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Mitigación de la vulnerabilidad a los precios del petróleo altos y volátiles:

Experiencia del sector eléctrico en América Latina y el Caribe

Rigoberto Ariel Yépez-García

Julie Dana

World Bank

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Índice

Prefacio ........................................................................................................................................ viii

Reconocimientos ............................................................................ Error! Bookmark not defined.

Abreviaturas y acrónimos .................................................................................................................................................................... xi

Unidades de medida.............................................................................................................................................................................xii

Resumen ejecutivo .............................................................................................................................................................................. 13

Capítulo 1. Introducción ................................................................................................................................................................ 23

Efectos de los precios del petróleo altos y volátiles .................................................................... 24

Antecedentes y objetivo del estudio ............................................................................................. 24

Estructura del informe................................................................................................................... 26

Notas .............................................................................................. Error! Bookmark not defined.

Referencias .................................................................................................................................... 27

Capítulo 2. Efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles ................................................................ 28

Efectos de los precios altos del petróleo ....................................................................................... 28

Efectos de la volatilidad en los precios del petróleo ..................................................................... 31

¿Qué es la distribución del riesgo? ............................................................................................... 32

Observaciones finales ................................................................................................................... 34


Referencias .................................................................................................................................... 35

Capítulo 3. Indicadores económicos de vulnerabilidad: evidencia de América Latina y el Caribe ................. 36

Dinámica del comercio de petróleo .............................................................................................. 36

Exportadores versus importadores de petróleo ............................................................................. 42

Dinámica del alza en precios y de los subsidios ........................................................................... 43



Referencias .................................................................................................................................... 44

Capítulo 4. Manejo de la dinámica de precios del petróleo en el sector eléctrico: la experiencia en América Latina y el Caribe .............................................................................................................................................................................. 45

Matriz energética dependiente del petróleo y costo de la generación eléctrica ............................ 45

Distribución de costos y de riesgos ............................................................................................... 47

Impactos económicos en el sector................................................................................................. 51

Recapitulación............................................................................................................................... 53


Referencias .................................................................................................................................... 53

Capítulo 5. Instrumentos de gestión de riesgos ..................................................................................................................... 54

Descripción de los instrumentos ................................................................................................... 54

Evaluación de riesgos ................................................................................................................... 63

Posibilidades de cobertura para los agentes del sector eléctrico ................................................... 65

Marcos institucionales para la gestión de riesgos de materias primas .......................................... 70

Conclusión .................................................................................................................................... 76


Referencias .................................................................................................................................... 81

Capítulo 6. Diversificación de la generación basada en petróleo.................................................................................... 82

Potencial para la generación con fuentes no petroleras: América Central y el Caribe ................. 85

Impacto potencial de evitar el uso de petróleo en la generación .................................................. 90



Referencias .................................................................................................................................... 96

Capítulo 7. Inversión en eficiencia energética ........................................................................................................................ 98

Eficiencia de la oferta ................................................................................................................... 98

Eficiencia de la demanda ............................................................................................................ 103

Una mejor eficiencia energética: efecto en la inversión y consumo de petróleo ........................ 105

Superar obstáculos en eficiencia energética: instrumentos de política ....................................... 106

Observaciones finales ................................................................................................................. 107


Referencias .................................................................................................................................. 108

Capítulo 8. Integración energética regional.......................................................................................................................... 109

Integración eléctrica regional ...................................................................................................... 109

Gas natural .................................................................................................................................. 115

Conclusión .................................................................................................................................. 117


Referencias .................................................................................................................................. 117

Capítulo 9 ¿Cuánto puede ayudar? ........................................................................................................................................ 119

Revisión: efectos de los precios del petróleo altos y volátiles .................................................... 119

Reducir la dependencia del petróleo ........................................................................................... 120

Qué se puede lograr .................................................................................................................... 123

Recapitulación............................................................................................................................. 124


Referencias .................................................................................................................................. 125

Capítulo 10. Conclusiones ........................................................................................................................................................... 126

Apéndice A. Indicadores de desarrollo de los países ......................................................................................................... 129

Referencias ..................................................................................... Error! Bookmark not defined.

Apéndice B. Servicios de asesoría del Banco Mundial: manejo de la exposición al precio del petróleo e implementación de estrategias de mitigación de riesgos ................................................................................................... 131

Enfoque ....................................................................................................................................... 131

Evaluación de necesidades .......................................................................................................... 131

Compromiso de asesoría ............................................................................................................. 132

Bibliografía

Cuadros

Cuadro RE.1 Marcos temporales para la implementación de alternativas para el manejo de la volatilidad del precio del petróleo

Cuadro 2.1 Mecanismos de precios, propiedad de las compañías y relaciones con los grupos de interés

Cuadro 3.1 Importaciones de petróleo en América Central, 2006–08

Cuadro 3.2 Gasto en petróleo como porcentaje del PIB en América Central, 2006–08

Cuadro 3.3 Efectos macroeconómicos de los precios altos del petróleo en algunos países de América Latina y el Caribe

Cuadro 3.4 Cambios en los subsidios de energía en América Central, 2007–08

Cuadro 4.1 Estructura del mercado eléctrico en América Central y el Caribe

Cuadro 4.2 Propiedad mayoritaria en las compañías eléctricas de América Central y el Caribe

Cuadro 5.1 Resumen de los instrumentos de cobertura seleccionados: ventajas y desventajas

Cuadro 6.1 Resumen del potencial hidroeléctrico

Cuadro 6.2 Participación de las fuentes de energía en la matriz de generación de América Central y el Caribe, 2007

Cuadro 6.3 Potencial efectivo remanente de los recursos renovables

Cuadro 6.4 Potencial efectivo versus la generación de los recursos renovables en 2008

Cuadro 6.5 Comparación de escala de los recursos renovables y la generación basada en petróleo

Cuadro 8.1 Evolución del comercio intrarregional de electricidad

Cuadro A.1 Indicadores de desarrollo para 20 países en América Central y el Caribe

Cuadro A.2 Indicadores de desarrollo para otras economías de las subregiones

Gráficas

Gráfica RE.1 Balance comercial del petróleo como porcentaje del PIB

Gráfica 1.1 Evolución de los precios del WTI y su volatilidad, 2000–11

Gráfica 2.1 Escenarios de distribución ante precios elevados de energía

Gráfica 3.1 Importaciones de petróleo como porcentaje del PIB en los países y subregiones de ALC

Gráfica 3.2 Razón importaciones/exportaciones netas de petróleo a PIB para los países de ALC (porcentaje)

Gráfica 3.3 Comparación de la oferta de energía primaria por fuente, 2008

Gráfica 3.4 Comparativo del efecto de precios altos del petróleo en el crecimiento en América Latina y el Caribe

Gráfica 4.1 Matriz de generación en algunos países y regiones, 2007

Gráfica 4.2 Impacto los precios del petróleo en los costos de generación eléctrica, 2006

Gráfica 5.1 Precios del combustóleo (HFO) y del WTI, 2001–10

Gráfica 6.1 Evolución histórica de los precios del petróleo y del gas natural, 2000–11

Gráfica 7.1 Potencial del ahorro de energía en algunos países de América Central y el Caribe

Gráfica 7.2 Ahorros potenciales en los derivados del petróleo por reducciones de pérdidas en la oferta en algunos países

Gráfica 7.3 Proporción del consumo total de electricidad (GWh) por sectores en algunos países, 2007

Gráfica 7.4 Ahorros potenciales de combustible para generación eléctrica por un aumento de 10 por ciento en la eficiencia de uso

Gráfica 8.1 Impacto de la integración eléctrica en América Central

Gráfica 9.1 Resumen de los ahorros potenciales de petróleo mediante la implementación de medidas estructurales

Gráfica 9.2 Impacto en los ahorros potenciales de combustible en la cuenta corriente de algunos países

Mapa

Mapa 8.1 Línea de transmisión regional SIEPAC

Recuadros

Recuadro 2.1 Reducción de la carga de costos de los subsidios

Recuadro 3.1 Cooperación energética regional y desarrollo socioeconómico

Recuadro 4.1 Exposición al precio del petróleo en Guatemala

Recuadro 4.2 Subsidios y vulnerabilidad fiscal en Honduras

Recuadro 4.3 Ventajas y desventajas de la política de precios en Guyana

Recuadro 4.4 El Fondo de Estabilización del Precio del Petróleo en Perú

Recuadro 5.1 Cobertura de gas natural para los generadores y consumidores finales en México

Recuadro 5.2 Cobertura de gas natural para los distribuidores mexicanos

Recuadro 5.3 Evolución de la estrategia de cobertura petrolera de Panamá

Recuadro 5.4 Ejemplo de simulación de estrategias alternativas de cobertura

Recuadro 5.5 La estrategia de cobertura petrolera de México: capacidad institucional para la gestión de riesgos

Recuadro 5.6 Conocimientos técnicos necesarios para apoyar la gestión de riesgos de materias primas

Recuadro 5.7 Lista de verificación para las instituciones que implementan estrategias de gestión de riesgos

Recuadro 5.8 Cobertura con materias primas del BIRF

Recuadro 6.1 Aplicación de la teoría de portafolio para optimizar la generación de energía

Recuadro 8.1 Promoción de la integración energética en el Caribe

Prefacio

La última década ha sido testigo de un aumento sin precedentes en los precios mundiales del petróleo y la volatilidad de los mismos. Entre 2002 y 2012, el precio al contado o de entrega (spot) del West Texas Intermediate (WTI) aumentó más de cinco veces, y esta tendencia alcista de los precios contó con una volatilidad significativa. La desviación estándar de los cambios diarios en el precio del petróleo en 2008 fue casi el doble de la observada en 2002 y en 2008 los precios del petróleo alcanzaron su punto máximo y la mayor volatilidad. Tanto los países importadores como los exportadores de petróleo se ven afectados negativamente por la mayor incertidumbre económica y el mayor riesgo generado por la volatilidad de los precios del petróleo. Los países con una alta proporción de petróleo utilizada para el suministro de energía primaria son especialmente vulnerables a los precios más altos y volátiles.

En el caso de América Latina y el Caribe (ALC), América Central y el Caribe son importadores netos de petróleo crudo y productos derivados del petróleo. En ambas subregiones, el petróleo representa más de 90 por ciento de las necesidades de energía primaria —más de un tercio superior a la media de América Latina en su conjunto. En los años 2002–10, las importaciones petroleras aumentaron un 100 por ciento en América Central y se dio un aumento de 2 puntos porcentuales en el promedio regional del coeficiente de importaciones petroleras a PIB, principalmente como resultado del aumento de los precios del petróleo.

Este informe ofrece una evaluación conceptual y práctica de cómo los países importadores netos de petróleo pueden hacer frente a los precios más altos y volátiles del petróleo. El estudio se centra en los efectos de estas tendencias en el sector eléctrico. A pesar de que los ejemplos utilizados se limitan a América Central y el Caribe, los países importadores de petróleo y las industrias de países en desarrollo de todo el mundo pueden extraer conclusiones generales.

El informe presenta estrategias a corto, mediano y largo plazo para mitigar los efectos de los precios altos y volátiles del petróleo en el sector energético. Estas estrategias van desde los instrumentos financieros que pueden disminuir el impacto de la volatilidad de los precios a las medidas estructurales —un sistema energético más diversificado, una mayor eficiencia energética en la producción y el uso final de electricidad, y la integración regional —que reducen la necesidad de petróleo para la generación eléctrica. Los ahorros anuales estimados para América Central producto de la integración regional eléctrica representan una reducción de alrededor del 8 por ciento en la proporción de petróleo en la matriz energética de estos países. Países como Honduras, Nicaragua y Jamaica tendrían las mayores reducciones en el consumo de petróleo mediante el aprovechamiento de las estrategias de eficiencia energética. Las ganancias de la eficiencia de la oferta y la demanda pueden generar ahorros de hasta 1 por ciento del PIB en Honduras, y de casi 1.5 por ciento del PIB en Nicaragua y Jamaica.

El efecto agregado de la implementación de estas estrategias complementarias podría mitigar significativamente la vulnerabilidad a los precios más altos y volátiles del petróleo. En América Central y el Caribe, el ahorro total sería igual a 35 por ciento del consumo de petróleo para la generación eléctrica. En términos de compras anuales de combustible, equivaldría a unos 29 millones y a 11 millones de barriles de diésel y de combustóleo, respectivamente, lo que

representa cerca de cinco mil millones de dólares, basado en el precio promedio de 2011 para estos combustibles. Algunos países experimentarían una reducción significativa en su déficit de cuenta corriente, de hasta un 5 por ciento del PIB si se implementan estas iniciativas en una estrategia combinada.

Ede Ijjasz Vásquez Director, Unidad de Desarrollo Sostenible Región de América Latina y el Caribe Banco Mundial

Phillip R. D. Anderson Gerente General, Departamento de Banca y Asesoría Financiera Tesorería del Banco Mundial

Reconocimientos

Este informe fue preparado por Rigoberto Ariel Yépez-García, de la Unidad de Energía Sostenible, región de América Latina y el Caribe y Julie Dana del Departamento de Banca y Manejo de Deuda, de la Tesorería del Banco Mundial. El informe se benefició de las aportaciones de Luis San Vicente Portes, Claudio Alatorre, Alan Poole, Christopher Gilbert, Yuri Alcocer, José Luis Aburto, Donald Hertzmark y David Santley. Un agradecimiento especial a Shern Frederick por su ayuda en la redacción y labor analítica y a Gianfranco Bertozzi, Ricardo Tejada y Dolores Lopez-Larroy por sus aportes. Un agradecimiento especial a Dolores López-Larroy por haber revisado y corregido la versión en español. El equipo agradece a los revisores, Marcelino Madrigal, Jasmin Chakeri, Charles M. Feinstein, David Reinstein, y David Santley, por sus valiosos comentarios. El equipo agradece muy especialmente a Philippe Benoit por su orientación y apoyo en la preparación del informe, incluyendo la revisión detallada de los múltiples borradores. El equipo reconoce a Ede Ijjasz Vásquez, Jordan Schwartz, Malcolm Cosgrove-Davies, y Gregor Wolf por su valiosa orientación y comentarios. Por último, una nota especial de agradecimiento a Ricardo Sierra por traducir el reporte al español y a Laura Milena Valencia por editarlo. Se agradece enormemente el apoyo financiero y técnico recibido por el Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP). ESMAP se rige y es financiado por un grupo consultivo compuesto por donantes bilaterales e instituciones multilaterales que representan a Australia, Austria, Canadá, Dinamarca, Finlandia, Francia, Alemania, Islandia, los Países Bajos, Noruega, Suecia, el Reino Unido, y el Banco Mundial.

Abreviaturas y acrónimos

AEC Asociación de Estados del Caribe (Association of Caribbean States) CARICOM Comunidad del Caribe (Caribbean Community) CARILEC Corporación de Compañías Eléctricas del Caribe (Caribbean Electric Utility Service

Corporation) CCGT Turbina de gas a ciclo combinado (Combined Cycle Gas Turbine) CEAC Consejo de Electrificación de América Central CFE Comisión Federal de Electricidad, México CFL Lámpara fluorescente (Compact Fluorescent Lamp) CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CIER Comisión de Integración Energética Regional CL Pérdidas comerciales (Commercial Losses) CNE-DR Comisión Nacional de Energía, República Dominicana CNEE Comisión Nacional de Energía Eléctrica, Guatemala CONACE Comisión Nacional de Conservación de Energía, Costa Rica EIA Administración de Información Energética (U.S. Energy Information Administration) ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica, Honduras FEIP Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros, México HFO Combustóleo (Heavy Fuel Oil) ICE Instituto Costarricense de Electricidad IGCC Gasificación integrada a ciclo combinado (Integrated Gasification Combined Cycle) INDE Instituto Nacional de Electrificación, Guatemala ISDA Swaps y derivados internacionales (International Swaps and Derivatives) LAWEA Asociación Latinoamericana de Energía Eólica (Latin America Wind Energy Association) MER Mercado Eléctrico Regional, América Central NREL Laboratorio de Energía Renovable de Estados Unidos de América (U.S. National

Renewable Energy Laboratory) OLADE Organización Latinoamericana de Energía OTC Mercados extrabursátiles (Over the Counter) PEMEX Petróleos Mexicanos PPP Poder de Paridad de Compra (Purchasing Power Parity) SICA Sistema de la Integración Centroamericana SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SWERA Evaluación de Recursos para Energía Eólica y Solar (Solar and Wind Energy Resource

Assessment) TL Pérdidas técnicas (Technical Losses) WASP Sistema de Planificación Automático Wien (Wien Automatic System Planning) WTI Crudo pesado (West Texas Intermediate)

Unidades de medida

bbl Barril de petróleo de EE.UU. (barril azul) = 0.15898 m3

boe Barril equivalente de petróleo (barrel of oil equivalent)

Btu Unidad térmica británica (british thermal unit)

GW Giga watt

GWh Giga watt hora

km Kilómetro

kV Kilovoltio

kW Kilowatt

kWh Kilowatt hora

kWp Kilowatt pico

MMBtu Millones de unidades térmicas británicas

MMSCFD Millones de pies cúbicos estándar (million standard cubic feet)

m/s Metros por Segundo

MW Mega watt

TWh Tera watt hora

Resumen ejecutivo

Los países que dependen fuertemente de las importaciones de petróleo para alimentar gran parte de su generación de electricidad son vulnerables a la volatilidad en los precios y a los precios altos del petróleo. En países que son importadores de petróleo, los precios del petróleo altos y volátiles afectan a numerosos segmentos de la economía a través del sector eléctrico. A medida que los precios suben y bajan, también lo hace el costo de producción de electricidad. Estos costos tienen efectos significativos en la economía, en el déficit fiscal, en la balanza comercial, en las empresas y en los estándares de vida de los hogares.

Los precios del petróleo altos y volátiles afectan a las economías, tanto a nivel macro como micro. Los principales efectos directos a nivel macro son: un deterioro de la balanza comercial, a través de un aumento en el balance de importación de petróleo, lo que se refleja en un empeoramiento de los términos de intercambio y un debilitamiento del equilibrio fiscal, debido a las mayores transferencias y subsidios que el gobierno utiliza para aislar al mercado doméstico de los movimientos en los mercados energéticos internacionales. A nivel micro, la incertidumbre en la inversión es generada por el mayor riesgo asociado al emprendimiento de proyectos y sus costos hundidos asociados, los cuales, a su vez, afectan las decisiones de política y el crecimiento económico.

Los efectos indirectos más importantes son: la inflación general, que puede afectar la inflación subyacente a través de expectativas inflacionarias crecientes que provoquen espirales en los salarios y la pérdida de confianza y de poder adquisitivo de los consumidores. Ante una mayor incertidumbre económica e inflación, el gasto discrecional de los hogares puede reducirse y afectar, por lo tanto, un componente importante de la economía, hay una pérdida de competitividad debido a costos de generación y transporte más altos que disminuyen la competitividad internacional, y se genera un debilitamiento institucional, ya que las empresas y los hogares presionan al gobierno para evitar los mecanismos de mercado. Esto, a su vez, afecta la credibilidad y el funcionamiento del marco regulatorio.

Este estudio responde a las necesidades que tienen los responsables de política económica, y los planificadores del sector energético en países importadores de petróleo, de manejar mejor su exposición al riesgo del precio del petróleo. El objetivo del estudio es triple. En primer lugar, analizar los efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles en los países importadores de petróleo, con énfasis en el sector eléctrico, utilizando evidencia de América Latina y el Caribe. En segundo lugar, proponer un menú de opciones complementarias que pueden ser aplicadas en distintos rangos de tiempo: varias medidas estructurales están diseñadas para reducir la demanda de electricidad y el consumo de petróleo, mientras que una amplia gama de instrumentos financieros se sugieren para la gestión de riesgos de los precios en

el corto plazo. Por último, el estudio trata de cuantificar algunos de los beneficios macroeconómicos y microeconómicos que se podrían derivar de la aplicación de dichas opciones.

Evolución de los precios del petróleo y exposición al riesgo

Los precios internacionales del petróleo han aumentado de manera significativa durante la última década, y los cambios abruptos en la oferta son cada vez más comunes. El precio spot del WTI se multiplicó por siete (de US$20 a US$140 por barril) entre 2002 y 2008. Esta tendencia al alza de los precios estuvo acompañada de volatilidad significativa. Luego de alcanzar US$145 por barril en julio de 2008, el precio spot del WTI se redujo notablemente, llegando a US$60 por barril a finales de año. Los precios aumentaron de nuevo hasta US$120 por barril a principios de 2011, como resultado de la inestabilidad política en los países proveedores del Medio Oriente y África del Norte, y problemas técnicos de producción; y se mantuvieron por encima de US$100 por barril hasta mediados de 2011. Esta tendencia a la alza puede continuar si se utiliza la limitada capacidad disponible para atender la demanda adicional de los países desarrollados y en desarrollo.

Se pueden utilizar varios indicadores económicos para medir la vulnerabilidad de un país ante los efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles. Estos incluyen: una mayor proporción de las importaciones de petróleo como porcentaje del PIB; una mayor proporción de petróleo en la oferta energética primaria; y el aumento en las importaciones de petróleo y el gasto en el tiempo. En el caso de ALC, la región en su conjunto es exportadora neta de petróleo crudo y sus derivados, sin embargo, todos los países de América Central y el Caribe son importadores netos de estos productos (Gráfica RE.1). En 2006, las importaciones de petróleo representaron entre 8 por ciento y 11 por ciento del PIB, respectivamente. En ambas subregiones, el petróleo suministra más de 90 por ciento de las necesidades de energía primaria. Esto es un tercio más alto que el promedio de la región y más del doble del promedio mundial. En América Central en 2006-08, las importaciones de petróleo aumentaron en 80 por ciento y los gastos petroleros como porcentaje del PIB aumentaron 2.2 puntos porcentuales, como resultado de los aumentos en el precio del petróleo.

