A continuación, un interesante documento sobre el análisis del mercado global de hidrógeno verde (H2V) y el potencial de participación de Costa Rica en dicho mercado y estimaciones asociadas a su impacto macroeconómico.
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El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés) en su reporte más reciente de evaluación documentaron que en América Latina y el Caribe (LAC) las pérdidas asociadas a eventos climáticos extremos entre 2000 y 2013 ocasionaron pérdidas económicas por $52.3 mil millones de dólares (mmd) y afectaciones al 8.5% de la población (53.8 millones de habitantes).[i]
El IPCC en los escenarios para la región señalan que en los escenarios más extremos el incremento de temperatura hacia el final del siglo podría llegar a ser entre 4 y 6 °C, lo cual estaría asociado por una parte, a una menor disponibilidad del líquido vital, que afectarían la oferta de agua potable para las grandes ciudades y poblados en la zona de los Andes, producción alimentaria y generación hidroeléctrica; y por otra parte, aumento de inundaciones en otras áreas como Buenos Aires o Sao Paulo. Adicionalmente, el IPCC también estima que habrá un aumento en la frecuencia y extensión de diferentes enfermedades (dengue, fiebre amarilla y malaria).[ii]
Este año la temporada de huracanes y el COVID-19, nos ha mostrado el impacto que puede tener la interacción de estos elementos. Por un lado, se está acelerando la frecuencia y la magnitud de los eventos meteorológicos extremos que impactan en nuestra forma de vida; por el otro, la prevalencia de enfermedades y el surgimiento de nuevos virus señalan la fragilidad de nuestros sistemas de salud pública, con consecuencias devastadoras, hasta el 24 de septiembre de 2020, la región ha sufrido la pérdida de 328,095 vidas a causa del COVID-19.[iii]
Ante esta realidad, la forma más efectiva de ajustarse es adoptando un modelo de desarrollo de descarbonización profunda. Este modelo cambia la forma de producción y consumo. Si bien LAC sólo contribuye con el 5% de las emisiones mundiales de gases de efecto de invernadero (GEI), hay grandes áreas de oportunidad para abrir nuevas oportunidades de mercado y hacer más competitiva a nuestra industria, al mismo tiempo que se reduce la huella ambiental de la región.[iv]
De acuerdo con el IPCC, una condición necesaria para una reducción profunda en las emisiones es la implementación de medidas de eficiencia energética en la industria. Por ejemplo, los sistemas de motor (motores eléctricos, variadores de velocidad, bombas, compresores y ventiladores) son responsables de aproximadamente el 10% del consumo de energía industrial en el planeta, y tienen un potencial de mejora de la eficiencia de entre un 20 y un 25%; o los sistemas de vapor, son responsables de alrededor del 30% del consumo de energía industrial en el mundo y tienen potenciales de ahorro de energía de alrededor del 10%.[v]
Una de las principales áreas de oportunidad es la eficiencia energética, al ser una estrategia fundamental para lograr atender las crecientes demandas de energía, con un menor consumo de combustibles y de electricidad generada a partir del uso de estos.
En su reporte sobre Múltiples Beneficios de la Eficiencia Energética de marzo de 2019, la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), establece que de no haberse aplicado medidas de eficiencia energética desde el año 2000, las emisiones de CO2e, hubieran sido un 12% mayores a las registradas en 2017.[vi]
De hecho, una de las principales áreas de oportunidad en materia de eficiencia energética es la promoción de Sistemas de Gestión de la Energía (SGEn) dentro de los sectores comercial, servicios y principalmente el industrial. La experiencia internacional muestra que las organizaciones que implementan un SGEn pueden lograr reducciones del consumo energético de entre el 10% y el 40%, dependiendo de los potenciales de ahorro existentes.[vii]
Se estima que en LAC la industria representa el 30% del consumo final de energía total y 16.6% de las emisiones de GEI, sin tomar en consideración las relacionadas con su consumo eléctrico. Si se aprovecha al máximo las oportunidades de los SGEn, la mejora en la productividad de las empresas al reducir gastos operativos como resultado de la aplicación de medidas de ahorro de energía, implementación de prácticas de eficiencia energética e inversiones en maquinaria y equipo eficientes, impulsaría la competitividad de la industria, con lo cual se podría alcanzar un ahorro anual en la región de $23.2 mmd y reducir a la mitad las emisiones de CO2 de la industria (144.3 Millones de toneladas –Mt– de CO2), equivalente a eliminar las emisiones de CO2 que realizó América Central y el Caribe en el 2018.
El potencial es evidente, si bien algunos países tienen un sector industrial más desarrollado, el ahorro es extraordinario (ver tabla).
Con el propósito de aprovechar esta oportunidad para hacer más competitiva la región y reducir su huella de carbono, se desarrolló esta iniciativa que permita la promoción de los SGEn y facilite su implementación en las organizaciones públicas y privadas en LAC denominada Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía en Latinoamérica y el Caribe (OSGELAC).
Adicionalmente a los beneficios ya señalados, la eficiencia energética puede ser una estrategia relevante en el impulso de la recuperación económica y del empleo, en el contexto actual de la crisis provocada por la pandemia del COVID-19.
La IEA plantea que las acciones para mejorar la eficiencia de edificios no residenciales, así como el reemplazo de equipos electrodomésticos ineficientes, por tecnologías de alta eficiencia. Cabe señalar que este tipo de medidas se pueden implementar de manera muy rápida, y que los períodos de recuperación de la inversión, dependiendo las tarifas y precios de los energéticos, pueden ser muy cortos, entre periodos de entre 1.5 y 4 años; y permitirían crear de 10 a 15 empleos por cada millón de dólares invertidos; en tanto que en el caso del sector industrial podría generar 10 nuevos empleos por cada millón de dólares invertidos en el reemplazo y reciclaje de equipos como motores eléctricos, compresores, bombas y en general equipos de proceso.[viii]
El OSGELAC se diseña para operar como un centro de intercambio de información sobre las mejores prácticas y lecciones aprendidas acerca de la implementación de SGEn, que difunda casos exitosos de empresas de alto consumo y brindar apoyo técnico y financiero para que se facilite la adopción de SGEn en la región. Identificará las instituciones que promueven e implementan los SGEn en toda la región y finalmente, brindará orientación sobre el diseño de políticas y regulación para ayudar a los gobiernos de LAC en sus esfuerzos por impulsar a los sectores comercial, industrial y de servicios hacia el sistema energético del futuro.
El primer conjunto de actividades incluye:
A la fecha, se ha realizado un primer mapeo de políticas y programas asociados a la promoción de SGEn que han sido desarrollados en la región, y sus principales resultados.
[i] Magrin, G.O., J.A. Marengo, J.-P. Boulanger, M.S. Buckeridge, E. Castellanos, G. Poveda, F.R. Scarano, and S. Vicuña, 2014: Central and South America. In: Climate Change 2014: Impacts, Adaptation, and Vulnerability. Part B: Regional Aspects. Contribution of Working Group II to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Barros, V.R., C.B. Field, D.J. Dokken, M.D. Mastrandrea, K.J. Mach, T.E. Bilir, M. Chatterjee, K.L. Ebi, Y.O. Estrada, R.C. Genova, B. Girma, E.S. Kissel, A.N. Levy, S. MacCracken, P.R. Mastrandrea, and L.L. White (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, pp. 1499-1566.
[ii] Ibid.
[iii] WHO coronavirus disease (COVID-19) dashboard. Geneva: World Health Organization, 2020. Available online: https://covid19.who.int/ (last cited: 24/sep/2020).
[iv] OLADE (2019), Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2019.
[v] de Coninck, H., A. Revi, M. Babiker, P. Bertoldi, M. Buckeridge, A. Cartwright, W. Dong, J. Ford, S. Fuss, J.-C. Hourcade, D. Ley, R. Mechler, P. Newman, A. Revokatova, S. Schultz, L. Steg, and T. Sugiyama, 2018: Strengthening and Implementing the Global Response. In: Global Warming of 1.5°C. An IPCC Special Report on the impacts of global warming of 1.5°C above pre-industrial levels and related global greenhouse gas emission pathways, in the context of strengthening the global response to the threat of climate change, sustainable development, and efforts to eradicate poverty [Masson-Delmotte, V., P. Zhai, H.-O. Pörtner, D. Roberts, J. Skea, P.R. Shukla, A. Pirani, W. Moufouma-Okia, C. Péan, R. Pidcock, S. Connors, J.B.R. Matthews, Y. Chen, X. Zhou, M.I. Gomis, E. Lonnoy, T. Maycock, M. Tignor, and T. Waterfield (eds.)]. In Press.
[vi] International Energy Agency, Multiple Benefits of Energy Efficiency, 2019, https://www.iea.org/reports/multiple-benefits-of-energy-efficiency/emissions-savings
[vii] McKane, Aimee, Therkelsen, Peter, Scodel, Anna, Rao, Prakash, Aghajanzadeh, Arian, Hirzel, Simon, Zhang, Ruiqin, Prem, Richard, Fossa, Alberto, Lazarevska, Ana M., Matteini, Marco, Schreck, Bettina, Allard, Fabian, Villegal Alcántar, Noé, Steyn, Karel, Hürdoğan, Ertaç, Björkman, Thomas, and O’Sullivan, John. Tue . “Predicting the quantifiable impacts of ISO 50001 on climate change mitigation”. United States. doi:10.1016/j.enpol.2017.04.049.
