1. Introducción 
1.1 La Banca Multilateral de Desarrollo y la economía energética global 
1.2 El proyecto MDB y Energía: organizaciones participantes 
1.3 El objetivo del presente estudio 
1.4 Contactos 
2. Política energética en Uruguay. 
2.1 El esquema legal e institucional histórico. 
2.2 Iniciativas recientes del Poder Ejecutivo. 
3. Balance energético en el Uruguay 
3.1 Consumo de energía en el Uruguay 
3.2 Abastecimiento de energía primaria. 
4. Precios de la energía 
5. Potencial del uso de fuentes renovables no convencionales. 
5.1 Energía eólica 
5.2 Pequeños aprovechamientos hidráulicos 
5.3 Energía solar 
5.4 Biomasas excepto leña 
5.5 Leña. 
5.6 Conclusiones 
6. Potencial para la mejora de la eficiencia energética. 
7. Impactos ambientales y económicos del sector. 
7.1 Impactos ambientales 
7.2 Impactos económicos 
8. Aspectos generales del nuevo marco regulatorio. 
8.1 Mecanismos fundamentales del modelo de regulación. 
8.2 El mercado eléctrico mayorista que se creará. 
8.3 Futura estructura para el sector. 
8.4 El comercio regional de energía. 
8.5 La competencia en generación y las inversiones. 
9. Los préstamos de los Bancos. 
9.1 Banco Mundial 
9.2 Banco Interamericano de Desarrollo 
10. Efectos esperados de la política de la BMD en Uruguay 
10.1 Marco regulatorio y participación privada 
10.2 Energías renovables y eficiencia energética 
10.3 Integración al mercado regional 
10.4 Abastecimiento a sectores de bajos ingresos 
10.5 Recomendaciones ante el proceso en curso 
11. Metas y Principios del Banco Mundial: conclusión. 
11.1 Las metas del Banco Mundial en el sector eléctrico uruguayo. 
11.2 Los principios orientadores y su aplicación en Uruguay 
12. Bibliografía básica consultada 
1.	Introducción
1.1	La Banca Multilateral de Desarrollo y la econom’a energŽtica global
La econom’a energŽtica global est‡ enfrentando una crisis en tŽrminos de falta de capital, inequidad social y degradaci—n ambiental. Crecientemente, las nuevas tecnolog’as de energ’as renovables pueden pasar a ser parte de una soluci—n a dicha crisis.
El Banco Mundial y otros Bancos Multilaterales de Desarrollo (BMD), constituyen las principales fuentes pœblicas de fondos para las inversiones en energ’a. Como prestamistas de “œltima instancia” y como bancos para “la reconstrucci—n y el desarrollo”, los BMD tienen el mandato de aceptar mayores riesgos que los bancos comerciales. Esto significa que los BMD tienen condiciones como para desempe–ar un papel dirigente en el camino de transici—n hacia la generaci—n y el uso de energ’a en forma sustentable, al asumir los riesgos financieros asociados con la apertura de mercados para las nuevas tecnolog’as de energ’as renovables.
Hist—ricamente, los BMD se han concentrado en prŽstamos para proyectos de expansi—n energŽtica de gran escala e intensivos en capital. Crecientemente est‡n reconociendo la necesidad de promover energ’as sustentables y est‡n adoptando varias iniciativas en tal sentido. Sin embargo, resulta claro que esas iniciativas est‡n influyendo muy poco en las actuales operaciones de la BMD en el sector energŽtico, que continœan estando muy sesgadas hacia las inversiones para la generaci—n y basadas en los combustibles f—siles. Adem‡s, no se ven tendencias claras en los proyectos en curso de aprobaci—n de los BMD que indiquen que las reformas se est‡n consolidando.
1.2	El proyecto BMD y Energ’a: antecedentes y objetivos
El proyecto BMD y Energ’a comenz— sus actividades en junio de 1996 y en Žl participan un grupo de 21 organizaciones no gubernamentales (ONGs) de AmŽrica Latina, Africa, Asia y Europa Central y del Este. El objetivo principal del proyecto es el de hacer una contribuci—n a largo plazo hacia los esfuerzos por reorientar las inversiones de la BMD en el secctor energŽtico hacia una energ’a sustentable.
Los objetivos espec’ficos del proyecto BMD y Energ’a son:
* Fortalecer la capacidad de las “redes de ONGs sobre la BMD” para la promoci—n de prŽstamos para la energ’a sustentable
* Asumir una funci—n de monitoreo y evaluaci—n independientes de las pol’ticas y operaciones de la BMD en el sector energŽtico, mediante el acopio de informaci—n, la investigaci—n y la preparaci—n de estudios de caso
* Compartir en forma sistem‡tica informaci—n, conocimiento y recursos en un intento internacional, concertado y con objetivos claros para reformar las actividades de los BMD en el sector energŽtico
* Realizar actividades a nivel nacional, regional e internacional para influenciar las inversiones de los BMD en el sector energŽtico
* Vincularse con redes nacionales de ONGs que trabajan en tem‡ticas vinculadas a la energ’a y los BMD y ayudar a fortalecerlas
* Colaborar con redes internacionales de ONGs existentes que desarrollan tareas en temas relacionados a la energ’a sustentable, cambio clim‡tico y BMD
* Mantener un di‡logo constructivo entre las ONGs, parlamentarios, acadŽmicos, funcionarios de los BMD y empresas privadas en relaci—n con las actividades de los BMD en el sector energŽtico.
* Atraer la atenci—n de la prensa hacia las operaciones de los BMD en el sector energŽtico y hacia las alternativas sustentables en materia energŽtica
1.3	El proyecto MDB y Energ’a: organizaciones participantes
	En el proyecto BMD y Energ’a participan veintiuna ONGs, que se han vinculado en una red internacional informal para apoyar un monitoreo y evaluaci—n independientes de las pol’ticas y operaciones de los BMD en el ‡rea energŽtica en todo el mundo
	Las actividades de las Organizaciones Coordinadoras Regionales y los Puntos Focales Nacionales en AmŽrica Latina, Africa, Asia y Europa Central y del Este son coordinadas por un Secretariado Internacional, con sede en Holanda. Las organizaciones que participan en el proyecto son las siguientes:

•	Both ENDS - Holanda
•	CEE Bankwatch Network - Polonia
•	CEEMA- Brasil
•	CENSAT - Colombia
•	Centre for Environmental Information and Education - Bulgaria
•	CEUTA - Uruguay
•	Econews - Kenia
•	Equipo Pueblo - MŽxico
•	Energia Club - Hungr’a
•	Global Village Cameroon - Camerœn
•	Instituto del Tercer Mundo _ Uruguay
•	International Institute Human Rights Environment and Development-Nepal
•	Lithuanian Green Movement - Lituania
•	Legal Rights and Natural Resources Center - Filipinas
•	National Ecological Centre - Ucrania
•	Pelangi - Indonesia
•	PRAYAS - India
•	Program Energetickych Uspor - Rep.Checa
•	Resource Projects - Kenia
•	Zero - Zimbabwe
1.4	El objetivo del presente estudio
	En el año 1992, el Banco Mundial publicó dos documentos que se constituirían en la base de sus políticas futuras en el sector enrgético: “La función del Banco Mundial en el sector de la electricidad” y “Energía: eficiencia y conservación en el mundo en desarrollo”. La intención del presente informe es analizar los efectos de estas políticas en el sector energético uruguayo y ver hasta que punto las medidas propuestas contribuyen a los objetivos de sustentabilidad que el propio Banco sustenta y que otro tipo de efectos no deseados puede desencadenar.
	Al igual que los otros 15 informes nacionales, 4 regionales y 1 internacional que se plantea el proyecto, este trabajo será entregado a las autoridades de la Banca Multilateral e intentará influenciar, a través de los mecanismos que estas instituciones preveen para la participación de las ONGs., en las políticas futuras de la BMD y sus aplicaciones. 
1.5	
Contactos

•	URUGUAY
Punto focal nacional
CEUTA 
Santiago de Chile 1183
11200 - Montevideo
Tel  +5982 902 8554 
Fax  +5982 901 4004
ceuta@chasque.apc.org

•	AMERICA LATINA Y EL CARIBE
Coordinador regional
Instituto del Tercer Mundo
Jackson 1136
11200 Montevideo - Uruguay
Tel. +5982 409 6192
Fax. +5982 401 9222
rcarrere@chasque.apc.org