Gráfica RE.1 Balance comercial del petróleo como porcentaje del PIB

Fuente: Elaboración de los autores, basada en datos de OLADE (2009)* y EIA (2006). Nota: El asterisco (*) indica petróleo solamente, 2009; todas las demás observaciones incluyen petróleo y sus derivados, 2006.

El hecho de que un país sea exportador o importador neto de petróleo a menudo determina la dirección y la magnitud de los efectos macroeconómicos derivados de los precios más altos del petróleo. El Banco Mundial estima que, para la región de América Latina y el Caribe, un aumento del 16 por ciento anual en los precios del petróleo durante un período de cinco años aumentaría la tasa de crecimiento en los países exportadores de petróleo en 0.14 puntos porcentuales por año. En contraste, los países importadores de petróleo experimentarían una pérdida en la tasa de crecimiento de 0.10 puntos porcentuales por año. América Central y el Caribe tendrían las mayores pérdidas con 0.09 y 0.12 puntos porcentuales por año, respectivamente.

¿Quién asume la carga del riesgo?

Aumentar los subsidios en períodos de precios del petróleo altos y volátiles puede deteriorar el balance fiscal. Las acciones del gobierno durante estos períodos conllevan cierto riesgo político, pero los subsidios especialmente los que representan una parte significativa del gasto

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público pueden generar debilitamiento institucional y problemas presupuestarios. Esto sucede cuando no son compensados con recortes de gasto en otras áreas o con impuestos más altos. Si el gobierno logra mantener el equilibrio fiscal, la mayor proporción de subsidios en el gasto público puede traducirse en una menor inversión en capital, así como en menor inversión en programas sociales y de otro tipo.

En un ambiente de control de precios de energía con precios fijos al consumidor, la compañía eléctrica tiende a absorber las variaciones en los precios de los insumos. Sin embargo, el costo de estas variaciones debe ser transferido al gobierno, de otra forma la empresa no sería sostenible financieramente en el largo plazo. Por el contrario, en un ambiente de precios de libre mercado, con un mecanismo de transferencia completo, los cambios de precios se transfieren a los hogares y las empresas. La medida en que la compañía eléctrica se ve afectada depende del grado de elasticidad de la demanda y la integración vertical. Si la demanda es más inelástica en el corto plazo, los cambios en precios pueden representar mayores ingresos para la compañía eléctrica. Por otro lado, a mayor integración vertical de la compañía, menor es el costo de intermediación que debe absorber.

Los distintos países comparten en diferente medida el riesgo entre los consumidores, la compañía eléctrica y el gobierno. Por ejemplo, el gobierno podría establecer un tope al precio de los combustibles o de la electricidad para los consumidores finales, haciendo que las compañías eléctricas privadas asuman el costo asociado al aumento de precios. No obstante, esta situación no es sostenible pues la empresa puede caer en bancarrota. En ese sentido, el gobierno tendría que rescatar a la compañía o correría el riesgo de enfrentar escasez en la oferta de electricidad.

La administración de la volatilidad de los precios del petróleo es un gran desafío para el sector eléctrico en los países importadores de petróleo. Las decisiones de política sobre la mejor forma de manejar el impacto de dicha volatilidad en el sector eléctrico pueden tener efectos económicos significativos. Las interacciones entre la matriz de generación eléctrica, la estructura del mercado de electricidad y sus políticas de precios, y la propiedad de las compañías eléctricas, tienen implicaciones regulatorias y presupuestales. Estas implicaciones afectan la planificación del sector y la capacidad para implementar soluciones de mercado. En América Central y el Caribe, la generación eléctrica está ampliamente basada en productos derivados del petróleo (diésel y combustóleo). Las demás fuentes de generación hidráulica, geotérmica y con biomasa representan, en conjunto, sólo dos quintas partes de la generación total. El mercado eléctrico de estas subregiones se caracteriza por tener monopolios verticalmente integrados, competencia al mayoreo, y generación competitiva con comprador único. Los subsidios tienen un papel muy importante en aquellos países donde el sector eléctrico está dominado por compañías públicas verticalmente integradas. En la mayoría de los países del Caribe, el gobierno tiene la participación mayoritaria en la propiedad de las compañías eléctricas, mientras que en América Central predomina el sector privado. En la mayoría de los 20 países analizados en este estudio, los consumidores están protegidos en distintos grados por los subsidios existentes en las tarifas eléctricas.

Otro desafío del sector eléctrico es elaborar planes de generación de largo plazo ante escenarios de incertidumbre generados por la volatilidad de los precios del petróleo. La planificación y construcción de nueva capacidad de generación toma muchos años, y se requiere un marco que incorpore los efectos de los cambios del precio del petróleo en la selección de tecnología. Ante el ambiente de incertidumbre que genera la volatilidad en los precios, los planificadores del sector pueden retrasar las inversiones o tomar decisiones de generación y equipamiento inapropiadas (a veces irreversibles), que repercutan en los costos futuros de la electricidad.

Reducción de la incertidumbre de precios en el corto plazo

Los instrumentos de gestión de riesgos de precios son una de las opciones para hacer frente a la volatilidad del precio del petróleo en el corto plazo. Estas herramientas pueden reducir la incertidumbre asociada a la inestabilidad de los precios del petróleo y su impacto en los presupuestos nacionales. El objetivo de estos instrumentos es manejar la exposición a la volatilidad de precios, que es una función de las condiciones estructurales actuales. Los instrumentos de cobertura están diseñados para enfrentar la volatilidad picos en los precios, o precios cambiantes sin una tendencia clara que tiene un impacto financiero ya que la exposición al precio es consecuencia del interés que existe por el uso de un bien físico. La cobertura no se debe confundir con especulación. Esta última se refiere al uso de instrumentos derivados con el fin de obtener ganancias por los movimientos de precios a corto o largo plazo, independientemente de que se tenga un interés directo por el uso del bien físico.

Las dos categorías principales de instrumentos de gestión de riesgos de precios son: (i) física y (ii) financiera. Los instrumentos físicos incluyen la determinación estratégica de precios y la calendarización de compras y ventas físicas (como las transacciones “back-to-back”), los contratos a plazo (forwards), los contratos a plazo con precio mínimo/máximo, los “call options”, los contratos con precio-por-fijar, y los contratos a largo plazo con precios fijos o flotantes. Los instrumentos financieros incluyen las opciones y futuros cotizados en bolsa, opciones e intercambios (swaps) negociados en mercados extrabursátiles (over-the-counter), los contratos de cobertura, los bonos vinculados a materias primas, los acuerdos de financiamiento comercial, y otros derivados.

El uso de instrumentos de gestión de riesgos aunque muy común en el sector comercial no es muy común en el sector público. Sin embargo, la volatilidad reciente en los precios de los alimentos y la energía ha despertado el interés de muchos gobiernos que desean saber cómo pueden utilizar estas herramientas. El primer paso que debe dar cualquier país que esté considerando una estrategia de cobertura es una valoración detallada del riesgo, y una evaluación de las estrategias de cobertura. La valoración del riesgo es fundamental, ya que las relaciones comerciales en el sector eléctrico pueden ser complejas e interactúan agentes públicos y privados. La valoración del riesgo puede abarcar: (i) una evaluación de riesgo de la cadena productiva en la que se definan las funciones, responsabilidades y obligaciones de cada parte involucrada en el sector y que describa cómo se ve afectada cada parte por la volatilidad de

precios; y (ii) una evaluación del riesgo financiero que cuantifique la exposición al precio que resulta de transacciones comerciales específicas o de intervenciones y decisiones de política. Es importante asegurarse que los riesgos financieros que no están relacionados con el precio sean aislados, supervisados y manejados de forma independiente.

Aquellos en el sector energético que consideran el uso de instrumentos de gestión de riesgos también deben concentrarse en establecer un marco institucional adecuado para la implementación de la estrategia. Los pasos clave para el establecimiento de una estrategia de cobertura incluyen: documentar las razones para la selección de un producto específico de cobertura; establecer las funciones y responsabilidades de los diversos actores y organismos involucrados; verificar que se cuenta con la infraestructura legal y regulatoria adecuada; establecer procedimientos para la selección de las contrapartes y los agentes; y determinar métodos de vigilancia, supervisión y presentación de informes.

Reducción del consumo de petróleo en el largo plazo

Los instrumentos de gestión de riesgos no deben sustituir a las medidas estructurales que buscan reducir el consumo de petróleo en el largo plazo. Los instrumentos estructurales que se consideran en este estudio son: (i) la diversificación del portafolio energético para no depender de la generación eléctrica con base en el petróleo; (ii) la inversión en eficiencia energética; y (iii) la integración regional con países que tienen una oferta eléctrica más diversificada. Estos instrumentos proporcionan el potencial para reducir la exposición a los precios del petróleo altos y volátiles, aunque con limitaciones importantes.

Diversificación de la generación basada en petróleo

La preocupación sobre el cambio climático está impulsando el desarrollo de fuentes de energía renovables en todas las regiones en desarrollo en el mundo. En este tipo de fuentes de energía se utilizan recursos locales y se produce energía más limpia. La energía renovable también puede optimizar el portafolio de generación, ya que su costo no está correlacionado con los precios del petróleo, que generalmente constituyen hasta 90 por ciento de los costos operativos de algunas tecnologías de generación (como una planta de turbinas de combustión que utilizan destilados). El costo de la electricidad generada a partir de combustibles convencionales distintos al petróleo, como el gas natural, está correlacionado con los precios del petróleo. Sin embargo, esta correlación ha disminuido en el tiempo. En conjunto, los beneficios del uso de energías renovables pueden reducir la volatilidad general. Esta conclusión está apoyada por estudios recientes que recurren a modelos de portafolio de la literatura financiera para determinar y cuantificar el valor óptimo de la generación de energía de un sistema eléctrico. Mediante la diversificación de la matriz de generación eléctrica, los países se vuelven menos vulnerables a los precios del petróleo y se reduce el riesgo atribuible a su volatilidad.

En la actualidad, los países importadores de petróleo tienen una amplia gama de opciones —tanto de energía renovable como de energía no convencional— para diversificar su portafolio de generación de energía independiente del petróleo. En América Central y el Caribe, la

generación renovable se ha realizado mediante, en gran parte, la energía hidroeléctrica; sin embargo, los recursos hídricos están distribuidos de manera desigual entre los países. Para América Central será un desafío mantener su participación actual de energía hidroeléctrica en la matriz de generación de energía; pero en algunos países del Caribe, incluidos aquellos con potencial eléctrico sin explotar, mantener una participación alta puede ser posible. El potencial de energías renovables no hidráulicas para abarcar una mayor parte de la generación de energía es significativo. La energía hidráulica ha sido y seguirá siendo la más importante por su alto potencial en la región. El uso de biomasa, en forma de bagazo de caña de azúcar, puede ofrecer beneficios inmediatos, siempre y cuando haya una estrategia adecuada de reconversión. Desde una perspectiva política, la energía geotérmica tiene un gran potencial para diversificar el sistema eléctrico, aunque los costos de exploración siguen siendo una barrera para la explotación de los recursos. Otras opciones no hidráulicas incluyen la energía eólica y solar. Además, otras fuentes no convencionales de energía térmica —como el gas natural y el carbón, en menor medida— podrían ayudar a reducir la dependencia del petróleo, dada su baja correlación con los precios del petróleo.

Mejora de la eficiencia energética

Invertir en medidas de eficiencia energética tanto en la producción (oferta) como en el uso final (demanda) es una de las formas más efectivas de reducir la dependencia del petróleo y de sus productos derivados. Los beneficios son mayores para los países que dependen más del petróleo como combustible de generación. Por el lado de la oferta, la reducción de pérdidas técnicas contribuye a mejorar la eficacia general del sistema, y por ende el aprovechamiento del combustible; por lo tanto, se considera un instrumento que mitiga directamente la exposición a la volatilidad de los precios del petróleo. Por el lado de la demanda, reducir el uso de la electricidad en las horas pico y no pico ayuda a reducir la capacidad de generación y los activos de transmisión y distribución necesarios para abastecer el sistema.

Las pérdidas técnicas del lado de la oferta se pueden reducir mediante la modificación de las características y configuración del sistema. Estas pérdidas también se pueden reducir seleccionando cuidadosamente la tecnología de los transformadores, la eliminación de los niveles de transformación, la mejora en los factores de potencia y la distribución de generación.

La eficiencia del lado de la demanda también se puede mejorar mediante la adopción de políticas y programas que promuevan el consumo eficiente de electricidad por los usuarios finales. Las medidas que podrían aplicarse en los 20 países analizados en este estudio incluyen la aplicación de estándares para equipos industriales utilizados ampliamente y para aparatos residenciales; códigos de construcción; programas de educación al consumidor; y programas de administración de energía para la industria, el sector de la construcción y las compañías públicas.

Promoción de la integración regional

La integración energética regional también puede ayudar a los países a reducir su dependencia del petróleo mediante la optimización de la oferta eléctrica en toda la región, lo que mejora la eficiencia y, debido a las economías de escala, reduce los costos de generación. Además, cuando

los perfiles de consumo de los participantes no están perfectamente correlacionados, la menor carga que se genera se traduce en una menor inversión en requerimientos de reserva. Si se cumplen estas condiciones, disminuye el uso de combustibles fósiles, junto con la vulnerabilidad de los países a los precios altos y volátiles del petróleo. También, desde una perspectiva de mercado, la integración regional fomenta la competencia, lo que permite identificar los beneficios comerciales asociados con la especialización de los productores más eficientes. Por otra parte, todos estos beneficios implican una reducción de la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

De cara al futuro, América Central podría convertirse en un corredor para la interconexión sólida entre Colombia y México. En un futuro próximo, se espera que tanto México como Colombia tengan capacidad disponible para exportar a América Central. La interconexión Colombia-Panamá puede ser clave para la consolidación de la nueva infraestructura del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). Una vez se consolide el SIEPAC, aumentará la posibilidad de desarrollar efectivamente el potencial hidroeléctrico de la región, así como la energía geotérmica y eólica.

Aunque el potencial para la interconexión en el Caribe es más limitado, —debido al alto costo de los cables submarinos necesarios y el reducido tamaño del mercado, que limita la viabilidad económica— la integración del sector eléctrico podría reducir significativamente la dependencia del petróleo como combustible de generación. Las interconexiones entre dos o más países pueden ser económicamente viables, y éstos aprovecharían las economías de escala y el desarrollo de recursos no explotados. El potencial geotérmico y de gas natural en algunas islas puede servir como base para un mercado de energía más diversificado y menos vulnerable a los precios del petróleo. En particular, la República Dominicana y Haití se beneficiarían de una mayor integración, tanto de electricidad como de gas natural.

Mientras que los beneficios económicos de la integración de los mercados son generalmente aceptados, con frecuencia los obstáculos institucionales impiden su establecimiento. Los problemas más comunes son el uso de estándares múltiples de tecnología; diferencias en los regímenes regulatorios, marcos jurídicos y políticas de precios; y las preocupaciones ambientales. Otros obstáculos que pueden limitar o retrasar la integración de los mercados son la presencia de puntos de vista contradictorios sobre cómo se repartirán los costos de inversión y la incertidumbre sobre las decisiones políticas. En el caso del SIEPAC, las diferencias institucionales agudas han frenado el proceso de armonización de las regulaciones. Otro factor negativo ha sido la escasez de capacidad de generación dentro de los países, que ha dado lugar a una disminución en el intercambio eléctrico intrarregional.

Lo que se puede hacer

El efecto agregado de la implementación de estas medidas estructurales reduciría significativamente el impacto de los precios del petróleo altos y volátiles reduciendo la necesidad de petróleo para la generación. Tanto en América Central como en el Caribe las fuentes de

energía renovables —incluyendo la energía hidroeléctrica y otras fuentes no hidroeléctricas como la geotérmica y la biomasa— tienen un gran potencial para abarcar una mayor proporción de la generación eléctrica. Además, una mayor eficiencia en la oferta y demanda de energía puede dar lugar a ahorros potenciales de combustible. Por otra parte, un mercado regional de electricidad más integrado puede permitir un ahorro de combustible mediante la diversificación de la mezcla de energía y el logro de economías de escala. En conjunto, estas medidas pueden lograr avances significativos en la seguridad energética, así como reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Cuadro RE.1 Marcos temporales para la implementación de alternativas para el manejo de la volatilidad del precio del petróleo

Alternativas para el manejo de la volatilidad en el precio del petróleo

Corto plazo Mediano plazo Largo plazo Instrumentos financieros y de cobertura física

Eficiencia energética

Energía hidroeléctrica y otras renovables, y comercio de electricidad

Fuente: Elaboración de los autores.

Los plazos para la implementación de medidas para manejar la volatilidad del precio del

petróleo varían. Por ejemplo, la diversificación del portafolio energético a través de una mayor participación de las fuentes de energía renovable es una medida a largo plazo, mientras que la inversión en eficiencia energética se puede implementar en el mediano o largo plazo. Durante el corto y mediano plazo, se pueden utilizar los instrumentos financieros para reducir la exposición a la volatilidad de precios (Cuadro RE.1).

¿Cuánto pueden ayudar?

La implementación de estas tres medidas estructurales en una estrategia combinada representaría un ahorro significativo para los países dependientes del petróleo. En el caso de América Central y el Caribe, el ahorro de combustible derivado de un aumento de 10 por ciento en la capacidad de generación de energía renovable podría ascender a 14.2 millones y 5.6 millones de barriles de diésel y combustóleo, respectivamente. Esto representa una reducción de varios puntos porcentuales del PIB en la cuenta corriente de los países. Al invertir más en eficiencia energética, el ahorro en barriles de diésel y combustóleo podría ascender a 3.5 millones y 1.5 millones anuales del lado de la oferta, y a 9 millones y 2.4 millones anuales de barriles por el lado de la demanda. Por último, el ahorro estimado anual por la integración eléctrica regional en América Central equivaldría a una reducción de cerca de 8 puntos porcentuales en la participación del petróleo y sus derivados dentro de la matriz de generación de los países. El ahorro combinado de la aplicación de las tres medidas en ambas subregiones es equivalente a 35 por ciento del consumo de petróleo para generación eléctrica.

Sin embargo, esta visión optimista no está exenta de desafíos. Las compañías eléctricas, las empresas y los hogares incurrirían en costos iniciales considerables; por lo que se requieren políticas y regulaciones que fomenten la energía renovable y la eficiencia energética. En el caso de la región de ALC, es necesario reformar los procesos de contratación, reglamentación y licencias para que los países puedan implementar sus planes. El desarrollo de instrumentos financieros que faciliten estas inversiones sería de gran ayuda. Además, se necesitarían reformas de precios y de los estándares de tecnología para garantizar que no se desperdicien recursos. Por último, también se necesita un marco regulatorio e institucional apropiado para facilitar el comercio entre países con diferentes políticas regulatorias e instituciones para el sector eléctrico.

Sin embargo, los beneficios potenciales de la aplicación de estas medidas superan ampliamente sus costos. Teniendo en cuenta el largo alcance de los efectos negativos de los precios altos y volátiles del petróleo en las economías importadoras de petróleo, los ahorros potenciales derivados de la aplicación de las medidas sugeridas en este informe podrían ofrecer grandes beneficios a nivel macro y microeconómico, que van desde la viabilidad financiera de la economía nacional a largo plazo, hasta mejoras en la calidad de vida de los hogares.

Capítulo 1. Introducción

El sector eléctrico de los países importadores de petróleo, sobre todo aquellos con una participación alta del petróleo y sus derivados en su matriz energética, son vulnerables a los precios del petróleo altos y volátiles. Cuando los precios suben y bajan, también lo hace el costo de producción de electricidad, que, a su vez, afecta la economía en general, los balances fiscal y comercial, las empresas y las condiciones de vida de las personas.

Los precios internacionales del petróleo han aumentado significativamente durante la última década. Entre 2002 y 2008, el precio spot del WTI, uno de los indicadores más importantes del precio del crudo se multiplicó por siete (de US$20 a US$140 por barril). Esta tendencia a la alza de los precios también contó con una volatilidad significativa (Bacon y Kojima, 2008a)1

Gráfica 1.1 Evolución de los precios del WTI y su volatilidad, 2000–11

. Luego de alcanzar los US$145 por barril en Julio de 2008, el precio spot del WTI cayó con fuerza, tocando fondo a un precio de US$30 por barril para finales de año (Gráfica 1.1).

Fuente: Elaboración de los autores con datos de EIA.

Para principios de 2011, los precios habían subido a US$120 por barril como resultado de la inestabilidad política en los países proveedores del Medio Oriente y África del Norte, y de 1 El termino volatilidad se refiere a las fluctuaciones frecuentes de precios en un cierto periodo de tiempo.

problemas técnicos en la producción petrolera; a mediados de año, los precios se mantuvieron por encima de US$100 por barril. Hay pocas razones para creer que la volatilidad de los precios disminuirá, dado que los choques de oferta son cada vez más comunes. Y la tendencia alcista de los precios puede persistir si la capacidad disponible se utiliza para atender la demanda adicional de los países desarrollados y en desarrollo.