[viii] International Energy Agency, Multiple Benefits of Energy Efficiency, 2019, https://www.iea.org/reports/multiple-benefits-of-energy-efficiency/emissions-savings
El desarrollo de las energías renovables en la región continua en claro crecimiento, sorteando diferentes desafíos económicos, regulatorios, técnicos y financieros para su implementación.
El recorrido de este mercado ha sido dominado inicialmente por un aumento en la participación de las tecnologías solar fotovoltaica y eólica en los segmentos de alta potencia, junto con otras tecnologías de generación de bajas emisiones a partir de biogás y biomasa, sumados al considerable aprovechamiento del recurso hidroeléctrico en la región.
A partir del año 2015 se observa además una importante tendencia en el segmento “generación distribuida”, es decir generación renovable de baja escala cercana al punto de consumo. Las razones principales de este desarrollo provienen de una mayor eficiencia y reducción de costos en la tecnología solar fotovoltaica sumados a la entrada en vigencia de nuevos marcos regulatorios e incentivos que habilitan la integración de estas tecnologías por parte de los usuarios de las redes de distribución.
El marcado despliegue de la generación distribuida supera actualmente los 4,4 GW de potencia instalada en la región y muestra un sostenido crecimiento año tras año. En el transcurso del año 2019, la capacidad instalada de generación distribuida en Latinoamérica evidenció un aumento de un 125% respecto al año anterior.
En cuanto a los mecanismos de remuneración implementados se presentan diferentes modelos, cada uno con sus particularidades, pero que se pueden agrupar a grandes rasgos en el esquema de balance neto de energía o “net-metering” vigente en Brasil, México, Costa Rica, Uruguay y Guatemala, y el esquema de balance neto de facturación o “net-billing” en las implementaciones de Chile y Argentina.
Como se evidencia en las discusiones regulatorias de cada país, los distintos mecanismos de remuneración presentan ventajas y desventajas. El esquema net-metering resulta más atractivo para el usuario final en contextos de “energización” de costos fijos de distribución, a costa de la complejidad de resolver regulatoriamente mayores subsidios cruzados sin afectar las tarifas del resto de los usuarios de la red a medida que los niveles de penetración se tornan relevantes. El esquema net-billing ofrece un menor atractivo inicial por remunerar la energía inyectada al costo evitado para el sistema, requiriendo en algunos casos de incentivos externos adicionales para permitir su despegue, pero presenta la ventaja de minimizar distorsiones en la asignación de costos del servicio de distribución facilitando la discusión tarifaria a mediano y largo plazo.
Un relevamiento del avance en diferentes países muestra a Brasil liderando el desarrollo en la región con más de 260.000 sistemas instalados y superando los 3.300 MW de potencia, seguido por México, con casi 130.000 sistemas sumando 965 MW. Por su parte, Costa Rica cuenta con casi 2.000 instalaciones y 54 MW de potencia en generación distribuida, seguida de cerca por Chile con 6.000 instalaciones y 52 MW. Completan la lista de países analizados Guatemala, superando los 25 MW con 3.600 instalaciones, Uruguay con 21 MW en sus casi 700 instalaciones y Argentina, sumando 1,9 MW y 193 instalaciones en su primer año de implementación de un marco regulatorio nacional para la actividad.
La tecnología solar fotovoltaica, gracias a su bajo costo y facilidad de instalación, domina este mercado con una participación mayor al 98% de la potencia instalada en la mayoría de los países. Sin embargo, la vigencia de marcos regulatorios flexibles y la disponibilidad de recursos renovables en condiciones particulares han permitido también una participación de las tecnologías eólica, hidroeléctrica y biogás en el segmento de autoconsumo industrial.
Una tendencia que se observa en gran parte de estos mercados es que la mayor cantidad de instalaciones de este tipo corresponden al sector residencial, superando el 70% en la mayoría de los casos, aunque esta proporción se invierte al analizar la capacidad instalada, en donde la mayor participación está relacionada con el sector comercial e industrial de mayor consumo eléctrico.
Al analizar la cadena de valor y estructura de costos de los sistemas de generación distribuida solar fotovoltaica se observa que si bien los componentes principales (paneles solares e inversores) son fabricados generalmente fuera de la región existe un componente mayoritario de valor agregado local. De un análisis realizado en el mercado argentino se desprende que tanto los componentes eléctricos (protecciones, interruptores, gabinetes, cables) como las estructuras de montaje y sus accesorios son mayoritariamente de fabricación local, sumados a los servicios de instalación, supervisión de obra, asesoría energética, entre otros, los cuales significan un aporte a la generación de empleo calificado en esta industria.
Según datos reportados por la Asociación Brasilera de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), esta tecnología ha generado 37.000 puestos de trabajo en el país en los primeros 5 meses de 2020, incluso considerando la baja de actividad debida a la pandemia de Covid-19.
Estos cambios llegaron para quedarse y se profundizarán en los próximos años. Según el reporte “The Future of Solar PV” de IRENA, se estima que la reducción de costos en proyectos solares fotovoltaicos continuará su marcada tendencia decreciente en las próximas tres décadas, alcanzando un valor promedio de 585 dólares por kW instalado para el 2030 y de 320 USD/kW para el 2050, valores muy inferiores a los 1.200 USD/kW medios relevados en 2018.
En concordancia con la reducción de costos esperada para la tecnología solar fotovoltaica y el desarrollo de nuevos marcos regulatorios, las predicciones de IEA en su reporte “Renewables 2019 – Analysis and Forecast to 2024” estiman un crecimiento del 250% de la capacidad instalada de generación distribuida fotovoltaica a nivel mundial para el año 2024, una expansión que duplica el crecimiento observado en los últimos seis años, con el sector comercial e industrial representando hasta un 70% de dicho crecimiento. Este crecimiento resultaría en una participación de generación distribuida de un 45% sobre el total de capacidad instalada solar fotovoltaica.
El sistema eléctrico está viviendo momentos de importantes transformaciones, no solo por los esfuerzos que presenta la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, sino también por una descentralización disruptiva ante cambios tecnológicos en la demanda. El aumento de la participación activa de los usuarios en la matriz eléctrica presentará desafíos pero también oportunidades a los operadores del sistema y participantes del mercado para ofrecer nuevos servicios de mayor sofisticación.
Una regulación flexible y abierta a la innovación, sumada a una evaluación de escenarios cada vez más dinámicos de crecimiento, resultará esencial para adaptar el sistema a estos nuevos cambios. Los nuevos modelos de negocio para las redes de distribución, como punto de encuentro de diferentes tecnologías, obligarán a revisar los incentivos actuales contemplando una mayor flexibilidad en la demanda, nuevas tecnologías de medición, información, automatismo y conectividad para su adecuada operación.
La buena noticia es que gran parte de las soluciones necesarias para una regulación armónica de la generación distribuida allanarán el camino frente a nuevas tecnologías en desarrollo como son el almacenamiento distribuido, demanda flexible, movilidad eléctrica, entre otras por venir.
Referencias Bibliográficas
OLADE “Distributed Generation Perspectives in LATAM” – http://elearning.olade.org/course/view.php?id=335
IRENA “Future of Solar PV” – https://www.irena.org/publications/2019/Nov/Future-of-Solar-Photovoltaic
IEA “Renewables 2019 – Analysis and Forecast to 2024” – https://www.iea.org/reports/renewables-2019
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
En la última década, la mayoría de los países de la región han puesto en funcionamiento políticas públicas con el objetivo de alcanzar el autoabastecimiento energético, y al mismo tiempo permitir una transición energética justa a fin de lograr seguridad de abastecimiento y equidad en el acceso energético. Esto ha quedado evidenciado en los procesos competitivos para el financiamiento de proyectos de energías renovables a través del mecanismo de subastas (OLADE, 2019), y de los programas de acceso energético a través de fuentes renovables.
El objetivo de tales políticas apuntó a dejar de depender paulatinamente de fuentes energéticas primarias como el petróleo o el gas natural, con las fuertes implicancias que esta dependencia genera sobre el saldo de la balanza de pagos y la demanda divisas, que luego impactan finalmente en forma directa sobre el crecimiento económico de nuestros países. Al mismo tiempo, las políticas de promoción de energías renovables fueron impulsadas con el objetivo de mitigar los efectos del cambio climático. Esto adquirió especial relevancia desde el año 2015, en el cual diversos países de la región firmaron el Acuerdo de París en la 21ª Conferencia de las Partes (COP) de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC) (OCDE/IAE, 2016). Bajo este acuerdo establecieron compromisos de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para lograr el objetivo global de mantener el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2 ºC con respecto a los niveles preindustriales (Art. 2).
Sin embargo, tal cual lo plantea CEPAL (2020) la actual pandemia del COVID-19 encuentra a América Latina y el Caribe en un momento de debilidad de su economía y de vulnerabilidad macroeconómica. En el decenio posterior a la crisis financiera mundial (2010-2019), la tasa de crecimiento del PIB regional disminuyó del 6% al 0,2%; más aún, el período 2014-2019 fue el de menor crecimiento desde la década de 1950. Según CEPAL (2020) esta pandemia será la causa de la mayor crisis económica y social de la región en décadas, con efectos muy negativos en el empleo, el combate a la pobreza y la reducción de la desigualdad e impactará a las economías de la región a través de factores externos e internos cuyo efecto conjunto conducirá a la peor contracción de la actividad económica que la región haya sufrido desde que se iniciaron los registros, en 1900. Según la anterior publicación se estima que los mayores impactos se darían en los países de América del Sur, que se especializan en la exportación de bienes primarios y, por lo tanto, son más vulnerables a la disminución de sus precios.
