderado por Nova International (Canadá), junto con Gasco, YPF y El Paso Energy, invertirá otros 44 millones de dólares en servicios de gas natural (transporte y comercialización), así como en GasSur, un sistema de distribución comercial y residencial para la ciudad de Concepción (Petroleum Economist, varios números).

México: Participación privada en el transporte y distribución

El consumo de energía primaria de México se caracteriza por el claro predominio del petróleo con 69% del total (OLADE, 1996b). El gas natural representa el 16% y el gas asociado y el gas no asociado cerca del 3% del consumo total, mientras que los condensados contribuyen con 2%. Así, en conjunto, los hidrocarburos representan el 90% del consumo nacional de energía primaria. El 10% restante está constituido por la hidroenergía (3%), leña (3%), bagazo de caña (1%) y otros tipos de energía (1%).

El renglón más importante en el consumo de gas natural es la extracción de licuables, los consumos propios del sector, el empleo de combustible en la generación de electricidad y los consumos finales no energéticos.

Otro rubro importante es el de consumo industrial, en el que destaca la demanda de la industria petroquímica.

El gas natural no ha logrado penetrar en el sector residencial y su empleo en el transporte es nulo. La totalidad de las importaciones y exportaciones de gas natural efectuadas por México provienen de los Estados Unidos o se dirigen a este destino.

La producción de gas natural sigue siendo un monopolio estatal a cargo de PEMEX, no habiéndose producido ningún cambio en ese régimen en lo que va de los años noventa. Sin embargo, se han producido importantes modificaciones en el transporte y la comercialización del gas natural. En 1995 el Congreso aprobó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional, permitiendo que el transporte, almacenamiento y los vendedores y compradores negociarán y contratarán el precio de compraventa del gas, los volúmenes involucrados, las garantías necesarias y otras condiciones comunes a este tipo de contratos, así como el transporte de gas, incluido los gasoductos correspondientes, desde los puntos de entrega a los centros de consumo.

Los cambios en la legislación son indicativos del impulso que se le quiere dar al consumo interno de gas natural, que todavía sólo abastece el 4% del consumo de energía residencial y no ha penetrado aún en el transporte. Habría, pues, fundadas expectativas de una ampliación futura de la demanda interna.

La reforma no abarca los aspectos relacionados con la explotación y producción de gas natural, que seguirán siendo de exclusiva responsabilidad de PEMEX.

Sin embargo, las empresas privadas podrán construir y poseer nuevos gasoductos como complemento de la red troncal de 12 000 km de PEMEX. Las empresas privadas tendrán libre acceso a la red de PEMEX, así como ésta lo tendrá a los ductos de las empresas privadas. PEMEX estima que éstos y otros proyectos podrían generar inversiones privadas por unos 4 000 millones de dólares en los próximos años.

La nueva política pone término al monopolio estatal del transporte y la distribución del gas natural en México. Presumiblemente PEMEX no participará en la construcción de nuevos ductos, salvo en casos excepcionales relacionados con la producción de petróleo y gas.

Perú: Predominio de la iniciativa privada y desarrollo del mercado interno

Las reservas de gas natural de Perú ascienden a 201 000 MMm3 y les corresponde el quinto lugar en América Latina. La mayor parte de las reservas son las de Camisea, en el Cuzco, cuya fase de explotación está por iniciarse. Se estima que las reservas de gas natural y condensados de Camisea podrían llegar a unos 340 000 MMm3 (12 billones de pies cúbicos) y 650 millones de barriles, respectivamente. El gas natural tiene hoy escasa importancia en la producción de energía primaria en el Perú con una participación de poco menos del 2%. La fuente principal es el petróleo, que representa el 50% seguido por la leña con 31% y la hidroenergía con 12%; corresponde a los productos derivados de la caña de azúcar y otras fuentes el porcentaje restante.

La producción de gas natural es muy pequeña: unos 258 MMm3 a mediados de los años noventa.7 Su participación en la oferta total de energía primaria representa sólo 1.4% frente a una contribución del petróleo que alcanza al 53% y a una participación de 28% y 11%, respectivamente, de la leña y la hidroenergía.

La explotación del gas de Camisea es una pieza fundamental de la política energética peruana ya que permitirá aumentar las reservas de gas natural y de condensados, impulsar la reconversión energética hacia combustibles más limpios y generar divisas por las probables exportaciones.

En mayo de 1996 se firmó un contrato de licencia, por cuarenta años, con el consorcio SHELL/MOBIL para la explotación del yacimiento de Camisea; en las tres etapas del contrato se proyectó una inversión total de 2 400 millones de dólares. En este contrato el Estado se abstuvo de participar en la inversión y dejó la ejecución en manos del consorcio.

A mediados de julio de 1998, el consorcio SHELL/MOBIL, al término de la primera etapa y tras arduas negociaciones entre las partes, decidió no continuar con la segunda etapa, con lo cual el contrato se dio por terminado. El consorcio consideró que, en las actuales condiciones, el proyecto de Camisea otorgaba una rentabilidad del 8.4% para la inversión en el proyecto, la cual no era aceptable, pues no le permitiría la recuperación de la inversión en los plazos deseados.

Para seguir adelante con la segunda etapa, el consorcio demandaba una serie de nuevos incentivos, como la aceptación gubernamental de un precio para el gas natural que no se ajustaba a lo establecido en el contrato; la participación en la distribución del gas en Lima; la posibilidad de exportar gas a Brasil mediante la interconexión con el gasoducto Santa Cruz-São Paulo; y reformas de la legislación eléctrica peruana para garantizar un precio del gas natural que le permitiera competir con otros combustibles en el abastecimiento de energía a las centrales termoeléctricas. En agosto de 1998 se formó una Comisión de Alto Nivel encargada de sacar adelante una licitación internacional para el desarrollo de este recurso, lo cual se prevé para septiembre de 1999.

En 1998 comenzó la producción de gas natural de los campos de Aguaytía. La inversión ejecutada permitirá la explotación de 6 314 MMm3 (223 000 millones de pies cúbicos). Se estima que la producción anual.  La mayor parte de la producción está destinada al consumo de la propia industria petrolera, abasteciendo también a la ciudad de Talara en el norte del país, será de 569 MMm3 cúbicos (1.58 MMm3 diarios) y que se obtendrán además 4 000 barriles diarios de gas licuado de petróleo (GLP). El gas será usado para operar dos centrales termoeléctricas: una para la ciudad de Pucallpa y la otra en Aguaytía. Esta última, con capacidad de 140 MW, se enlazará con el sistema eléctrico interconectado centro-norte (SICN).

Al momento de redactar este artículo no existía un marco regulatorio para la industria del gas natural en sus fases de producción, transporte, distribución y comercialización. En diciembre de 1996 se promulgó la Ley 26734 que creó el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG); su función es fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones jurídicas y técnicas relacionadas con las actividades de los subsectores de electricidad e hidrocarburos, así como de las normas de conservación y protección del medio ambiente.

Sin embargo, entre sus atribuciones no está la de fijar las tarifas para el transporte y distribución del gas natural, ni la de otorgar concesiones.

SUERTE Y FELIZ FIN DE SEMANA.