Efectos de los precios del petróleo altos y volátiles

Los precios altos del petróleo afectan a las economías de diversas maneras, tanto directa como indirectamente. A nivel macroeconómico, impactan directamente la economía mundial. Las finanzas públicas y la balanza de pagos se ven afectadas, ya sea inmediatamente o en el mediano plazo; los efectos en la inflación y el déficit fiscal también pueden ser un motivo de preocupación. Indirectamente, los precios altos del petróleo pueden debilitar el marco regulatorio mientras los gobiernos implementan mecanismos que no son de mercado (como los subsidios en el sector eléctrico) para atender la demanda del consumidor. A nivel microeconómico, la capacidad de planificación energética de las compañías eléctricas y el poder adquisitivo de los hogares pueden verse afectados cuando los precios altos del petróleo se traspasan a los consumidores. Los proyectos de inversión de las empresas pueden llegar a ser económica o financieramente inviables, mientras que los hogares pueden tener menos gasto discrecional y experimentar una pérdida general de bienestar.

Los países exportadores de petróleo prefieren un aumento de precios siempre que los ajustes de la demanda no reduzcan los ingresos petroleros. Sin embargo, para muchos países importadores de petróleo —particularmente los países en desarrollo, donde el petróleo representa gran parte de la matriz de generación— los precios altos del petróleo pueden desencadenar inestabilidad política cuando el incremento en el precio de la electricidad (imprescindible para la actividad económica) se traslada a los consumidores. Una preocupación de segundo orden para los países importadores de petróleo es la volatilidad de los precios del petróleo. La volatilidad genera un mayor riesgo e incertidumbre en el perfil de rentabilidad de las inversiones que utilizan petróleo y combustibles derivados de éste. Las empresas pueden verse obligadas a retrasar sus decisiones de inversión, lo que reduce la formación de capital y el crecimiento a largo plazo. A pesar de sus preferencias opuestas sobre el nivel de precios, tanto a los países exportadores de petróleo como a los importadores no les beneficia la volatilidad debido a la incertidumbre que provoca en el monto en que se realizarán las compras y ventas futuras2

Antecedentes y objetivo del estudio

.

El presente estudio se basa en los resultados de dos estudios financiados por el Banco Mundial realizados por Bacon y Kojima (2006, 2008a). Con base en una revisión de las opciones de política para hacer frente a los precios altos del petróleo en 38 países en desarrollo en todo el

2 Por lo tanto, no es de extrañar que los fundamentos de las opciones propuestas para manejar la volatilidad en concreto sean transferibles entre los países exportadores e importadores de petróleo.

mundo, Bacon y Kojima (2006) concluyen que mediante la eliminación de los subsidios de combustible, que benefician principalmente a los consumidores de altos ingresos, aumentarían los ingresos del gobierno, se eliminarían distorsiones de precios y reduciría el consumo de energía. Los autores también sugieren reforzar la administración de la demanda a través de medidas de ahorro de combustible como parte de las políticas que proporcionan múltiples beneficios (como el transporte público de alta calidad). En los países donde los precios contienen subsidios, sugieren que los gobiernos convenzan al público de los beneficios de largo plazo de aumentar los precios a niveles de equilibrio de mercado. Para ayudar a los consumidores de bajos ingresos, Bacon y Kojima recomiendan el fortalecimiento de los sistemas informáticos y bases de datos utilizados para identificar con mayor precisión a los hogares de bajos ingresos y el desarrollo de un mecanismo de entrega para la transferencia de ingresos y otro tipo de compensaciones correctamente focalizadas.

En su análisis de las opciones de políticas públicas para hacer frente a la volatilidad de los precios del petróleo, Bacon y Kojima (2008a) señalan que los gobiernos han utilizado poco los programas de cobertura para manejar la volatilidad. Centrándose en el uso de futuros para la gestión de riesgos, destacan el riesgo de base y los requerimientos de reserva que hacen que esta forma de gestión de riesgos sea impráctica para las entidades gubernamentales.

Instrumentos analizados y enfoque geográfico

Mientras que Bacon y Kojima (2008a) dan un papel limitado a la cobertura como un instrumento de política, este estudio —basándose en la experiencia de cobertura soberana— busca proponer estrategias para manejar el riesgo fiscal mediante el uso de contratos de opciones, que pueden ser más fáciles de utilizar. Como complemento a los instrumentos de cobertura, este estudio considera una serie de medidas estructurales que los responsables de política y los planificadores de energía en países importadores de petróleo pueden utilizar para administrar los precios del petróleo altos y volátiles en el mediano y largo plazos.

El estudio se diferencia por su enfoque en América Latina y el Caribe (ALC). En términos de volatilidad del precio del petróleo, se presta especial atención a los desafíos que enfrentan las economías insulares del Caribe, cuya generación con base en hidrocarburos representa casi el 100 por ciento de la generación total. Se explora la disponibilidad y uso de diversos instrumentos financieros para manejar la volatilidad del precio del petróleo en el corto plazo, prestando especial atención a las necesidades de los gobiernos de la región.

Como se espera que uno de los productos de este estudio sean propuestas específicas para la región, este estudio aprovecha investigaciones anteriores que han explorado la viabilidad de las fuentes renovables de energía para diversificar la generación en distintos lugares de América Central y el Caribe. Se analizan medidas de eficiencia energética a nivel de generación, transmisión y distribución como parte de una solución global para reducir las necesidades de combustible para un nivel dado de producción. Además, se considera el potencial de la integración regional para reducir los precios de electricidad que enfrentan los usuarios finales, al permitir que los países con una ventaja comparativa en la generación costo-efectiva vendan

energía a países vecinos. Para los países compradores, la integración regional diversifica sus matrices de generación; dado que la diversificación con un combustible con diferente volatilidad de precios puede reducir la volatilidad general del portafolio de combustibles, estos países serán menos vulnerables a los precios del petróleo.

Objetivo del estudio

Este estudio tiene un objetivo triple. En primer lugar, analiza los efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles en países importadores de petróleo, con énfasis en el sector eléctrico, utilizando ejemplos de América Latina y el Caribe. En segundo lugar, propone un menú de opciones alternativas —instrumentos financieros para mitigar el riesgo, complementados con medidas estructurales destinadas a reducir la dependencia en la generación y consumo del petróleo— que se pueden aplicar mediante una estrategia de horizontes múltiples. Finalmente, el estudio intenta cuantificar algunas de las ventajas macroeconómicas y microeconómicas derivadas de la aplicación de dichas alternativas.

Estructura del informe

El informe está organizado de la siguiente manera. En el capítulo 2 se diferencian los efectos generales y la dinámica de los precios altos vis a vis los precios volátiles del petróleo en los países importadores de petróleo y los factores que determinan el grado en que los grupos de interés se ven afectados. En el capítulo 3 se aplican varios indicadores económicos para determinar la dependencia petrolera de un país y por lo tanto su vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles, utilizando la región de América Latina y el Caribe como el caso del análisis. En el capítulo 4 se analiza esta vulnerabilidad en el contexto del sector eléctrico de la región, incluyendo la estructura de mercado, la propiedad de las empresas eléctricas y las políticas de precios. En el capítulo 5 se detallan los instrumentos de gestión de riesgos de precios (de cobertura) que podrían ser utilizados para administrar la volatilidad del precio del petróleo en el corto plazo. Se ofrece una visión general de las ventajas y desventajas asociadas a diversos instrumentos y se hace una revisión de los procesos para evaluar el perfil de riesgo de un país. También se hacen recomendaciones generales para el establecimiento del marco institucional para la gestión de riesgos de materias primas en este capítulo.

El enfoque del informe se traslada a las medidas estructurales de largo plazo para manejar los precios del petróleo altos y volátiles, mediante la reducción en el consumo de petróleo. Una de estas medidas es la diversificación del petróleo en la matriz de generación eléctrica (Capítulo 6); el papel de la eficiencia energética para reducir el consumo de electricidad, presentado en el capítulo 7; y la relevancia de la integración energética regional para diversificar las fuentes de energía (Capítulo 8). En el capítulo 9 se cuantifican los beneficios potenciales de estas medidas estructurales de mitigación en términos de consumo evitado de petróleo. Por último, el capítulo 10 ofrece las conclusiones finales.

Referencias

Bacon, R. y M. Kojima. 2006. Coping with Higher Oil Prices. Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP) Informe 323/06. Washington, DC: Banco Mundial.

__________. 2008a. Coping with Oil Price Volatility. Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP) Energy Security Special Report 005/08. Washington, DC: Banco Mundial.

Capítulo 2. Efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles

El impacto de los precios del petróleo altos y volátiles ha sido estudiado ampliamente. Tales cambios de mercado imponen una serie de restricciones en las economías de los países importadores de petróleo. Esto afecta aspectos tan diversos como el fortalecimiento institucional, la balanza de pagos, el gasto de los hogares y las políticas sociales. La magnitud de estos efectos obedece a la medida en que un país depende de las importaciones de energía y de la diversificación de su sistema energético. La volatilidad de los precios de energía de manera sostenida conduce, probablemente, a una actividad económica menos estable, lo que a su vez, puede reducir la inversión y aumentar el riesgo percibido sobre un país en los mercados internacionales de capitales.

En este capítulo se diferencian los efectos específicos de los precios del petróleo altos y su volatilidad en los países importadores de petróleo. También se analiza cómo estos efectos se relacionan entre sí y sus implicaciones para el crecimiento económico y el desarrollo. Posteriormente, se describen los principales agentes afectados y los factores que determinan la carga que el riesgo impone a cada grupo afectado.

Efectos de los precios altos del petróleo

Las economías de los países importadores de petróleo se ven afectadas negativamente por los precios altos del petróleo, tanto a nivel macroeconómico como microeconómico. A nivel macroeconómico, los indicadores pueden incluir un deterioro de la balanza comercial, inflación y un déficit fiscal abultado; mientras que a nivel micro, se podría dar una reducción en los salarios reales debido al aumento de la inflación, una mayor porción de los ingresos del hogar destinada a cubrir los costos de combustible, una disminución del ahorro de los hogares y una pérdida de confianza de los consumidores. Los apartados siguientes detallan los efectos y la dinámica de los precios elevados del petróleo.

La balanza comercial

Los precios altos del petróleo afectan directamente la balanza comercial de los países que deben importarlo para consumo interno. En países importadores de petróleo, el valor de las exportaciones disminuye en relación con el de sus importaciones. Esto significa que el país debe exportar una mayor cantidad de bienes para cubrir la cantidad de importaciones de petróleo (manteniendo los demás factores constantes). De lo contrario, el país debe pedir prestado en el extranjero o agotar sus reservas de divisas. Esto puede convertirse en un problema en la balanza de pagos, ejerciendo presión sobre el valor de la moneda.

Estas preocupaciones se magnifican en las economías emergentes que tienen altos niveles de deuda, grandes déficits comerciales, o dificultad para figurar en los mercados de capitales.

Estos países hacen ajustes macroeconómicos rediciendo su nivel de gasto, lo que afecta negativamente la actividad económica real. El FMI (2000) estima que los efectos serían mayores en los países pobres altamente endeudados. Esos países tienen grandes déficits comerciales por la falta de diversificación económica, lo que aumenta su dependencia en el consumo de bienes de capital importados. Además, muchos de estos países no tienen acceso a los mercados internacionales de capitales.

Inflación

La persistencia de precios altos del petróleo puede afectar directamente la inflación general a través de un mecanismo de traspaso de los precios de energía (como productos derivados del petróleo y la energía eléctrica) a los consumidores. También puede afectar de manera indirecta en la inflación subyacente, dado que la energía es un componente importante del costo en la producción de bienes y servicios (Cavallo, 2008; Barsky y Kilian, 2004).

El efecto general implica inflación así como un crecimiento en las expectativas de inflación. Para anclar la inflación y preservar su credibilidad, los bancos centrales deben ajustar las tasas de interés en momentos de demanda baja, lo que aumenta el riesgo de una recesión económica. Batini y Tereanu (2009) exploran una serie de reglas de política para aplicar en este tipo de escenarios y el balance entre credibilidad y estabilidad ante la presencia de choques temporales en los precios del petróleo. Llegan a la conclusión de que la inflación aumenta más en los países que adoptan una postura más laxa en las metas de inflación, que, a su vez, requiere de medidas más estrictas para regresar a la inflación objetivo y restaurar la credibilidad de los bancos centrales3

La magnitud del efecto inflacionario depende del grado de transferencia de los precios de energía hacia los consumidores. El FMI (2006) estima que, entre los países importadores de petróleo, las economías en desarrollo, el efecto es mayor en los países del África del SubSahara, seguidos por los países de Asia y el Hemisferio Occidental. Un mecanismo de transferencia más limitado puede conducir a un deterioro del balance fiscal debido a los subsidios de energía. Cuando se garantiza un precio fijo a los usuarios finales, hay un impacto de uno a uno sobre el balance fiscal. Esto significa que, en los países importadores de petróleo, la brecha entre los precios internacionales y nacionales de petróleo debe ser cubierta por el gobierno o las compañías eléctricas (dependiendo de la estructura de propiedad); de lo contrario, se podría dar un fenómeno de escasez de combustible.

.

Competitividad

La persistencia de precios altos del petróleo erosiona la ventaja comparativa de un país en sectores intensivos en energía. Esto sucede particularmente en los países con una matriz

3 Las recomendaciones principales de Batini y Tereanu (2009) son que la transparencia del banco central y una buena estrategia de comunicación son necesarias para mantener las expectativas de inflación; desde el punto de vista práctico, encuentran que respuestas tempranas ante las crisis conducen a cambios pequeños de producto en el tiempo.

energética poco diversificada. En los países importadores de petróleo el efecto es directo a medida que aumentan los costos. Y aun en los países con muchos recursos energéticos, un mayor costo de oportunidad de los hidrocarburos crudos puede llevar a una desindustrialización similar a la conocida enfermedad holandesa. Por otra parte, con el aumento de la inflación, se puede dar una apreciación del tipo de cambio real, afectando la competitividad del sector exportador, a menos que vaya acompañada por una depreciación proporcional del tipo de cambio nominal (Chen y Chen, 2007).

Confianza del consumidor

El aumento en los precios de la electricidad y del petróleo afecta las decisiones de consumo de los hogares y las decisiones de producción de las empresas. Desde un punto de vista de bienestar, el aumento en los precios de electricidad disminuye el poder adquisitivo de un hogar. Como los consumidores tienen poca flexibilidad para reducir su gasto de combustible en el corto plazo, una proporción mayor de sus ingresos debe ser destinada a transporte, calefacción y electricidad. Esto necesariamente hace que se reduzca la compra de otros bienes. Un menor ingreso disponible implica menores tasas de ahorro, especialmente para aquellos hogares con restricciones de crédito que son los que menos pueden suavizar su consumo. Así, además de los mayores costos que enfrentan las empresas, el aumento en los precios de energía generalmente resulta en una reducción de la demanda relativa del resto de los bienes por el aumento en el gasto de energía.

Balanza de pagos

Un menor ingreso disponible como consecuencia de un incremento en los precios del petróleo afecta el nivel de consumo a nivel macroeconómico. Una reducción en la demanda agregada de la economía puede ser exacerbada por menor inversión asociada con el deterioro de las perspectivas que tienen las empresas. Otros efectos agregados son menores tasas de ahorro, que pueden conducir a mayores costos de financiamiento y una reducción del ahorro nacional, que a su vez, puede empeorar la cuenta corriente para un nivel de inversión determinado. Con el tiempo, esto puede acelerar una crisis en la balanza de pagos; aun cuando el déficit pueda ser financiado con fondos del exterior, éste puede aumentar los costos de la deuda y afectar indirectamente las finanzas del gobierno y el costo de capital para el sector privado.

Equilibrio fiscal

El gobierno desempeña un papel importante en el sector energético de los países importadores de petróleo, pues determina los precios de productos derivados del petróleo y la electricidad. La necesidad de limitar el costo para los usuarios finales mediante subsidios conduce a la reducción de los márgenes de ganancia. Esto genera pérdidas dado que los precios del petróleo aumentan los costos de generación eléctrica y los costos de producción de combustible, independientemente de la estructura de propiedad (pública o privada). Estas políticas, difíciles de revertir debido a sus costos políticos, acentúan los desequilibrios fiscales. También se derivan

una serie de efectos indirectos producto de una menor actividad económica, que a su vez, reduce los ingresos fiscales y aumenta las transferencias.

Marco institucional y regulatorio

Los precios altos del petróleo pueden debilitar el marco institucional y regulatorio de los países importadores de petróleo como resultado de la presión pública que ejercen los hogares, las compañías eléctricas, o empresas para que los gobiernos recurran a controles de precios y otros mecanismos de intervención fuera de mercado. Sin embargo, el funcionamiento eficiente del marco institucional y regulatorio del sector energético depende de la aplicación de medidas consistentes en el tiempo. Las intervenciones que no son de mercado pueden reducir la funcionalidad del marco regulatorio y su credibilidad. También pueden impedir el regreso a un mecanismo de fijación de precios de mercado debido a los mayores costos que enfrentan los consumidores, quienes probablemente se opondrán políticamente.

Efectos de la volatilidad en los precios del petróleo

La volatilidad de los precios del petróleo genera incertidumbre en el entorno macroeconómico, lo cual puede reducir el gasto corriente; esto produce un menor nivel de ingreso agregado, lo que empeora el impacto inicial del incremento de precios. Muchos estudios han citado a la volatilidad en el precio del petróleo como la principal fuerza que disminuye la demanda agregada, debido a la transferencia de ingresos que se genera de los países importadores de petróleo a los países exportadores netos (Ferderer, 1996).

La incertidumbre en la inversión que genera la volatilidad del precio del petróleo afecta directamente la capacidad de planificación del sector energético que, al igual que otras inversiones de infraestructura a gran escala, requiere de una perspectiva a largo plazo. Incluso si se contara con un pronóstico de la demanda futura de energía, se necesitan muchos años para planificar y construir nuevas fuentes de energía. La incertidumbre y la percepción de riesgo pueden hacer que las empresas retrasen sus decisiones de inversión hasta que los precios se estabilicen, lo cual puede reducir la formación de capital y el crecimiento económico a largo plazo4

4 Bacon y Kojima (2008b, 2008c) han analizado el efecto sobre dichas variables macroeconómicas como la vulnerabilidad de los países frente a un choque de petróleo (definida como la razón entre el valor de las importaciones netas y el PIB), los términos de intercambio, el superávit financiero de un gobierno relativo al PIB y la razón de deuda a PIB.

. La incertidumbre añade riesgo a las decisiones de inversión en infraestructura, aumentando la probabilidad de que los planificadores tomen decisiones inadecuadas algunas veces irreversibles que afectan los costos de energía en el futuro. No invertir en las tecnologías más adecuadas para generar energía de forma eficiente y viable puede implicar desvíos de recursos productivos para compensar las debilidades en la infraestructura y, potencialmente, limitar el proceso de desarrollo.

¿Qué es la distribución del riesgo?

La forma en que los hogares, las compañías eléctricas y los gobiernos se ven afectados por los precios del petróleo altos y volátiles depende de la estructura de mercado del sector energético y de la relación financiera entre los agentes públicos y privados, incluyendo las políticas de precios. Las crisis de precios se pueden transferir a los consumidores o mitigarse de alguna manera, dependiendo de la estructura de propiedad del sector y el mecanismo de fijación de precios (Cuadro 2.1).

Cuadro 2.1 Mecanismos de precios, propiedad de las compañías y relaciones con los grupos de interés

Mecanismo de precios

Uso de subsidios

Propiedad de la compañía

Carga del costo final

Costo fijo Sí Sector público (empresa pública proveedora de servicios)

Gobierno

Mecanismo de transferencia completo

No Sector privado (compañía eléctrica) Consumidores

Costo compartido Sí Sector público/privado Gobierno


En un ambiente de precios de libre mercado para la energía con un mecanismo de transferencia completo, los cambios en el precio de los combustibles y la electricidad se mueven a través de la cadena de oferta, afectando tanto a los hogares como a las empresas. La medida en que las compañías eléctricas se ven afectadas depende del grado de elasticidad de la demanda y la integración vertical. Si la demanda es más inelástica en el corto plazo, los cambios en los precios pueden generar mayores ingresos para las compañías públicas. A mayor integración vertical, menores son los costos de intermediación que deben absorber. Por el contrario, en un entorno de control de precios con precios fijos al consumidor, la compañía eléctrica tiende a absorber las variaciones de precios en los insumos (al menos en el corto plazo, aun cuando en el largo plazo no es sostenible); si pertenece al Estado, la empresa de servicios públicos pasa las pérdidas al gobierno, afectando significativamente el balance fiscal (Gráfica 2.1).

La mayoría de los países tiene una mezcla de los escenarios descritos arriba, con distintos grados de distribución del riesgo entre los consumidores, las compañías eléctricas y el gobierno. Por ejemplo, el gobierno podría fijar un precio máximo a la electricidad o los combustibles para los consumidores finales. Con esto, las compañías eléctricas privadas tendrían que asumir el costo asociado a los aumentos de precios. Pero esta situación no es sostenible, ya que la empresa puede llegar a enfrentar la bancarrota. Para las compañías eléctricas con participación pública y privada, el gobierno tendrá que rescatar a la empresa o, de lo contrario, no podría mantener la oferta eléctrica.