Para enfrentar tal panorama el sector energético debe prepararse. La actual crisis lo encuentra en una etapa de transformación impulsada por los desafíos del cambio climático y la innovación tecnológica. En este contexto, los interrogantes que guían este artículo en el actual contexto internacional son: ¿Cómo enfrentarán las empresas energéticas este panorama de recesión macroeconómica? ¿Qué ocurrirá con la política de renovables en América Latina y el Caribe? ¿Qué pasará con las políticas de eficiencia energética y con las políticas de promoción de los recursos no convencionales de petróleo y gas en América del Sur? ¿Se ralentizarán las políticas de apoyo? ¿Se verificará un nuevo rol del Estado en este nuevo contexto internacional? ¿Quiénes financiarán los nuevos proyectos “verdes”?
Para intentar dar respuesta a algunos de estos interrogantes se presenta la participación de los principales sectores finales en el consumo energético tanto para América Latina como para los países de la OCDE.
Tabla 1. Participación de los principales sectores finales en el consumo energético
b Datos García et al. 2017; c Datos IEA 2019; Fuente: elaboración propia
La tabla muestra que los sectores que traccionan o dinamizan el consumo energético en la región latinoamericana son justamente el sector transporte y el sector industrial, que son los más afectados por la pandemia y que más han ralentizado su consumo de energía. Inclusive en la tabla se observa que estos sectores tienen más importancia en nuestra región que en los países de la OCDE. De hecho el sector industrial, participa en más de 8 puntos en el consumo de energía total en América Latina respecto a la otra región de estudio. Por tanto, es muy probable que la pandemia afecte con más intensidad el consumo de energía final de los sectores transporte e industrial. Aunque hay que tener en cuenta que ese mismo efecto puede ser mucho mayor en una economía dependiente del turismo y mucho menor en economías donde gran parte del consumo energético lo consume el sector residencial.
Otro aspecto importante a destacar es que el sector de transporte es el de mayor consumo energético en ambas regiones y además utiliza en su mayoría productos derivados del petróleo. Según los datos de la Agencia Internacional de Energía1 (IEA por sus siglas en inglés) para el año 2017 en los países de la OCDE el uso de productos derivados del petróleo representó un 92% del consumo energético y en los países de América no pertenecientes a la OCDE representó un 84%. Esto se encuentra íntimamente ligado con la evolución que han experimentado los precios del petróleo como consecuencia de la pandemia del COVID-19.
Esta es una primera aproximación a tener en cuenta, principalmente para los que toman decisiones de política pública en relación a los efectos de la crisis sobre el sector. Con más precisión, lo que se pretende manifestar es que los sectores transporte e industrial serán los más afectados por la crisis, los que más consumen energía y por tanto hacia quienes deberían estar focalizadas las políticas de apoyo institucional por parte del Estado. Por otro lado, dentro del sector energético si bien las distintas cadenas energéticas sufrirán las consecuencias del impacto de la crisis, la que mayormente se ve afectada en el mundo y la región es la del petróleo.
Asimismo, es importante analizar el futuro de las políticas de desarrollo de las energías renovables y en este sentido, interrogarse acerca de quiénes financiarán los nuevos proyectos de inversión, en el contexto de un nuevo Estado con fuerte injerencia sobre la actividad económica. En principio se puede decir que en algunos países como Argentina la actual situación ha puesto un freno al impulso de nuevos proyectos, verificándose sólo la culminación de aquellos que se encontraban en proceso de finalización. La actual crisis, detiene la aparición de nuevos proyectos por dos fenómenos que se retroalimentan que son: el descenso del precio del petróleo que lo abarata en relación a otras tecnologías, y la fuerte caída de la demanda de energía como consecuencia del freno de la actividad económica. Sin embargo, para el caso específico de Argentina, la fuerte caída de la demanda eléctrica de las industrias del país que prácticamente no tuvieron producción por el aislamiento, la baja de la generación térmica y la prioridad de despacho de las energías renovables generaron un aumento en la participación de las energías renovables en la generación eléctrica, llegando a alcanzar el 12% en la matriz eléctrica.
En conclusión, tal como plantea el BID (2020) la región enfrenta desafíos tales como: garantizar un suministro suficiente, continuo y de alta calidad en centros de salud y en otros servicios básicos como el suministro y manejo de agua así como otorgar mecanismos para garantizar la asequibilidad de los servicios de energía: a la población vulnerable y a la población en general, que, sin ser vulnerables se afectan sus ingresos considerablemente como consecuencia de la pandemia y poner en funcionamiento una estrategia para garantizar la sustentabilidad financiera y operativa del sector, considerando las pérdidas de ingresos de las empresas por la disminución de la demanda y los retrasos o la falta de pagos por provisión del servicio
Lo anterior implicará reimpulsar los modelos de planificación del sector teniendo en cuenta las necesidades del sector y el cumplimiento de los compromisos internacionales como el Acuerdo de Paris y la Agenda de Desarrollo Sostenible 2030. Para finalizar es importante destacar que si bien hubo una mejora del impacto ambiental proveniente del sector energético, como consecuencia de la reducción de la demanda de energía debido a la pandemia, es debatible la deseabilidad de este resultado. En otras palabras, ¿hasta qué punto es deseable este resultado desde una perspectiva socioeconómica? Mejorar el medio ambiente a partir de una fuerte caída de la actividad económica, contexto en el cual muchas personas se han quedado sin trabajo y por lo tanto con graves dificultades para satisfacer sus necesidades básicas, no pareciera ser el camino para cumplir los compromisos asumidos en materia de cambio climático a nivel internacional. Justamente por estas razones, las políticas de energías renovables y eficiencia energética son una manera de lograr el objetivo sin comprometer el crecimiento económico de los países. De aquí se desprende la preocupación por la disminución del precio del petróleo, que es la principal fuente energética que compite con las energías renovables, y su impacto en el proceso de transición energética de la región de América Latina y el Caribe.
Referencias bibliográficas:
CEPAL (2020) Dimensionar los efectos del COVID-19 para pensar en la reactivación. Informe Especial COVID-19, Nº2.
Echeverria, C., Yepez, A., Hallack, M. (2020) El sector eléctrico, pilar fundamental en la batalla contra la pandemia, BID, disponible en https://blogs.iadb.org/energia/es/el-sector-electrico-pilar-fundamental-en-la-batalla-contra-la-pandemia-del-covid-19/
García F., Ruchansky B., Carpio C., Guillén J. Lopez J., Materán M., Hallack M. (2017) Eficiencia energética en América Latina y el Caribe: Avances y oportunidades, CEPAL, OLADE, BID. Disponible en: https://publications.iadb.org/en/publication/14086/eficiencia-energetica-en-america-latina-y-el-caribe-avances-y-oportunidades
OECD/IEA (2016) Energy, Climate Change and Environment 2016. Disponible en: https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ECCE2016.pdf
OLADE (2020) Procesos Competitivos para el financiamiento de proyectos de energías renovables. Situación en América Latina y el Caribe.
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
La cara de la pandemia
El mundo vive, desde el mes de marzo de 2020, una situación insólita nunca vista en la historia moderna. La pandemia del Nuevo Coronavirus o COVID19, que ha sumido la sociedad postindustrial, en una especie de letargo alucinante, que se asemeja a una película de zombies o de ciencia ficción. Ciudades vacías, animales salvajes invadiendo parques municipales, fábricas cerradas, autopistas y aeropuertos desiertos.
En el sector energético, la paralización económica debido a la pandemia, ha provocado la brusca caída de la demanda y de los precios de los energéticos, un comportamiento dictado por las leyes del mercado por el exceso de oferta. En el sector petrolero los precios del crudo han descendido a valores absurdos. ¡Por primera vez, en sus más de 150 de historia comercial los precios del petróleo registraron precios negativos!
Las consecuencias económicas no se pueden aún estimar, sencillamente porque la pandemia todavía está en curso y existe una gran incertidumbre del tiempo que tome declarar el fin del de las medidas de confinamiento y el retorno a la normalidad. Pero unas cifras son suficientes para percibir la magnitud del impacto económico: en el primer cuatrimestre de 2020, un 54% de la población mundial, que representa el 60% del Producto Interno Bruto mundial, estaba bajo algún grado de confinamiento.
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda de petróleo caerá en 2020 de unos 9.3 millones de barriles por día; y regresaríamos a los niveles de consumo de hace 10 años, principalmente por la casi paralización de la movilidad terrestre y aérea, que juntas representan el 60% de la demanda de productos petroleros. El consumo de electricidad, por razón del confinamiento, también se visto muy afectado. El confinamiento ha provocado una caída de la demanda máxima, en el primer cuatrimestre de 2020, de entre 18% y 25%, comparada con la del mismo cuatrimestre de 2019. Se espera que el consumo anual de electricidad de 2020 se reduzca en un 8% con respecto a 2019.
Si se mira el impacto global sobre el empleo, la situación es igualmente dramática. Estudios mencionados por la AIE prevén que el desempleo podría llegar al 21%, cifra comparable a los niveles alcanzados durante la Gran Depresión de 1929-1930. Esta cifra puede estar subestimada debido al gran porcentaje del empleo informal en los países menos desarrollados, que se estima en más del 40%. Los sistemas de apoyo social de emergencia, así como de ayuda al desempleo y los subsidios, pondrán mucha presión sobre el gasto público, el déficit y el endeudamiento.
El Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé que las consecuencias económicas de la pandemia serán sólo comparables con las de la Gran Depresión. Según este organismo, el Producto Bruto Mundial se contraerá en el 2020, en un 3% con respecto al nivel de 2019; las economías de los países más desarrollados se contraerán en 6.1%; mientras que las economías menos desarrolladas caerán en 1%. El ingreso per cápita en 170 países, de los 183 que constituyen las Naciones Unidas, se contraerá en 2020.
Para América Latina y el Caribe, el FMI estima que el Producto Interno Bruto regional se contraerá en 2020 en un 5.2%; mientras que economías como las Brasil y México se reducirán en un 5.3% y 6.6% respectivamente. Estas previsiones, según el organismo, se basan en un escenario de moderado optimismo, en el entendido de que la pandemia se controle en el tercer trimestre de 2020 y de que los sistemas sanitarios sean capaces de responder adecuadamente. En este caso se prevé una recuperación parcial de la economía en 2021. Si el tiempo para controlar la pandemia se prolonga más, las consecuencias económicas serán peores.
El Banco Mundial (BM) prevé una caída del precio de los commodities. Los precios de los metales y del petróleo registran caídas importantes producto de la drástica reducción de la demanda debido a la casi paralización de la actividad industrial. El BM también pronostica una caída del 20% de las remesas, debido a la pérdida de empleo de los emigrantes en los países del Norte, algo que afectará mayormente a los países centroamericanos que dependen mucho de estos ingresos.
La reducción de la demanda de bienes y servicios por las medidas de confinamiento y la suspensión de los viajes internacionales, afectarán principalmente a los países del Caribe que dependen en buena medida del turismo. La reducción generalizada de las actividades económicas ha producido un hueco fiscal en las arcas de los Estados y por consiguiente un empeoramiento del déficit y del endeudamiento. Los países exportadores de petróleo de la región verán sus ingresos afectados por la drástica caída de los precios del crudo, con un grado de afectación que será proporcional al grado de dependencia de sus economías de las exportaciones de petróleo.
Las inversiones privadas, debido a la incertidumbre, esperarán mejores tiempos; mientras que los fondos de los nuevos préstamos suscritos por los Estados serán dirigidos principalmente para costear los gastos del sistema sanitario y para paliar las necesidades de la población que ha quedado sin empleo y a las pequeñas empresas que han quebrado o dejado de operar temporalmente producto del confinamiento. Muy probablemente grandes obras de infraestructura se cancelarán o se pospondrán hasta que el panorama sea más claro.
No se sabe cuáles de estos que cambios serán permanentes y cuáles temporales. ¿Será un antes y un después, o todo regresará a la normalidad una vez la pandemia sea controlada, como si nos hubiéramos despertado de una pesadilla? Una vez levantado el confinamiento se espera un repunte de la demanda de energía y una normalización del consumo; sin embargo, hay cosas que las restricciones propias del confinamiento podrían ayudar o acelerar cambios permanentes en estilos de vida o en el comportamiento individual o colectivo de los individuos.
La pandemia no acabará con la humanidad; pero el cambio climático sí.
Pero todo lo que hemos apenas descrito, sucede en medio de un problema más crítico: el cambio climático. Como dijo recientemente Jared Diamond, el célebre autor de Colapso: “el coronavirus no pone en peligro la existencia de la humanidad, el cambio climático sí”. Efectivamente, a pesar de que en el corto plazo las perspectivas son realmente sombrías, todo indica que podremos recuperarnos en pocos años de la pandemia. Pero la amenaza del cambio climático avanza inexorable y silenciosamente y de continuar así podría llevarnos a una catástrofe de proporciones bíblicas.
La reducción de la demanda total de energía se estima en 3.8% por mérito de la pandemia, mientras que las emisiones de CO2, en el 2020, se reducirían en un 8% con respecto a las de 2019. En estas circunstancias, esto no se puede presentar como un logro. Estas cifras son reveladoras de la envergadura del esfuerzo necesario para reducir en 8% las emisiones de CO2 de un año para otro: ¡esto es el confinamiento por varios meses del 54% de la población mundial que produce el 60% del PIB mundial!
Pero, ¿qué significará todo esto para la transición energética en curso? Los efectos de la pandemia sobre la transición son a la vez positivos y negativos. La reducción de la demanda de bienes y servicios y el confinamiento ralentizará en general todas las inversiones, entre ellas las del sector energía. Los bajos precios del petróleo en el corto y mediano plazo, también jugarán en contra de la transición energética en la medida en que la generación y el uso de energía de origen fósil se harán más competitivos, especialmente en el sector transporte, y dificultarán la penetración de los autos eléctricos. Recordemos que el transporte es uno de los principales consumidores de petróleo. También se desincentivará el ahorro energético.
La pandemia ha golpeado con mucha fuerza la producción de paneles fotovoltaicos (PV) por el cierre de las fábricas en China, país que concentra el 70% de la fabricación de paneles solares. Igualmente pasó con el otro 10-15% de la producción, ubicada en países del sudeste asiático, de capital chino, que cerraron por las medidas de cuarentena. Menos afectación registraron los proyectos eólicos, porque la producción de equipos está mejor distribuida internacionalmente, pero también han sufrido retrasos y cancelaciones por la afectación de la cadena de suministro de piezas, en gran parte fabricadas en China y la India. El cierre de fábricas en China, afectó igualmente al mayor mercado mundial de vehículos eléctricos y también la fabricación de baterías.
Se espera que la mayor parte de estas dificultades desaparezcan cuando la pandemia sea finalmente controlada y cuando se cuente con una vacuna para inmunizar a la mayoría de los 7 mil millones de habitantes del planeta. Esto durará entre 2 y 4 años; sin embargo, desde ahora los gobiernos deberán iniciar los planes de recuperación económica, para levantar las medidas de confinamiento y recuperar las actividades productivas.
No desaprovechemos esta crisis
Los gobiernos deberían aprovechar los planes de recuperación económica para introducir medidas que aceleren el despliegue de las energías renovables, y cumplir con los compromisos de desarrollo sostenible y el abatimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero. Dichos planes de recuperación económica, que contarían con el apoyo de los organismos multilaterales tal como lo han manifestado públicamente, deberían contener como parte integral de los mismos, un paquete de medidas para acelerar la transición energética que permitan el despliegue de las energías renovables, la eficiencia energética y la producción sostenible.
Winston Churchill dijo una vez: ¡Nunca desaproveches una crisis! Con todo lo negativo de la actual pandemia, la caída de los precios de los combustibles fósiles ofrece a los países, una oportunidad de oro y única para impulsar el desarrollo sostenible y la penetración de las energías renovables. La reducción de los precios del petróleo ofrece sólo una ventana de tiempo. Dejar para después de la recuperación económica y de los precios del petróleo, las medidas que detallaremos a continuación, será mucho más difícil.
En todo caso, se requerirá una participación esencial del Estado. Los gobiernos serán los responsables de elaborar los planes de recuperación y de administrar los fondos externos para la reactivación económica y la ayuda social. Las acciones que recomendamos a continuación son de responsabilidad del Estado y deberían aplicarse de forma integral y coordinadamente. Estas medidas deberían crear las condiciones para la recuperación del sector privado y la creación de empleos sostenibles en el marco de una economía también sostenible. La aplicación de estas medidas requerirá de un gran consenso político y social.
Los derivados de petróleo, especialmente la gasolina y el diésel, están fuertemente subsidiados en la región y en el mundo. En nuestra región, además, los hidrocarburos pagan pocos impuestos. Según el FMI, mundialmente los subsidios alcanzan los 400 billones de Dólares por año, de los cuales el 40% son para el subsidio de los hidrocarburos. Esta cifra también incluye el subsidio al consumo de electricidad, la calefacción y al gas de cocina. En nuestra región, estudios del BM demuestran que muchos de los subsidios no benefician a los más pobres. Los gobiernos deberían aprovechar la fuerte baja que han experimentado los derivados de petróleo para eliminar escalonadamente algunos de los subsidios, especialmente a las gasolinas y el diésel.
Cada país es diferente y por consiguiente los planes serán diseñados de acuerdo con su realidad económica, política y social. La eliminación de estos subsidios ciertamente elevará el precio al consumidor final, pero favorecerá la competitividad de la movilización eléctrica con respecto al motor de combustión interna, que es individualmente el mayor consumidor de petróleo. Esto es un elemento crucial para la transición energética y para una economía baja en carbono; además, la eliminación del subsidio mejora la situación fiscal del país. Eliminar estos subsidios tiene un costo político que cada gobierno deberá evaluar.
Es bien sabido que el consumo de los combustibles fósiles produce externalidades negativas, que pagamos todos. El empeoramiento de la calidad del aire que respiramos en las ciudades y del aumento de los gases de efecto invernadero que causan el cambio climático son externalidades derivadas del consumo de las energías fósiles. La necesidad de incluir dentro del precio final de los combustibles, el costo de estas externalidades mediante un impuesto proporcional a su contenido de carbono, o Carbon Tax, expresado en $/litro, o $/tonelada de CO2, o en la unidad más conveniente, es algo de lo que se viene hablando desde hace algún tiempo.