•	SECRETARIADO INTERNACIONAL
Both Ends
Damrak 28-30
1012 LJ Amsterdam - the Netherlands
Tel: +31 20 623 0823
Fax: +31 20 620 8049
bothends@BOTHENDS.ANTENNA.NL.apc.org
2.	
Política energética en Uruguay.
2.1	El esquema legal e institucional histórico.
Resulta de interés, en primer término, describir de manera esquemática la situación institucional en la que se enmarca el sector energético nacional y el actual proceso de reformas orientado por el Poder Ejecutivo. Para esto se describe, en lo que sigue, el papel de los distintos actores del sector.
2.1.1	Poder Ejecutivo
	El órgano específico de elaboración y ejecución de la política energética dentro del ámbito del Poder Ejecutivo es el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), creado por la ley 14218 de julio de 1974, asumiendo las funciones del anterior Ministerio de Industria y Comercio, y adquiriendo competencia específica en el sector energético. 
	La ley 14416 de agosto de 1975 crea la unidad ejecutora Dirección Nacional de Energía (DNE), dependiendo del MIEM, encomendándole “la dirección de la política nacional en materia energética, tanto en relación a los combustibles como a la energía eléctrica, inclusive la derivada de la energía nuclear”.
	Por su parte, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPyP) del Poder Ejecutivo, ejerce sobre las empresas públicas, incluidas las del sector energía una supervisión presupuestal, sobre los niveles de inversión, tarifas y endeudamiento.
2.1.2	Sector eléctrico: UTE - CTM
En 1912 se crea por ley la Administración General de las Usinas Eléctricas del Estado, dependiente del Poder Ejecutivo, antecedente inmediato de la actual Administración de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE).
A partir del nuevo Marco Regulatorio aprobado a mediados de 1997, las reglas de juego cambiarán y estas modificaciones serán vistas en el capítulo 7.  Sin embargo, vale la pena revisar el marco anterior y las normas que aún permanecen vigentes. 
La legislación  relativa al sector eléctrico se basaba en la ley 14694 de 1977, Ley Nacional de Electricidad, y su decreto reglamentario, 339/979. En esencia, la ley cometía a UTE la realización del “servicio público de electricidad”, si bien se habilitaba al Poder Ejecutivo, a otorgar concesiones de distribución (previa opinión de UTE) y a autorizar la integración al sistema interconectado de centrales de generación y líneas de transmisión de otros agentes. En este último caso, las condiciones de interconexión e intercambio de energía eran convenidas entre UTE y los agentes respectivos.
Como se ve, la participación de inversores privados ya era posible, al menos en lo formal con el régimen legal anterior. Es evidente que la actual resistencia de la opinión pública a la participación de privados está relacionada con la no deseada privatización de las empresas del estado en el marco de una generalización de las privatizaciones a nivel regional de la que se desconfía.
La ley también cometía a UTE la operación del Despacho Nacional de Cargas, cuya función es la operación del sistema eléctrico y la administración de eventuales intercambios de energía entre UTE y otros agentes interconectados al sistema.
Entre otros puntos, el decreto reglamentario establece además una regulación sobre el régimen tarifario a aplicar por UTE. Se trata de un criterio de tasa de retorno sobre activos, empleado tradicionalmente en la regulación de servicios públicos, por el cual se le garantiza a UTE unos ingresos tarifarios que le permitan cubrir sus gastos operativos no financieros y la depreciación de sus activos y obtener una rentabilidad del 6 al 10% sobre los activos.
En la práctica, este criterio no se ha cumplido con rigurosidad en el pasado, y los niveles tarifarios resultaron de negociaciones entre UTE y la OPyP, en las que se tiene en cuenta la situación financiera de UTE, la situación fiscal en general, el efecto de las tarifas públicas sobre la inflación, y otros objetivos económicos.
La construcción de la central binacional de Salto Grande, dio lugar a la aparición como agente del sector eléctrico uruguayo, de la Comisión Técnico Mixta (CTM), administradora de la central. Desde la construcción de la central, la CTM vende la energía que produce a UTE, inicialmente a los precios y en las condiciones estipuladas por los tratados bilaterales con Argentina, y más recientemente, al liquidarse las deudas de CTM, a precios fijados por el Poder Ejecutivo.
A su vez, el comercio internacional de electricidad está regido por un Convenio de Interconexión con Argentina, que estipula modalidades de comercio de energía entre ambos países. Las principales modalidades de comercio son:
•	Sustitución, en la que la energía térmica barata de un país es vendida al otro, y el precio fijado da lugar a beneficios aproximadamente iguales por la realización del intercambio
•	Potencia, en la que un país vende al otro energía térmica a su costo de producción, incluso una remuneración al capital de las máquinas empleadas
Venta de excedentes hidráulicos, aplicada sólo a las exportaciones de Uruguay, por la que en la actualidad Argentina paga por la energía hidráulica excedentaria de Uruguay una fracción del precio del mercado Argentino.
Estas modalidades de comercio están sujetas al arbitrio de las partes, y no son formalmente compatibles hoy en día con la regulación del mercado eléctrico mayorista argentino. Como se verá más adelante, la elaboración de un nuevo marco jurídico para el comercio entre los dos países es una de las prioridades en la agenda de la política energética de Uruguay y ha sido planteado como uno de los objetivos fundamentales del nuevo Marco Regulatorio. 
2.1.3	Sector petrolero: ANCAP
En el sector petrolero, la actividad del Estado uruguayo tiene lugar mediante la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland (ANCAP).  La ley 8764 del año 1931, concedió a la empresa el monopolio legal de la importación de carburantes líquidos, semilíquidos y gaseosos y de la refinación de crudo.
La actividad de distribución y comercialización de los derivados líquidos es realizada sólo en pequeña parte por ANCAP, quien vende a algunos pocos grandes consumidores, quedando la mayor parte del negocio a cargo de empresas distribuidoras: Esso, Shell, Texaco y DASA. Los combustibles para el transporte, gasolina y gasoil, son vendidos al público por agentes minoristas en alrededor de 500 estaciones de servicio, propiedad en general de pequeños empresarios. DASA es una empresa de capital nacional que por contrato usa la marca ANCAP para la venta de combustibles.
La distribución y venta del supergás (gas licuado de petróleo) se hace a través de dos distribuidores mayoristas Acodique y Riogás, y de un gran número de locales de venta minoristas.
La regulación de todo el sistema de distribución y comercialización es realizada hasta ahora por ANCAP, sin intervención efectiva del MIEM, a través de los contratos, de carácter reservado, de esa empresa con los distribuidores mayoristas. El objetivo de dichos contratos es asegurar que los derivados lleguen a todo el territorio nacional a un precio uniforme, asegurando márgenes prefijados de ganancia por unidad de combustible vendido a cada uno de los agentes intervinientes.
En la comercialización de nafta y gasoil, los contratos establecen los márgenes por litro de producto vendido que perciben los cuatro distribuidores mayoristas y los agentes minoristas, y los montos de los fletes que perciben los transportistas (organizados en AFLECOM) entre cada depósito de ANCAP y cada punto de venta minorista. Los contratos establecen también el régimen “de bandera” de los minoristas - es decir el vínculo entre minoristas y mayoristas, caracterizado por la imposibilidad de cambio de marca por parte de los minoristas -  y una reglamentación detallada que fija la localización y número de las estaciones de servicio.
Para el supergás (gas licuado de petróleo), existen contratos análogos con los distribuidores mayoristas Acodique y Riogás, que rigen los márgenes de comercialización y venta minorista.
Como se ve, Uruguay se encuentra entre aquellos países en los que el grado en que se regula la actividad petrolera es más intenso, con la peculiaridad de que hasta el presente, el papel del Poder Ejecutivo en esa regulación ha sido particularmente débil.
2.1.4	Sector gasífero
El sector gasífero en el Uruguay se reduce por el momento a la actividad de GASEBA, empresa distribuidora de gas de red en Montevideo, propiedad de la empresa estatal francesa Gaz de France, que vende gas producido en una planta de nafta liviana y otra de propano aire, en dos redes separadas en Montevideo.  Se espera que la empresa comience a distribuir gas natural una vez que éste llegue desde Argentina.
GASEBA obtuvo por licitación la concesión monopólica en el departamento de Montevideo de la distribución de gas por cañería. La concesión estableció un régimen de precios máximos a regir en el área anteriormente servida, un canon anual que el concesionario debe pagar al Poder Ejecutivo y un plan mínimo de inversiones de reposición y de extensión de la red, que GASEBA debe cumplir.
Anteriormente la empresa estuvo a cargo capitales ingleses hasta 1975, que abandonaron la concesión, y de una intervención estatal hasta su reciente re-privatización.
2.2	Iniciativas recientes del Poder Ejecutivo.
Como en buena parte de los países de la región, el peso del manejo de la política energética ha recaído históricamente sobre las empresas públicas del sector. Hasta muy recientemente, tanto ANCAP como UTE ejercieron de hecho la función de regulación en sus respectivos sectores, quedando sólo sujetas a la supervisión financiera de la OPyP en materia de tarifas y montos de inversión.
En los últimos años, el Poder Ejecutivo ha tomado una serie de iniciativas en el sector energético, rompiendo con la inercia tradicional del MIEM. 
Durante el anterior gobierno del Partido Nacional, hubo intentos de reducir el papel empresarial del Estado a través de la privatización. Con tal objetivo se realizó la licitación que reintegró al sector privado la empresa de distribución de gas de red en Montevideo, y la OPyP contrató a la consultora chilena SYNEX para la elaboración de un proyecto de decreto regulatorio para el sector eléctrico, que recomendó la creación de una estructura de mercado mayorista semejante a la de Chile, proceso que culminó con la aprobación del ya citado nuevo Marco Regulatorio en junio de 1997.
Sin embargo, estos intentos tuvieron que enfrentar varios obstáculos que impidieron los planes de aquella administración. En 1992 tuvo lugar en Uruguay un plebiscito que derogó por una amplia mayoría una ley sancionada el año anterior, cuyas disposiciones más significativas permitían en los hechos la privatización de la mayor parte del capital de la empresa de telecomunicaciones estatal. Este resultado fue interpretado en términos generales por la clase política en el sentido de una oposición mayoritaria de la ciudadanía a las privatizaciones de las grandes empresas estatales. Este hecho actúa en la actualidad, como una restricción a eventuales propuestas de privatización de los activos existentes de UTE y ANCAP, las empresas energéticas del Uruguay. No obstante ello, en el nuevo Marco Regulatorio expresamente se habilita a las empresas eléctricas a enajenar sus activos, con lo cual no pueden adelantarse decisiones de futuros Ejecutivos y Directorios. 
El actual gobierno del Partido Colorado ha tomado diversas iniciativas en el sector, a través del MIEM:
•	En 1995 se realizó un llamado destinado a la precalificación de firmas interesadas en la construcción de un gasoducto entre Buenos Aires y Montevideo y en 1997 aprobó las bases para el llamado a licitación internacional.
•	Se realizó asimismo un llamado a licitación y se adjudicó la prospección de los acuíferos del Santa Lucía, con el fin de determinar la posibilidad de emplearlos para el almacenamiento de gas natural. La firma adjudicataria es un consorcio integrado por Gaz de France, CMS, Techint y otras firmas, que contarían para la ejecución de las obras con una participación minoritaria de ANCAP.
•	La DNE realizó a fines de 1996 un llamado a precalificación de firmas consultoras para la elaboración de un marco regulatorio para los sectores petrolero y gasífero.
El Poder Ejecutivo envió en 1995 un proyecto de ley al Parlamento, destinado a establecer las líneas generales de un nuevo marco regulatorio para el sector eléctrico (finalmente aprobado con varias modificaciones) y se adjudicó a un consorcio integrado por SYNEX y la consultora argentina Mercados Energéticos, la consultoría destinada a elaborar una reglamentación detallada para un nuevo marco regulatorio. 
Si bien el Poder Ejecutivo no ha presentado de manera formal y sistemática un documento sobre las bases de su política energética, puede inferirse las líneas generales de la política energética, tanto de las medidas mencionadas antes, como de las declaraciones públicas de las autoridades del MIEM y la DNE.
Podría resumirse la política del Poder Ejecutivo en algunos puntos básicos:
•	El Poder Ejecutivo intenta recobrar para sí la función regulatoria en el sector, y más en general un papel rector en la definición de las grandes obras necesarias y de la estructura empresarial del sector.
•	Se intenta incorporar el gas natural al abastecimiento del país, como forma de abaratar el suministro energético. Especialmente se busca que el costo de los insumos energéticos no afecte la competitividad de los sectores productivos en el marco del MERCOSUR. Se interpreta que los índices bajos de consumo energético per cápita del país, son un aspecto negativo, y que obedecen a los elevados precios de los energéticos disponibles hoy.
•	El Gobierno busca modificar la situación existente en materia de comercio internacional de energía - en lo inmediato en el sector eléctrico y a más largo plazo en el sector petróleo y gas - con el fin de facilitar el acceso a fuentes de energía importadas a precios bajos. Este objetivo es explícito para el sector eléctrico, donde según las autoridades del MIEM, el nuevo marco regulatorio tenderá a facilitar el acceso a la energía argentina.
•	Se busca facilitar la entrada de capitales privados en el sector, tanto mediante la modalidad de la concesión de obra pública para cumplir en proyectos esencialmente monopólicos, (por ejemplo el gasoducto a Montevideo), como permitiendo la entrada de empresas privadas en actividades competitivas como la generación eléctrica, o finalmente aún en asociación con las propias empresas públicas para proyectos nuevos. 
Paralelamente, se mantiene un importante papel empresarial de UTE y ANCAP, si bien no se intenta por el momento perfeccionar las normas que regulan su gestión - bajo el estatuto jurídico de Entes Autónomos - ni su sistema de dirección y control por parte del Poder Ejecutivo. 
Como puede verse en este resumen, además de la mayor injerencia del Poder Ejecutivo en el sector se percibe una política que, teniendo en cuenta las tendencias mayoritarias de la opinión pública en cuanto al régimen de propiedad de las empresas públicas, busca incentivar la participación de inversores privados, y  separar las funciones empresariales y regulatorias del Estado, siguiendo los impulsos de un proceso regional y mundial.
En el discurso de las nuevas orientaciones energéticas del gobierno prevalece el mensaje de que el mayor consumo de energía es un indicador de desarrollo y es bien mirado el aumento de la demanda de energía. Al menos en las apariciones y declaraciones públicas de los jerarcas no aparece la preocupación en relación al uso de la energía o mejorar los indicadores de intensidad energética.
De la misma manera, el objetivo de mejorar la competividad industrial bajando los costos de la energía, ignora la baja incidencia de los precios de la electricidad en los costos de producción nacionales y el relativo bajo costo de la electriciadad para grandes consumidores en relación a los países de la región (ver cap. 3).
Finalmente es de destacar que no aparecen como temas de la agenda  de las autoridades energéticas nacionales aspectos relacionados a la eficiencia energética en el uso final de la energía o a la incorporación de las energías renovables.

3.	Balance energético en el Uruguay
3.1	Consumo de energía en el Uruguay
El consumo total de energía en el Uruguay mantiene un crecimiento tendencial durante los últimos quince años, si bien se ha visto afectado por los procesos de recesión o estancamiento que ocurrieron en el período. La gráfica siguiente muestra la evolución del consumo de energía final y del PBI desde 1983 hasta 1994 (último año para el que la Dirección Nacional de Energía ha publicado cifras). Los datos de  consumo final se presentan en ktep, es decir en miles de toneladas equivalentes de petróleo. En esa agregación, así como en todos los datos publicados por la DNE, la energía hidráulica y la electricidad se contabilizan en energía térmica por el equivalente mecánico del calor (1kWh=0.086 kep).

Fuente:	Balance Energético Nacional 1994 (DNE)

Se aprecia que el crecimiento del PBI ha sido superior al del consumo de energía final en igual período, dando lugar a un descenso de la intensidad energética del orden del 20% desde 1983 hasta 1994. El consumo energético del país, ha crecido en los últimos años hasta situarse levemente por encima de 2000 ktep por año, es decir dos millones de toneladas equivalentes de petróleo por año.
En la tabla siguiente se muestra la participación de los distintos sectores dentro del consumo de energía final en el año 1982 y en 1994.

PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE LOS DISTINTOS 
SECTORES EN EL CONSUMO DE ENERGÍA FINAL
                  año
sector    	1982	1994	
Residencial	          33.6	           30.0	
Servicios	            4.6 	             5.9	
Transporte	          27.3	           32.1	
Industrial	          26.2	           23.8	
Agro, Pesca	            8.2	             7.8	
No identificado	            0.1	             0.3	
Fuente:	Balance Energético Nacional 1994 (DNE)

Se aprecia que dentro de una estructura bastante estable, ha aumentado la participación del transporte, reduciéndose las del sector residencial y de la industria.
La tabla que sigue muestra las fuentes que contribuyen al consumo total final. Nótese que la energía se contabiliza por la fuente que es directamente consumida por el usuario final, sin tener en cuenta las fuente primaria que originó el consumo (por ejemplo, una parte del consumo final de electricidad se origina en la combustión de derivados del petróleo).

             PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE LAS DISTINTAS
              FUENTES EN EL CONSUMO DE ENERGÍA FINAL
                  año
sector    	1982	1994	
Leña y carbón vegetal	          22.6	           22.1	
Otras biomasas	            2.4 	             2.2	
Carbón mineral y deriv.	            0.1	             0.0	
Derivados del petróleo	          61.2	           57.1	
Electricidad	          13.7	           18.6	
             Fuente: Balance Energético Nacional 1994 (DNE)

Nuevamente se evidencia una estructura estable a lo largo del tiempo, con la excepción del considerable aumento de la participación de la electricidad en el consumo final. 
Como puede verse alrededor del 60% del consumo final procede de derivados del petróleo (energético totalemente importado), correspondiendo el 54% de su consumo total al sector transporte.
3.2	Abastecimiento de energía primaria.
El Uruguay no produce combustibles fósiles ni posee reservas de los mismos aprovechables comercialmente. Existen escasos recursos de carbón de muy bajo poder calorífico y alto tenor de cenizas, y depósitos de turba y esquistos bituminosos, todos ellos irrelevantes desde el punto de vista de su explotación futura.
Quizás como consecuencia de lo anterior, el país desarrolló de manera intensa dos recursos locales, la hidroenergía y el uso extendido de la leña.
Entre 1974 y 1983 se construyeron dos grandes proyectos hidroeléctricos, la central binacional de Salto Grande sobre el río Uruguay limítrofe con Argentina (cuya parte uruguaya es de 945 MW), y la central Palmar sobre el río Negro (de 330 MW), aguas abajo de las centrales preexistentes de Bonete y Baygorria.
Puede considerarse que con la construcción de esas dos centrales, se encuentra en su mayor parte aprovechado el potencial de la energía hidráulica en el país, si bien existe la posibilidad de construcción de  centrales de menor porte, cuyo potencial se considera más adelante, en el punto relativo a fuentes alternativas.
En cuanto a la leña, a partir de las dos crisis petroleras de la década del 70, se extendió su uso más allá del empleo tradicional en el sector residencial, pasando a constituirse en uno de los principales combustibles industriales, tan importante como el fuel oil. En la actualidad, ese proceso de conversión a leña de los combustibles industriales se ha detenido, si bien la leña mantiene una participación muy importante en el consumo del sector.
Un aspecto de interés es el análisis de la procedencia local o importada de las fuentes de energía. Si bien este análisis debería hacerse con mayor propiedad sobre las fuentes de energía tal cual se extraen de la naturaleza o se importan, pueden realizarse estimaciones a partir de datos de consumo final.
La leña y otras biomasas y una parte de la electricidad, generada en centrales hidroeléctricas,  procede de fuentes primarias nacionales. Si se supone que en un año hidráulicamente promedio, un 90% de la energía eléctrica se generaría a partir de energía hidráulica (tal como resulta de promediar los datos del período 1983-1994 del BEN), el consumo final procedente de fuentes primarias nacionales es del orden del 41%.
La tabla siguientes presenta la participación de las distintas fuentes primarias en el consumo final. Nótese que los porcentajes son sobre la energía final y no sobre la cantidad de energía primaria que permite obtenerla.

                PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE LAS DISTINTAS 
        FUENTES PRIMARIAS EN EL CONSUMO DE ENERGÍA FINAL
                    año
sector    	1982	1994	
Leña	          22.6	           22.1	
Otras biomasas	            2.4 	             2.2	
Carbón mineral 	            0.1	             0.0	
Petróleo 	          62.6	           59.0	
Energía hidráulica	          12.3	           16.7	
             Fuente: Balance Energético Nacional 1994 (DNE)
4.	
Precios de la energía
	En términos regionales los precios de la energía en el Uruguay pueden considerarse elevados. La tabla siguiente presenta los valores comparativos en los países del MERCOSUR, de los tres principales derivados del petróleo.

PRECIOS AL PÚBLICO DERIVADOS DEL PETRÓLEO JULIO DE 1995
           derivado
País	 gasoil
U$/lt con IVA	nafta bajo octanaje
U$/lt con IVA	fuel oil bajo S
U$/kg sinIVA	
Argentina	0.263	0.574	0.129	
Brasil	0.373	0.573	0.148	
Paraguay	0.278	0.385	0.197	
Uruguay	0.399	0.792	0.192	
Fuente: Subgrupo 9 del MERCOSUR

	Se aprecia que como resultado de la carga impositiva y de los precios cobrados por ANCAP, los tres combustibles más importantes están en Uruguay entre los más caros de la región.
	Un cuadro comparativo de precios de la energía eléctrica entre UTE y otras empresas de la región se presenta en la tabla siguiente.

             PRECIOS AL PÚBLICO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
                     PARA ALGUNOS CLIENTES TÍPICOS    
              (No se incluyen los impuestos descontables, junio de 1996)
Empresa	Residencial
200 kWh/mes
c/impuestos	Comercial
20 kW
2000kWh/mes	Industrial
1000 kW
438000 kWh/mes	
EDENOR (Bs.Aires CF)	110.5	153.9	51.9	
EDESUR (Bs.Aires CF)	110.9	152.1	52.0	
EDELAP (La Plata)	117.8	182.9	50.4	
EPEC (Córdoba)	210.9	204.7	48.2	
ESEBA (Pcia. Bs. Aires)	235.3	94.7	74.3	
CEMIG (Minas Gerais)	141.4	132.0	49.3	
LIGHT (Rio de Janeiro)	138.6	124.9	37.0	
CPFL (Sao Paulo)	96	146.3	43.3	
ANDE (Paraguay)	66.3	65.0	32.4	
UTE (Uruguay)	150	140.9	41.8	

	De la tabla anterior y otros datos de la situación de precios nacionales y regionales pueden extraerse algunas conclusiones importantes: 
•	Los precios de la electricidad a grandes usuarios industriales en Uruguay se encuentran entre los más bajos en la región.
•	Las tarifas a consumidores residenciales de consumos bajos a medios, se encuentran en Uruguay en un nivel medio en el conjunto de empresas comparadas. Los precios de UTE son inferiores a las de empresas provinciales argentinas, comparables a los de algunas empresas importantes en Brasil, y superiores a los de las empresas privatizadas argentinas, y a los de Paraguay y Sao Paulo.
•	En cuanto a los clientes comerciales de consumos relativamente bajos, las tarifas de UTE se encuentran en la media regional.
•	Para los clientes residenciales y comerciales de consumos relativamente altos dentro de sus categorías - que no aparecen en la tabla anterior - las tarifas de Uruguay son substancialmente más altas que la media regional.
•	En los últimos años, se ha evidenciado que la tarifa de grandes consumidores (principalmente industriales), se ha mantenido aproximadamente constante en dólares, mientras que la tarifa residencial ha evolucionado en forma paralela al IPC (índice de precios al consumo). La tarifa general, que corresponde a pequeñas industrias y a la mayor parte del comercio, ha aumentado en cambio por encima del IPC.
5.	
Potencial del uso de fuentes renovables no convencionales.
La incidencia actual de las energías “alternativas” en el balance energético nacional, exceptuando la leña, es prácticamente nula. Si bien los relevamientos efectuados muestran la existencia de un potencial energético “alternativo” no despreciable, no puede afirmarse que exista una demostración rigurosa de la rentabilidad de su aprovechamiento en las condiciones de mercado actuales. En la mayoría de los casos el análisis económico ha sido un punto secundario de los estudios o bien los costos de explotación obtenidos no resultan por el momento viables. 
Sin embargo, es importante acotar que en la medida que los costos ambientales comiencen a pesar en forma creciente, que los continuos avances tecnológicos redunden en importantes reducciones de costos, y que exista una política de valorización de los recursos energéticos nacionales frente a los importados, es de prever que la ecuación económica podría revertirse. En dicho caso, las fuentes no convencionales de energía podrían pasar a ocupar en el balance energético un rol de mayor significación.  Vale la pena mencionar también que las investigaciones sobre energías alternativas no tienen programas de financiamiento significativos ni existen actividades de promoción de este tipo de energías.
Por el contrario, el uso de la leña está ampliamente extendido en los sectores residencial e industrial. El incremento considerable de las plantaciones que se está desarrollando en base a una política de fuertes subsidios y exoneraciones, está generando un importante volumen de biomasa forestal. Si bien la madera tendrá otros destinos más rentables, el empleo como combustible es una alternativa potencial. En el último punto de este capítulo 4 se presentan algunas estimaciones de dicho potencial energético.
Las consideraciones que siguen a continuación estarán desarrolladas básicamente en función de criterios estrictamente técnicos y económicos, considerando la situación actual de mercado y de políticas gubernamentales. No serán tenidas en cuenta en las evaluaciones de las diferentes tecnologías aspectos ambientales, sociales o de dependencia externa que se verán al final del capítulo. Especialmente se deja constancia que no son consideradas las externalidades ambientales pues no existen anetcedentes nacionales al respecto.
5.1	Energía eólica
Si bien en el Uruguay ya se habían realizado varios estudios que apuntaban a rescatar las condiciones favorables para el desarrollo de la energía eólica en el país, no es sino hasta 1990 que este tema comienza a abordarse en profundidad. Es así que en ese año, en el marco de un Convenio entre UTE y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de la República, un equipo de esta última comienza a trabajar en el relevamiento del potencial eólico en el país.
Este equipo, que trabajó por espacio de cuatro años, orientó sus conclusiones a dos aspectos del aprovechamiento de la energía eólica: 
•	la generación en forma autónoma, para suministro a pequeñas localidades aisladas.
•	la aplicación a la generación de energía eléctrica para el sistema interconectado nacional.
5.1.1	Aplicación en forma autónoma
Este trabajo implicó la realización de estudios de evaluación del potencial eólico del país y de factibilidad técnica y económica de realizar parte de la electrificación rural mediante sistemas autónomos de generación con un aporte significativo de energía eólica.
El estudio presenta el cálculo de límites de nivel de consumo paramétricos en la velocidad media del viento. En vista que los resultados obtenidos en los lugares de interés para generación autónoma, arrojan una media anual del viento del orden de 3.0 m/s en el norte del país  y 5.6 m/s en el sur, se concluye que:
•	Para consumos diarios bajos, la generación eólica es económicamente inviable cualquiera sea el lugar en consideración.
•	Para  sistemas de mayor porte (potencia instalada mayor a 20 kW) la generación eólica pura es inviable, pero la opción viento-diesel aparece como conveniente, en comparación con la alternativa de interconexión a la red interconectada de 15kV, siempre y cuando la longitud la línea sea mayor a 15 km y la velocidad media del viento no inferior a 5.6 m/s., lo que restringe su aplicación a unos pocos casos.  
5.1.2	Generación en gran escala para la red interconectada
Las características del terreno uruguayo, de pendientes suaves, auspiciaban condiciones propicias para la instalación de aerogeneradores. Los estudios mostraron que efectivamente existían zonas potencialmente interesantes para la instalación de parques eólicos, principalmente las ubicadas en la zona sur del país, entre Colonia y Punta del Este. 
Para la instalación de los parques eólicos se estudiaron cinco localizaciones, todas ellas en la zona sudeste del país. En cada zona se estudió la implementación del parque con distintos tipos de aerogeneradores comerciales, mostrando mejor perfomance las máquinas con una potencia nominal de 150 a 200 kW.
Como ejemplo de los resultados obtenidos se puede mencionar que la energía anual total generable en los cinco parques considerados alcanzaría valores próximos al 6% de la energía eléctrica generada en el año 1995 en el Uruguay (aproximadamente 360.000 MWh), utilizando un área total de 150 km2, lo que evidencia la magnitud del potencial en estudio.
En cuanto a los factores de capacidad de los parques -definidos como la potencia media anual entregada en bornes por kW instalado-  éstos estuvieron en el entorno del 25%. La potencia media global de los cinco parques estaría entonces en el orden de los 45 MW con una potencia instalada de aprox. 190 MW.
La variabilidad del recurso es uno de los obstáculos principales al desarrollo de la generación eólica. En este sentido los resultados obtenidos resultan alentadores visto que:
a)	De las series históricas manejadas no se detectaron períodos prolongados sin viento.
b)	En cada zona, utilizando los generadores de mejor performance, el parque generaría más del 50% de la potencia instalada durante por lo menos 3000 horas al año.