Gráfica 2.1 Escenarios de distribución ante precios elevados de energía

¿Quién paga el costo adicional?

Transferencia(pass-through) de los precios

Precios fijosal consumidor

Costo de producción

Precio al consumidorEstructura

de precios

Consumidor pagael costo adicional

Compañías eléctricas(gobierno) pagan el

costo adicional

Subsidio

Costo de producción

Precio al consumidor

Subsidio

Implicacionesmacroeconómicas

InflaciónCompetitividadTérminos de intercambio

Balance presupuestarioy fiscal

Aumentoen costoΔ

Aumentoen costoΔ

Las gráficas representanescenarios extremos

En el medio: el gobierno y los consumidores comparten el impacto


Los países se ven afectados por la forma en que se distribuye el riesgo asociado a la volatilidad entre los grupos de interés. Dichos países pueden clasificarse dependiendo del grupo que asume los costos, lo cual depende del grado en que las tarifas eléctricas estén subsidiadas. Por ejemplo, los consumidores asumen el costo asociado al riesgo de la volatilidad si no existen subsidios, mientras que el riesgo para el gobierno crece a medida que los subsidios aumentan. La mayoría de los gobiernos intervienen con subsidios u otros mecanismos integrados con las políticas para fijar los precios de los combustibles o la electricidad. Por ejemplo, el aumento en los precios de los combustibles en 2007-08, llevó a muchos gobiernos a intervenir, directa o indirectamente, en la fijación de los precios del combustible o la electricidad (Kojima, 2009). Estos subsidios se financian mediante diversos mecanismos, como las transferencias directas de los presupuestos gubernamentales y subsidios cruzados sobre los precios de los combustibles y las tarifas eléctricas.

Cuando los subsidios de energía representan una parte significativa del gasto de gobierno, aumenta la vulnerabilidad de las finanzas del gobierno ante la volatilidad de los precios del petróleo. Esos gastos pueden deteriorar el equilibrio fiscal y aumentar la deuda pública a menos que se compensen con recortes de gastos en otras áreas o con impuestos más altos. Si el balance fiscal se mantiene relativamente constante, una mayor proporción del subsidio en el gasto público significa menos espacio para mejoras de capital, tanto dentro como fuera del sector

energético, menos gasto en políticas sociales y otros programas del gobierno. Además, los subsidios pueden agravar el impacto negativo de la volatilidad de los precios del petróleo en la economía al fomentar mayores niveles de consumo (Recuadro 2.1).

Recuadro 2.1 Reducción de la carga de costos de los subsidios

Un estudio realizado en 2006 por Bacon y Kojima encontró que los subsidios son un instrumento de política para hacer frente a los altos precios del petróleo. Una revisión de 38 países en desarrollo en todo el mundo puso de manifiesto que los mecanismos de subvención pueden incluir subsidios directos a grupos de consumidores, subsidios indirectos a través de menores impuestos a los productos derivados del petróleo y subsidios específicos sobre la renta. Se encontró que los subsidios tradicionales de combustibles tenían grandes fugas, resultando en una baja relación costo-efectividad. Los resultados de las encuestas de hogares confirmaron que los grupos de menores ingresos reciben la menor parte de los beneficios de los subsidios.

Los autores concluyeron que se podría aumentar los ingresos del gobierno mediante la eliminación de subsidios mal focalizados que benefician principalmente a los consumidores de ingresos altos También se eliminarían las distorsiones de precios, y reduciría el consumo energético excesivo. En los países donde los precios contienen subsidios, los autores sugieren que los gobiernos convenzan al público de los beneficios de largo plazo de aumentar los precios a niveles de equilibrio de mercado. Para ayudar a los consumidores de bajos ingresos, se recomendaría a los gobiernos fortalecer los sistemas informáticos y bases de datos utilizados para identificar con mayor precisión a los hogares de bajos ingresos y el desarrollo de un mecanismo de entrega para la transferencia de ingresos y otro tipo de compensaciones correctamente focalizadas.

Fuente: Bacon y Kojima (2006).

Observaciones finales

En este capítulo se ha demostrado la amplitud y profundidad de los efectos adversos que los precios del petróleo altos y volátiles pueden generar en los países importadores de petróleo. Los precios altos pueden conducir a desequilibrios en las balanzas comercial y fiscal, crisis de confianza en los consumidores y aumento de la inflación, así como un debilitamiento de la competitividad y el marco regulatorio; por su parte, la volatilidad de precios genera incertidumbre en la planificación energética y la inversión, lo cual afecta el crecimiento económico. Debido a la variación en el tiempo y duración de estos problemas, —que van desde obstáculos de corto plazo a cambios permanentes en la macroeconomía— una solución efectiva requiere de una estrategia adaptable a varios horizontes de tiempo.

Por otra parte, el grado de elasticidad de la demanda de electricidad y la integración vertical en el sector influyen en el grado en que se ven afectadas las compañías eléctricas por los precios altos y volátiles. En un entorno de control de precios con precios fijos para los consumidores, la empresa puede absorber las variaciones en los precios de los insumos en el corto plazo, pero en el largo plazo es insostenible. Si la empresa es pública, ésta transfiere las pérdidas al gobierno, generando variaciones importantes en el balance fiscal. En el siguiente

capítulo se analizan algunos de los indicadores económicos que ayudan a determinar si un país presenta alta dependencia del petróleo y, por tanto, una mayor exposición al riesgo de los efectos económicos generados por los precios del petróleo altos y volátiles. Este análisis se concentrará en la región de América Latina y el Caribe.

Referencias


———. 2008b. “Oil Price Risks: Measuring the Vulnerability of Oil Importers.” Public Policy for the Private Sector, Nota Número 320. Washington, DC: Banco Mundial.

———. 2008c. “Vulnerability to Oil Price Increases: A Decomposition Analysis of 161 Countries.” Extractive Industries and Development Series Núm. 1. Washington, DC: Banco Mundial.

Barsky, R. y L. Kilian. 2004. “Oil and the Macroeconomy Since the 1970s.” Journal of Economic Perspectives 18(4): 115–34. Pittsburgh, PA: American Economic Association.

Batini, N. y E. Tereanu. 2009. “What Should Inflation Targeting Countries Do When Oil Prices Rise and Drop Fast?” IMF Working Paper WP/09/101. Washington, DC: Fondo Monetario Internacional.

Cavallo, M. 2008. “Oil Prices and Inflation.” FRBSF Economic Letter Núm. 2008-31. San Francisco, CA: Banco de la Reserva Federal de San Francisco.

Chen, S.S. y H.C. Chen. 2007. “Oil Prices and Real Exchange Rates.” Energy Economics 29(3): 390–404.

Ferderer, P. 1996. “Oil Price Volatility and the Macroeconomy.” Journal of Macroeconomics 18(1): 1–26.

FMI. 2000. “Impact of Higher Oil Prices on the Global Economy.” Research Department Staff Paper. Washington, DC: Fondo Monetario Internacional.

———. 2006. “Regional Economic Outlook: Sub-Saharan Africa.” World Economic and Financial Surveys. Washington, DC: Fondo Monetario Internacional.

Kojima, M. 2009. “Government Responses to Oil Price Volatility: Experience of 49 Developing Countries.” Extractive Industries for Development Series Núm. 10. Washington, DC: Banco Mundial.

Capítulo 3. Indicadores económicos de vulnerabilidad: evidencia de América Latina y el Caribe

La vulnerabilidad de un país ante los precios del petróleo altos y volátiles se determina, en parte, por el grado en que depende de las importaciones de petróleo, la proporción de petróleo en la oferta de energía primaria y el aumento de los gastos de petróleo como porcentaje del PIB. Uno de los indicadores más citados en la literatura para medir la vulnerabilidad es la relación entre el valor de las importaciones netas de petróleo y el PIB. Si los precios del petróleo y el consumo aumentan, el valor de las importaciones netas de petróleo aumenta y, por lo tanto, aumenta esta proporción, haciendo más vulnerables a los países.

En este capítulo, utilizamos los indicadores económicos antes mencionados para analizar los países de la región de América Latina y el Caribe (ALC). Al comparar los valores de estos indicadores en los países de la región con indicadores internacionales, regionales y subregionales, tratamos de identificar qué países son más vulnerables a los precios altos y volátiles y, por lo tanto, a los efectos económicos analizados en el capítulo 2.

Dinámica del comercio de petróleo

Los países se pueden clasificar como exportadores de petróleo y gas, importadores netos, o países en equilibrio (es decir, tener una balanza comercial de petróleo y de gas cercana a cero). En la región de América Latina y el Caribe, los países exportadores de petróleo y gas son Colombia, Ecuador, México, Trinidad y Tobago, y Venezuela. Los países en equilibrio incluyen Argentina, Bolivia, Brasil y Perú; mientras que los importadores netos de petróleo son países como Chile, Paraguay y Uruguay, así como la mayoría de los países en las subregiones del Caribe y América Central.

Importaciones de petróleo como porcentaje del PIB

Generalmente, los países con una mayor proporción de importaciones de petróleo como porcentaje del PIB presentan una vulnerabilidad considerable a los precios del petróleo altos y volátiles. En el caso de la región de América Latina y el Caribe, los países del Caribe han mostrado, históricamente, la mayor dependencia del petróleo, seguidos por los países de América Central. En 2006, las importaciones de petróleo representaron un promedio de 11 por ciento y 8 por ciento del PIB para los países del Caribe y Centroamérica, respectivamente; en comparación con el 3 por ciento para la región en general (Gráfica 3.1); por lo tanto, estos países merecen especial atención.

Gráfica 3.1 Importaciones de petróleo como porcentaje del PIB en los países y subregiones de ALC

Fuente: Elaboración propia, basada en datos de OLADE (2009)* y EIA (2006). Nota: El (*) indica solo petróleo, 2009; resto de observaciones, petróleo y sus derivados 2006.

Otra medida de la vulnerabilidad de un país a los precios del petróleo es la relación entre las importaciones netas de petróleo y el PIB. En el caso de América Latina y el Caribe, la región en su conjunto es un exportador neto de petróleo crudo y sus derivados. Sin embargo, todos los países de Centroamérica y el Caribe son importadores netos de estos productos (Gráfica 3.2)5

.

5 A diferencia de sus vecinos, Trinidad y Tobago basa su generación eléctrica, casi en su totalidad, en el gas natural. Como exportador de combustible, el país también es vulnerable a los cambios en los precios del petróleo, pero de una manera única; debido a sus características especiales, este país se excluye del conjunto de los 20 países analizados en América Central y el Caribe (Apéndice A).

-0.05 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

GuyanaBahamasPanamá

HondurasAntigua y Barbuda

BeliceGranada

HaitíSan Vicente/Granadinas

Santa LucíaSan Kitts y Nevis

BarbadosDominica

Nicaragua*Guatemala

Jamaica*Surinam

El Salvador*República Dominicana*

Costa Rica*

GuyanasEl Caribe

CACGAmérica Central

ALC

bbl por US$, millones

Gráfica 3.2 Razón importaciones/exportaciones netas de petróleo a PIB para los países de ALC (porcentaje)

Fuente: Elaboración de los autores, basada en datos de OLADE (2009)* y EIA (2006). Nota: El (*) indica solo petróleo, 2009; resto de observaciones, petróleo y sus derivados 2006.

El Petróleo como porcentaje de la oferta energética primaria

En América Central y el Caribe, el petróleo representa 51 por ciento de las necesidades de energía primaria, frente a 42 por ciento para la región de América Latina y el Caribe, y a 35 por ciento para el mundo en general (Gráfica 3.3).

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

Guya

naJa

maica

Pana

máHo

ndur

asGr

anad

aHa

itíPa

ragu

ayNi

cara

gua*

Chile

*Ur

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Perú

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livia

Surin

am*

Méxic

o*Co

lombia

*Ec

uado

r*Ve

nezu

ela*

Gráfica 3.3 Comparación de la oferta de energía primaria por fuente, 2008

Fuente: Elaboración de los autores basada en datos de EIA.

Cuatro de los 20 países estudiados en América Central y el Caribe —Barbados, Belice, Guatemala y Surinam— producen petróleo, pero su producción es insuficiente para satisfacer la demanda interna6

. Los otros 16 países dependen totalmente de las importaciones para cubrir la demanda doméstica de productos derivados del petróleo; algunos tienen refinerías que utilizan las importaciones de petróleo crudo para producir una fracción de su demanda doméstica de productos derivados del petróleo. En respuesta a la alta vulnerabilidad del precio del petróleo en América Central y el Caribe, México y Venezuela han liderado los esfuerzos regionales para ofrecer petróleo y combustibles en dichas subregiones a un precio preferencial (Recuadro 3.1).

6 Surinam cubre la mayor parte de su demanda interna con combustibles producidos en refinerías locales de crudo, pero tiene un déficit de 15 por ciento (medido en unidades de volumen); Barbados, Belice y Guatemala importan todos los productos derivados del petróleo, una pequeña parte de la cual se ve compensada por los ingresos de exportaciones de petróleo crudo; Barbados importa 93 por ciento del consumo total, Guatemala 72 por ciento y Belice 69 por ciento (EIA, 2006). El grado en que estas economías productoras de petróleo son vulnerables a los cambios del precio del petróleo depende de cómo se dividen los ingresos del recurso entre las empresas extranjeras, aquellas de capital nacional y el gobierno; es decir, cuánto de cada dólar adicional por barril en el precio del mercado internacional de petróleo se mantiene en la economía local o se transfiere al exterior, que, a su vez, depende de la propiedad de las instalaciones petroleras, así como acuerdos petroleros y sus reglas fiscales asociadas.

0% 20% 40% 60% 80% 100%

GranadaSan Kitts y Nevis

Santa LucíaGuyanaJamaica

HaitíSan Vicente/Granadinas

BeliceDominica

PanamáRepública Dominicana

NicaraguaHonduras

SurinamGuatemalaEl SalvadorCosta Rica

América Central El Caribe

ALC

Petróleo Gas Carbón Renovables

Recuadro 3.1 Cooperación energética regional y desarrollo socioeconómico

El Tratado de Cooperación Energética de San José, firmado por México y Venezuela en 1980, es un esfuerzo regional para promover el desarrollo social y económico en América Central y el Caribe. Según el acuerdo, cada país vende a los países beneficiarios 80,000 barriles de petróleo y productos refinados a precios preferenciales, con condiciones financieras también preferenciales para proyectos de desarrollo. Los países beneficiarios son Barbados, Belice, Costa Rica, República Dominicana, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua y Panamá. En una declaración conjunta, el acuerdo fue renovado por los gobiernos de los dos países en 2007. Un esquema similar, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas, fue suscrito por Venezuela en 2000 para incluir a más países del Caribe y proporcionar facilidades financieras a largo plazo para las compras de petróleo.

Petrocaribe, una alianza entre Venezuela y varios países del Caribe, permite a los países participantes comprar petróleo venezolano con condiciones de pago preferenciales. El esquema de financiamiento consiste en comprar petróleo al precio de referencia, pero en condiciones de crédito favorables. Los países miembros son Antigua y Barbuda, Bahamas, Belice, Cuba, Dominica, República Dominicana, Granada, Guatemala, Guyana, Haití, Jamaica, San Kitts y Nevis, Santa Lucía, San Vicente y las Granadinas, y Surinam.

Fuente: Elaboración de los autores, con datos de Petrocaribe (www.petrocaribe.org)

Aumento de las importaciones de petróleo y el gasto en el tiempo

Más allá de comparar la proporción de petróleo importado a PIB o la cantidad de energía suministrada basada en petróleo en puntos específicos en el tiempo, es importante analizar estos indicadores de vulnerabilidad en el tiempo. Por ejemplo, durante un período de dos años (2006-08), las importaciones de petróleo aumentaron en cuatro quintas partes en América Central, como resultado de los aumentos en precios7; en ese mismo período, las importaciones de petróleo en Costa Rica aumentaron 124 por ciento y casi se duplicaron en Honduras y Panamá (Cuadro 3.1)8

.

7 El aumento en el precio es la causa más probable del aumento en el valor de las importaciones dado que la intensidad energética en Costa Rica disminuyó ligeramente de 2006 a 2008 (de 8,600 a 8,200 Btu al año[en dólares de 2005]). 8 Asimismo de 2006 a 2008, la intensidad energética disminuyó de 12,100 a 11,600 Btu en Honduras y de 13,700 a 11,500 Btu en Panamá.

http://www.petrocaribe.org/�

Cuadro 3.1 Importaciones de petróleo en América Central, 2006–08

País

Importaciones de petróleo (US$ millones) Cambio

2006–08(%) 2006 2007 2008 Costa Rica 1 250.0 1 452.0 2 800.0 124 El Salvador 1 000.0 1 288.0 1 680.0 68 Guatemala 1 876.5 2 418.4 2 973.1 58 Honduras 1 088.5 1 375.7 2 000.0 84 Nicaragua 689.7 836.5 1 133.0 64 Panamá 1 065.0 1 231.4 2 026.0 90 América Central 6 969.7 8 602.0 12 612.1 81

Fuente: CEPAL (2009).

El aumento del gasto petrolero como porcentaje del PIB es un indicador de la vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles. En América Central, el aumento fue de 2.2 por ciento del PIB durante un período de dos años como resultado de un gran incremento en el precio. Las mayores variaciones porcentuales se produjeron en Honduras y Nicaragua (Cuadro 3.2).

Cuadro 3.2 Gasto en petróleo como porcentaje del PIB en América Central, 2006–08

País

Gasto en petróleo como porcentaje del PIB (%)

Cambio 2006–07

(%)

Cambio 2007–08

2006 2007 2008 (%) Costa Rica 5.6 5.5 8.8 -0.1 3.3 El Salvador 6.4 7.4 7.7 1.0 0.3 Guatemala 6.1 6.6 7.8 0.5 1.2 Honduras 10.1 10.6 14.5 0.5 3.9 Nicaragua 13.0 14.7 18.6 1.7 3.9 Panamá 5.2 6.2 9.3 1.0 3.1

América Central (promedio)

6.6

7.3

9.5

0.7

2.2

Fuentes: CEPAL (2009a) y datos de bancos centrales.

El año 2008 fue único en cuanto a que los precios del petróleo alcanzaron un nivel sin precedentes desde principios de 1980 (en términos ajustados por la inflación)9

9 El promedio mensual del precio del petróleo alcanzó su punto máximo en diciembre de 1979 a US$108.59 por barril (en dólares de enero de 2011).

. Los altos niveles de gasto petrolero como porcentaje del PIB ayudan a explicar las medidas que tomaron los gobiernos de la región. Por ejemplo, cuando los precios subieron, Honduras decidió abandonar un mecanismo de ajuste de precios para el usuario final; los importadores, que recibieron una compensación inadecuada por las ventas de combustible, enfrentaron restricciones financieras y, a su vez, redujeron sus compras, lo que finalmente llevó a la escasez de combustible. En Panamá, donde el precio de mercado del diésel era mayor que el precio establecido en el régimen tarifario, el gobierno gastó US$13.4 millones para cubrir el sobrecosto.

Exportadores versus importadores de petróleo

El hecho que un país sea exportador o importador neto de petróleo puede determinar la dirección y magnitud de los efectos macroeconómicos de los precios altos del petróleo. Para la región de América Latina y el Caribe, el Banco Mundial (2006) estima que un incremento anual de 16 por ciento en los precios del petróleo durante un período de cinco años aumentaría el crecimiento en los países exportadores de petróleo en 0.14 puntos porcentuales, en comparación con una pérdida de 0.10 puntos porcentuales para los países importadores de petróleo. Las subregiones del Caribe y América Central experimentarían las mayores pérdidas, con caídas de 0.12 y 0.09 puntos porcentuales, respectivamente (Gráfica 3.4). Para algunos países, el efecto macroeconómico no es claro. Por ejemplo, un país exportador de petróleo puede utilizar las ganancias petroleras para subsidiar los precios del combustible o reducir su déficit fiscal. Sin embargo, estos casos son la excepción (Cuadro 3.3).

Gráfica 3.4 Comparativo del efecto de precios altos del petróleo en el crecimiento en América Latina y el Caribe

Fuente: Banco Mundial (2006).

Cuadro 3.3 Efectos macroeconómicos de los precios altos del petróleo en algunos países de América Latina y el Caribe

-0.08

-0.12

-0.09

-0.03

0.14

-0.10

-0.15

-0.1

-0.05

0

0.05

0.1

0.15

0.2

América Latina y el Caribe

El Caribe América Central América del SurExportadores de Petróleo en ALC

Importadores de Petróleo en ALC

Porc

enta

je

País

Mecanismo de transferencia

Balance fiscal

Tasas de interés

Balance externo

Argentina Nulo _ Nulas + Brasil Limitado + Nulas + Colombia Nulo + Nulas + República Dominicana

Significativo _ Significativas _

Ecuador Nulo + n.d. + El Salvador Limitado _ n.d. _ Guyana Limitado _ Modestas _ Honduras Significativo _ Nulas _ México Nulo + Nulas + Venezuela Nulo + Nulas +

Fuente: Banco Mundial (2006).

Nota: n.d. = no disponible.

Como se sugiere en el cuadro 3.3, el mecanismo de transferencia de precios (pass through) de los combustibles hacia la inflación es limitado, como lo es la respuesta de la política monetaria. Estos fenómenos pueden ser explicados, en parte, por la percepción que tienen las autoridades monetarias de que los cambios bruscos en los precios del petróleo son temporales. Sin embargo, los países de América Central y el Caribe, en particular los importadores de petróleo, experimentan un deterioro de su balanza fiscal, debido a que tienen mayores subsidios o menores ingresos por la desaceleración económica. Además, los efectos externos y fiscales son simétricos en estos países, ya que los mayores precios del petróleo se traducen en mayores saldos que tienen que cubrir por concepto de importación de energía.