Expertos como Jean Tirol, Joseph Stiglitz y Paul Krugman, todos premios nobel de economía, pero también de académicos muy conocidos como Jeffry Sachs y Jeremy Rifkin, opinan que la mejor manera de controlar el consumo de combustibles fósiles y promover la transición energética es el de sincerar los precios de los combustibles, mediante un impuesto al carbono. Un impuesto al carbono es una medida justa, racional y eficaz de acuerdo con la teoría económica. Implementar un Carbon Tax no es fácil, porque se requiere de la cooperación internacional, que no ha sido fácil lograr en los diferentes acuerdos sobre el clima. La experiencia reciente en la Unión Europea de un impuesto al carbono, no fue exitosa. El precio del carbono debe tener un valor de mercado determinado en un mercado global.
El esquema de cobro de este impuesto es variado y debe ser adecuado a las posibilidades de cada país. El punto de cobro puede ser el punto de expendio final del combustible, o directamente a los productores y/o importadores de combustibles. Podrá ser inicialmente fijado administrativamente por las autoridades locales e implementado de manera gradual, siempre teniendo en cuenta su impacto en los grupos más vulnerables. Los fondos recaudados por el impuesto al carbono podrán utilizarse para varios fines, de acuerdo con el criterio de cada país. Podría constituirse un fondo para financiar proyectos de fuentes renovables y de eficiencia energética o podría reforzar la política de subsidios, o a necesidades específicas, o simplemente regresarlo al contribuyente como una reducción al impuesto sobre la renta o para financiar infraestructura en cualquiera área (educación, salud, obras públicas, etc.)
La mayor parte de los países cuentan con leyes de incentivos para las fuentes renovables incluyendo el hidrógeno y las baterías. Aunque en muchos de los casos la energía solar PV y la eólica son competitivas con las fuentes convencionales de generación, su difusión ha sido lenta. Todavía no se ha logrado el volumen de inversiones necesario para que estas fuentes representen porcentajes importantes de la matriz de generación de electricidad.
Los incentivos existentes deben ser revisados para evaluar su efectividad y adecuarlos a la dinámica de los mercados. Herramientas como las feed-in-tarifs, o los portafolios, los contratos por tecnología, o penalidades para las fuentes fósiles de acuerdo con su contenido de carbono en licitaciones de suministro, deben ser consideradas.
Los fondos que se recuperen del impuesto al carbono pueden, si es el caso, ser utilizados total o parcialmente para el financiamiento preferencial a proyectos de fuentes renovables, especialmente de media y pequeña capacidad. En esta área se podría considerar la inversión en redes de transmisión para facilitar la conexión de los proyectos renovables.
El gobierno, a través de sus instituciones, debería facilitar la tramitología de los proyectos de energía renovables que generalmente son engorrosos y toman mucho tiempo. En particular se debería apoyar a los desarrolladores en aspectos relacionados con los derechos de vía o en la relación con las comunidades de afectados.
Las recomendaciones de los puntos 1), 2) y 3), deben ser adoptadas de forma escalonada, pero tienen que adoptarse de manera integral. Su aplicación debe se calibrada y coordinada entre ellas. Es sin duda una tarea difícil pero necesaria. Por esta razón las medidas deben ser parte de una reforma fiscal más completa. En principio, el impuesto al carbono o Carbon Tax no debiera ser diseñado para aumentar la recaudación fiscal, sino para reducir en consumo de los combustibles fósiles, pero esto es una decisión de cada país. En tal sentido la reforma fiscal debería ser equilibrada y buscar la neutralidad buscando afectar lo menos posible a la población más vulnerable.
El objetivo central del impuesto al carbono es el de facilitar la transición energética mediante un mecanismo de mercado, para mejorar la competitividad de las energías renovables, especialmente para facilitar la penetración de la movilidad eléctrica, un área tan crítica para disminuir en contenido de carbono de la economía. La introducción de este impuesto ayudaría a mejorar también la calidad del aire de las ciudades y el uso de vehículos más eficientes, al reducir no solo la emisión de gases de efecto invernadero, sino también la de gases contaminantes locales como el monóxido de carbono, partículas sólidas, óxidos de azufre que según la OMS matan anualmente varios millones de personas en las ciudades.
Finalmente hay que poner las cosas contexto. En el siglo XX se registró una pandemia, la llamada Gripe Española que mató cerca de 50 millones de personas en 1918-1919; dos Guerras Mundiales que dejaron más de 80 millones de muertos; una gran depresión que causó un desempleo de 25% y una contracción de PIB mundial del 27%; dos explosiones atómicas en actos de guerra en Hiroshima y Nagasaki; dos guerras menores, la de Corea y la de Vietnam que dejaron un total de 10 millones de muertos. El COVID19 ha infectado hasta el 3 de mayo a 3.5 millones de habitantes, de los cuales han fallecido 248 mil. No perdamos la perspectiva, el coronavirus no acabará con la humanidad, pero si no aceleramos la transición energética aprovechando la oportunidad que nos ofrece la pandemia, el cambio climático si lo hará.
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
Desde el mes de marzo y con duración desconocida, la pandemia provocada por el COVID-19 se ha instalado en los países de América Latina, trastocando el funcionamiento de los hogares, las escuelas, las empresas, los gobiernos y todas las organizaciones de la sociedad civil. Ante esta crisis sanitaria de magnitudes insospechadas por las generaciones presentes, a nivel global los gobernantes se han situado en distintos puntos de la balanza que tiene, sobre un platillo, la vida de las personas, y sobre el otro, la economía.
Ya con el foco puesto en nuestra región, debido a la mayor inestabilidad e informalidad de la economía que, en general, presentan los países latinoamericanos respecto de Europa o de Estados Unidos, podemos afirmar que -a medida que se prolongan las restricciones decretadas para lograr un aplanamiento de la curva de contagios- la dialéctica salud-economía se transforma, en especial para los sectores más vulnerables de la sociedad así como para amplios conglomerados de la clase media de naturaleza cuentapropista, en una única lucha por la subsistencia.
Con grados de acierto que aún es prematuro evaluar, los gobiernos de la región procuran, según sus limitadas posibilidades presupuestarias, auxiliar a las capas más necesitadas para que puedan llegar a la otra orilla. Complementariamente, se solicita a los sectores mejor posicionados dentro del espectro socioeconómico que realicen su aporte solidario para atravesar la crisis con mayor equidad.
El sector energético es uno de los ámbitos donde la pelea por la subsistencia, tanto de los hogares como de las pequeñas empresas y comercios, se libra día a día. Por un lado, se procura aliviar la factura energética que pesa sobre las familias, mediante el establecimiento de subsidios para el pago de las tarifas o la posibilidad de modificar transitoriamente las condiciones de los contratos de suministro. Otra modalidad de ayuda consiste en obligar a las empresas de servicios a mantener el suministro a todos los consumidores, prohibiendo las interrupciones por falta de pago durante el tiempo que dure la emergencia.
Las decisiones adoptadas en Argentina durante las últimas semanas ilustran lo anterior. Mediante el Decreto N° 297 del 19 de marzo de 2020, el Poder Ejecutivo Nacional estableció para todo el país la medida de aislamiento social, preventivo y obligatorio por el tiempo que se considere necesario en atención a la situación epidemiológica. Entre las actividades exceptuadas de la “cuarentena” obligatoria, se incluyeron los servicios de agua, electricidad, gas y comunicaciones, así como la operación y el mantenimiento de yacimientos de petróleo y gas, y de las instalaciones de generación, transporte y distribución de energía eléctrica.
En ese marco, el Decreto No 311/20 prohibió, por 180 días corridos, los cortes de los servicios que resultan centrales para el desarrollo de la vida diaria (y aún más en el estado de aislamiento), incluyendo el suministro de energía eléctrica, agua corriente, gas por redes, telefonía fija y móvil, internet y televisión por cable, por vínculo radioeléctrico o satelital. La suspensión de los cortes sólo protege a (i) usuarios residenciales en situación de vulnerabilidad socioeconómica (personas que reciben la asignación universal por hijo o por embarazo; pensionados, jubilados y trabajadores con remuneración menor o igual a dos salarios mínimos; personas con seguro de desempleo; personal de casas particulares; electrodependientes); (ii) micro, pequeñas y medianas empresas; (iii) instituciones de salud; y (iv) entidades de bien público que contribuyan a la elaboración y distribución de alimentos. Además, se ordena a las empresas prestadoras a otorgar a los usuarios y a las usuarias, planes de facilidades de pago para cancelar las deudas que se generen durante el plazo de vigencia de las medidas. Para el caso del gas envasado (GLP), se dispuso un congelamiento del precio por 180 días.
Por reglamentación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, en el caso de quienes tienen medidores prepagos de energía eléctrica, se instruyó a las concesionarias a que dispongan como mínimo una recarga equivalente a 150 kWh1. De esta manera, además de descomprimir el peso sobre el ingreso familiar, se busca reducir la cantidad de ingresos a las plataformas virtuales o centrales telefónicas, para simplificar la gestión en tanto se han cerrado temporariamente todos los canales de acceso presencial.
En la primera fase de la “cuarentena”, las prestadoras de los servicios de electricidad y gas natural por redes informaron un descenso sin precedentes en sus niveles de recaudación2. En un contexto de alto grado de protecciones y aislamiento, la falta de pago se debió no sólo a las dificultades económicas de los hogares, sino principalmente a la imposibilidad de muchos usuarios de aplicar sus medios de cancelación habituales, mediante dinero en efectivo, en entidades bancarias, oficinas comerciales y otros puntos de pago presencial. Se estima que los medios presenciales de cobro representan entre el 57% y el 84% de la recaudación total de las empresas3.