	En cuanto a la evaluación económica de parques eólicos industriales, considerando costos de instalación del orden de 1200 U$S por kW instalado, 20 años la vida útil de los equipos y una tasa de descuento real del 12%, se obtendrían para la energía producida costos actualizados de 74 milésimos de dólar por kWh (mils/kWh), en las máquinas de 150 y 200kW.
Comparando estos valores con los costos medios de generación térmica a gas que rondan los 40 mils/kWh, o los precios del mercado argentino aún inferiores (en el orden de 30 mils/kWh) vemos que desde un punto de vista estrictamente económico la generación eólica no tendría oportunidades.
No obstante ello, a juicio de la Facultad de Ingeniería los resultados obtenidos ameritaban una profundización de los estudios acerca de la viabilidad del desarrollo de la generación eólica en gran escala. En consecuencia, la Facultad de Ingeniería conjuntamente con UTE elaboraron un proyecto de parque eólico piloto a instalarse en la Sierra de Caracol (Depto. de Maldonado) que presentaron al BID-CONICYT para su financiación. Se considera que el lugar elegido para su instalación es representativo de una zona donde se estima es posible instalar una potencia de unos 120 MW con un factor de capacidad próximo a 0,33.
Este proyecto fue evaluado por especialistas internacionales y nacionales mereciendo la calidad de elegible para su financiación. Sin embargo por restricciones en la disponibilidad de recursos le fue concedida solamente una financiación parcial. Hasta la fecha se están realizando gestiones a los efectos de completar la financiación. Es interesante señalar que este préstamo BID-CONICYT es un préstamo para “Ciencia y Tecnología” y no está considerado dentro del portafolio de “Energía” del Banco. Más adelante veremos la vinculación entre los préstamos de los Bancos y la energía en nuestro país. Pero vale la pena hacer notar -a modo de primer indicio del poco apoyo que se destina a este tema- que siendo uno de los pocos fondos de la BMD para investigación en energías renovables ni siquiera le fue concedida la financiación total al único proyecto uruguayo apoyado en esta área.
5.2	Pequeños aprovechamientos hidráulicos
Al igual que en el caso precedente, si bien existían trabajos anteriores, es en el marco de un convenio entre la Facultad de Ingeniería de la Universidad de la República y UTE, que el tema es abordado en profundidad.  El estudio, que comenzó en el año 1993, procuró evaluar el potencial de generación de pequeños aprovechamientos hidráulicos a nivel de todo el país. 
Este trabajo determinó los puntos del territorio nacional aptos para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y los representó por medio de curvas de isopotencia de 1 MW a 5 MW. Se trata de 107 puntos con una potencia instalada total 203 MW. 
Una primera conclusión acerca de la viabilidad de este tipo de emprendimientos está relacionada con la estructura de costos. Del estudio resultó que la mayor parte de los costos se originan en la obra civil, por lo que resulta casi imprescindible, a los efectos de obtener una rentabilidad adecuada de la inversión, vincular la instalación de microturbinas con otro tipo de objetivos económicos que requieran la realización de los embalses. 
En ese contexto no se puede esperar un gran desarrollo de la generación hidroeléctrica en pequeña escala a no ser que la misma se realice en el marco de un desarrollo económico global de una región, justificándose la realización de un embalse si el mismo es compartido para otros fines: riego, abastecimiento de agua potable, control de crecidas, etc.
En el estudio se expresa además la conveniencia de situar los aprovechamientos hidroeléctricos próximos a la red eléctrica nacional, de forma de optimizar la operación generando en base al excedente que se tiene en los meses que no se riega. De esta forma la conexión al sistema interconectado permitirá la venta de los eventuales excedentes de energía a la red y dará continuidad al suministro en caso que se viera afectado por la irregularidad de los caudales turbinables.
A modo de ejemplo, veremos los resultados de la evaluación económica para el sitio más favorable entre los estudiados: Arroyo Grande (Dpto. de Flores). Allí se evaluó la viabilidad de un pequeño aprovechamiento que entregaría su energía a un pueblo y establecimientos agropecuarios de los alrededores. Para una inversión total de unos U$ 1.621.104 (1993), una potencia instalada de 1300 kW, un factor de carga de 0,66 y una tasa de descuento del 12%,  el costo actualizado por kWh es de aproximadamente 0.03 US$. Como se ve, sólo los sitios más favorables serían competitivos con las alternativas de abastecimiento convencionales, en las hipótesis de tasas de retorno tomadas.
5.3	Energía solar
En lo que refiere al relevamiento del potencial de energía solar, nuevamente el estudio más actualizado es el realizado por la Facultad de Ingeniería de la Universidad de la República en el cuadro de un convenio con UTE. En dicho trabajo, que data de 1994, se encaró la cuantificación del recurso solar en el Uruguay como cantidad de energía transformable por efecto fotovoltaico y en particular se estudió la aplicación del recurso en la implementación de alternativas para la electrificación rural.
Dado que para Uruguay la intensidad promedio de radiación es de 400 cal/cm2/día y con una gran fluctuación anual, resulta que la producción de energía eléctrica por m2 de panel es aproximadamente de 200 kWh/año, siendo aproximadamente de 150 vatios la potencia instalada por m2 “útiles” de panel.
Considerando que en Uruguay el costo del panel ronda los 10 U$S/W, resultaría necesario invertir 1500 U$S en paneles para producir 200 kWh de energía solar al año. Si asumimos una vida útil de 20 años, y una tasa de descuento del 12%, sólo la inversión en el panel adiciona 1 U$S/kWh al costo medio de la energía.
Estas solas consideraciones muestran la inviabilidad económica de toda aplicación solar de mediana o gran escala, ya que para hacer medianamente competitivo un sistema fotovoltaico de este tipo, el costo unitario de la energía producida debería reducirse significativamente. Sin embargo es posible que en el mediano plazo esto pueda ocurrir vía una disminución del precio del equipamiento o un importante aumento del rendimiento de conversión de los paneles.
Si bien como vimos, la opción de generación solar a mediana y gran escala está por el momento descartada, quedaría en pie la posibilidad de su utilización en pequeña escala para puntos alejados de la red eléctrica existente. Para este caso los estudios realizados muestran que el problema fundamental radica en que el alto componente de aleatoriedad en sus valores instantáneos de la energía luminosa, impone la instalación de sistemas relativamente grandes si se pretende alcanzar márgenes de seguridad aceptables (ej. una esperanza matemática del 90 % de que el déficit de energía no supere los 5 días). 
En consecuencia, la aplicación de los sistemas fotovoltaicos es una solución para la electrificación rural a los efectos solamente de satisfacer necesidades de iluminación doméstica, usos de aparatos de radio, televisión y comunicaciones. Para consumos más importantes la competitividad se pierde rápidamente.
Del estudio se desprende que si se pretende ampliar el espectro de consumidores potenciales y satisfacer consumos que salgan de necesidades elementales se deberá recurrir a la utilización de sistemas híbridos con energía eólica, diesel, hidráulicos, etc.
Finalmente cabe señalar que no han existido estudios profundos en relación a la aplicación de energía solar térmica. Algunos avances preliminares han establecido la viabilidad de la utilización de este tipo de sistemas para pequeños aprovechamientos a nivel industrial, residencial y servicios en calentamiento de agua, secadores, calefacción, etc. que deberían ampliarse.
5.4	Biomasas excepto leña
En cuanto a los residuos agrícolas que se utilizan con fines energéticos, el bagazo de caña, la cáscara de arroz y la cáscara de girasol, son los principales. Dentro de éstas la cáscara de arroz aparece como una opción muy concretable.
De estudios realizados para la zona este del país, resultó una disponibilidad de 60.000 toneladas de cáscara para un área de cultivo en dicha región de 96.800 hectáreas. 
En base a las tecnologías analizadas en el estudio, se obtuvo que para una planta termoeléctrica se puede establecer un índice de medio de 1.2 toneladas de cáscara de arroz por MWh generado en régimen de cogeneración de electricidad y vapor. De esto se desprende un potencial energético para la región que cubre la cuenca arrocera de la zona este del país, de 50.000 MWh. Lo que alcanzaría para cubrir las necesidades zafrales de la región, generando un remanente del 15 %.
En lo que se refiere al tamaño de la planta generadora, si se toman en cuenta en las necesidades de mantenimiento, factores de seguridad adecuados y sobre todo las restricciones en cuanto a disponibilidad de cáscara en el tiempo (dependientes de la modalidad de trabajo de las plantas procesadoras de arroz), se considera una potencia total de 7 MW.
Si consideramos que la zafra arrocera de 1995 alcanzó la cifra de 145.000 hectáreas cultivadas en el total del país, esto significarían unas 90.000 ton de cáscara. Lo que equivale a 75.000 MWh.
Teniendo en cuenta que la tecnología de aprovechamiento de la cáscara de arroz para generación requiere el empleo de ciclos de vapor, con calderas especiales, puede preverse que los costos de inversión serían elevados, del orden de 1000 a 1500 U$/kW instalado. Aún si se considera que la cáscara de arroz no tiene costo de oportunidad, estos costos serían elevados.  No obstante ello, una planta de este tipo comenzaría a construirse próximamente a través de un convenio entre los mayores molinos arroceros del este del país y la agencia TDA de los Estados Unidos.
5.5	Leña.
A partir de las crisis petroleras de los 70, el país inició un programa de incorporación de la leña como fuente energética para la industria. Durante la década del 80 el número de empresas que utilizaban leña como fuente energética para la producción se multiplicó por 10, llegando el consumo de leña  en 1994 a representar la tercera parte del consumo final de energía en el sector, por encima incluso del petróleo y la electricidad.  Mientras tanto a nivel residencial, este energético representa casi la mitad del consumo final de energía del sector.
A continuación se realiza una estimación de la cantidad de leña obtenible anualmente con las superficies forestadas en la actualidad, sin reducir el volumen global de los bosques.
Se considerarán tanto los bosques naturales como las plantaciones de eucalipto, excluyéndose las restantes especies plantadas. Si bien la normativa vigente no permite la explotación comercial de bosques naturales, se los ha considerado en esta estimación con fines ilustrativos de su potencial energético.
La superficie total de los bosques naturales en el país puede estimarse en el orden de 500000 hectáreas. Si se supone que este total está constituido por un 70% de montes densos, con una masa en pie por hectárea de 150 ton/há y por un 30% de montes ralos, con una masa de 50 ton/há, la masa total de madera en pie sería de 66 millones de toneladas. Considerando un turno de explotación medio de 25 años, se tendría una cantidad de leña anual de 2 640 000 toneladas de leña. Considerando un poder calorífico de la leña “oreada” de 2700 kcal/kg y sin considerar un efecto de la pérdida de peso al bajar la humedad, se tendría que la producción anual de leña equivaldría a unas 700000 toneladas equivalentes de petróleo, es decir 700 ktep.
Por otra parte, el área cubierta por plantaciones de eucalipto puede estimarse en 1996, en unas 320000 hectáreas. Si se supone un incremento medio anual de 21 m3/há/año, y una densidad media de 0.87, se tendría una producción anual de madera de 6.71 millones de metros cúbicos, equivalentes a 5.84 millones de toneladas anuales. Una vez más, si no se considera un efecto adicional de pérdida de humedad, se tendría que esos 5.84 Mton de leña, equivalen a alrededor de 1,58 millones de toneladas equivalentes de petróleo, es decir 1580 ktep. 
Es decir que la totalidad de la energía primaria que podría extraerse anualmente de los bosques uruguayos existentes en la actualidad, sin ocasionar una reducción del volumen en pie -es decir dando lugar a una producción estacionaria-  es del orden de 2 Mtep, dos millones de toneladas equivalentes de petróleo, que como se vio en los capítulos anteriores es el orden de magnitud del consumo total de energía final del país.
Lo anterior no significa en modo alguno que la leña sea suficiente para abastecer la totalidad del consumo energético del país, como resulta de las más elementales consideraciones técnicas, económicas y quizá, ambientales. En cambio, debe retenerse la idea de que la biomasa forestal es un recurso muy importante cuantitativamente en el país, y que en el largo plazo constituye una reserva energética de importancia para un país relativamente pobre en fuentes de energía primaria. Ese papel ya fue cumplido por la leña durante la década del 80, ante el aumento de los precios del petróleo.
5.6	Conclusiones
Como se ha visto, el potencial de uso de fuentes renovables en general no ha sido suficientemente explorado y presenta potenciales de desarrollo nada despreciables. Considerando la creciente dependencia externa de recursos energéticos y los impactos ambientales -locales y globales- de su producción y consumo puede concluirse, en primera instancia que deberían intensificarse su estudio y promoción. Esto es válido tanto para las opciones de generación como para sus aplicaciones. Hasta la fecha, los esfuerzos han corrido básicamente por cuenta de la UTE pero debería existir una presencia más activa del MIEM y una preocupación mayor por parte de Estado en su conjunto para alentar estas alternativas.
Se hace necesario también considerar la complementariedad de las distintas fuentes y aplicaciones integradas, más que su potencial individual y asociarlas, como en el caso de la hidroenergía y la cáscara de arroz a otras necesidades productivas. En este último caso, así como en relación al crecimiento de la producción forestal, no debería olvidarse el incremento que se espera para los próximos años de oferta de subproductos de la producción de arroz y madera.
Finalmente, como se ha visto, en los valores estimados por unidad de energía producida para los diferentes casos no se han incluido los costos ambientales y externalidades, así como beneficios o pérdidas en términos de soberanía, autosuficiencia y sustentabilidad. Resulta indispensable -si se quiere hacer un análisis correcto de las alternativas energéticas más convenientes- incorporar estos costos ambientales y evaluar otros aspectos no monetarizables pero que se consideren positivos para el país y la región en su conjunto. De esta manera es muy probable que el potencial existente de energías renovables podrá desarrollarse y  si bien -en principio- no sustituir, complementar las fuentes convencionales en funcionamiento.
6.	
 Potencial para la mejora de la eficiencia energética.
En general, como hemos mencionado anteriormente, no han existido estímulos ni programas orientados a la mejora de la eficiencia energética en el país, debido en parte a la falta de recursos y seguramente, de voluntad política.
En el sector industrial han existido apenas dos acciones puntuales durante la década del 80: el programa GRID (para el uso racional de energía en la industria) y un programa posterior de auditorías energéticas a algunas empresas representativas. Por otra parte, la autoproducción y cogeneración de energía eléctrica son casi insignificantes en la actualidad (del orden del 1% de la generación total en 1994 según el Balance Energético Nacional).
En el sector residencial y terciario, no han existido programas públicos ni privados sistemáticos destinados a mejorar la eficiencia de equipamientos, el uso racional de la energía, el acondicionamiento térmico de edificios existentes, la mejora en el diseño de nuevas viviendas, etc. Las únicas acciones emprendidas en el sector eléctrico en relación a la eficiencia energética han sido:  el impulso a las tarifas múltiples para distintos períodos del día y un progarma de control de medidores destinado a evitar los hurtos de energía por parte de los sectores marginados.
En el sector transporte, se han realizado estudios en el ámbito de la Intendencia Municipal de Montevideo y del Ministerio de Transporte y Obras Públicas, con el objetivo de diagnosticar la situación del sector en el ámbito de la capital y del país, pero no se ha implementado planes reguladores en la materia, por lo que las acciones de racionalización del consumo energético no han tenido lugar.
En ningún caso existen fondos específicos destinados a fomentar las auditorías energéticas o financiar las inversiones en racionalización y ahorro que resulten de interés colectivo. El ahorro energético y el uso racional no formaba parte de manera específica hasta muy recientemente de los contenidos curriculares de las carreras de Ingeniería y Arquitectura, que parecen las más vinculadas al tema.
Teniendo en cuenta la pobreza de los esfuerzos en la materia es razonable pensar que el potencial de ahorro y uso racional en el país es alto, e incluso que existe un conjunto de acciones rentables para los particulares que no se ejecutan por la inexistencia de un programa de promoción adecuado. 
7.	
Impactos ambientales y económicos del sector.
	Indicaremos aquí algunas consideraciones del impacto de la producción de energía y, en general, de la actividad del sector energético sobre el ambiente y la economía del país.
7.1	Impactos ambientales
7.1.1	Sector petrolero
	En el sector petrolero, los principales impactos ambientales se deben:
•	A la existencia de la única refinería del país en una zona residencial de Montevideo, sobre la bahía del mismo nombre, en la que sólo recientemente se han incorporado sistemáticamente las consideraciones ambientales a los criterios de diseño y operación de equipos. Las actividades de refinación del crudo tienen buena parte de la responsabilidad de la contaminación de la bahía, además de la emisión de gases y el riesgo latente de accidentes en zona urbana.
•	Al peligro de derrames de crudo y derivados en la operaciones de transporte marítimo, como se evidenció en febrero de este año con el accidente del petrolero Santa María.
•	Al lavado clandestino de los tanques de los buques petroleros, tanto en el Río de la Plata como en la zona de la boya petrolera de José Ignacio sobre el océano Atlántico.
•	A la refinación del petróleo se le atribuye una emisión anual de 230.000 toneladas de CO2 y 490 toneladas de NOx. 