Dinámica del alza en precios y de los subsidios

La pasividad del gobierno durante períodos de precios del petróleo altos y volátiles puede tener consecuencias políticas; aumentar los subsidios de energía durante dichos períodos puede generar un debilitamiento institucional y tensiones presupuestarias como las analizadas en el capítulo 2. Los subsidios —sobre todo cuando representan una parte importante del gasto del gobierno— pueden hacer que se deteriore el equilibrio fiscal o que aumente la deuda pública, si no son compensados con recortes de gastos en otras áreas o mayores impuestos. Si el gobierno logra mantener un equilibrio fiscal, la mayor proporción de los subsidios en el gasto público significa una menor capacidad de inversión en capital, en programas sociales y otros programas. Aumentar subsidios generales durante un período de precios del petróleo altos y volátiles puede agravar los efectos económicos negativos. Si los subsidios no se abordan de manera adecuada, un aumento en la demanda de hidrocarburos pondrá más presión sobre el déficit fiscal. Los aumentos en los subsidios afectan a los contribuyentes y distorsionan las decisiones de inversión del sector privado. En última instancia, la matriz de generación también se ve afectada y los países pueden quedar aún más expuestos a los precios del petróleo altos y volátiles en el largo plazo.

Desde la perspectiva de bienestar social, la aplicación de subsidios del gobierno bien focalizados puede ayudar a reducir la pobreza. Decidir entre la aplicación de una política de precios subsidiados o una política social alternativa dirigida a la concesión de transferencias directas a una población objetivo tiene consecuencias importantes para las empresas, los consumidores, los contribuyentes, los hogares pobres y el gobierno. La mejor alternativa es, sin duda, la que responde a dos objetivos: reducir las distorsiones económicas y apoyar efectivamente a la parte de la población a la que se dirige el subsidio.

Cuadro 3.4 Cambios en los subsidios de energía en América Central, 2007–08 País

Subsidios a la energía (US$ millones)

Cambio

(%) 2007 2008 Costa Rica 0.0 0.0 0 El Salvador 194.5 420.1 116 Guatemala -- 86.2 Honduras 118.4 218.6 85 Nicaragua -- 67.7 Panamá 97.6 165.3 69 Fuentes: CEPAL (2009a); datos de los ministerios de finanzas de los países.

En el caso de América Central después del aumento en el precio del petróleo de 2008, por lo menos cinco de los seis países decidieron implementar subsidios o aumentar los ya existentes. En El Salvador, el gasto público para subsidios a la energía se duplicó. En Costa Rica no se introdujeron subsidios, a pesar del alza en los precios del petróleo (Cuadro 3.4).


En este capítulo se han descrito algunos de los indicadores económicos que ayudan a determinar si un país es altamente dependiente del petróleo y, por lo tanto, vulnerable a los efectos económicos de los precios del petróleo altos y volátiles. La evidencia de la región de América Latina y el Caribe muestra que la vulnerabilidad se concentra principalmente en las subregiones de América Central y el Caribe. En el siguiente capítulo se examina dicha vulnerabilidad en el sector eléctrico.

Referencias

Banco Mundial. 2006. Assessing the Impact of Higher Oil Prices in Latin America. Economic Policy Sector. Washington, DC: Banco Mundial.

CEPAL. 2009a. La Crisis de los Precios del Petróleo y su Impacto en los Países Centroamericanos. Reporte Núm. LC/MEX/L.908, junio18. Ciudad de México: Comisión Económica para América Latina y el Caribe de la ONU.

EIA. 2006. Statistical database. Disponible en www.eia.gov.

Capítulo 4. Manejo de la dinámica de precios del petróleo en el sector eléctrico: la experiencia en América Latina y el Caribe

En los países importadores de petróleo, los precios del petróleo altos y volátiles permean a través del sector eléctrico a varios segmentos de la economía. Las decisiones de política sobre la mejor forma de manejar la dinámica de precios en el sector eléctrico pueden tener efectos económicos de largo alcance. Las interacciones entre la matriz de generación de un país, su estructura del mercado y la propiedad de las empresas de servicios públicos tienen implicaciones presupuestarias y regulatorias que afectan la planificación del sector energético y la capacidad de implementar soluciones de mercado.

Matriz energética dependiente del petróleo y costo de la generación eléctrica

Más de la mitad de la generación eléctrica en las subregiones de América Central y el Caribe (38 y 75 por ciento, respectivamente) es con base en el petróleo y sus derivados (Gráfica 4.1)10

Gráfica 4.1 Matriz de generación en algunos países y regiones, 2007

.

Fuente: Elaboración de los autores, con datos de OLADE y EIA. Nota: En Guatemala, la energía renovable podría representar una porción menor de la matriz de generación eléctrica (36% aproximadamente).

10 El petróleo comprende solo 5 por ciento de la generación mundial, en comparación con 13 por ciento para la región de América Latina y el Caribe.

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Jamaica

Nicaragua

Haití

República Dominicana

Honduras

El Salvador

Panamá

Guatemala

Costa Rica

América Central

El Caribe

CAC

ALC

Mundo

Productos del petróleo Gas natural Carbón Nuclear Renovables

Estos países pueden experimentar aumentos de costos de hasta US¢3.5 por kWh por cada aumento de US$10 en el precio del petróleo. La gráfica 4.2 sugiere el aumento promedio de tarifas que debe acompañar los aumentos de precios para poder mantener la rentabilidad del sistema eléctrico en estos países.

Gráfica 4.2 Impacto los precios del petróleo en los costos de generación eléctrica, 2006


La mitigación de la vulnerabilidad representa un desafío complejo de administración a medida que los precios del petróleo altos y volátiles permean el sector eléctrico, como ilustra la experiencia de Guatemala (Recuadro 4.1).

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

US

¢/Kw

hr

Variación en los costos de producción de electricidad por cada 50/bbl

Recuadro 4.1 Exposición al precio del petróleo en Guatemala

El sector eléctrico de Guatemala se basa en una matriz energética que consiste principalmente de petróleo, la energía hidroeléctrica y el carbón. El sector maneja la volatilidad de los precios mediante mecanismos de transferencia a los consumidores finales, con tarifas basadas en una transferencia completa a través del precio de mayoreo. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), el regulador estatal, revisa las tarifas cada tres meses, a raíz de la Ley General de Electricidad, lo que permite las transferencias de los aumentos de costos a los consumidores finales. Un fondo de estabilización de precios, establecido por esta ley, atenúa los aumentos bruscos de precios para los clientes de bajos recursos. El Instituto Nacional de Electrificación (INDE), la compañía eléctrica estatal, transfiere fondos directamente a los distribuidores para subsidiar a los clientes más pobres (consumidores de menos de 300 kWh al mes). Sin embargo, una constante tendencia al alza del precio del petróleo implicaría un aumento en los subsidios, produciendo riesgo fiscal.

El presupuesto nacional también se ve afectado por la cantidad de precipitación que tiene Guatemala durante el invierno, la cual determina la cantidad de energía hidroeléctrica que puede generarse para compensar la brecha entre oferta y demanda que ocurre cuando los precios del petróleo aumentan. En 2008, por ejemplo, cuando se dispararon los precios de mercado, la oferta de agua del país fue suficiente para aliviar el impacto de las fluctuaciones del precio del petróleo. Sin embargo, las precipitaciones escasas del invierno siguiente, hicieron que se recurriera al uso de plantas de generación de petróleo y carbón, lo que provocó un aumento en el precio de la electricidad.

El país está trabajando para aumentar su capacidad de generación hidroeléctrica, lo cual reduciría los precios de la electricidad en el mediano y largo plazo. Las empresas generadoras privadas han utilizado estrategias de cobertura para manejar la volatilidad de los precios, sin embargo, en virtud de la Ley General de Electricidad, el INDE no puede ofrecer el apoyo regulatorio necesario para utilizar productos financieros como un mecanismo de administración de fondos.


Distribución de costos y de riesgos

Estructura del mercado de la electricidad

La estructura del mercado eléctrico de un país y la propiedad de las compañías eléctricas afectan la distribución de los costos y los riesgos en el sector eléctrico. En el caso de América Central y el Caribe, la estructura de mercado se caracteriza mediante tres modelos: (i) el monopolio verticalmente integrado; (ii) la competencia al mayoreo; y (iii) el modelo de comprador único con competencia en la generación.

En un monopolio verticalmente integrado, la generación, transmisión, distribución y operación de los sistemas es tratada de forma integral. Este es el modelo que la mayoría de los países del Caribe sigue, en donde los sistemas nacionales de energía son tan pequeños que la competencia no genera beneficios significativos para los consumidores. En el modelo de competencia mayorista, los grandes consumidores comerciales e industriales compiten para

obtener electricidad directamente de las empresas generadoras independientes o por medio de los mercados al mayoreo, mientras que la compañía eléctrica mantiene el papel de comprador único ante los pequeños consumidores. Este modelo se utiliza en la mayoría de los países centroamericanos11. Finalmente, en los modelos de comprador único y generación competitiva, la compañía eléctrica mantiene el monopolio de la transmisión y distribución, mientras que la generación se obtiene en forma competitiva de fuentes independientes, así como de la generación de la propia compañía. Este modelo se utiliza en solo cuatro países de las dos subregiones12

Cuadro 4.1 Estructura del mercado eléctrico en América Central y el Caribe

.

Monopolio verticalmente integrado

Competencia mayorista

Comprador único con competencia en la

generación

Antigua y Barbuda, Barbados, Bahamas, Dominica, Granada, Haití, San Kitts y Nevis, Santa Lucía, y San Vicente y las Granadinas

República Dominicana, Guatemala, Nicaragua, y Panamá

Belice, Costa Rica, Guyana, Honduras y Jamaica


A mayor integración de la compañía eléctrica, menores los costos de intermediación en que debe incurrir. Por lo tanto, en países cuyo sector eléctrico está dominado por compañías eléctricas públicas verticalmente integradas, los subsidios suelen jugar un papel más importante. Por ejemplo, el aumento de precios en los combustibles de 2007-08 generó que los gobiernos de muchos países en desarrollo intervinieran, directa o indirectamente, en la fijación de los precios del combustible o la electricidad (Kojima, 2009). Los países que están en mejor posición para manejar la volatilidad de precios a un nivel macro, son aquellos en los que el gobierno es el propietario mayoritario del sistema de transmisión y cuentan con cierto nivel de centralización (como los monopolios verticalmente integrados o los de comprador único con generación competitiva). Estos países son Antigua y Barbuda, Bahamas, Guyana, Haití, San Kitts y Nevis, y San Vicente y las Granadinas.

Propiedad de la compañía eléctrica

La propiedad de las compañías eléctricas afecta el costo de la exposición al precio del petróleo. Las compañías eléctricas pueden ser de propiedad exclusiva del sector público o privado. Sin embargo, el arreglo más común en la región es una forma de propiedad compartida entre estos dos extremos. En la mayoría de los países del Caribe, el gobierno tiene la participación mayoritaria en la propiedad de las compañías eléctricas, mientras que el sector privado predomina en América Central (Cuadro 4.2).

11 Estos países son la República Dominicana, El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá. 12 Estos países son Belice, Guyana, Honduras y Jamaica.

Cuadro 4.2 Propiedad mayoritaria en las compañías eléctricas de América Central y el Caribe

Gobierno Sector Privado

Antigua y Barbuda, Bahamas, Costa Rica, República Dominicana, Guyana, Haití, Honduras, San Kitts y Nevis, y San Vicente y las Granadinas

Barbados, Belice, Dominica, El Salvador, Granada, Guatemala, Jamaica, Nicaragua, Panamá y Santa Lucía


Mecanismos de precios y de subsidios

La política de fijación de precios del mercado eléctrico determina qué parte absorbe la carga del costo de exposición al riesgo. Como se analizó en el capítulo 2, un mecanismo de transferencia (pass-through) completo de costos finales a través de las tarifas al usuario final significa que los consumidores asumen el costo de los precios altos del petróleo. Por el contrario, si las tarifas al usuario final se mantienen fijas, mientras que el costo del combustible utilizado para generar electricidad varía, son las compañías eléctricas quienes asumen el costo total. En los países con subsidios generalizados, —que generalmente son países muy pobres— la magnitud del subsidio en relación con los aumentos de costos del combustible determina la distribución de los precios del petróleo entre los usuarios finales y la compañía eléctrica. Dado que las tarifas rara vez cubren los precios altos del combustible, muchos gobiernos realizan transferencias a las compañías eléctricas para cubrir una parte de la brecha entre los ingresos por las tarifas eléctricas y los costos de generación.

Para la mayoría de los países analizados en este estudio, los consumidores están protegidos en diversos grados por tarifas subsidiadas. Como los aumentos tarifarios son, generalmente, insuficientes para cubrir los crecientes costos de generación, la situación financiera de las compañías eléctricas puede deteriorarse. Este ha sido el caso de la República Dominicana, Haití y Honduras (Recuadro 4.2).

Recuadro 4.2 Subsidios y vulnerabilidad fiscal en Honduras

En Honduras, la estructura tarifaria y de subsidios ha expuesto al gobierno ante la volatilidad de los precios del petróleo. Los mecanismos de fijación de precios utilizados para proteger a los consumidores de dicha variabilidad, incluyendo un fondo de estabilización y el uso de bandas de precios, han afectado directamente el presupuesto, lo que significa que el gobierno asume todo el riesgo de la volatilidad en los precios del petróleo. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ha tenido problemas para aplicar tarifas que le hagan recuperar los costos y manejar las distorsiones de los subsidios. En 2008, el programa de subsidios generó un déficit de US$72 millones, que creció otros US$18 millones en 2010. El compromiso del gobierno de apoyar al sector eléctrico por encima de un nivel de precios de US$79 por barril, produjo US$2,000 millones en atrasos de pagos a los generadores, los cuales tuvo que pagar el gobierno en septiembre de 2010. Para hacer frente a la delicada situación financiera de la ENEE, el gobierno aumentó las tarifas eléctricas, excepto para los usuarios residenciales que consumen menos de 150 kWh por mes. En 2010, el incremento tarifario fue de 12 por ciento.

Fuente: Elaboración de los autores, con datos de ENEE.

Una política de precios con un mecanismo de transferencia total está en vigor en Bahamas y San Vicente y las Granadinas — países donde el gobierno es el dueño mayoritario de la compañía eléctrica— y en Barbados, Dominica, Granada, Jamaica y Santa Lucía —donde el sector privado es el propietario mayoritario. Esta política es sostenible en el largo plazo, ya que obliga a los consumidores a evitar desperdicios y buscar la forma de mejorar la eficiencia en su consumo. En Guyana, el cambio de un régimen de transferencia parcial a uno total en 2008, destaca las ventajas y desventajas de dichas decisiones a los usuarios finales y las implicaciones regulatorias para manejar la volatilidad (Recuadro 4.3).

Recuadro 4.3 Ventajas y desventajas de la política de precios en Guyana

En 2004, Guyana manejó el aumento en los precios del petróleo mediante el aplazamiento de mantenimiento del sistema. A medida que los precios del petróleo continuaron aumentando hasta el año 2005, el gobierno aprobó un aumento de 3 por ciento en las tarifas eléctricas. Este aumento era suficiente para cubrir el mayor costo de servicio que se tenía desde el año anterior, pero no fue suficiente para cubrir el mantenimiento que se había aplazado. Fue hasta 2008, cuando los precios del petróleo alcanzaron su punto máximo, que se hizo una revisión exhaustiva de las tarifas. Se decidió pasar a una estructura tarifaria con transferencia completa. Esto significó que las tarifas deberían haber disminuido en 2009, cuando los precios del petróleo cayeron. Pero se mantuvieron en los niveles de 2008 para superar el déficit de ejercicios anteriores y el mantenimiento del sistema completo. La Guyana Power and Light, la empresa de propiedad estatal, estimó que 4 por ciento de los ingresos tarifarios de 2010, cerca de US$4 millones, se gastarían en mantenimiento y nueva capacidad. En la actualidad, el país carece de la capacidad regulatoria e institucional para utilizar instrumentos de cobertura. La responsabilidad del uso de productos financieros recae en el Ministerio de Hacienda, bajo la supervisión de la Comisión de Compañías Públicas, la agencia reguladora de la compañía.


Impactos económicos en el sector

La intervención del gobierno en la estabilización de precios ha demostrado ser costosa y, en algunos casos, financieramente insostenible. En el caso de Perú, la autofinanciación del Fondo de estabilización de precios del gobierno ha sido complicada. Se han enfrentado diversos desafíos en medio de los aumentos constantes en los precios del petróleo y se ha requerido de un mayor apoyo fiscal (Recuadro 4.4).

Como se analizó en el capítulo 2, el funcionamiento eficiente del marco institucional y regulatorio del sector eléctrico depende de la aplicación de directivas de una manera consistente en el tiempo. Al hacer uso de controles gubernamentales de precios y otras intervenciones ajenas al mercado para satisfacer la demanda por protección contra movimientos en los precios del petróleo, se corre el riesgo de debilitar la funcionalidad y la credibilidad del marco regulatorio del sector. Por otra parte, una vez que los controles de precios se aplican, quitarlos (para regresar a un régimen de mercado) se vuelve una maniobra políticamente complicada.

Recuadro 4.4 El Fondo de Estabilización del Precio del Petróleo en Perú

El Fondo de Estabilización del Precio del Petróleo, creado en 2004 por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú, intenta reducir la presión inflacionaria en la economía nacional mediante la administración del impacto de la volatilidad en los precios del crudo y los combustibles en los consumidores. Para proteger a los usuarios finales del mecanismo de transferencia ante precios mayores de importación, el MEM puso en marcha un sistema de bandas de precios para los diferentes tipos de gasolina, el gas natural licuado (GNL), keroseno, el diésel B2, y los aceites residuales (6 y 500) utilizados en el sector industrial. En un principio, el Ministerio de Economía y Finanzas capitalizó el Fondo con US$57 millones. Desde entonces, ha habido inyecciones periódicas, siendo la de US$381 millones en 2009, la más reciente.

El mecanismo de banda de precios establece límites (superior e inferior) alrededor de los cuales pueden fluctuar los precios de mercado de referencia (PR). Los PR se publican semanalmente por la agencia reguladora de la energía del Perú, y corresponden a cada derivado del petróleo producido en refinerías nacionales, tomando en cuenta los precios internacionales, más costos de transporte y otros costos. Las refinerías nacionales y los importadores de combustible harían pagos al fondo cuando los precios de referencia cayeran por debajo del límite inferior de la banda. Similarmente, cuando los precios se elevaran por encima del límite superior de los precios de referencia, la diferencia podría ser utilizada como compensación a las refinerías.

Durante los años 2004-06 —un período de cambios relativamente pequeños en las condiciones del mercado internacional— el Fondo funcionó sin mayores problemas. Pero recientemente la administración financiera se ha complicado, sobre todo en 2008-09, debido a la necesidad de pagar cantidades significativas a las refinerías nacionales y por los atrasos acumulados cuando el gobierno fue incapaz de hacer los pagos.

A partir de 2009, el Fondo había pagado más de US$1,600 millones a las refinerías, de los cuales, US$1,000 millones fueron pagados en 2008. Los retrasos en los pagos produjeron ineficiencias en el mercado local, creando problemas a largo plazo para los productores (en las áreas de planificación, almacenamiento, inventario y financiamiento). Ante la poca disponibilidad de capital operativo, se dieron pérdidas cuantiosas para las refinerías y, en algunos casos, hubo interrupciones en el suministro a los consumidores. En abril de 2010, el gobierno había acumulado US$140 millones en pagos atrasados a las refinerías locales.

Los retrasos en los ajustes de las bandas de precios generaron problemas ya que los precios no se ajustaron para reflejar adecuadamente las condiciones del mercado. En abril de 2010, el gobierno aumentó los precios del combustible en 7 por ciento de acuerdo con las bandas existentes. Antes de ese cambio, se había estimado precios del GNL hasta en 24 por ciento menores que los precios de mercado y la gasolina de 84 octanos hasta 19 por ciento menor.

El pasivo contingente del Ministerio de Economía y Finanzas con el Fondo se convirtió en una fuente de inestabilidad, que afectó el presupuesto anual del gobierno. Como resultado de ello, a mediados de 2009, el gobierno comenzó a explorar la posibilidad de utilizar instrumentos de cobertura para el Fondo.


Un desafío administrativo adicional en el sector energético es el de establecer planes de generación a largo plazo ante la incertidumbre creada por la volatilidad de los precios. Como se

mencionó anteriormente, la planificación y construcción de nueva capacidad de generación es una tarea que toma muchos años. Se requiere de un marco que capture los efectos de los cambios del precio del petróleo en la selección de la tecnología. La incertidumbre originada por la volatilidad de los precios puede hacer que los planificadores del sector retrasen sus inversiones o tomen decisiones irreversibles de generación y equipamiento que afecten los costos de electricidad en el futuro.