A la caída en la recaudación de las prestadoras del servicio de distribución le siguió la ruptura en la cadena de pagos de la industria, en tanto las primeras dejaron de cumplir sus compromisos con los demás segmentos: transportistas y productores. Cuando los incumplimientos financieros llegan a afectar fuertemente al upstream, corre riesgo la seguridad de abastecimiento. De cara al invierno, este escenario deberá ser especialmente atendido por las autoridades nacionales, ya que por razones climáticas Argentina presenta importantes picos de consumo de gas residencial entre mayo y septiembre de cada año.
Durante la segunda mitad de abril, el nivel de recaudación de las empresas de servicios experimentó mejoras, debido fundamentalmente a la habilitación y difusión de diversos mecanismos de cobro online o telefónico.
En el caso de los comercios e industrias, la falta de actividad y la consecuente disminución de sus ingresos también ha sido considerada por la autoridad regulatoria. Recientemente, el Ente Nacional Regulador del Gas ordenó el reintegro de montos sobrefacturados como consecuencia de la aplicación de mediciones estimadas (conforme a consumos anteriores)4 y que ya no reflejan lo realmente consumido por los clientes comerciales e industriales con actividades suspendidas o reducidas. Para usuarios no residenciales y para residenciales que recién se dan de alta en el servicio, se autorizó a tomar el estado del medidor bajo declaración jurada del cliente, la cual deberá ser recibida mediante aplicaciones informáticas a implementar por las empresas5.
En este sentido, como efecto del nuevo coronavirus, se ha acelerado la tendencia a la digitalización de los trámites y se ha depositado en los usuarios la confianza en que pueden administrar responsablemente sus declaraciones de consumo.
No caben dudas de que -tanto en Argentina como en los demás países latinoamericanos- este es el momento de preservar la salud de toda la población y de garantizar el bienestar (o mitigar los padecimientos) de quienes enfrentan mayores dificultades para acceder y mantener los servicios esenciales que hacen a una vida digna.
De todos modos, así como sobre la marcha se han aplicado medidas correctivas (habilitación de puntos de pago presenciales) o se han anticipado transformaciones que permiten una prestación más eficiente (digitalización, declaración de consumos por el usuario), resulta necesario planificar la salida de la emergencia y concertar con todos los actores la forma de asegurar durante esta transición la provisión del servicio esencial que es la energía, del cual dependen -en definitiva- los servicios sanitarios, las actividades económicas y la vida cotidiana de nuestros ciudadanos y ciudadanas. En el caso de los servicios por redes, los organismos reguladores están llamados a promover y conducir el diálogo multisectorial que permita acordar y atender, simultáneamente, el derecho de los usuarios y las usuarias a la continuidad, universalidad y accesibilidad de los servicios públicos, y la preservación del sistema6.
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1 Conf. Resolución ENRE N° 10/2020.
2 En el caso de las empresas de gas, según datos presentados por la Asociación de Distribuidores de Gas (ADIGAS), en dos semanas (20 de marzo al 2 de abril), Camuzzi Gas Pampeana S.A. informó una disminución de la recaudación del 60%, Naturgy BAN S.A. registró una caída en sus ingresos del 75%, Camuzzi Gas del Sur S.A. 63%, Metrogas S.A. 70%, Distribuidora de Gas del Centro S.A. 69%, Distribuidora de Gas Cuyana S.A. 71%, Litoral Gas S.A. 66%, Gasnea S.A. 61% y Gasnor S.A. 71%.
3 Información publicada en www.enargas.gob.ar con referencia a las empresas distribuidoras de gas de Argentina.
4 El Reglamento del Servicio de Distribución de Gas establece que, cuando por distintas circunstancias no se pueda acceder a la lectura del medidor, las licenciatarias podrán estimar la cantidad de gas suministrada y presentar una factura con consumo estimado. Salvo caso de fuerza mayor, no se admitirán más de 3) lecturas estimadas consecutivas, y tampoco más de 3 lecturas estimadas por año calendario, correspondientes al mismo medidor. Las estimaciones de consumo deben basarse sobre el promedio histórico de consumo del usuario para el mismo período de facturación de los últimos 2 años o en el consumo correspondiente a igual período del año anterior, si la historia de consumo del usuario fuera menor a 2 años.
5 Conf. Resolución ENARGAS No 25/2020.
6 En el caso de ENARGAS, la Resolución 30/20 ha creado una Mesa de Trabajo del organismo regulador con las licenciatarias de distribución, a fin de contar con un canal de comunicación permanente entre las partes, con relación a (i) mecanismos de análisis de los contratos de compraventa de gas; (ii) mecanismos que permitan obtener tarifas justas y razonables; (iii) requerimientos particulares de cada prestadora para el suministro invernal; (iv) la prestación del servicio público de distribución en general.
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
El sector petrolero presenció este lunes 20 de abril un acontecimiento histórico. Por primera vez, los precios cotizaron con valores negativos por debajo de cero y el barril WTI terminó cerrando en -37 dólares. En términos económicos significa que los agentes del mercado que pretendían vender contratos de futuros de crudo, tienen la voluntad de pagar un precio para desprenderse de ese activo. Actualmente se observa una drástica reducción de la demanda a niveles nunca vistos como consecuencia de la interrupción de la actividad económica a nivel internacional provocada por el coronavirus. El transporte público de muchos países, la suspensión de la aeronavegación comercial a nivel global, la caída de la demanda de energía en el sector industrial y comercial y las cuarentenas que mantienen a las familias en sus hogares son responsables de la caída de la demanda de combustibles observada. A medida que la pandemia avanza los pronósticos de los analistas se vuelven cada vez más pesimistas. La IEA, en su último informe, estima que el mes de abril finalizará con una reducción en la demanda de 29 millones de barriles diarios.
El problema de fondo es que los recortes de la producción acordados por la OPEP representan solamente 10 millones de barriles para mayo y junio y, en un escenario optimista, podría ampliarse a unos 15 millones por la caída de la producción de aquellos países que no formaron parte del pacto entre las potencias petroleras, pero que terminarán afectados por un lógico efecto de mercado. Esta diferencia en la velocidad en la que cae la demanda respecto a la oferta, es lo que hace que los precios no sólo no hayan podido recuperarse tras el anuncio del organismo, sino que continúen en una profunda caída. Sumado a ello, la capacidad de almacenamiento de crudo comienza a escasear. El 21 de abril están venciendo los contratos de futuro en Estados Unidos para el cierre de los contratos de petróleo para entrega en mayo y, como no existe la posibilidad de recibir crudo por parte de muchos operadores del mercado debido a la escasez de almacenamiento, quien tenga vigente un contrato de este tipo tendrá que respetarlo y hacerse cargo del crudo que le entregarán el próximo mes y, por lo tanto, estos agentes de mercado estarían dispuestos a desprenderse del mismo, por lo cual se observa esta construcción de precios negativos. En un contexto donde los depósitos de almacenamiento están colmados estos contratos futuros no son viables y por lo tanto, no significa que el precio real del petróleo sea de -37 dólares, sino que es el resultado de una particular coyuntura del mercado.
Mientras que el WTI tuvo una caída del 306%, el Brent bajó un 8,9% para terminar operando a 25,5 dólares. A partir del 21 de abril se abren los contratos de junio que tienen otra perspectiva porque ahí empezaría a regir el recorte de la OPEP. Por lo tanto, el precio debería tender a estabilizarse. Un indicador en tal sentido es que los precios futuros a junio se encuentran en el rango de los 22 dólares por barril.
En los mercados de futuros este fenómeno se denomina “Super Contango” y es cuando los precios spot (precio del mercado de corto plazo) del activo es inferior al precio a futuro del mismo y este spread de precios no puede explicarse únicamente por los costos de almacenamiento o financieros, sino que actúan otros factores que inciden en un desequilibrio entre la oferta y la demanda.
Esta crisis sanitaria es quizás la más global que el planeta haya enfrentado y tendrá impactos económicos desastrosos. La economía mundial y en nuestra región se contraerá entre 2% y 5% con los consecuentes efectos en la pérdida masiva de puestos de trabajo que deteriorará de forma significativa el ingreso disponible de las familias. Esta panorama se agrava en América Latina por la relevancia que tienen sectores informales que dependen de un ingreso diario o semanal que hoy se ha visto interrumpido por las necesarias cuarentenas para controlar los efectos de la pandemia. Hay países que hasta el 70% del valor de su economía lo explican estos sectores informales que hoy no pueden desarrollarse.
No enfrentamos una crisis tradicional que responde a un ciclo económico, hoy se contrae la oferta y la demanda a la vez, y los circuitos productivos se han interrumpido en lo doméstico y a nivel global. Sectores de servicios se encuentran prácticamente paralizados, compañías de turismo, transporte aéreo, y logística valen un tercio o menos que antes de la crisis. Es decir, enfrentamos un momento excepcional en la historia de los últimos 100 años, no se parece ni a la crisis asiática de 1997, ni la subprime del 2008, por los que las medidas y soluciones deben ser también excepcionales y heterodoxas.
Esta crisis sanitaria como nunca nos devela que todas las decisiones tienen una doble cara. Frente al dilema, cuidado de la salud pública versus economía, parece razonable inclinarse por la primera durante la urgencia, sin embargo, no se debe descuidar del todo los impactos post-pandemia en la actividad económica para evitar que se convierta en otra crisis con consecuencias sociales inmanejables.