7.1.2	Sector Eléctrico
En el sector eléctrico, (excluyendo los obvios impactos de las centrales hidroeléctricas construidas hace ya tiempo) si bien UTE está realizando esfuerzos para mitigar los impactos ambientales de su actividad, persisten situaciones locales como las emisiones de gases de combustión en la Central Batlle (situada también en una zona casi céntrica sobre la Bahía de Montevideo) y La Tablada en la zona noroeste de la ciudad.
En relación a estas centrales se prevé para el futuro cercano su reconversión para funcionar a gas natural (hasta ahora lo hacían en base a fuel oil y gas oil). Si bien este cambio en el combustible va a significar una disminución en los gases y partículas emitidos por kilovatoio generado, es probable que en téminos absolutos la emisión sea mayor, en virtud de que ambas centrales (especialmente La Tablada) funcionan esporádicamente en la actualidad y que en cambio, en los próximos años lo harán cada vez con mayor continuidad.
Una mención especial merece la controversia pública por los impactos ambientales al momento de construirse la central termoeléctrica de La Tablada a 150 mts. de un importante complejo habitacional.  La misma fue instalada en el año 1991 y fue cuestionada y rechazada, además de por los vecinos y comerciantes de la zona, por ONGs ambientalistas, la Universidad de la República y la Sociedad de Arquitectos y hasta el día de hoy se mantiene el reclamo de su traslado. 
En relación a la contaminación aérea específica de la generación de electricidad, en el año 1990 se estimaron para el sector emisiones gaseosas del orden de 385.000 toneladas de CO2, 800 toneladas de CO y  915 de Nox. 
Nuevas represas o centrales nucleares parecen descartadas del horizonte futuro. Las primeras por no existir condiciones naturales para este tipo de emprendimientos y las segundas por estar expresamente prohibidas en la nueva ley de Marco Regulatorio.
7.1.3	Sector gasífero
Hasta ahora los impactos más importantes de este sector está vinculados a la existencia de la planta de GASEBA en pleno centro de la ciudad y los riesgos de accidentes que  conlleva. Ya han ocurrido algunas explosiones menores en los últimos dos años y el sindicato ha denunciado reiteradamente los riesgos que ellos mismos y los vecinos corren.
En el caso de que la entrada de gas natural importado de Argentina se concrete, este riesgo podría desaparecer si es que se desmantelan las instalaciones y los tanques adecuadamente. Sin embargo el ingreso de gas natural al país no está exento de problemas ambientales. 
En primer lugar el problema de las fugas. El gas natural, compuesto escencialmente por metano, tiene en todo el mundo problemas de fugas tanto en su traslado como en su almacenamiento. Esto supone riesgos de accidentes pero también tiene repercusiones en el efecto invernadero y el consecuente calentamiento de la Tierra.
En segundo lugar, en el caso de la ciudad de Montevideo, la alimentación de gas natural está asociada la construcción de un reservorio para su almacenamiento en el subsuelo de la cuenca del río Santa Lucía, río de donde se extrae el agua para abastecer a la capital de la república y la zona más importante de producción hortícola. Aún  no se han hecho los estudios que confirmen su viabilidad técnica y está a estudio del parlamento la ley que posibilitaría su explotación.
7.1.4	Biomasas  
	En cuanto a la leña, si bien la forestación provoca impactos ambientales importantes, puede considerarse que los mismos son sólo en una pequeña parte originados por el sector energía, dado que el actual desarrollo forestal no obedece a la demanda con fines energéticos, y el consumo energético de leña en la industria se encuentra estancado o en regresión.
7.1.5	Sector transporte (análisis particular)
Como ya se ha visto, el petróleo es la mayor fuente de energía primaria en Uruguay, rondando el 60% del total y siendo totalmente importado.  Más de la mitad de este petróleo se consume en el transporte y dentro de él el 50% lo consumen los automóviles particulares. De futuro se espera un incremento del consumo de combustibles en el sector de un 50% para el año 2005 (Tabacco y colab.,1996).
Considerando que en Uruguay no existen leyes que obliguen al uso de naftas sin plomo ni catalizadores la contaminación aérea es bastante importante, al menos en la ciudad de Montevideo. También son considerables las externalidades que se originan en este sector en materia de salud. Se estima que los accidentes provocan gastos de internación de 300 millones de dólares anuales, a los que habría que agregar las pérdidas materiales e intangibles (G. Barrios y colab., 1995).
A este sector corresponden los mayores niveles de emisión de gases con una estimación anual de 1:800.000 toneladas de CO2, 127.000 toneladas de CO  y 23.000 toneladas de NOx. También se le atribuye una fuerte contaminación hídrica por la acción de unos 20 millones de litros de aceite usado cada año, que son vertidos por la red de alcantarillado.
Es de preveer que todas las cifras menciondas vayan aumentando pues se espera  que el parque automotor se multiplique por 1,5 en los próximos 5 años.
Según un estudio realizado para la Intendencia Municipal de Montevideo, sólo el 12% de la población de la capital (donde vive la mitad de los uruguayos) declaró trasladarse en automóvil, mientras el 81% lo hace en transporte colectivo (Interconsult/IMM, 1996). Esto hace que, desde el punto de vista energético, el sistema de transporte en su conjunto sea altamente ineficiente, inequitativo desde el punto de vista social y oneroso económicamente.
7.2	Impactos económicos
Un segundo aspecto se refiere a los impactos económicos de las inversiones y precios en el sector energético.
Las inversiones anuales de UTE, ANCAP y GASEBA pueden estimarse en el orden de 170 millones de dólares, de las que su mayor parte corresponde a UTE. Esto constituye el 30% aproximadamente de la inversión pública y el 8% de la formación bruta de capital en el año 1995.
El principal efecto del sector energía sobre la economía se da a través de los precios, y en particular de las tarifas de las empresas públicas UTE y ANCAP. Si se tiene en cuenta el monto de las ventas de ambas empresas del orden de 500 a 600 millones de dólares anuales respectivamente, se aprecia que existe una capacidad considerable de asignación de recursos con fines de políticas públicas a través de las tarifas.
En un punto anterior se observó una comparación regional de tarifas al público de electricidad y derivados del petróleo, observándose:
•	Los niveles elevados en el contexto regional de los precios de los derivados del petróleo, como resultado en buena parte de su empleo como medios de recaudación fiscal.
•	El valor relativamente bajo de las tarifas eléctricas a los grandes consumidores, con el fin de no perjudicar la competitividad del sector industrial. Entretanto las demás tarifas están en valores promedios o son relativamente altas en comparación con la región.
8.	
Aspectos generales del nuevo marco regulatorio.
	Como se mencionó al inicio de este trabajo el nuevo Marco Regulatorio del sector eléctrico supone una serie de cambios que han creado expectativas en cuanto al desempeño de los nuevos roles de cada uno de los agentes de la electricidad.  El objetivo de este capítulo es adelantar algunos de los efectos que se espera que la nueva ley produzca en los aspectos comerciales, productivos e institucionales.  
8.1	Mecanismos fundamentales del modelo de regulación.
Si bien el proyecto de ley aprobado por el Parlamento, trata sólo en términos muy generales del tipo de regulación que se establecerá, los antecedentes de marcos regulatorios con un mercado mayorista para la electricidad, y en particular los ejemplos de Argentina y Chile, permiten establecer conjeturas razonables sobre los aspectos formales del modelo regulatorio a establecerse.
Estas características generales más importantes, que seguramente se reproducirán en el modelo regulatorio uruguayo serían:
•	La separación de las funciones regulatorias y empresariales del Estado, dejando a UTE y CTM un papel que en lo formal no diferiría del de otras empresas privadas que pudieran incorporarse al sector. La función regulatoria quedaría dependiente directamente del Poder Ejecutivo. Las actividades de coordinación de la operación del sistema de generación y transmisión y de supervisión técnica de la red de alta tensión correspondería a un Despacho Nacional de Cargas, que no tendría ya dependencia jerárquica de UTE sino de la Administración del Mercado Eléctrico Mayorista, creada por el proyecto, integrada con un delegado del Poder Ejecutivo, uno de UTE y otro de CTM, y otros dos representantes de los demás agentes que aparezcan en el mercado.
•	La existencia de un mercado eléctrico mayorista con transacciones explícitas en las que participan generadores, distribuidores y grandes usuarios por el otro, no previéndose en la ley la actuación de “brokers”, es decir comercializadores puros. En dicho mercado mayorista, UTE y otros generadores locales y del extranjero competirían para abastecer la demanda.
•	La existencia de competencia entre los generadores por abastecer ese mercado mayorista. La actividad de generación de electricidad no es en principio un monopolio natural, es decir no puede asegurarse a priori que una única empresa pueda abastecer el mercado a menor precio que una multiplicidad de ellas. Por lo tanto, la regulación asegura teóricamente la posibilidad de acceso de nuevos generadores al abastecimiento del mercado. En el corto plazo, la competencia se manifiesta por la existencia de un despacho de cargas en el que las centrales se van empleando en orden creciente de costos para el sistema, como ocurre ya con la regulación vigente. 
•	Las actividades de transmisión y distribución mantendrían su carácter de monopolio natural (aunque la ley no lo establece explícitamente), por lo que será necesaria una regulación para determinar la remuneración que percibirán las empresas que realicen esas funciones, que en principio quedan a cargo de UTE. El proyecto de ley establece que la remuneración de la transmisión y distribución deberá remunerar los costos operativos directos del servicio, incluyendo la amortización de los bienes de capital empleados, más una utilidad razonable.
•	La existencia de acceso libre a las redes de transmisión y eventualmente de distribución, para todos los generadores, con el fin de que puedan competir realmente por el abastecimiento a los distribuidores y grandes usuarios, sin que el propietario de las redes pueda discriminar a algunos generadores en perjuicio de otros. 
•	Se habilita a la UTE a disponer libremente de sus bienes inclusive la enajenación, con el objetivo de dotar a la empresa de mayor agilidad en las decisiones. 
8.2	El mercado eléctrico mayorista que se creará.
Las características de los mercados mayoristas generados por los procesos de reforma regulatoria a nivel mundial, son bien conocidas. En este punto se enumeran algunas de ellas, sin pretender un análisis sistemático, para enmarcar el análisis posterior del sistema uruguayo. Se describe una modalidad de mercado mayorista semejante a los de Argentina y Chile, dado que es muy probable que la regulación en Uruguay adopte en lo formal características semejantes.
En el mercado eléctrico mayorista participarían los generadores, transmisores, distribuidores y grandes usuarios. Los grandes usuarios son en general consumidores industriales o del sector terciario cuya potencia contratada y consumo anual supera ciertos valores mínimos. Adicionalmente, si bien la ley no establece su figura de manera explícita, actuarían los autoproductores, es decir agentes que producen energía principalmente para uso propio.
En el mercado mayorista existirían tres tipos de transacciones: las transacciones spot,  los contratos de abastecimiento y las transacciones a precio spot estabilizado.
En los contratos de abastecimiento, los generadores venden energía a distribuidores o grandes usuarios de energía eléctrica, pactando condiciones en plazos largos, típicamente uno, dos o más años.
El mercado spot permite realizar transacciones no previstas en los contratos. Dependiendo del sistema que se considere, participan en el mercado spot sólo los generadores o los generadores y distribuidores. En este mercado las transacciones se realizan a un precio regulado, determinado hora por hora, que normalmente es igual al costo marginal de generación del sistema.
Las compras a precio estabilizado que realizan los distribuidores, les permiten adquirir energía cuya compra no han contratado, a un precio libre de oscilaciones imprevistas. Como los precios spot pueden ser en extremo volátiles, y no se desea que su variación se trasmita a los clientes finales, ni que los distribuidores tomen el riesgo de su oscilación, los sistemas regulatorios suelen contar con precios estabilizados para distribuidores, que en esencia no son más que valores promedio esperados del precio spot.
Un cuarto elemento constituyente de los mercados eléctricos, son las remuneraciones a la potencia a las que se hacen acreedores los generadores. Es habitual que los sistemas regulatorios incluyan remuneraciones destinadas a asegurar una parte de sus ingresos a los generadores, con el fin de promover la instalación de nuevas centrales o el mantenimiento de las existentes. Estas remuneraciones suelen concederse a la potencia instalada en la medida en que esté disponible para el despacho, si bien existen otras formas ad hoc de remuneración. 	Obviamente, los montos necesarios para pagar estas remuneraciones son recaudados con las tarifas a los clientes del sector eléctrico.
8.3	Futura estructura para el sector.
	Bajo el marco formal de la nueva ley, cabe una gran diversidad de sistemas regulatorios y estructuras institucionales.
	La verdadera evolución del sector eléctrico surgirá de:
•	La reglamentación que recibirá la ley en caso de ser aprobada, tanto mediante decretos, como resoluciones del Poder Ejecutivo
•	La política del Poder Ejecutivo en relación al papel institucional de UTE y de la inversión privada en el sector
•	Los propósitos y actividad de los inversores privados.
•	La vinculación comercial con los sistemas eléctricos de la región y en especial el de Argentina, que influirá substancialmente en el mercado eléctrico nacional.
En lo que sigue se enumerarán algunas características objetivas del sistema eléctrico en Uurguay, que un regulador eficiente debería tener en cuenta, así como presentar puntos clave sobre los que deberá pronunciarse el Poder Ejecutivo y el órgano regulador a crearse:
•	La regulación se aplicará a un sistema en el que las empresas públicas continuarán teniendo un papel predominante que, si bien el Poder Ejecutivo actual no busca alterar, nada asegura que un cambio de gobierno mantendrá las intenciones actuales.
•	UTE poseerá la totalidad de la transmisión y distribución y una buena parte de la generación. Salto Grande será el mayor generador del país, manteniendo su propiedad estatal.