Recapitulación

La evidencia de los desafíos administrativos que enfrenta el sector eléctrico en los países dependientes del petróleo de la región de América Latina y el Caribe sugiere los tipos de políticas que podrían ser implementadas para reducir la vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles. En los capítulos 6 a 8 se consideran varias medidas estructurales destinadas a reducir el consumo petrolero. Sin embargo, antes de considerar las estrategias a más largo plazo, es necesario analizar los distintos instrumentos financieros que podrían aplicarse para administrar la volatilidad de precios en el corto plazo de mejor manera. Este es el tema que se desarrollará en el siguiente capítulo.

Referencias


Capítulo 5. Instrumentos de gestión de riesgos

Una de las opciones para manejar la volatilidad del precio del petróleo en el corto plazo (1 a 2 años) es utilizar instrumentos de gestión de riesgos. Estas herramientas, también conocidas como instrumentos de cobertura financiera (hedging), pueden reducir la incertidumbre asociada con la inestabilidad de los precios (particularmente su impacto sobre el presupuesto nacional). El objetivo es manejar la exposición al precio, que es una función de las condiciones estructurales vigentes13

Este capítulo comienza con un resumen de la variedad de instrumentos que se utilizan para administrar la volatilidad de precios, junto con un resumen de sus costos y beneficios. Posteriormente se presenta una revisión del proceso de evaluación de riesgos, un requisito clave para el uso apropiado de dichos instrumentos. Puesto que la exposición de precios se genera por las relaciones y transacciones entre distintos actores del sector eléctrico, el capítulo señala que es importante tener en cuenta la interacción entre los actores del sector público y privado. Por último, se ofrecen recomendaciones para el fortalecimiento de los marcos institucionales con el fin de apoyar los programas de gestión de riesgos para materias primas. Todos estos temas se evalúan desde la perspectiva de los gobiernos de países importadores de energía que tienen que lidiar con la incertidumbre presupuestaria que genera la volatilidad en el precio del petróleo a corto plazo.

. Sin embargo, estos instrumentos no deben sustituir a las medidas estructurales diseñadas para reducir el consumo de petróleo, como se verá en los capítulos 6 a 8.

Descripción de los instrumentos

Hay dos categorías principales de instrumentos de gestión del riesgo de precios: (i) físicos y (ii) financieros. Los instrumentos físicos pueden incluir el almacenamiento y la calendarización estratégica de compras y ventas físicas (como las transacciones “back-to-back”), los contratos a futuro, contratos a precio mínimo (call options), los contratos con precios-por-fijar y los contratos a largo plazo con precios fijos o flotantes. Los instrumentos financieros incluyen la cotización en bolsa de futuros y opciones, las opciones y los swaps en mercados extrabursátiles (over-the-counter), las bandas de precios (collars), los bonos vinculados a materias primas, los acuerdos comerciales de financiamiento, o los derivados. La decisión sobre cuáles son los instrumentos que se deben utilizar para manejar la volatilidad depende en gran medida de los riesgos específicos que se están tratando de mitigar y la estructura de las relaciones comerciales (y por tanto los impactos financieros) que afectan a esa entidad.

13 El término de cobertura no debe confundirse con el de especulación, que se refiere a la utilización de instrumentos de derivados con el fin de beneficiarse de los movimientos de precios a corto o largo plazo, independientemente de que exista un interés directo en el uso de una mercancía física.

Instrumentos físicos

La gestión de riesgos de precios físicos implica negociaciones contractuales entre compradores y vendedores con respecto a los términos bajo los cuales se dará el intercambio de bienes físicos. La gestión del riesgo de precios mediante instrumentos físicos puede incluir:

• Almacenamiento. Muchos países utilizan reservas estratégicas de petróleo para protegerse contra el riesgo de una crisis de precios/oferta. Para tener un sistema de reservas eficiente, es importante contar con infraestructura sólida, instalaciones en buen estado, transparencia sobre volúmenes y costos, y un sistema regulado para administrar las reposiciones.

• Calendarización estratégica de compras y ventas. Es un mecanismo conservador y simple para manejar la volatilidad de precios funciona si hay suficiente flexibilidad en la capacidad de establecer las condiciones contractuales. Uno de los mecanismos más comunes de este tipo son las transacciones “back-to-back”, que se refieren a la capacidad de calzar los términos y el calendario de compra con los de la venta del bien que utiliza el producto como insumo. En este tipo de transacciones, se minimiza el riesgo porque hay intervalos pequeños de tiempo y las diferencias de términos en el contrato de compraventa son mínimas. Por ejemplo, una empresa privada de generación que compra insumos con precios a una fecha determinada (o basados en el promedio de precios de un período) mediante un índice de precios, puede cubrir su riesgo de precio con la venta de electricidad usando una fórmula de fijación de precios que se base en la misma fecha determinada (o en el promedio de un período) del índice.

• Los contratos de futuros. Son acuerdos para comprar o vender un producto determinado en una fecha futura a un precio predeterminado. Los contratos a futuro exigen la entrega física del producto, y se espera que el pago ocurra en la fecha de entrega. El vendedor de un contrato a futuro no conoce el precio de mercado que estará vigente al momento de la entrega, pero se compromete a un precio predeterminado específico antes de la fecha de entrega. Por lo tanto, el vendedor absorbe el riesgo de precio.

• Contratos a plazo con precio mínimo/máximo. Aunque se utilizan rara vez en el comercio de energía, los contratos min/máx (utilizados en otros sectores) son contratos a plazo que ofrecen un precio máximo o mínimo (es decir, un techo o tope) que se negocia en el momento del contrato. Desde la perspectiva del comprador, una ventaja de un contrato con precio máximo es que si el precio vigente de mercado al momento de la entrega es menor que el precio máximo predeterminado, el comprador puede aprovechar el precio más bajo. Si el precio de mercado vigente al momento de la entrega es superior al precio máximo predeterminado, el comprador tiene garantizado un precio máximo de compra, y no tiene que comprar al nivel de mercado, que es más alto.

• Contratos con precios por fijar. Estos contratos le permiten al comprador negociar la flexibilidad en el contrato, lo que permite la fijación del precio subyacente en un momento que elige el comprador.

• Contratos a largo plazo con precios fijos o flotantes. Estos son variaciones de los contratos mencionados con anterioridad y tienen plazos de vigencia más largos.

Una de las principales ventajas de la incorporación de soluciones de gestión de riesgos en los contratos de oferta física es la simplicidad; es decir, los contratos físicos se estructuran a la medida, para proporcionar la protección de precios adecuada, y no hay necesidad de la intervención de una contraparte adicional (por ejemplo, un banco de inversión que proporciona cobertura financiera), o de documentación adicional. Las coberturas físicas en general, se pueden negociar con proveedores y son más fáciles de manejar desde la perspectiva contable y de auditoría. Por otro lado, la cobertura física puede ser complicada para los gobiernos, ya que los importadores pueden ser agentes privados que no están directamente involucrados, desde una perspectiva de la cadena de oferta, en el mecanismo de política (estabilización o subsidios) que está generando riesgo financiero para el gobierno.

Instrumentos financieros

Los productos financieros de gestión de riesgos son contratos financieros que se negocian por separado de la oferta física de las materias primas. Están disponibles como (i) productos negociados en bolsa (a través de la bolsa de futuros de materias primas) o (ii) productos extrabursátiles (over-the-counter) (OTC) (contratos negociados entre dos entidades independientes). Los bancos de inversión y las empresas comerciales multinacionales pueden actuar como la contraparte en este tipo de transacciones.

Estos productos se comercializan en las bolsas de materias primas, que actúan como centros que transfieren el riesgo de un ente comercial a otro. Las bolsas de materias primas desempeñan funciones en la formación de precios y brindan transparencia al mercado. También realizan una función crediticia en el manejo de riesgos para el mercado ya que todas las operaciones realizadas a través de la bolsa están respaldadas financieramente por dicha entidad?. Las bolsas de materias primas ofrecen los siguientes tipos de contratos:

Productos cotizados en bolsa

• Contratos de futuros. Son similares a los contratos a plazo (forwards), ya que son acuerdos para comprar o vender una cantidad específica de un producto a un precio determinado en una fecha futura específica. A diferencia de los contratos a plazo, los contratos de futuros no necesariamente requieren la entrega física de un producto para el cumplimiento del contrato. Los contratos de futuros pueden ser considerados contratos “sintéticos”, ya que pueden ser acordados sin entregas físicas. Estos contratos proporcionan la ventaja de poder garantizar el precio de compra o venta antes de la entrega del producto. Esto es beneficioso cuando los precios están en un nivel que cubre los gastos o están en un punto de equilibrio financiero.

Los contratos de futuros se utilizan a la par de transacciones en el mercado físico. Por ejemplo, un comprador podría hacer una compra de futuros para fijar un precio antes de la entrega física, y cuando llega el momento de la entrega física de las mercancías, el comprador cerraría la posición de futuros mediante una reventa del contrato. La ganancia o pérdida (financiera) en la transacción del contrato de futuros se vería compensada por una ganancia o pérdida equivalente en la transacción física. Sin embargo, una desventaja de la cobertura con futuros es que éstos generan pasivos contingentes impredecibles para el comprador de la cobertura. Utilizando el ejemplo anterior, en los casos en que el mercado va a la baja entre las dos operaciones, un comprador de contratos de futuros sería responsable de pagar a la contraparte del mercado la diferencia entre la compra y venta de futuros, lo que podría ser una suma considerable. El riesgo de crédito inherente al uso de estos contratos y operaciones de cobertura significa que el comprador tiene que estar preparado, no solo para realizar estos pagos al término del contrato, sino también para constituir márgenes o utilizar línea de crédito con la contraparte del mercado durante toda la vida del contrato.

• Contratos de opciones. Los contratos de opciones ofrecen la oportunidad, pero no la obligación, de comprar o vender una cantidad específica de un producto a un precio determinado en una fecha futura particular. Por lo tanto, estos contratos pueden ser usados para proteger a un comprador contra el riesgo de un alza de precios mediante la creación de un precio máximo. Son comprados de la misma manera que se compra un seguro; el comprador adquiere el derecho, pero no la obligación de comprar un contrato de futuro a un precio predeterminado. El instrumento es valorado por la flexibilidad que ofrece. Si los precios de mercado tienen una tendencia a la baja, no hay necesidad de ejercer la opción, lo que significa que el comprador puede evitar que se establezca un precio fijo, como lo haría con un contrato de futuros.

Hay dos tipos de contratos de opciones: (i) opciones de venta y (ii) opciones de compra. Las opciones de venta son acuerdos para vender un contrato de futuros a un precio de ejercicio acordado y con fecha efectiva en el futuro. Las opciones de compra son acuerdos para comprar un contrato de futuros a un precio de ejercicio acordado y con fecha efectiva en el futuro. Ambos tipos de contratos tienen un costo, denominado prima, basado en la relación entre el precio de ejercicio y el precio de mercado, el tiempo entre la compra del instrumento y su fecha de efectividad, y la volatilidad del mercado.

Con los años, la necesidad de personalizar las herramientas de gestión de riesgos financieros para satisfacer las necesidades específicas de los participantes del mercado se ha traducido en un mayor uso de productos extrabursátiles (OTC). Los productos personalizados y los OTC incluyen:

Productos extrabursátiles (OTC)

• Swaps. Estas transacciones financieras están diseñadas para manejar la exposición de dos flujos financieros a lo largo de un período. En un swap simple, una parte del contrato se fija mientras que la otra queda flotante. Los contratos pueden tener una estructura tal que haya una liquidación automática de la diferencia entre los precios fijos y flotantes.

• Bandas de precios (Collars). En estos contratos se combinan las opciones de venta y compra para limitar la exposición de precios dentro de una banda específica o “collar”. El comprador tiene un precio máximo y un precio mínimo. Estos precios son el resultado de la compra de un “call” y la venta de un “put” a dos niveles de precios que generan una banda dentro de la que el comprador toma el precio de mercado. Si el precio se mueve por encima del precio máximo, el comprador no paga más que el precio máximo acordado. Si el precio se mueve por debajo del precio mínimo, el comprador tiene una responsabilidad y debe pagar la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado inferior. La prima total para un “collar” puede ser significativamente inferior a la de una opción de compra independiente ya que el comprador está comprando un “call” y vendiendo un “put” al mismo tiempo. A veces, estos contratos son comercializados como "sin costo"; sin embargo, se debe advertir que los operadores de cobertura deben ser conscientes y tener la capacidad de cubrir las obligaciones en las que podrían incurrir si los precios se mueven por debajo del precio mínimo.

• Opciones a medida. Un ejemplo es una opción asiática, la cual se ejercita si el precio promedio durante un periodo definido es mayor o menor al precio pre-determinado (según el caso), en lugar de considerar el precio de una fecha específica de vencimiento.

• Bonos o préstamos vinculados a materias primas. Son un tipo de transacciones financieras más complejas. Se utilizan a menudo para mitigar la exposición al riesgo de materias primas en proyectos de inversión, a través de la indexación de instrumentos de deuda. Al igual que con otros instrumentos, el costo de un préstamo indexado a un producto básico depende del tiempo de la protección. Por ejemplo, el costo de protección de precios de 10 años es más alto que el de una protección por tres años. El costo también depende de la relación entre el nivel de precios protegidos y el precio actual de mercado, así como del grado de volatilidad del mercado.

Los contratos OTC se rigen por acuerdos reconocidos internacionalmente, denominados Acuerdos de Derivados de la Asociación Internacional de Swaps y Derivados (ISDA). Como cualquiera de las partes podría dejar de pagar, existe riesgo de contraparte en este tipo de contratos.

La experiencia demuestra que los gobiernos que utilizan instrumentos financieros para fines distintos al manejo de la exposición de las materias primas se pueden enfrentar, en algunos casos, con obstáculos legales o administrativos. Estos pueden incluir:

• Restricciones específicas que limitan la capacidad del gobierno de: (i) entrar en acuerdos de derivados bajo el marco del ISDA; (ii) financiar estrategias de gestión de

riesgos (mediante el uso del presupuesto nacional para pagar las primas); y de (iii) transferir fondos a las contrapartes de mercado en el extranjero, con el fin de financiar las operaciones de gestión de riesgos.

• Restricciones específicas que limitan la capacidad de una empresa estatal para realizar operaciones de cobertura.

• Marcos legales que, por omisión, no permiten al gobierno utilizar contratos de derivados, ya que no son parte de los instrumentos financieros aprobados.

• El marco presupuestario que, por omisión, no permite al gobierno financiar contratos de derivados.

• Controles de auditoría que no apoyan el uso y los gastos asociados a los instrumentos financieros de gestión de riesgos.

• Restricciones administrativas relativas a desacuerdos o falta de claridad sobre las funciones respectivas de (i) varios ministerios para el establecimiento de políticas del sector energético; y de (ii) los actores públicos y privados desempeñando funciones clave en el sector (como la importación).

• Limitaciones administrativas relacionadas con la incapacidad de cubrir los gastos de gestión de riesgos (pagos y cobros).

Superar estos obstáculos es clave para el desarrollo de marcos institucionales apropiados para la gestión de riesgos de materias primas, aspecto que se analiza más adelante en este capítulo.

Vale la pena señalar que ningún instrumento es superior a otro en el manejo de la volatilidad. La decisión sobre cuáles instrumentos utilizar debe basarse en una cuidadosa valoración de riesgos financieros específicos y una evaluación de los beneficios frente a los costos/riesgos y restricciones asociados con el uso de herramientas específicas (Cuadro 5.1).

Cuadro 5.1 Resumen de los instrumentos de cobertura seleccionados: ventajas y desventajas

Producto

Interés de los agentes del sector eléctrico

Beneficios

Costos/riesgos/restricciones

Forwards

• Integrar las soluciones de gestión de riesgos de precios en los contratos de oferta de bienes físicos.

• Como son contratos de oferta física, la solución de manejo de riesgos está incluida en el contrato, y no hay necesidad de otro contrato o documentación.

• El precio de los contratos a futuro puede ser personalizado a las necesidades del comprador. Puede ser fijo, flotante, o incluir precios base o precios máximos, y “collars”.

• Dependiendo de la formula de precios utilizada, pueden tener los mismos beneficios que los productos que se describen a continuación.

• Puede ser complejo que el gobierno lo implemente si no está involucrado en importaciones físicas.

• Dependiendo de las fórmulas de precios usadas, puede tener los mismos costos/riesgos que los productos financieros descritos a continuación.

Futuros

• Garantizar un precio fijo de compra o de venta, sacrificando posibles movimientos futuros favorables de los precios.

• No hay costos iniciales. • Es posible asegurar los precios mediante un contrato financiero.

• Se limita la posibilidad de que el comprador de cobertura se beneficie de movimientos futuros de precios.

• Genera responsabilidades futuras inciertas e impredecibles dado que el comprador de cobertura deberá a la contraparte de mercado si los movimientos de precios son adversos.

• Se requiere financiamiento mediante una línea de crédito o una garantía.

• Requiere la administración de flujos de efectivo/liquidez para solventar posibles márgenes diarios.

Opciones

• Establecimiento de un máximo o mínimo en los precios pero manteniendo la flexibilidad para aprovechar los precios que pueden ocurrir en el futuro.

• El comprador de cobertura puede fijar precios máximos y mínimos y aprovechar los movimientos de los precios en el futuro.

• Tiene un costo inicial o prima que puede ser volátil. Los costos de las primas pueden variar entre 5 y 12 por ciento del valor de una cobertura de 6-18 meses.

Collars

• Establecer una banda o rango de precios. • La exposición de precios se limita a una banda (collar) que tiene

una base y un techo. • Los costos iniciales pueden ser bajos dado que el operador de

cobertura está comprando un call y vendiendo un put de manera simultánea.

• Genera responsabilidades futuras inciertas e impredecibles dado que el operador de cobertura deberá a la contraparte de mercado si los movimientos de precios son adversos.

• Se requiere financiamiento mediante una línea de crédito o una garantía.

• Requiere la administración de flujos de efectivo/liquidez para solventar posibles márgenes diarios.

Swaps

• Garantizar un precio fijo de compra o de venta, sacrificando posibles movimientos futuros favorables de los precios.

• No hay costos iniciales. • Es posible asegurar los precios mediante un contrato financiero. • Dan la posibilidad de manejar dos flujos financieros a la vez.

• Genera responsabilidades futuras inciertas e impredecibles. • Se requiere financiamiento mediante una línea de crédito o una

garantía. • Requiere la administración de flujos de efectivo/liquidez para solventar

posibles márgenes diarios. Bonos o prestamos vinculados a materias primas

• Combinar la protección de precios en un préstamo para que las obligaciones de pago sean más bajas cuando los precios se mueven en dirección adversa.

• A nivel macro, estos instrumentos pueden usarse para vincular programas de financiamiento o préstamo al desempeño de un índice.

• Puede ser más complejo estructurarlos. • Puede no ser efectivo como cobertura ante exposiciones específicas

de corto plazo.


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Por último, los usuarios de instrumentos de gestión de riesgos de precios deben ser conscientes de los diversos tipos de riesgos que no están cubiertos por estos productos financieros y que ellos mismos pueden generar. En primer lugar, dado que los instrumentos básicos de riesgo generalmente se negocian en dólares estadounidenses, su uso puede generar riesgo de fluctuación entre el dólar y la moneda local. Segundo, puede generarse riesgo de crédito ya que la liquidación de estos contratos genera obligaciones financieras a la contraparte. Tercero, puede generarse riesgo subyacente cuando el índice de precios del contrato de cobertura es distinto al de la mercancía física y éstos tienen dinámicas divergentes. Por ejemplo, aunque los precios de muchos productos derivados del petróleo (como el combustóleo y el diésel) están altamente correlacionados con el petróleo crudo, y mientras que los contratos de WTI o Brent se consideran el producto base para la mayoría de los derivados, los movimientos de precios en los mercados respectivos pueden diferir. Por lo tanto, el grado de correlación entre los movimientos de precios puede cambiar con el tiempo.

Gráfica 5.1 Precios del combustóleo (HFO) y del WTI, 2001–10

Fuente: Gilbert (2010).

Para ilustrar esto, durante la última década, los precios del combustóleo y el WTI se separaron notablemente en 2004-08 para luego aumentar en 2009-10 (Gráfica 5.1). La correlación entre el combustóleo y el petróleo crudo es 0.960 en niveles y 0.715 en diferencias

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WTI

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logarítmicas (aproximadamente igual a la variación porcentual), lo que sugiere que el contrato de WTI puede servir como un instrumento de protección razonable para el combustóleo.

Evaluación de riesgos

Una evaluación cuidadosa del riesgo es un paso crítico para cualquiera que considere el uso de instrumentos de gestión de riesgos. Si bien muchos países son importadores de combustible y, por lo tanto, están expuestos al riesgo de movimientos alcistas de precios, se necesita más investigación para aislar y cuantificar la naturaleza de esa exposición.

Una evaluación detallada de la exposición de precios de materias primas requiere dos componentes principales: (i) una evaluación del riesgo de la cadena de oferta que define las funciones y responsabilidades de cada parte involucrada en el sector, describiendo cómo cada parte se ve afectada por la volatilidad de precios; y (ii) una evaluación del riesgo financiero que cuantifica el precio de la exposición que resulta de transacciones comerciales específicas o intervenciones y decisiones de política.