En este contexto, muchas actividades productivas sufrirán y el sector energía tendrá que ajustarse a una economía que se deprime, pero que a la vez requiere más que nunca la provisión del servicio de energía eléctrica en tiempo y calidad para sobrellevar adecuadamente nuevas formas de vida cotidiana, trabajo y estudio que millones de trabajadores, emprendedores, estudiantes ejercen su actividad desde sus hogares.
La electricidad es siempre un servicio escencial, pero la emergencia sanitaria global y las imágenes que vemos a diario estas últimas semanas nos recuerdan lo crucial que es la provisión de este servicio para el normal funcionamiento de nuestras vidas. El equipamiento en hospitales, la gente teletrabajando, comprando, vendiendo, impartiendo o recibiendo educación en sus casas serían simplemente imposible sin la continuidad de un suministro de calidad para garantizar estas actividades. Por ello, para los gobiernos y las empresas del sector, ésta debe ser una total prioridad.
Además, el sector eléctrico tiene un rol significativo para contribuir a aliviar las grandes complicaciones que hoy enfrentan millones de familias que no tienen ingresos, ni liquidez para afrontar esta crisis. La electricidad, es un servicio básico y debe estar garantizado. Los países en el mundo y en Latinoamérica en su mayoría lo entienden así y han tomado medidas en esta emergencia para asegurar el suministro e incluso, posponer su pago y aliviar en parte los efectos en las finanzas familiares de esta crisis. Otros, incluso han modificado transitoriamente regulaciones para congelar o rebajar tarifas industriales y contribuir a la competitividad de sectores económicos.
El carácter, la magnitud y temporalidad de estas medidas varían entre países. Mucho depende de la disposición política de los gobiernos de turno la prioridad que se la ha dado a estas medidas.
Por otra parte, en estas crisis también es relevante el arreglo económico-institucional del sector en cada país. En muchos países de América Latina, el Estado es dueño o participa de la propiedad de alguno o todos los segmentos del mercado eléctrico, en otros como Chile, la propiedad entera del sector, en todos sus segmentos, corresponde a empresas privadas, por lo que la regulación, en este caso, es aun más relevante y la variable clave para modelar y desarrollar el sector.
Por cierto, que las medidas aplicadas y sus efectos dependerán de razones estructurales en cada mercado. Hay que tener en consideración, en el diseño e implementación de estas medidas elementos como: consumo residencial versus industrial, precio de la electricidad y su significancia en la competitividad de la industria, y el peso relativo de este servicio en el costo de la canasta básica de consumo familiar.
En el siguiente Cuadro se incluye una muestra de medidas aplicadas por algunos países que van en el sentido de enfrentar la emergencia tomando en consideración las variables que se indicaron anteriormente.
Es probable que, en caso de extenderse la crisis, se profundicen estas u otras medidas, por lo que, algunas conclusiones preliminares son las siguientes:
Medidas similares y de corto plazo. Las medidas son en general parecidas y pretenden aliviar, tanto al consumo residencial, como industrial, el costo de este ítem durante la emergencia y la restricción de liquidez por las medidas de cuarentena.
Acciones de gobierno. Son las autoridades e entidades de gobierno que llevan la delantera en la aplicación de medidas, las empresas han sido reactivas y acotadas en sus decisiones.
Mantención del suministro. La mayoría de los países han aplicado medidas que garantizan la provisión del suministro para las personas más vulnerables económicamente, incluso en caso que no paguen las facturas estos meses de emergencia.
Préstamo y no exención. Más que congelar tarifas o eximir en el pago de las cuentas eléctricas, la mayoría de los países han optado por el diferimiento de su pago y prorrateo de esta deuda en diferentes plazos. Es decir, hasta ahora es un reprogramación del flujo de cajas de las empresas y préstamos del consumo eléctrico por estos meses.
El subsidio al consumo de energía eléctrica lo aplican principalmente aquellos países en los que el Estado tiene una importante participación en la propiedad y operación del sector y no ha sido hasta ahora el instrumento mayormente utilizado. Es probable que la emergencia sanitaria conlleve tales urgencias que los recursos públicos deban ser utilizados en otras acciones y programas.
Foco en consumo residencial. La mayoría de las medidas tiene foco en el consumo residencial y menos en el industrial, atendiendo más bien la urgencia de atender esta nueva realidad de millones de personas confinadas en sus casas.
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
Leonardo Beltrán es experto no residente del Instituto de las Américas y de la Universidad de Calgary; consultor del BID y OLADE; miembro de la Junta Directiva de Sustainable Energy for All y de Fundación Por México; y Ex Subsecretario de Planeación y Transición Energética en el Gobierno de México
El inicio de la década comienza con una tormenta perfecta. Se sumaron tres fuerzas que están obligando a cambiar la forma en cómo interactuamos con la naturaleza, entre nosotros y en cómo aprovechamos los recursos naturales. Por un lado, la fuerza de la naturaleza, está acelerando la frecuencia y la magnitud de los fenómenos meteorológicos que impactan en nuestra forma de vida. Por otro lado, la fuerza de la economía, en donde nuestra dependencia de los combustibles fósiles y la organización industrial de estos mercados, hace que la volatilidad de los precios afecten la actividad productiva global. Por el otro, la fuerza biológica, donde el surgimiento de nuevos virus, ocasionan pandemias, que por la fragilidad de nuestros sistemas de salud pública tienen consecuencias devastadoras.
El inicio de la década nos ha mostrado que tan frágil es nuestra sociedad ante la fuerza de la naturaleza. El año 2020 ha registrado récords en el impacto causado por desastres naturales, v.gr. los incendios en Australia, que devastaron millones de hectáreas que afectan no sólo la cadena de valor alimenticia, sino la biodiversidad y el impacto en la actividad económica; o las inundaciones en Indonesia, que ocasionaron el desplazamiento de cientos de miles de personas, destruyeron la infraestructura y la capacidad productiva de ese país; o los terremotos que golpearon a Puerto Rico, dejando a cientos de miles de personas sin acceso a electricidad, ni agua potable.
El 2020 también nos ha mostrado la fuerza de la economía, en particular, la vulnerabilidad del sistema de producción global y particularmente la de los países más petrolizados. Los precios en el mercado petrolero internacional se desplomaron a partir del 6 de marzo (la canasta de la OPEP cayó a menos de la mitad de su precio a inicios de año y acumula una pérdida de 68.6% al cierre del primer trimestre) cuando Rusia decidió no continuar con el acuerdo para reducir la producción de la OPEP+, Arabia Saudita reaccionó recortando el precio de su crudo y anunciando el aumento de su producción a máxima capacidad, y la OPEP señaló que eliminaría cualquier límite a la producción a partir de abril.[1]
En América Latina y el Caribe, los países más susceptibles frente a la volatilidad del mercado petrolero internacional son Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Perú y Trinidad y Tobago, ya que tienen una gran dependencia de esta mercancía como fuente de sus ingresos públicos o por su política energética en materia de hidrocarburos. Entre 2012 y 2018, el precio promedio del West Texas Intermediate (WTI) cayó 31% (de 94.05 a 64.90 dólares por barril –dpb–) y el ingreso fiscal promedio por actividades de hidrocarburos en estos países se redujo más de la mitad, de 6.5% a 2.9% del Producto Interno Bruto (PIB), aunque con un impacto diferenciado, en Brasil estos ingresos representaron 0.4% del PIB, mientras que en México fueron 3.8% del PIB.[2] En 2020, el precio promedio del WTI se ubicó en 44.82 dpb (una tercera parte del precio promedio del 2018), por lo que se espera que los ingresos fiscales en estos países se reduzcan aún más.
Este año también nos está mostrando los efectos de la fuerza biológica, que evidencia la debilidad de nuestros sistemas de salud. El año comenzó con la noticia sobre el surgimiento de un nuevo virus, COVID-19. Hasta el 7 de abril, la pandemia se había extendido a prácticamente todo el planeta, con 1,279,722 casos y 72,614 muertos y en América Latina y el Caribe ya hay 31,469 casos y 1,201 decesos.[3]
Mientras que en Estados Unidos de América, el país con mayor número de contagios en estos momentos, en donde se destina el 14% del PIB para gasto en salud y cuenta con 145.2 enfermeros por cada 10,000 habitantes, su sistema de salud pública está completamente rebasado ante la pandemia; en América Latina y el Caribe donde se gasta menos de una cuarta parte en salud (3.4% del PIB) y tiene una décima parte de los enfermeros (15.8 por cada 10,000 habitantes) ya están colapsando los sistemas.[4]
Sin embargo, ante un reto global la respuesta debe ser global. En estos momentos, donde todos los gobiernos están preparando una serie de medidas para mitigar los efectos de la tormenta perfecta y sobreponerse, sin duda, la cooperación internacional es el instrumento idóneo para coordinar esfuerzos y enfrentar la crisis. Ya que en la mayoría de los casos, las finanzas públicas también son frágiles.
En este sentido, los gobiernos de América Latina tienen muy poco margen de maniobra frente a la pandemia. Por un lado, la deuda pública de toda la región se ubica en 42.3% del PIB, lo cual limita su capacidad de adquirir nueva deuda, ya que entre mayor sea ésta, se eleva la probabilidad de no pago y adicionalmente el costo que representa el servicio de la deuda aumenta aún más, tan sólo en 2018 el pago de intereses representó 2.5% del PIB de la región. También es cierto, que algunos países son más vulnerables que otros, v.gr. en Brasil la deuda pública alcanzó 76.7% del PIB, mientras que en el otro extremo, en Paraguay la deuda pública fue 17.3% del PIB.[5] Por el otro lado, los países dependientes de los ingresos petroleros han visto reducciones importantes en sus ingresos provenientes de los recursos de hidrocarburos en los últimos años y se espera que éstos se reduzcan aún más por el rompimiento del acuerdo de la OPEP+ y el impacto del COVID-19, que ha reducido la demanda agregada global.