•	Esta situación no se registra probablemente en ninguno de los sistemas eléctricos en los que se ha implantado una regulación con un mercado mayorista. En la totalidad de esos mercados, las empresas de distribución son independientes de los generadores, y salvo excepciones (como el caso chileno), la transmisión está a cargo de una empresa totalmente independiente de las demás del sector.
•	Dentro de la lógica del nuevo marco regulatorio, en que los objetivos de competencia en generación y transparencia de los costos son primordiales, se le plantea al regulador la necesidad de prestar especial atención al poder monopólico de UTE: en la fijación de tarifas, la concesión de acceso a otros generadores a sus redes, la posibilidad de influir substancialmente sobre los precios mayoristas. 
•	La privatización, que en la práctica internacional ha estado asociada a las reformas regulatorias, debería estar fuera de consideración en Uruguay por no contar con el apoyo de la opinión pública y de buena parte de los sectores políticos. En cambio, la mejora del régimen institucional en el que funcionan las empresas del Estado, y el establecimiento de incentivos a su eficiencia, se vuelve un aspecto esencial, que no ha sido objeto de iniciativas del Poder Ejecutivo hasta el momento.
•	Es de hacer notar que el Poder Ejecutivo se enfrentará hasta cierto punto a una disyuntiva al ser a la vez regulador y propietario de dos empresas eléctricas: por una parte, el regulador buscará limitar las ganancias monopólicas de las empresas en pos de una mayor eficiencia económica; por la otra el propietario de las empresas buscará aumentar sus beneficios con fines fiscales.
8.4	El comercio regional de energía. 
	En la mayor parte de las reformas regulatorias que han tenido lugar en el mundo, el comercio internacional de energía eléctrica es una consideración relativamente secundaria, al menos en su primera etapa. En cambio en Uruguay, existe una interconexión con Argentina, que permitiría abastecer la totalidad de la demanda de Uruguay desde aquél país, que en la actualidad resulta excedentario en capacidad de generación. Esta relación con el mercado argentino ha sido manejada por las autoridades de MIEM como la razón fundamental de la necesidad del nuevo marco regulatorio.
	Junto a la regulación interna, el comercio de energía con Argentina asume una importancia fundamental, por varias razones:
•	El Poder Ejecutivo argentino exige la existencia de condiciones de reciprocidad, transparencia de costos y libre acceso a las redes de transmisión, en el marco regulatorio uruguayo, para acceder a un comercio fluido de energía entre los dos países.
•	Los precios del mercado mayorista uruguayo en el futuro, dependerán en buena parte de la posibilidad y precios del comercio de energía entre los dos países.
	La posibilidad potencial de adquirir energía en Argentina en cantidades prácticamente ilimitadas -en la medida en que se resuelvan los problemas institucionales y regulatorios actuales- plantea como contrapartida la necesidad de definir algún criterio de autoabastecimiento de la generación en Uruguay si se quiere mantener un cierto nivel de autonomía energética, como indicaría el mínimo sentido de prudencia geo-política.
8.5	La competencia en generación y las inversiones.
	En la mayor parte de las reformas regulatorias en el mundo, la competencia en generación se busca por la existencia de una multiplicidad de empresas generadoras en competencia. En Uruguay, dada la pequeñez del sistema eléctrico y el papel preponderante de UTE y CTM esa multiplicidad de empresas no puede alcanzarse.
En cambio, la competencia en generación en  Uruguay procederá de la importación de energía desde Argentina y de la entrada de nuevos generadores, que podrían resultar atraídos por eventuales precios elevados en el mercado mayorista.
Por otra parte, el incremento anual de la demanda en Uruguay es muy inferior al  tamaño de las centrales eficientes que emplean gas natural. Esta situación es muy diferente de lo que ocurre en sistemas mayores, como el de Argentina, en los que el aumento de uno o dos años en la demanda de electricidad, permite la existencia de varios proyectos simultáneos de diversos inversores que en conjunto cubrirán la demanda adicional.
En Uruguay lo más probable es que la entrada de generadores -si es que la generación resulta rentable- sea objeto de un proceso licitatorio en el que el Poder Ejecutivo o UTE, llamen a interesados privados en la construcción de una nueva central de tamaño eficiente, en la que UTE tendría algún grado de participación.
Junto a esas grandes expansiones guiadas por el Estado y estimuladas por razones de mercado, deberían alentarse otros proyectos,  incorporando energías renovables, cogeneración, o incluso otros proyectos de generación convencional que resulten convenientes al país y que el mercado por sí solo no va a promover.
9.	
Los préstamos de los Bancos.
9.1	Banco Mundial
9.1.1	  “Power Transmission and Distribution”
El único préstamo desde 1992 a la fecha del que se tienen datos es el “Power Transmission and Distribution Project”  (UY-PA-8177) aprobado en 1995 por 125 millones de dólares con un aporte agregado de  UTE de 103 millones de la misma moneda. 
Los tres objetivos más importantes desde el punto de vista de la inversión  (U$S 164,5 millones) son la renovación y expansión de líneas de transmisión y distribución, así como de subestaciones. Entre los fines buscados  está el mejorar las condiciones del sistema nacional para interconectarse con Brasil. Dos objetivos de bastante menor porte (U$S 2,5) tienen que ver con la asistencia técnica para la reducción de las pérdidas no técnicas y el manejo de la demanda, así como entrenamiento para el personal en la nueva estructura del sector y para el fortalecimiento de la unidad ambiental de UTE.
Los componentes del proyecto son:
•	modificación de 2 subestaciones transformadoras de 500 kW.
•	Expansión y renovación parcial del sistema de transmisión de 150 KW. de Montevideo.
•	Asistencia técnica en varios aspectos vinculados a la gestión de UTE en el marco de las nueva reforma del sector.
•	Capacitación para directores y personal de UTE en temas vinculados a los nuevos roles de la empresa.
	Este préstamo parece ir en la dirección en que apuntan dos de las políticas del Banco: la integración regional y la eficiencia en  generación y transmisión. Comparativamente, el aporte que hace para los objetivos de eficiencia del lado de la demanda y preservación ambiental son prácticamente insignificantes.
9.1.2	Dos proyectos anteriores a 1992
Los últimos dos préstamos anteriores a éste (los cuales no figuran en la información pública del Banco) son el “Power Sector Rehabilitation”  (2622-UR)  firmado en 1991 para rehabilitar parte de la represa Gabriel Terra (130 MW)  y el “Power Modernization Project (3221-UR) que posibilitó la construcción de la central térmica a gas oil de La Tablada (230 MW).
Respecto al primero, va también en la dirección del mejoramiento de la eficiencia en la generación y desconocemos la existencia de componentes orientados en otro sentido.
El “Power Modernization Project” insumió un importe total de 242.8 millones de dólares de los cuales el Banco aportó 65.5. A diferencia del anterior, éste parece ir directamente en contra de buena parte de las nuevas orientaciones del Banco. La nueva central termoeléctrica de La Tablada produce contaminación aérea y sonora en zona urbana además de la utilización de un combustible derivado del petróleo. Cabe señalar que por razones de costo esta usina ha sido poco utilizada a partir de 1994. Como se ha mencionado en el capítulo anterior esta central ha sido ampliamente cuestionada por  distintos sectores de la ciudadanía.
9.2	Banco Interamericano de Desarrollo
	La participación de este Banco ha sido históricamente muy baja en el sector.  Los dos únicos proyectos de los que se tiene información son “Programa de Transmisión y Distribución Eléctrica”  (903/OC-UR) aprobado en 1995 por un monto de 54 millones de dólares (más un aporte local de 35.) y  “Reforma del Sector Energético” (ATN/MT 5276-UR) aprobado en 1996 por 630.000 dólares con aporte local de 310.000. 
9.2.1	Programa de Transmisión y Distribución Eléctrica
	os objetivos más importantes del primer proyecto son crear las condiciones para interconectar el sistema uruguayo con el brasileño y mejorar las redes de distribución de  varias ciudades del interior.
	Sus componentes son:
•	construcción de una estación conversora y 13 km. de línea para posibilitar la interconexión Rivera (Uruguay) - Livramento (Brasil).
•	Modernización del Despacho Nacional de Cargas e instalación de Centros de Atención Zonales.
•	rehabilitación de redes de distribución del interior  del país e
•	instalación de 60.000 medidores de baja tensión
 A	l igual que el primero de los proyectos analizados del Banco Mundial, éste del BID apunta a los objetivos de integración regional y eficiencia del lado de la oferta.
9.2.2	“Reforma del Sector Energético”
	El segundo préstamo, proveniente del FOMIN, es para el estudio de una propuesta para la desregulación del sector combustibles y gas natural y un anteproyecto de ley de hidrocarburos. El objetivo más importante de este programa es crear condiciones favorables para la inversión privada en el sector.
	Como puede verse es un proyecto menor apuntando en el sentido de la desregulación y la inversión privada.
9.2.3	Infraestructuras para empresas lecheras
	Valdría la pena agregar a esta lista un préstamo para el sector Agricultura pero que tiene un gran componente de electrificación rural: “Programa de Infraestructuras para Empresas Lecheras” (914/OC-UR).  Este proyecto fue aprobado en 1996 por 40 millones de dólares más un aporte local de 18,9 millones con dos grandes objetivos: mejorar la electrificación de unos 1.200 productores lecheros y la red vial para la salida de la producción.
Tiene especial importancia pues estudios realizados para la OSE (empresa pública encargada de los servicios de agua y saneamiento) y dados a conocer por el Ministerio de Medio Ambiente han revelado que la napa freática de la cuenca lechera hacia donde está dirigido este proyecto, está contaminada por la actividad del sector. Esta contaminación tiene su origen básicamente en la utilización de fertilizantes químicos y la concentración de los deshechos de los animales.
Durante la década del 80 se había iniciado la instalación de biodigestores para la zona, experiencia que se abandonó sin desarrollar un seguimiento de la misma. Esta alternativa tecnológica hubiera disminuido la contaminación de las aguas y hubiera proporcionado parte de la energía necesaria en los establecimientos.
La falta de estudios técnico/económicos impide hacer un análisis final de esta cuestión. Pero puede suponerse que  de haber prevalecido la intención de incorporar energías renovables y atender el medio ambiente, las soluciones de electrificación, en este específico caso, pudieron haber sido otras.
10.	
Efectos esperados de la política de la BMD en Uruguay
	El objeto de este capítulo es analizar los elementos más salientes de las políticas que el Banco Mundial ha propuesto a partir de 1992 para los países en desarrollo aplicadas al caso concreto del Uruguay. 
10.1	Marco regulatorio y participación privada
Del contenido de la nueva ley sobre marco regulatorio del sector eléctrico puede inferirse que el proceso de regulación que está teniendo lugar en Uruguay está cumpliendo con los objetivos instrumentales que son comunes a casi todos procesos de reforma del sector eléctrico en el mundo, pero que no garantizarán, de por sí, el logro de las metas. El resultado del balance de elementos positivos y negativos que dicha  ley contiene, va a depender de las futuras reglamentaciones que se establezcan, de manera que estará más en el espíritu de los administradores actuales y futuros que en el espíritu de la ley.
En relación a la participación del sector privado, éste debe analizarse en el marco de una situación nacional peculiar, en la que el consenso de la opinión pública es favorable a la actividad empresarial del Estado y en particular a la gestión de la empresa eléctrica estatal UTE. Como ya se ha dicho anteriormente el plebiscito de 1992 impidió el proceso de privatización parcial del sector telecomunicaciones y fue interpretado por todos los sectores políticos como un pronunciamiento más general de la opinión pública sobre la venta de activos públicos ya existentes. Por otra parte, las empresas públicas en su conjunto y las del sector eléctrico en particular, mantienen niveles tarifarios tales que no hacen necesario el aporte de fondos del Gobierno Central, sino que más bien actúan como generadores de fondos para el mismo. Esto marca una diferencia respecto de situaciones de otros países de América Latina donde las tarifas no recuperan los costos. Importa marcar ésto, ya que la banca internacional de desarrollo menciona explícitamente al deterioro de las tarifas y precios de la energía, como responsables principales de la crisis financiera del sector en América Latina, situación que obligó -según aquélla- a proponer el fomento de la participación privada en el sector. 
Por lo dicho anteriormente, el ámbito de la inversión privada debería reducirse a la inversión en nuevos proyectos, en los que a juicio del gobierno uruguayo la magnitud de las inversiones haga necesaria o conveniente la participación de capital privado.
Por el tamaño de las inversiones requeridas en relación al total del sistema eléctrico uruguayo, la participación de privados más bien tendrá lugar bajo la forma de unos pocos contratos de concesión de obra pública, donde el Estado elimina los riesgos comerciales.
Adquiere entonces la máxima importancia el diseño de las condiciones de concesión o de compra de los servicios que produce el inversor que será realizado por autoridades públicas, de manera de asegurar la máxima transparencia, competencia entre inversores potenciales y un resultado económico razonable para el país y para UTE.
El sector eléctrico da lugar a inversiones de riesgo relativamente bajo y de retornos en el largo plazo. El régimen actual de fondos de jubilaciones y pensiones en Uruguay requiere colocaciones de ese tipo. Una de las formas naturales de participación del capital privado en el sector eléctrico podría ser mediante el aporte de capital de aquellos fondos, generando un proceso creciente de acumulación de capitales nacionales. El caso de Chile es ilustrativo de este proceso. En esta hipótesis, es imprescindible una clara definición de la política energética por parte del Estado para  evitar que ésta sea definida por el mercado en función de la necesidad de inversión y rentabilidad de los capitales y no de las necesidades del país.
10.2	 Energías renovables y eficiencia energética
10.2.1	  Energías Renovables