Gestión de riesgos en la cadena de oferta: ejemplo para el sector eléctrico

Un ejemplo típico de una evaluación del riesgo de la cadena de oferta para las cuatro partes principales en la oferta de electricidad —empresas generadoras, distribuidores, consumidores y el gobierno — puede describirse de la siguiente forma:

• Los generadores que pueden ser de propiedad privada y son el agente importador principal, tienen una exposición directa a los precios de las materias primas. Si los precios de las materias primas importadas aumentan, los costos aumentarán y serán trasladados a los distribuidores en forma de aumentos de precios de energía para evitar pérdidas financieras. En algunos países, los contratos de venta que rigen la relación comercial entre los generadores y distribuidores incluyen cláusulas de transmisión de precios de mercado de los generadores a los distribuidores. Los generadores pueden enfrentar riesgo de corto plazo (un mes) ya que el componente de materias primas de las fórmulas de precios puede retrasarse; pero pueden manejar este riesgo de forma independiente, mediante la negociación de contratos de importación que reflejen dicho rezago.

• Los distribuidores que pueden ser controlados por el gobierno, compran energía eléctrica a los generadores y la venden a los consumidores mediante un sistema complejo sujeto a muchos riesgos. Solo uno de estos riesgos es el de la exposición a la volatilidad de los precios. Lo ideal sería que los distribuidores compraran energía a los generadores mediante las mismas fórmulas de precios que se utilizan para vender energía a los consumidores. Esto permitiría el comercio back-to-back, que crea poca exposición al precio por parte del distribuidor, pues solo está actuando como un intermediario del

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mercado. En teoría, la estructura de precios en algunos países intenta proporcionar esta protección financiera a los distribuidores, ya que las tarifas están diseñadas para permitir la transferencia de los precios de mercado. En la práctica, sin embargo, los distribuidores han tenido problemas para implementar adecuadamente los cambios en las tarifas y para enfrentar las pérdidas asociadas. El desfase del mecanismo de transferencia del precio en el sistema tarifario puede generar pérdidas financieras para los distribuidores. Esto, a su vez, contribuye a la ineficacia general del sistema y a la falta de inversión.

• Los consumidores compran electricidad de los distribuidores, y están protegidos de la volatilidad de los precios dado que las tarifas eléctricas no siempre están siempre alineadas con los niveles de precios de mercado de los insumos. Cuando los precios de mercado aumentan, los ajustes tarifarios se dan después de que el gobierno ya tuvo pérdidas significativas y no puede afrontar la carga financiera de subsidiar los precios. Cuando los precios de mercado disminuyen, las tarifas no siempre disminuyen en la misma proporción.

• El gobierno enfrenta exposición financiera en el sector eléctrico mediante el apoyo directo a los distribuidores. En algunos países, esto puede representar una porción significativa del presupuesto nacional y es un pasivo contingente difícil de predecir. El gobierno se tiene que preocupar por dos tipos de exposición: (i) el impacto de los precios crecientes de las materias primas en el costo de producción y la transferencia de estos costos a los consumidores; y (ii) el riesgo de pérdidas financieras asociadas a la exposición de precios no cubiertos en el sistema, que es más grave para los distribuidores que no pueden transferir los incrementos de precios a los consumidores. En algunos casos, el pasivo contingente del gobierno para el sector se utiliza como compensación por las pérdidas financieras de los distribuidores.

Gestión de riesgos financiero: ejemplo del sector eléctrico

Una vez que se entienden las funciones y responsabilidades de los agentes de la cadena de oferta eléctrica y las formas en que se ven afectados por la volatilidad de precios, la evaluación financiera del riesgo puede ayudar a cuantificar los riesgos específicos que enfrentan los actores del sistema. La evaluación de riesgo ante la exposición de precios de materias primas se basa en la identificación de un producto, nivel de precios, volumen y duración, de la siguiente manera:

• Producto. En toda la región, la mezcla de productos energéticos utilizados para generar electricidad varía por país y empresa, y puede cambiar en el tiempo. Por lo general, la generación en la región se basa en el uso de combustóleo, diésel, gas natural y carbón. Como los movimientos de mercado de cada uno de estos productos puede variar, es importante especificar el producto adecuado y la mezcla de productos y supervisar la forma en que cambian en el tiempo.

• El nivel de precios. Es el precio base al cual los inventarios son valuados y comprados y al cual se realizan compromisos de venta en cada paso de la cadena de oferta. Las

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fórmulas de fijación de precios utilizadas por varias entidades de la región pueden ser complejas y deben ser analizadas cuidadosamente para entender el grado en que el precio calculado por estas fórmulas es sensible al índice subyacente de materias primas. Dependiendo de cuál es el riesgo que se pretende cubrir, el análisis de sensibilidad es importante para evaluar el impacto de los precios de las materias primas en: (i) las compras de productos energéticos por parte del importador o generador; (ii) los contratos de venta que determinan el precio de la energía que los generadores venden a los distribuidores o las tarifas que pagan los consumidores; y (iii) el impacto financiero de las interacciones de esos acuerdos contractuales.

• Volumen. La exposición de precios también se ve afectada por el volumen de compras de diversos productos de combustibles y el volumen de las ventas de electricidad a los consumidores. Ambos pueden cambiar en el tiempo. Por ejemplo, un generador puede vender a los distribuidores utilizando una fórmula basada en el combustóleo cuando, de hecho, la energía se produjo usando otro tipo de combustible (gas natural o energía hidráulica). Por lo tanto, los volúmenes y la mezcla de productos utilizados en la generación y consignación pueden diferir de los volúmenes y la mezcla de las materias primas utilizadas en las fórmulas de precios que rigen las ventas a los distribuidores.

• Duración. A nivel comercial, el período durante el cual un agente se expone al riesgo de un movimiento desfavorable de precios es importante. Por ejemplo, la duración de la exposición de precios puede ser determinada por cómo se transfiere el componente del índice de materias primas de las fórmulas de precios del generador al distribuidor y del distribuidor al consumidor. Dependiendo del momento del traspaso (pass-through), la duración de la exposición puede variar entre 1-2 semanas y hasta 8-12 meses o más si los precios no están ajustándose en línea con el mercado. Desde la perspectiva del gobierno, la duración de la exposición puede depender del marco de tiempo para el que una política particular (como un programa de subsidios) ha sido diseñada. En muchos casos, la mayor preocupación del gobierno es la exposición de corto plazo (por ejemplo, el ciclo presupuestario anual y los compromisos relacionados con programas o inversiones específicas).

Posibilidades de cobertura para los agentes del sector eléctrico

Dado que los sectores eléctricos en los países de la región de América Latina y el Caribe son administrados por un conjunto complejo de interacciones entre entidades públicas y privadas responsables de diversos aspectos de la cadena de oferta diseñar una estrategia de cobertura basada en un simple cálculo del volumen de importaciones del producto básico puede ser inapropiado. Es importante realizar un análisis financiero cuidadoso de la mezcla y volumen de productos usados para la generación, el nivel de precios, y la duración de la exposición, específicamente en lo que respecta a la exposición del gobierno.

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Por otra parte, dada la naturaleza compleja de las relaciones comerciales en el sector eléctrico, la evaluación del riesgo es importante, ya que otros riesgos del sistema deben ser aislados y manejados independientemente de una estrategia de gestión de riesgos de precios. Estos otros riesgos pueden ser: (i) riesgos regulatorios, asociados a la administración de las relaciones contractuales entre productores, distribuidores y consumidores y la forma en que se aplican las tarifas eléctricas con mecanismos de transferencia; (ii) riesgos contractuales y operativos, relacionados con la imposibilidad de los consumidores de recuperar costos; o (iii) riesgos de crédito, relacionados con la incapacidad de un comprador para obtener condiciones de crédito que contribuyan a optimizar sus estrategias de compra.

Aunque la evaluación de riesgos es necesaria para determinar las estrategias de cobertura que mejor se ajusten a casos concretos, las opciones de cobertura para agentes de mercado específicos se pueden describir en términos generales. Los generadores, por ejemplo, enfrentan riesgos de corto plazo ocasionados por el desfase existente entre el momento en que se fijan los precios de compra de combustible y el momento en que se vende electricidad a los distribuidores. Si son los primeros en determinar los términos de venta de electricidad a los distribuidores, tendrán una posición corta, lo que significa que están expuestos al riesgo de un aumento en los costos de generación antes de que finalicen los términos de compra de combustible (Recuadro 5.1).

Recuadro 5.1 Cobertura de gas natural para los generadores y consumidores finales en México

En 1995, Pemex Gas, la empresa pública responsable de la comercialización de gas natural en el país, y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el generador de energía de propiedad estatal, acordaron que utilizarían instrumentos financieros a partir de ese año para reducir el riesgo de precios de la CFE. Con la apertura del mercado del gas natural, dos años más tarde, Pemex Gas comenzó a ofrecer servicios de gestión de riesgos a los distribuidores y clientes industriales (principalmente los grandes consumidores, como productores de acero, vidrio y cemento). En 1998, el 80 por ciento del riesgo de precios del consumo de gas de la CFE fue cubierto, junto con el 22 por ciento del volumen de los distribuidores de y el 8 por ciento de los usuarios industriales. Durante la última década, el valor de las posiciones cubiertas creció de manera espectacular —de US$1.45 millones en 2000 a US$228.13 millones en 2010.

Fuente: Elaboración de los autores con datos de PEMEX y Pemex Gas.

Generalmente, este escenario tiene dos posibilidades de cobertura. La primera es comprar futuros de petróleo en el momento en que se confirman los términos de venta de electricidad a los distribuidores. Luego, se ejerce la posición de futuros cuando los términos de la compra física de combustible finalizan. La segunda posibilidad es adquirir contratos a plazo fijo cuando los precios del petróleo permitirán obtener ganancias razonables.

Los distribuidores están expuestos al riesgo si no son capaces de transferir los costos de compra a los consumidores. Esto crea una exposición de precios ineficiente que es difícil de

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cubrir, sobre todo si los acuerdos para la compra de energía de los generadores y de venta a los consumidores son fijos o regulados de forma que los movimientos de precios siguen las tendencias del mercado (Recuadro 5.2).

Como el problema es estructural, las soluciones para este escenario se limitan a: (i) volver a evaluar los mecanismos de fijación de precios que rigen la compra de energía de los generadores para que se alineen a los mecanismos de fijación de precios de venta; o (ii) una reevaluación de los mecanismos de fijación de precios que rigen las ventas a los consumidores para que se alineen con los mecanismos de fijación de precios de compra.

Los consumidores están protegidos de la volatilidad de precios en muchos países, ya que las tarifas eléctricas no siempre se realinean con el nivel de precios de mercado. Los grandes consumidores podrían cubrirse comprando electricidad sobre una base de precios máximos, lo que exigiría el pago de una prima para asegurar que los precios no superen un nivel preestablecido. El desarrollo de un programa de subsidios que utilice opciones de compra para crear un precio máximo beneficiaría a los pequeños consumidores en gran medida. Si se hace sobre una base financiera, los pagos del instrumento de mercado podrían ser utilizados para financiar el programa de subsidios cuando los precios se mueven por encima del precio máximo.

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Recuadro 5.2 Cobertura de gas natural para los distribuidores mexicanos

En octubre de 2003, la Comisión Reguladora de Energía de México emitió una norma que permitía a los distribuidores de gas natural utilizar instrumentos financieros para protegerse contra las fluctuaciones de precios. Después de un período de gran volatilidad y, a pedido de los distribuidores, los reguladores acordaron permitir que los precios fijos cubiertos se reflejaran en el precio final a los pequeños consumidores. Este mecanismo permitió que la estructura final del precio reflejara los componentes de precios del combustible y su transporte, almacenamiento y distribución, junto con un ajuste para reflejar el precio de cobertura, en su caso.

Bajo los términos de la norma inicial, los distribuidores tenían facultades sobre las entidades de contrapartida de la exposición, siempre y cuando el proveedor de cobertura pudiera demostrar dos años de experiencia, tuviera registro legal y la viabilidad financiera para cumplir las obligaciones derivadas del contrato de cobertura. Además, los distribuidores podían ofrecer los productos de cobertura a los grandes consumidores. Un cambio acordado en la fórmula de fijación de precios permitió a los distribuidores traspasar los costos financieros de las operaciones de cobertura, junto con el precio pactado en el instrumento de cobertura. Como resultado, a los consumidores se les trasladó el precio de cobertura, lo que redujo la volatilidad en sus pagos. En este caso, la compañía de distribución fue completamente neutral a la estrategia de cobertura, pues el riesgo de precio fue transferido a los consumidores a través del precio de cobertura, siendo los consumidores los que pagaron el costo financiero del instrumento.

Los distribuidores deben informar a la Comisión Reguladora sobre (i) los tipos de instrumentos de cobertura utilizados, (ii) los precios de referencia y subyacentes de cada instrumento, (iii) el volumen, (iv) la duración del contrato, (v) los costos financieros de la prestación del servicio, (vi) el número y tipos de usuarios cubiertos bajo el contrato, y (vii) la confirmación del contrato de cobertura.

En julio de 2007, la norma fue modificada para apoyar un mecanismo común a través de Pemex Gas que permitió una estrategia de cobertura homogénea para todos los consumidores involucrados. Los volúmenes de los distribuidores en todas las regiones geográficas se s para lograr mejores condiciones contractuales y de precios. Algunos distribuidores no se decidían sobre algún instrumento específico de cobertura temiendo que se volvieran poco competitivos si otro distribuidor tenía un mejor precio de cobertura. Una vez más, el precio de cobertura y los costos financieros de las transacciones de cobertura se trasladaron a los consumidores finales.

Fuente: Elaboración de los autores con datos de PEMEX y Pemex Gas.

La exposición del gobierno se manifiesta en forma de pasivos contingentes para los agentes que sufren pérdidas financieras por la volatilidad de los precios o programas de subsidios y de estabilización. En general, los gobiernos se preocupan por perturbaciones graves de precios que crean aumentos incontrolables de estos pasivos contingentes (Recuadro 5.3).

Recuadro 5.3 Evolución de la estrategia de cobertura petrolera de Panamá

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Cada año, Panamá consume millones de barriles de combustóleo, que utiliza para la producción doméstica de energía. En 2009, las transferencias fiscales al Fondo de Estabilización Tarifaria (FET), un programa de subsidios manejado por el gobierno para mitigar el impacto de la volatilidad de los precios del petróleo en los costos de los consumidores, fueron de US$96 millones; a mediados de 2010, se habían presupuestado US$66 millones para ese año. El gobierno tiene una creciente preocupación por el pasivo contingente del FET, pues fluctúa con el precio de mercado del combustóleo. Los precios de energía al consumidor se basan en fórmulas establecidas, y se ajustan hacia adelante por el regulador y las empresas de distribución cada seis meses. El precio fijo del combustóleo, calculado anualmente, se utiliza para asignar fondos para el FET. Si los precios de mercado se mueven por encima del precio fijo de referencia, el gobierno se enfrenta a un problema de financiamiento ya que los costos del programa de subsidios superarán los presupuestados originalmente. Al reconocer la importancia de establecer una política de largo plazo para este tipo de operaciones, el gobierno inició la Estrategia Nacional para la Cobertura del Riesgo de Hidrocarburos, aprobada por la Resolución 157-A, el 15 de diciembre de 2009. Para asegurar que el gobierno pueda brindar su apoyo presupuestario al FET con más certeza, la estrategia utiliza un precio máximo para la cobertura. Si los precios se mueven por encima del techo de precio, el contrato paga la diferencia entre el precio de ejercicio y el precio de mercado. En noviembre de 2008, el gobierno compró una opción para un período de 12 meses para apoyar el FET durante 2009. La opción se compró cuando el precio de mercado era muy bajo. Durante el período del contrato, los precios de mercado subieron más que el precio de ejercicio y el gobierno recibió un pago de US$19.4 millones, netos del costo de la prima. Sin embargo, esta cantidad no fue suficiente para cubrir las necesidades del FET, pues la escasez de precipitaciones de ese año afectó la generación hidroeléctrica, aumentando la dependencia de la generación térmica por encima del consumo total que se había estimado originalmente. Para el año 2010, el gobierno estimó un consumo mayor de combustóleo y decidió cubrir la exposición en dos fases con dos contratos de opciones distintos. En el primer contrato, ejecutado el 4 de enero de 2010, el gobierno cubrió 65 por ciento del consumo anual estimado (alrededor de 2.7 millones de barriles). El precio de ejercicio para el primer contrato de opciones fue equivalente al precio del combustóleo utilizado por el regulador de energía y las empresas de distribución durante los primeros seis meses de 2010. Al momento de la transacción, este precio de ejercicio ya estaba en el nivel esperado (es decir, equivalente a los precios prevalecientes en el mercado) y el costo de la prima de la opción fue de US$10.17/bbl, resultando en un costo total de US$26.9 millones. Este primer contrato cubrió el período enero-diciembre de 2010. Como los precios del petróleo se mantuvieron por debajo del precio de ejercicio en la mayor parte de este período, el gobierno recibió sólo US$0.9 millones brutos en pagos por este contrato. El 26 de mayo de 2010, el gobierno aprovechó una ventana de mercado para comprar una segunda opción para 2.5 millones de barriles, cubriendo 35 por ciento del consumo estimado para 2010 (con lo que se cerró la segunda fase de la estrategia de cobertura del mismo año) y 25 por ciento del volumen estimado para 2011 (la primera fase de la estrategia del año 2011). El precio de ejercicio de este contrato fue de US$71/bbl, igualando el precio del combustóleo establecido por el regulador de energía y las empresas de distribución para el segundo semestre de 2010. En el día de la transacción, el precio de ejercicio estaba por encima del nivel esperado en alrededor de 14 por ciento (es decir, [out of the Money]). Desde la perspectiva del gobierno, aunque el costo de la prima para la primera fase fue un poco alto, se trató de una inversión valiosa teniendo en cuenta los beneficios obtenidos por la certeza del presupuesto. Actualmente, el gobierno está en proceso de ampliar el programa de cobertura para cubrir gas licuado de petróleo (GLP) para consumo doméstico y diésel para transporte público. Fuente: Elaboración de los autores.

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Las simulaciones pueden ayudar a evaluar las estrategias de cobertura y se pueden hacer con un enfoque hacia atrás o hacia adelante. El ejemplo que se presenta en el recuadro 5.4 no pretende ser una guía para estrategias específicas de cobertura, sino que demuestra el tipo de análisis técnico que se puede realizar utilizando información específica sobre la exposición al precio de un actor en la cadena de oferta.

Recuadro 5.4 Ejemplo de simulación de estrategias alternativas de cobertura

Una simulación simple puede llevarse a cabo evaluando tres muestras de estrategias de cobertura contra los movimientos de mercado entre 2003 y 2010. Las estrategias podrían incluir una estrategia de futuros usando futuros del WTI, diésel o gas natural, o una estrategia de opciones basada en la utilización del WTI.

Después de seleccionar los instrumentos, los resultados pueden ser evaluados utilizando criterios como (i) el costo medio pagado por la electricidad, (ii) la desviación estándar de ese costo, y (iii) una medida de los "picos” de estos costos (es decir , la desviación estándar de los cambios positivos en estos precios de compra durante la duración de la cobertura).

En este caso, una simple estrategia de opciones de cobertura del WTI fue más eficaz durante el periodo observado que una estrategia sin cobertura o una estrategia de futuros para reducir el precio medio pagado por la electricidad, la variabilidad de los precios, y la susceptibilidad ante los picos de precios, como se muestra a continuación.

Simulación de escenarios de cobertura del WTI

Precio promedio alcanzado, estrategia de cobertura de 12 meses

Si bien los instrumentos de cobertura no reducen la exposición a las tendencias de precios, se pueden utilizar para amortiguar el impacto de las fluctuaciones extremas de precios, como la crisis de precios que se ilustra en la gráfica anterior.


Marcos institucionales para la gestión de riesgos de materias primas

En la década de 1990, las crisis financieras en Asia Oriental y América Latina llamaron la atención sobre la calidad de la gestión de la deuda pública y su papel en la reducción de la

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vulnerabilidad ante las crisis. Del mismo modo, la crisis de los precios de alimentos y combustibles de 2008-09 y la creciente volatilidad del mercado desde entonces, han llamado la atención sobre la medida en que los países en desarrollo están expuestos a la volatilidad de precios de materias primas. Las discusiones con los gobiernos acerca de estos problemas han puesto de manifiesto una brecha de capacidad técnica y conocimiento. Los gobiernos que consideren el uso de herramientas de cobertura requieren marcos sólidos para su uso al igual que para otros temas de política fiscal.

Muchos países tienen un conocimiento parcial de la exposición específica al riesgo. Sin embargo, los detalles sobre cómo y dónde afectan el presupuesto nacional son fundamentales, como lo es la coordinación de la estrategia de gestión de riesgos con otras políticas y estrategias de inversión en el tiempo. Una vez que estos temas han sido discutidos, se puede implementar el diseño técnico de una estrategia de cobertura, aunque el proceso puede ser difícil en entornos con poca experiencia en derivados.

Un componente importante en el diseño de la estrategia de cobertura es identificar y administrar los costos y beneficios entre costo esperado y riesgo. También es importante la asignación de funciones y responsabilidades de las instituciones involucradas. Los pasos clave en el proceso general para establecer una estrategia de cobertura de materias primas son:

• Evaluar el riesgo. En este paso se identifica la composición del riesgo (productos, nivel de precios, plazos y volumen); también se define un caso base y se evalúa contra varios escenarios de mercado14

• Los objetivos del documento. Esto se hace mediante el establecimiento de límites realistas de la estrategia, mediante el consenso de una amplia gama de interesados, y comunicando con claridad cuál es el alcance de la estrategia de cobertura. Esto puede incluir el establecimiento del precio que se va a cubrir (mediante los niveles de precios previstos en el presupuesto) para evitar las ambigüedades y los riesgos políticos asociados con intentar controlar al mercado y las operaciones de cobertura.