Alicia Bárcena, Secretaria Ejecutiva de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe de la Organización de Naciones Unidas señaló que para mitigar los efectos de la pandemia, “la región no tiene otra opción estratégica que avanzar hacia un modelo de desarrollo más sostenible a través de una mayor integración”.[6]
En materia energética, sin duda, ante la tormenta perfecta, integración energética. En este sentido, los gobiernos de América Latina y el Caribe, con el apoyo de las organizaciones técnicas y políticas de la región (Organización Latinoamericana de Energía, Comisión de Integración Energética Regional y la Comisión Económica para América Latina y el Caribe de la Organización de las Naciones Unidas) podrían negociar la firma de un tratado de integración energética e impulso a las energías renovables. Para financiar la integración de la región e impulso a las energías renovables, las organizaciones financieras internacionales (Banco Interamericano de Desarrollo, Banco Mundial, Banco de Desarrollo de América Latina y el Banco Centroamericano de Integración Energética) podrían consolidar el fondo de integración regional.
El Tratado podría incluir un compromiso para que los firmantes integren sus sistemas energéticos a más tardar en 2025 y a partir de ese año, sólo se construyan plantas de generación eléctrica a partir de energías renovables en la jurisdicción de los firmantes. Los organismos financieros internacionales podrían contribuir con el apoyo técnico necesario para desarrollar el plan de integración y aportar en pari-passu hasta el 15% de la participación directa (equity) en el portafolio nacional con una contribución equivalente del gobierno nacional, así como líneas de crédito preferencial hasta por el 35% del costo del portafolio regional y el sector privado podría contribuir con el 35% de la inversión.
La integración en la región permitiría consolidar un mercado de 635 millones de personas, altamente urbanizado (8 de cada 10 latinoamericanos viven en ciudades), donde el 28% del PIB lo explican la construcción, la electricidad, la manufactura y la minería, todas éstas actividades con una alta necesidad de energía que generaría los incentivos económicos para atender ese mercado. El compromiso por aumentar la participación de las energías renovables permitiría reducir la participación de los combustibles fósiles progresivamente, reduciendo la huella ambiental de la región y contribuyendo a este nuevo modelo de desarrollo más sustentable. A aquellos países con gran dependencia de los ingresos fiscales de hidrocarburos, el acceso a los instrumentos financieros dispuestos por el Tratado, les permitiría mitigar sus impactos al poder participar en un mercado consolidado mucho más grande y acelerar su reconversión hacia productos más sustentables. A los organismos financieros internacionales les permitiría tener un portafolio estratégico con riesgo mínimo, por la consolidación de esta estrategia regional y con proyectos altamente rentables en términos ambientales, energéticos, económicos y sociales. De esta manera, una alternativa clara para salir fortalecidos como región de la tormenta perfecta, sería la integración energética.
[1] OPEC+ se refiere a los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y los países productores de petróleo no miembros de la OPEP que firmaron una declaración de cooperación para estabilizar el mercado petrolero internacional en diciembre de 2016.
[2] OECD et al. (2019), Revenue Statistics in Latin America and the Caribbean 2019, OECD Publishing, Paris, https://doi.org/10.1787/25666b8d-en-es.
[3] World Health Organization. “Coronavirus disease 2019 (COVID-19) Situation Report 78”, 7 de abril de 2020
[4] Organización Panamericana de la Salud. Indicadores básicos 2019: Tendencias de la salud en las Américas. Washington, D.C.: OPS; 2019
[5] Economic Commission for Latin America and the Caribbean (ECLAC), Fiscal Panorama of Latin America and the Caribbean, 2019 (LC/PUB.2019/8-P), Santiago, 2019.
[6] NU.CEPAL, América Latina y el Caribe ante la pandemia del COVID-19: efectos económicos y sociales, Informe Especial COVID-19, No. 1, Santiago, 2020. Disponible en https://repositorio.cepal.org/bitstream/handle/11362/45337/S2000264_es.pdf?sequence=4&isAllowed=y
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.
No son pocas las oportunidades cuando veo que América Latina y el Caribe es considerada como una región única y homogénea que representa una parte, en general pequeña, de alguna variables económica, energética o social. Nada más alejado de la realidad. La región es rica en matices culturales, económicos, sociales e inclusive de lenguaje. Los llamados modismos en nuestros países modifican el castellano de tal forma que no resulta extraño (y realmente es divertido) acudir a intérpretes locales para entender algunas (o muchas) palabras propias del lugar.
El sector hidrocarburos no es ajeno a esta realidad heterogénea. En América Latina y el Caribe conviven países exportadores, importadores e incluso exportadores e importadores simultáneamente de petróleo, derivados y gas natural. En simple, no todos somos grandes potencias energéticas como Brasil, México y Venezuela.
En este contexto, el objetivo del presente artículo es presentar algunas estimaciones estadísticas[1] respecto al impacto sobre las exportaciones e importaciones de hidrocarburos, de los menores precios internacionales del petróleo observados el primer trimestre del año 2020. En particular, interesa conocer la variación en las exportaciones netas de estos productos contextualizada en la realidad económica de cada país. Puesto que tiene países productores y países importadores de petróleo, derivados y gas natural; caídas en los precios del petróleo empeoran la balanza comercial de los países productores y, la mejoran, en el caso de los países importadores
La siguiente tabla presenta cómo varían las exportaciones netas de hidrocarburos en América Latina y el Caribe[2] bajo dos escenarios de precios[3]: 30 USD/Barril y 40 USD/Barril.[4] En un escenario de 40 USD/Barril el valor de las exportaciones disminuye en un valor equivalente al 0.69% del PIB, por otra parte, el valor de las importaciones también disminuye en 0.48% del PIB. El efecto neto sobre las exportaciones netas[5] es una caída de 0.21% del PIB de la región. En otras palabras, la pérdida en el valor de las exportaciones de los países exportadores es 0.69% y el ahorro de la llamada “factura petrolera” de los países importadores es igual a 0.48%; en el neto, la región pierde recursos en una cifra equivalente al 0.21% del PIB. En un escenario de precios del 30 USD/Barril esta pérdida se incrementa a 0.35%.
Dado que en la región existen países productores e importadores, a continuación, se presenta el resultado final[6] de cada uno de los países considerados en este análisis. La Figura 1 presenta la variación en el valor de las exportaciones netas de hidrocarburos en el escenario de precios de 40 USD/Barril. Tal como se aprecia, gran parte de los países resultan beneficiados con menores precios internacionales del petróleo, dado que sus importaciones ahora son “más baratas”. Por otra parte, solo Brasil, Surinam, Colombia, Ecuador, Bolivia, Trinidad y Tobago y Venezuela experimentan un impacto negativo debido a un precio de USD/Barril 40.[7]
La Figura 2 presenta la situación en la región bajo un escenario de precios de USD/Barril 30. Se observa que la segmentación de países no cambia, lo único distinto es la magnitud del impacto. Por ejemplo, en Jamaica el ahorro ahora es de 2.8% del PIB, mientras que en el escenario anterior era de 1.7% del PIB; por otra parte, en Venezuela el impacto negativo se incrementa de 8.1% a 13.5% del PIB.
La gran heterogeneidad de la región se refleja en las cifras presentadas. A nivel general, menores precios internacionales del petróleo significan una caída en las exportaciones netas de hidrocarburos entre 0.21% y 0.35% del PIB; sugiriendo que América Latina y el Caribe saldrá con saldo desfavorable con la turbulencia en los precios internacionales del petróleo durante el año 2020. Sin embargo, de los 26 países considerados, solo 7 se verán desfavorecidos los restantes 19 tendrán un saldo a favor. Ello, ciertamente, cambia la percepción de nuestra región.
No son tiempos fáciles. Una pandemia azota al mundo y el sector energético no es ajeno a ello. Caída en la demanda y problemas de almacenamiento de la producción sugieren que, el análisis realizado en este artículo debe ser ampliado más allá del impacto en los precios del petróleo sobre la balanza comercial. Nuestra capacidad de resiliencia está siendo probada, dependerá del esfuerzo colectivo e individual para alcanzar mejores días.
[1] Todas ellas tienen como fuente las bases de datos estadística de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y Comisión Económica para América Latina y el Caribe.
[2] Los países considerados son: Argentina, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Granada, Guatemala, Guyana, Haití, Honduras, Jamaica, México, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Surinam, Trinidad y Tobago, Uruguay y Venezuela.
[3] Para el año 2020.
[4] Una copia de la base de datos utilizada puede ser solicitada a mm@mmedinaceli.com
[5] Menos recursos por exportaciones y ahorro por el lado de las importaciones.
[6] Valor de las exportaciones de petróleo, derivados y gas natural menos valor de las importaciones de los mismos productos.
[7] El escenario base es de USD/Barril 55.
*Las opiniones expresadas en el presente artículo corresponden a la valoración de su autor, por tanto, no representan una posición institucional de OLADE, ni constituyen una recomendación del organismo para la toma de decisiones. El autor se responsabiliza por la congruencia de los datos e información empleada en el análisis realizado.