El objetivo de fomentar la incorporación de energías limpias e introducir patrones de producción y consumo sustentables en materia ambiental, no se cumple de manera alguna en forma automática por la reforma regulatoria del sector. Por el contrario, como se observó en puntos anteriores de este documento, las energías renovables o limpias, no son en términos generales competitivas en un mercado mayorista de generación, sino que por regla general sus costos económicos son superiores a los de la generación convencional con gas natural.
Dentro de la lógica del nuevo marco regulatorio propuesto, los medios para permitir la incorporación de las energías renovables serían dos:
•	la internalización de los costos ambientales en la lógica económica de las empresas del mercado, a través de medidas regulatorias conocidas y en parte aplicadas en países desarrollados
•	la creación de fuentes de fondos destinados a fomentar la instalación de esas energías
Si la banca de desarrollo internacional no induce a la incorporación de éstos u otros medios en el sector eléctrico, no será consecuente con su objetivo de desarrollo de energías sustentables.
10.2.2	  Gas Natural
En la mayor parte de los países de América Latina en los que se ha incorporado el capital privado en el sector eléctrico y en los que existe gas natural disponible, éste ha comenzado a desplazar a las restantes opciones, incluso a la generación hidráulica, como medio de expansión de la generación. Esto se debe principalmente a que el sector privado actúa con un horizonte de cálculo económico de corto plazo, por lo que es muy improbable que encuentre incentivos suficientes para invertir en proyectos hidroeléctricos de largos períodos de maduración. Esto hace que tiendan a descartarse opciones que desde el punto de vista del uso de los recursos naturales y del medio ambiente pudieran ser superiores. 
Respecto de las siempre mencionadas ventajas ambientales de la utilización del gas natural, cabe recordar en primer término, que  se trata de un recurso natrural  no renovable. Además, mantiene altos niveles de emisión de NOx y CO2 y agrega los problemas derivados de las fugas de CH4.  Por tanto, aunque tenga algunas ventajas comparativas en relación a otros combustibles fósiles, para una correcta evaluación económica de su uso, debieran internalizarse los costos ambientales derivados de la contaminación y el “costo de agotamiento”.
10.2.3	  Eficiencia Energética
	En general la política de la banca en Uruguay ha puesto mucho más énfasis en la financiación de la ampliación de la capacidad de generación y las redes que en la promoción de la eficiencia en el consumo y el ahorro energético. Esto no se ha modificado en los últimos años y una mayor orientación hacia la eficiencia y el ahorro permitiría, en el largo plazo, reducir el incremento de las fuentes de generación que se plantea en un 5% anual acumulado según las autoridades.
Uno de los mecanismos que procuran incentivar la eficiencia es la reforma del sistema de precios. Esto se aplica  sobre todo en países donde las tarifas son absolutamente insuficientes para cubrir los costos de desarrollo del sistema o en los que el sistema tarifario es por completo arbitrario. En Uruguay, las tarifas eléctricas en términos generales guardan cierta relación con los costos marginales y permiten en principio la estabilidad financiera del sector. Sin embargo, existe otro conjunto de medidas de promoción directa de la eficiencia energética en los que el país ha avanzado escasamente, ya que no han habido ni a nivel del sector productivo, residencial o de servicios incentivos para el fomento de un consumo eficiente.
Uno de los problemas abiertos a la política energética es estudiar las medidas concretas de promoción de la eficiencia en el consumo, más adecuadas en cada sector, e implementar las acciones para promocionarlas, lo que implicará seguramente el uso de fondos públicos para financiar o costear las medidas de ahorro energético y uso eficiente. La banca de desarrollo debería contribuir más intensamente en el país a este tipo de financiamiento si busca ser consecuente con sus objetivos.
En cuanto al fomento de pautas de consumo compatibles con un desarrollo ambientalmente sustentable, cabe considerar que la actividad del MIEM y del  Gobierno en su conjunto a ese respecto es inexistente hasta el presente (salvo algunas reglamentaciones que intentan evitar el talado excesivo de leña de monte indígena). Por otra parte, considerando las disposiciones del nuevo Marco Regulatorio en cuanto a la participación de privados y la orientación comercial de las empresas públicas  aparece como muy factible que, de no mediar algún tipo de regulación que induzca a este tipo de políticas, ocurra todo lo contrario y que el juego de libre competencia en el mercado fomente el despilfarro energético en el consumo. 
Vale la pena recordar en este punto que, como se vio en el capitulo anterior, la eficiencia en el consumo y las prácticas de ahorro energético (que son un aporte sustancial hacia alcanzar objetivos de desarrollo sustentable) no han formado parte de ninguno de los proyectos de la BMD.
10.3	Integración al mercado regional
En la medida en que el nuevo marco regulatorio pone a UTE en una situación de competencia con otras empresas generadoras y regularía las remuneraciones a la transmisión y la distribución (fijando una especie de estándares de costos), puede constituirse en un incentivo a la eficiencia del lado de la oferta del sector eléctrico. Esto, sumado a la integración de los mercados energéticos regionales procura, vía un acrecentamiento de la competencia, la obtención de una mayor eficiencia conjunta.
Sin embargo, la integración bajo la lógica empresarial no implica necesariamente que se alcance una eficiencia global mas satisfactoria. El juego de intereses contrapuestos puede llevar a situaciones de suboptimización. Esta situación se verifica por ejemplo en la región, donde los intereses de los inversores en centrales térmicas en la Argentina, se oponen a la entrada de la energía secundaria brasileña, ya que ésta reduciría o anularía los márgenes de ganancia 
El caso uruguayo muestra además que la concreción de estos procesos de integración se enfrenta a dificultades originadas en la falta de armonizaciones adecuadas de los marcos legales, institucionales y regulatorios, y de las diversas estructuras de los sectores. Estos aspectos no deben ser tratados con ligereza, y hay que poner gran énfasis en respetar el derecho de cada país a elegir para el sector energético el marco de funcionamiento que crea mas adecuado para sus intereses. Las grandes disparidades en cuanto a reservas energéticas, tamaño, potencialidad económica, e incluso razones históricas, justifican que conceptos tales como el de autosuficiencia y soberanía nacional pesen en forma sustantiva a la hora de encarar la integración de mercados.
Los temas ambientales tampoco deben ser desconocidos en materia de integración. El Marco Regulatorio del Sector Eléctrico en Uruguay establece que no se generará ni se comprará energía de origen nuclear, así como tampoco se importará energía de plantas generadoras que contaminen trerritorio nacional.  Esto demuestra una voluntad específica del pueblo uruguayo de oponerse a las formas contaminantes de producir energía y ponen algún signo de interrogación acerca de la integración regional donde funcionan centrales nucleares y térmicas a carbón en Argentina y Brasil. 
	En Uruguay el proceso de integración se materializaría mediante:
•	la incorporación del gas natural argentino en el consumo energético de Uruguay
•	la realización de un comercio fluido de importación y exportación de electricidad con Argentina.
	El proceso de reforma regulatoria en curso en el sector eléctrico se plantea como necesario a los efectos de facilitar la fluidez del comercio de electricidad con Argentina, de acuerdo a las propias declaraciones de autoridades de ese país.  
No obstante, la existencia de un fuerte comercio internacional de energía eléctrica haría posible importar energía en forma masiva desde Argentina. No es posible a priori afirmar si la inversión en centrales de generación y el mantenimiento de las propias centrales existentes, será o no rentable en competencia con la energía importada. En caso de optar por un objetivo de autonomía parcial, el Poder Ejecutivo debería establecer algún tipo de remuneración adicional a los precios de energía del mercado que permita rentabilizar la construcción en el país de un monto de potencia en generación que se considere necesario. La determinación de esa cantidad de potencia que en cada año es necesaria para mantener una razonable autonomía en la generación de electricidad, es uno de los puntos importantes en la política energética a definirse en Uruguay.
10.4	Abastecimiento a sectores de bajos ingresos
En relación al objetivo de contribuir al abastecimiento energético de los sectores sociales en situaciones de extrema pobreza, el incipiente proceso de reforma  regulatoria no ha dado, ni se prevé pueda dar soluciones.
El incentivo a que las empresas públicas actúen con una óptica de maximización de ganancias empresariales, dificulta que éstas destinen parte de su presupuesto al suministro a clientes que no le resultan redituables. Adicionalmente, se acentuarán los esfuerzos para lograr una mayor cobrabilidad de los consumos en zonas urbanas marginales en las que exista hurto de energía. En los hechos ya se ha instrumentado un control de medidores que apunta en esta dirección.
Respecto del sistema tarifario como instrumento redistribuidor del ingreso, la banca  internacional de desarrollo es contraria a la utilización de la tarifa con tales fines. Si bien por argumentos que ya hemos adelantado, como consecuencia de la reestructura del sector no se prevén cambios substanciales en el nivel medio de las tarifas, sí es razonable suponer que si se aplicara criterio empresarial estricto, desaparecerían los subsidios a los consumidores de menores recursos, que caracterizan a la actual estructura tarifaria de UTE.
En el marco de este mismo cuadro conceptual es lógico suponer que una empresa eléctrica se vería desestimulada a realizar inversiones en barrios marginales con altos índices de morosidad y de hurto, y en programas de electrificación rural, dada la baja rentabilidad de estos proyectos.
La propia opción de una competencia acentuada entre empresas de ofertas energéticas sustitutas (ej. gas por cañería y electricidad, para los usos calefacción y cocción),  podría en ciertos casos tener efectos redistributivos negativos. Nos referimos concretamente a la posibilidad de que las empresas dediquen sus mayores esfuerzos a aquellas zonas de mayor rentabilidad (que coinciden las de los estratos altos), en detrimento de las restantes zonas.  
Dentro de un proceso de reforma regulatoria, la alternativa para lograr el objetivo de equidad que propone la banca internacional es la de los subsidios explícitos del presupuesto nacional a los consumidores de menores ingresos. No obstante este medio es de difícil implementación dada las presiones fiscales existentes y la carencia de antecedentes en el país. En el caso uruguayo deberían instrumentarse los mecanismos para asegurar la materialización de los objetivos de equidad, en lo que respecta al acceso a la electricidad  de los sectores más desfavorecidos, en caso de quedar el suministro liberado a las fuerzas del mercado. La banca internacional debería contribuir a implementar éste u  otros medios alternativos.
10.5	 Recomendaciones ante el proceso en curso
Además de lo ya expuesto, se podrían hacer algunas puntualizaciones concretas en relación a algunos temas que afectan al sector eléctrico uruguayo de cara al futuro inmediato. Sin entrar en un juicio acerca de la conveniencia de las políticas del Poder Ejecutivo respecto a otras posibles, puede analizarse el tipo de medidas que deberían tomarse para implementar esas políticas, de la manera más “eficiente” (económicamente hablando).
Por otra parte, existe un conjunto de temas sobre los que ni siquiera de manera informal ha expresado el Poder Ejecutivo su opinión, que constituyen aún vacíos a llenar en materia tanto política como regulatoria. El tratamiento a conceder a las fuentes renovables y al fomento de la eficiencia energética es uno de esos vacíos.
En lo que sigue se enumeran aspectos regulatorios y de política que deberían considerarse en el futuro en la regulación del sector eléctrico uruguayo, tanto para implementar eficientemente los objetivos que pueden atribuirse al Poder Ejecutivo, como para cubrir vacíos aparentes en los mismos.
•	Dado que la mayor parte del sector eléctrico permanece en el ámbito estatal, se hace necesario poner énfasis en la mejora del sistema de dirección, gestión y de control de las empresas públicas..
•	En particular, la actual situación institucional de Salto Grande obedece a razones históricas, y si se desea mantener a esa central como empresa independiente debería otorgársele un estatuto jurídico racional (que podría o no ser el de Ente Autónomo).
•	Adquiere gran importancia para el país la negociación de un régimen de comercio internacional de energía en el ámbito del Mercosur. El país en su conjunto se vería beneficiado por un sistema que permita una mayor fluidez en el comercio, teniendo en cuenta que por el sistema de generación predominantemente hidráulico y con grandes oscilaciones en su producción, aparecen en Uruguay tanto excedentes de energía eléctrica que deben venderse como déficits a cubrir con energía importada. Adicionalmente, la red argentina podría permitir el pasaje de energía de Paraguay hasta nuestro país, en caso de llegarse a un acuerdo institucional y económico entre los tres países. 
•	No debiera olvidarse en el marco de los acuerdos energéticos del Mercosur,  la problemática de la generación de energía a partir de fuentes contaminantes, la incorporación de los costos ambientales y otros mecanismos legales o de mercado que favorezcan las energías de menor impacto y riesgo ambiental.
•	Una gran parte del sector, la transmisión y distribución que quedarán en principio a cargo de UTE, son monopolios naturales y como tal serán regulados. El mecanismo que adopte esa regulación deberá estar diseñado para que tanto UTE en su conjunto como cada una de los sectores técnicamente diferenciados de la red, reciban incentivos para aumentar la eficiencia y mantener una calidad de servicio adecuada.
•	La reducción de las pérdidas técnicas, de los errores de medición y de los hurtos de energía es un punto importante. Esto implicará muy probablemente la existencia de subsidios explícitos a los sectores sociales marginales para los que el hurto de energía es una necesidad imperiosa.
•	Hacer más transparente el funcionamiento del sector eléctrico institucionalizando la participación de los usuarios y de los ciudadanos en las distintas etapas de planificación, regulación y control de la calidad del servicio; por ejemplo, a través de su inclusión como un agente más en el mercado mayorista.  
•	Fortalecer las instancias institucionales de coordinación energético-ambientales para darle consistencia y coherencia a las políticas de desarrollo sustentable.

11.	Metas y Principios del Banco Mundial: conclusión.
	En el capítulo anterior hemos analizado los efectos de las medidas propuestas por el Banco Mundial para el sector energético uruguayo, especialmente el sector eléctrico. En este capítulo, se extraerán conclusiones derivadas del análisis del presente informe a partir de las metas y los principios orientadores que se proponen en el documento “La función del Banco Mundial en el sector de la Electricidad”.
11.1	Las metas del Banco Mundial en el sector eléctrico uruguayo.
	Las metas que se reproducen a continuación han sido tomadas del recuadro Nº 17 del mencionado documento  y las analizaremos en el contexto de la realidad del Uruguay a manera de resumen final.
11.1.1	META 1. Aumentar el suministro de electricidad 
	“Cuando se justifique, aumentar el suministro de electricidad en los países en desarrollo”.
Como se ha visto Uruguay no ha hecho prácticamente ningún esfuerzo en términos de ahorro y eficiencia energética y el 96% del territorio nacional ya tiene servicio de electricidad. Por tanto parecería prudente y en consonancia con los objetivos y compromisos de la BMD, impulsar y apoyar programas de eficiencia tanto como de aumento del suministro.
11.1.2	META 2.  Mayor eficiencia en la generación y uso final de electricidad.
	No hay duda de que esta es un meta importante para el Uruguay. Es probable que las medidas propuestas por la BMD para el logro de la misma sean útiles en lo que respecta a generación pero no en lo referente al uso final. Parece claro que la participación de privados en el sector y la orientación comercial de las empresas públicas en régimen de competencia, tenderán a fomentar el aumento del consumo de energía más que a un uso final racional de la misma. 
11.1.3	META 3.  Reducción de la carga económica para el Estado
	“Reducción de la carga que constituye el sector electricidad para el gobierno por concepto de finanzas y deuda”. Como ya fue dicho anteriormente, en el caso uruguayo, las empresas públicas no representan una carga para el gobierno. Por el contrario, las mismas funcionan como una fuente de recursos para el gobierno central y pudieran ser utilizadas como vehículo de redistribución de la riqueza social. Las medidas propuestas por la BMD podrían, a la inversa de lo que se proponen, desfinanciar parte del aparato del estado, si es que no existen otras medidas compensatorias.
11.1.4	META 4. Identificar y adoptar alternativas 
	“Cuando sea eficaz en relación con el costo, identificar y adoptar alternativas (incluida la sustitución de combustibles) para mitigar las repercusiones ambientales negativas del abastecimiento y uso final de la electricidad”.
	Ya hemos analizado que en el caso del Uruguay, si no se contabilizan las externalidades derivadas de la generación y usos de la energía convencional, las energías alternativas (exceptuando la leña) no van a resultar eficaces en relación con el costo. En consecuencia, considerando las medidas propuestas por la BMD, esta meta no será alcanzada y continuarán agravándose las repercusiones ambientales. La alternativa del gas natural debería ser considerada como preferible a los otros combustibles fósiles aunque no es inocua para el ambiente; y deberían incorporársele a todos ellos, los costos ambientales y de agotamiento para una cabal evaluación de sus costos comparativos.
11.2	Los principios orientadores y su aplicación en Uruguay 
	Un resumen similar al anterior desarrollaremos en relación a los principios orientadores que aparecen en el capítulo 5 del documento del Banco Mundial antes mencionado.
11.2.1	Regulación transparente
	La interferencia de los distintos gobiernos ha sido alta dentro de las empresas públicas uruguayas. Es reconocido hasta por el propio sistema político que han servido de base al clientelismo político y las tarifas han variado en función de las necesidades de los Ejecutivos de turno.  Por lo tanto, una regulación más transparente, con separación de las funciones de regulación de las de administración y sistemas descentralizados parecen ser buenas medidas para el sector aún en el marco de la propiedad estatal de las empresas. 
	A modo de ejemplo podría integrarse un organismo regulador independiente de las empresas públicas de electricidad con participación del Poder Ejecutivo, el Legislativo, el sector productivo y los consumidores. Las empresas estatales del sector por su parte podrían separar las funciones de transmisión, generación y distribución dotándolas de una mayor descentralización de la gestión, pudiendo incluso integrar sus directorios con algún representante de los consumidores.
11.2.2	 Importación de servicios
	No parece que Uruguay sea de los países que requieran mayormente este tipo de apoyo. Las instituciones vinculadas al sector energético, en particular las empresas públicas, son sólidas y tienen personal capacitado para desarrollar por sí solas el sector (UTE incluso ha vendido y  vende servicios de consultoría en el exterior). No obstante ello, no sería descartable la importación de servicios en caso de ser necesario.
11.2.3	Orientación comercial y organización empresarial
	Las empresas públicas uruguayas del sector eléctrico mantienen un buen balance entre una orientación comercial que les permite un buen servicio a una tasa de rentabilidad razonable, junto con una preocupación social que posibilita, por ejemplo, un programa de electrificación rural que ha significado una cobertura casi total del territorio. Sin embargo, estas políticas sociales nunca han sido explícitas ni públicas quedando al arbitrio de los Directorios de la empresas. 
	Sería conveniente en nuestro país, si se profundizan los criterios empresariales en la gestión de las empresas públicas, que se establecieran subsidios explícitos del gobierno central (apoyado por la BMD) para los programas sociales o ambientales que no resultaran rentables. De esta manera, la decisión de las políticas de subsidios no quedaría en manos de las empresas y los ciudadanos podrían discutir y conocer las políticas sociales que se desarrollan.
11.2.4	Prestamos supeditados al compromiso de los países
	Considerando las anotaciones hechas acerca de los efectos de las políticas del Banco en el sector energético uruguayo, no parece acertado que el Banco Mundial condicione los préstamos a todos los países en desarrollo a una misma batería de políticas. Las medidas y metas analizadas anteriormente pueden ser muy útiles y productivas para algunos países pero no en su totalidad para el caso del Uruguay.
 	El Banco debería analizar las condiciones del país en particular, la situación de las empresas públicas y el sector energético específicamente y considerar las políticas más adecuadas para el logro de las metas planteadas y los compromisos internacionalmente asumidos.  Supeditar los préstamos a las políticas propuestas puede, como se ha visto a lo largo de este documento, ir en contra de las propias metas que el Banco se ha trazado.
11.2.5	Inversión privada
Por razones apuntadas previamente en este informe, la inversión privada en Uruguay tendría características espaciales. Como fue analizado en el documento, la opinión pública nacional y buena parte del espectro político no apoyaría mayoritariamente la privatización de la empresas públicas. Además de las razones históricas, el funcionamiento de las mismas ha ido mejorando en las últimas décadas alcanzando un alto grado de eficiencia, rentabilidad y calidad de servicio. 
Una de las formas de ingreso de las inversiones privadas en el sector eléctrico sería la asociación a las nuevas obras de las empresas públicas en caso de que éstas no puedan asumir los costos de los nuevos emprendimientos.
Otra de las maneras sería la instalación de nuevos emprendimientos en energías renovables vinculados al aparato productivo, como por ejemplo, las propuestas descritas en relación a la biomasa o las microrepresas.
Finalmente no deben descartarse las inversiones que particulares pueden hacer en los sectores residencial y servicios para el mejoramiento de la eficiencia energética o la incorporación de energías renovables a pequeña escala como las aplicaciones de energía solar.
En virtud de esta realidad específica del Uruguay se hace necesario definir en las reglamentaciones futuras, cuales serán las inversiones privadas que se van a alentar en el sector energético para asegurarse el apoyo financiero en aquellas áreas que sean de interés para el país.
12.	
Bibliografía básica consultada
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•	Banco Mundial: “Power, transmission and distribution project”. Staff appraisal report. (13433-UR), 1995.
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•	Banco Mundial: “Monthly operational summary of Bank and IDA proposed projects”. Varios.
•	Páginas Web del BID y el Banco Mundial.
•	Ministerio de Vivienda Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente: “Inventario nacional de gases de efecto invernadero”. Montevideo, 1995.
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•	Ministerio de Industria, Energía y Minería: “Balance energético nacional” 1985-1994. Montevdeo.
•	Ministerio de Industria Energía y Minería: “Balance en términos de energía útil. Sector residencial”. Montevideo, 1988.
•	Ministerio de Industria Energía y Minería / Universidad de la República: “Consumo de energía en el sector industrial”. Montevideo, 1992
•	Intendencia Municipal de Montevideo/Interconsult: “Estudio del transporte colectivo de pasajeros”. Montevideo, 1996.
•	Actas de la Comisión de Industria y Energía de la Cámara de Diputados. Varias, 1995 y 1996.
•	Agrupación UTE: “Convenio AUTE/Universidad para el análisis del sector eléctrico”. Montevideo, 1996.
•	Agrupación UTE: “Para iluminar un tema oscuro: las cosas en su lugar” Montevideo, 1995.
•	Agrupación UTE: ponencia presentada al “1er. encuentro de trabajadores de la energía eléctrica del Mercosur”. Montevideo, 1996.
•	CIEDUR: “El sector agropecuario y la cuestión energética”. Montevideo, 1988.
•	Tabacco B., Santos A., y Gandelman N., “Estimación del consumo en el sector transporte”. Montevideo, 1996.
•	Facultad de Ingeniería (IMFIA): “Estudio para la instalación de microturbinas en zonas alejadas de la red eléctrica nacional”.
•	Facultad de Ingeniería (Instituto de Ingeniería Eléctrica): “Aplicación del recurso solar en la implementación de alternativas para la electrificación rural”.
•	Facultad de Ingeniería (IMFIA- Instituto de Ingeniería Eléctrica): “Relevamiento del potencial eólico del Uruguay”
•	Barrios, G ;De los Santos, S.;. Cluzet, O. y Caaritat R.: “Trauma en Uruguay 95”. Montevideo, 1996.