.

• Evaluar el entorno propicio. Esto incluye la gobernanza y el marco legal, la coordinación con otras políticas, la capacidad del personal, sistemas de información, divulgación pública y procesos de auditoría.

• Análisis técnico. Esto incluye un análisis de costos-beneficio de los productos, los enfoques y las simulaciones y los análisis de escenarios de las estrategias de cobertura. Esto puede incluir pruebas virtuales de estrategias de cobertura para practicar nuevas políticas y procedimientos antes de su implementación.

14 Otros riesgos que enfrentan las empresas de distribución (relacionados con cuestiones operativas que aumentan el costo de pérdidas técnicas y no técnicas) son un elemento clave en la evaluación de riesgos. Dado que estas cuestiones se pueden relacionar con la regulación de los mecanismos de transferencia, pueden afectar negativamente el éxito de cualquier estrategia de cobertura. Cabe señalar que las compañías de distribución que tienen dificultad para manejar las pérdidas técnicas y no técnicas también pueden tener problemas en el diseño e implementación de una estrategia eficiente de cobertura.

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• Desarrollar capacidad. Este paso incluye el fomento de la capacidad del personal, las partes interesadas, y los tomadores de decisiones.

• Establecer marcos institucionales sólidos. Esto debe ocurrir en cada etapa del proceso.

Desde el punto de vista institucional, hay muchas preguntas que se tienen que considerar; entre las más importantes, se encuentran:

• ¿Qué funcionarios de gobierno tienen facultades, por ley, para tomar decisiones sobre la estrategia de cobertura, su fecha de entrada en operación, o para administrar los pagos y cobros de una operación de cobertura?

• ¿Qué unidades deben desarrollar la estrategia de cobertura propuesta y qué unidades deberían aprobarla? ¿Cuáles son responsables del programa de auditoría y control?

• ¿Cómo se van a documentar las decisiones (minutas o una estrategia formal de documentación)?

Estos temas son críticos para lograr consensos, para la gobernanza del programa, su estrategia de comunicación y mercado, y para proteger la integridad del programa y defenderlo en caso de que surjan críticas en el futuro (Recuadro 5.5).

Los arreglos institucionales necesarios para apoyar la gestión de riesgos pueden variar según el país, pero siempre se deberá incluir la documentación formal de las políticas y procedimientos que apoyan la toma de decisiones, la asignación de recursos, la implementación y la supervisión de la estrategia de gestión de riesgos.

Algunos fundamentos importantes que se deben tener en cuenta para establecer los arreglos institucionales son:

• Las estructuras de gobernanza deben estar en su lugar para facilitar la etapa de decisión (objetivos, presupuestos, y elección de los instrumentos) y la fase de ejecución (transacciones, informes y controles) del proceso.

• Las políticas y procedimientos operacionales deben ser elaborados cuidadosamente para garantizar el control, la transparencia, y la autoridad para la administrar las relaciones con las contrapartes del mercado, ejecución y registro de las transacciones, y los cobros, pagos, y acuerdos.

• Como los mercados cambian a diario, es importante establecer procedimientos de seguimiento y presentación de informes. Las transacciones de derivados son supervisadas diariamente, mediante un proceso mark-to-market que ofrece información sobre el valor de la cobertura frente a las condiciones actuales de mercado.

• Dependiendo de la complejidad de la estrategia, el uso de ciertas herramientas puede requerir infraestructura técnica (mesa de operaciones y sistemas de informáticos para administrar las transacciones y llevar a cabo tareas de seguimiento y presentación de informes).

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Recuadro 5.5 La estrategia de cobertura petrolera de México: capacidad institucional para la gestión de riesgos

La empresa petrolera estatal, PEMEX, es la tercera empresa de producción de petróleo más grande del mundo, paga impuestos y gravámenes por un total de aproximadamente 60 por ciento de las ventas. Esto representa más de un tercio del ingreso del gobierno, lo que significa que el presupuesto federal es vulnerable a la disminución de los precios del petróleo. La volatilidad de los precios sin cobertura impide la planificación del gasto y por lo tanto el financiamiento de programas sociales.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público de México ha implementado un programa de cobertura del precio del petróleo. Es parte de una estrategia de finanzas públicas para garantizar la sustentabilidad, incluyendo liquidez adecuada y gestión financiera del riesgo.

Cada año, el Congreso de México utiliza una proyección del precio del petróleo para los cálculos presupuestarios, basado en una fórmula pre-establecida que utiliza precios históricos y futuros. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público diseña y ejecuta la estrategia de cobertura de petróleo basada en este precio proyectado, con fondos del Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros (FEIP), creado en 2001. La estrategia de cobertura se acordó, sobre la base de las conversaciones entre el secretario de Hacienda, el subsecretario de Finanzas, y el subsecretario de Crédito Público. Cualquier ingreso obtenido de las operaciones de cobertura se utiliza para compensar las pérdidas por la caída de los precios que han afectado la comercialización del petróleo y sus ventas.

En la actualidad, el gobierno cuenta con un programa de cobertura que utiliza opciones de venta, que le otorga el derecho, pero no la obligación, de vender petróleo en el futuro a un determinado precio de ejercicio que es equivalente al precio proyectado en el presupuesto para el año siguiente. Esta estrategia crea un piso en el precio de las exportaciones de petróleo, dándole al país la oportunidad de beneficiarse de movimientos potenciales a la alza en los precios del petróleo. Por lo general, el gobierno realiza opciones de venta de 12 meses, con un precio de ejercicio equivalente al precio del petróleo utilizado para elaborar el presupuesto nacional.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público desarrolla la estrategia de cobertura y compra opciones de venta para el año siguiente; paga la prima del FEIP a través de su agente financiero, el Banco Central, que realiza un proceso competitivo para determinar las contrapartes del mercado de cada transacción. En los primeros años del programa, México cubrió el 20-30 por ciento de sus exportaciones netas de petróleo. En 2008, tras una brusca alza de precios, el total de las exportaciones netas de petróleo fue cubierto. Para el año fiscal 2009, 330 millones de barriles, o el 100 por ciento de las exportaciones netas de petróleo fueron cubiertas mediante la compra de opciones de venta, con un precio de ejercicio de US$70 por barril. El costo total de la cobertura fue de US$1,500 millones. A finales de 2009, los contratos de opciones maduraron con un pago de US$5,085 millones. Para el año fiscal 2010, alrededor de 222 millones de barriles o 60 por ciento de las exportaciones de petróleo se cubrieron mediante la compra de opciones de venta, con precio de ejercicio de US$57 por barril, por debajo del precio oficial proyectado de US$65.40 por barril, con el que se basó el presupuesto de 2011 de México. El costo de la prima fue de US$3.66 por barril, y el costo total de la cobertura fue de US$1,172 millones. Para el año 2012, el gobierno cubrió 211 millones de barriles utilizando opciones de venta para proteger un precio de US$85 por barril.

El programa de cobertura petrolera de México lleva casi una década en funcionamiento. El conjunto de arreglos institucionales ha proporcionado una base sólida para la estrategia de gestión de riesgos del gobierno. Su enfoque sistemático se ha traducido en una mayor sofisticación y capacidad. El gobierno tiene un mensaje claro y coherente, que se encarga de comunicar a la opinión pública: El objetivo de la estrategia de cobertura no es ganar dinero directamente de una caída en el precio del petróleo, sino cubrir el riesgo financiero que México enfrenta por su alta dependencia de los ingresos petroleros.

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Fuente: Elaboración de los autores con datos de PEMEX.

Establecer un comité directivo para gobernar todos los aspectos de la estrategia gestión de riesgos de las materias primas es muy útil para los gobiernos. El comité de dirección puede comprender una amplia gama de partes interesadas, desde los representantes de los ministerios de finanzas, tesorería, y energía, otros representantes del sector público que tienen jurisdicción sobre los componentes de la estrategia (como el banco central y los reguladores del mercado), y representantes privados que se vean afectados, directa o indirectamente, por la estrategia. La comisión directiva debe tener un papel activo en la formalización de políticas y procedimientos institucionales durante la fase de desarrollo de la estrategia y, una vez en marcha, deberá ejercer funciones de seguimiento y supervisión.

El comité directivo también debe establecer un presupuesto para la estrategia de cobertura, teniendo en cuenta los costos fijos y los potenciales pasivos contingentes (si los hay) asociados al uso de un instrumento específico. Por ejemplo, el uso de una opción de compra, que en la práctica limitaría el precio de las importaciones, requeriría de precios fijos en la forma de una prima pagada por adelantado al momento de firmar la transacción. Como la identificación de una fuente de financiamiento puede ser difícil, los países con poca liquidez pueden considerar el endeudamiento para financiar el programa de cobertura. El Fondo de Seguro contra Riesgos de Catástrofe para el Caribe proporciona un seguro contra el riesgo de huracanes y terremotos. Este fondo asentó un precedente, dado que algunos países utilizaban recursos del Banco Mundial para financiar su participación. Del mismo modo, en el sector agrícola, el proyecto IDA del Banco Mundial en África se reestructuró para que los fondos pudieran utilizarse para financiar estrategias de cobertura contra sequías15

Si un gobierno decide utilizar instrumentos de gestión de riesgos para manejar la exposición a la volatilidad de los precios, se deben establecer las directrices para restringir la exposición crediticia a las contrapartes de mercado. Además, se debe establecer un proceso continuo para el seguimiento de las calificaciones de riesgo y la identificación de eventos que pueden conducir a un deterioro de la calidad crediticia de la contraparte. Además, se deben imponer límites de crédito por contraparte, para administrar de forma eficaz el nivel de riesgo de crédito que enfrenta el gobierno y el comprador/usuario del derivado. Los límites de exposición miden la exposición total a una contraparte en particular, y los umbrales son límites a partir de los cuales se exige garantía colateral cuando el nivel de exposición alcanza dicho umbral. Los acuerdos colaterales fijan las pautas para constituir colateral, que pueden ser utilizados para disminuir la exposición efectiva. Estos acuerdos pueden estar redactados, con base en el Acuerdo ISDA y el Anexo de Apoyo al Crédito, que se utiliza actualmente como base para la mayoría de las transacciones de cobertura de materias primas.

. De esta manera, las operaciones de financiamiento de organismos multilaterales pueden brindar apoyo a los marcos de gestión de riesgos, al fortalecimiento de las capacidades técnicas y a la implementación de la estrategia.

15 Programa de Apoyo al Desarrollo Agrícola de Malawi.

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Después de que las estrategias de cobertura se ejecutan, es necesario supervisarlas para verificar que se desempeñan según lo previsto. En algunos casos, los factores externos pueden alterar la exposición al riesgo del gobierno, lo que podría requerir un ajuste en las posiciones cubiertas. Los cambios en el valor de la exposición en el tiempo pueden ser detectados aplicando medidas “mark-to-market” (es decir, la revaluación de la exposición a los precios actuales de mercado).

La implementación exitosa de una estrategia de cobertura depende de sistemas sólidos y procedimientos operativos robustos. El apoyo operacional para las transacciones con derivados debe incluir el registro de la operación, la confirmación de la contraparte, documentación, establecimiento de flujos de efectivo, generación de información contable, mantenimiento y conciliación de cuentas, la valuación, generación de informes, el riesgo y el cumplimiento. Otros temas importantes que se deben considerar son: (i) preparar y ejecutar la documentación legal para apoyar las operaciones de derivados; (ii) manejar las relaciones con las contrapartes financieras (bancos de inversión, agentes fiscales, corredores, y otras instituciones bancarias); (iii) proveer servicios de contabilidad, custodia y cumplimiento a favor de las transacciones; y (iv) generar informes, desempeño y riesgo ex-post (Recuadro 5.6).

Recuadro 5.6 Conocimientos técnicos necesarios para apoyar la gestión de riesgos de materias primas

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Cuando la estrategia de gestión de riesgos de las materias primas se basa en instrumentos financieros, la ejecución de la estrategia se realiza mediante transacciones de mercado que se llevan a cabo de acuerdo con parámetros, secuencias y plazos de vencimiento determinados. Apoyar este proceso requiere de gestores de riesgos, contadores, especialistas en tecnologías de información y auditores internos con conocimientos y experiencia en gestión de riesgos, transacciones financieras y operaciones de mercados de materias primas.

En términos generales, el apoyo técnico para estos procesos se divide en tres oficinas independientes, que normalmente se alojan en los ministerios de Hacienda, del Tesoro, o de otras agencias acostumbradas a llevar a cabo transacciones financieras a nombre del gobierno.

Las tres oficinas que apoyan este tipo de operaciones son:

• Front Office, con personal experimentado en relaciones con bancos de inversión, utilizando sistemas de información del mercado (Bloomberg o Reuters), realizar transacciones y operaciones de mercado, utilizando los sistemas internos para registrar de manera adecuada y seguimiento de las transacciones.

• Back office, con personal experimentado en el procesamiento, registro y seguimiento de transacciones financieras.

• Middle office, con personal experimentado en análisis de mercado; experiencia en cuantificar riesgos y la preparación de informes sobre el desempeño de la estrategia.


Conclusión

Aunque el uso de herramientas de gestión de riesgos no es común entre las naciones, el negocio de la cobertura de materias primas está bien establecido en el sector comercial, y las herramientas de cobertura son utilizadas diariamente por los productores de materias primas, los consumidores, comerciantes, financieros, empresas comerciales y las casas de bolsa. En este capítulo se ha presentado una visión general de los instrumentos de cobertura, físicos y financieros, disponibles. Se describieron los pasos críticos en la evaluación de riesgos, y se analizaron diversos criterios para evaluar técnicamente las estrategias de cobertura, y se discutieron los requisitos operacionales (Recuadro 5.7).

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Recuadro 5.7 Lista de verificación para las instituciones que implementan estrategias de gestión de riesgos

Los pasos fundamentales para apoyar la gestión de riesgos están bien establecidos en el sector comercial, y se aplican a cualquier organización interesada, ya sea pública o privada. El marco para la implementación de una estrategia de cobertura de materias primas siempre debe cubrir lo siguiente:

• Trabajo analítico que evalúe los impactos de la volatilidad de los precios en el corto plazo y cuantifique cuidadosamente la exposición de precios.

• Documentación de los objetivos de la estrategia de cobertura.

• Documentación de las razones por las cuales se selecciona un producto de cobertura específico, incluyendo detalles sobre los términos de la cobertura.

• Descripción de medidas operativas, incluyendo las funciones y responsabilidades de los agentes y organismos involucrados y los mecanismos para la contabilidad de costos y la administración de pagos esperados asociados con el instrumento de cobertura.

• Verificación de la infraestructura legal y regulatoria adecuada para apoyar el uso de derivados de materias primas. Esto implica asegurarse que los contratos tienen fuerza legal y no pueden ser anulados por leyes locales, así como el establecimiento de garantías jurídicas de que los individuos que toman decisiones relacionadas con las transacciones tienen la autoridad para hacerlo.

• Establecer procedimientos para las personas autorizadas para (i) negociar, (ii) aprobar, (iii) ejecutar y (iv) auditar las operaciones e informes; esto debe incluir los límites que tienen los individuos autorizados para ejercer esas funciones.

• Verificar temas relativos a la negociación de acuerdos ISDA con contrapartes de mercado, con especial atención en asegurar que reflejen condiciones de equidad en los acuerdos.

• Revisión de las políticas contables y reglas fiscales relacionadas con la administración de los instrumentos de cobertura.

• Establecimiento de procedimientos para seleccionar las contrapartes y los corredores. Esto podría incluir el establecimiento de solicitudes de propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para guiar la elección y evaluación de las entidades de contrapartida.

• Establecer límites claros para los riesgos de mercado y de contraparte.

• Establecimiento de un área de operaciones (back-office) y procedimientos de control para el seguimiento y la administración de la posición de cobertura, incluyendo el proceso de valoración de las transacciones; esto podría incluir el apoyo a un departamento de operaciones responsable de proporcionar servicios de contabilidad, acuerdos, documentación, evaluación, informes de gestión financiera, y control interno.

• Desarrollo de procedimientos para la supervisión y la elaboración de informes sobre las operaciones de gestión de riesgos.


Orientación en desarrollo de mejores prácticas

Los ministerios del gobierno o entidades del sector energético sin experiencia en gestión de riesgos pueden considerar el apoyo técnico y la capacitación para generar capacidad en estas

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áreas. Además de cubrir los temas mencionados anteriormente, los componentes de esta formación podrían incluir:

• Medición de riesgo utilizando análisis de sensibilidad, análisis de escenarios, VAR, simulaciones Monte Carlo y otras técnicas.

• Fundamentos de los mercados de gestión de riesgo en energía.

• Uso de herramientas financieras de riesgo (futuros, opciones, collares y swaps).

• Conceptos básicos del acuerdo ISDA y Anexo de Apoyo al Crédito.

• Problemas de back-office y sistemas de control.

• Apoyo a cuestiones relacionadas con políticas y el establecimiento de marcos institucionales.

Dado que la mayoría de los gobiernos de la región carecen de experiencia en estas áreas, será importante documentar y estudiar las buenas prácticas, tanto a nivel regional como internacional, en la gestión de riesgos de materias primas. Además de los aspectos operativos ya descritos, una guía de buenas prácticas debería incluir información sobre los factores que impulsan las decisiones de política, reacciones institucionales, cómo se desarrolla o adquiere experiencia, y los costos en términos de recursos financieros y tiempo. También debe proporcionar una descripción detallada de cómo cada uno de los temas analizados con anterioridad afecta a los actores individuales del sector —incluyendo los generadores públicos y privados, importadores, distribuidores y entidades gubernamentales— que manejan diferentes aspectos de la actividad de productiva o de consumo. Por ejemplo, un generador y una compañía eléctrica estatal con un estricto régimen tarifario se ven afectados por la volatilidad de los precios y, como resultado, se necesita un trabajo más detallado en esta área para proporcionar más información sobre cómo ciertas entidades de la cadena de oferta pueden utilizar estas herramientas de manera específica. Los países deben trabajar junto con instituciones de desarrollo para compartir experiencias y construir una base de conocimiento, quizás por medio de talleres regionales y un enfoque de colaboración para el desarrollo de una guía de buenas prácticas.

El papel del Banco Mundial

Durante muchos años, el Banco Mundial ha ayudado a los países a desarrollar buenas prácticas en la gestión de la deuda pública para fortalecer la capacidad de recuperación financiera. Los países miembros se han concentrado en el manejo de los choques relacionados con las condiciones económicas endógenas o indicadores financieros externos, como las tasas de interés y el tipo de cambio. Como consecuencia, se ha exhortado a los países a mantener la estabilidad macroeconómica y tratar de cubrir su exposición a la tasa de interés y las fluctuaciones monetarias mediante el uso de productos financieros, tales como los swaps y otros derivados. Muchos países se beneficiaron de este trabajo durante la reciente crisis financiera mundial. A pesar de la magnitud de la crisis, ésta no se ha traducido (hasta la fecha) en una crisis de deuda

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soberana de los países de mercados emergentes. Dos factores importantes para este resultado son la mejor administración macroeconómica y la gestión de la deuda pública en estos países durante la última década (Anderson, Silva y Velandia-Rubiano, 2010).

Además de los esfuerzos por fortalecer la capacidad en la gestión de la deuda pública, el Banco Mundial ha puesto en marcha cambios en su menú de productos financieros, que están diseñados para facilitar la flexibilidad en el financiamiento y el acceso a los mercados de gestión de riesgos. En 1999, el Banco comenzó a ampliar la oferta de productos y servicios financieros en un intento por cerrar la brecha entre mercados y productos financieros sofisticados por un lado, y los prestatarios soberanos con acceso limitado y poco conocimiento de estos mercados y productos, por otro lado. En la actualidad, muchas economías de ingresos medios tienen acceso, aunque a veces esporádico, a los mercados financieros internacionales y se han vuelto más conocedores en el uso de productos financieros que se emplean ampliamente.

Para la gestión del riesgo de materias primas, el Banco Mundial ofrece a los países miembros la capacidad de estructurar los préstamos para que las obligaciones de pago estén vinculadas a la cobertura de precios a través de un swap (Recuadro 5.8). Los países interesados en esta área también pueden solicitar que el Banco apoye los programas de cobertura, actuando como asesor, agencia ejecutora, o potencialmente, desempeñando un papel de intermediación, actuando como contraparte en el país a la vez que figura en un contrato back-to-back con una entidad de contrapartida del mercado. Dependiendo de las necesidades, un contrato de asesoramiento o de ejecución podría incluir (i) asistencia técnica para la evaluación de riesgos y simulación de los resultados y costos-beneficios de diferentes estrategias de cobertura; (ii) asistencia en vincular la estrategia de cobertura con el marco formal de la política; (iii) creación de capacidad técnica para el personal sobre el manejo de las relaciones con las contrapartes y la evaluación de precios; y (iv) asistencia organizando todos los aspectos de la estrategia de ejecución y su aplicación a nombre del cliente (sin actuar como contraparte) (Apéndice B).

Además de fortalecer la capacidad en este ámbito, se puede utilizar el poder de convocatoria del Banco Mundial para reunir a países soberanos con problemas similares y desarrollar soluciones personalizadas y apoyar los esfuerzos para abordar al mercado de una manera coherente. Al igual que en otras áreas, el Banco puede seguir desempeñando su papel como centro de excelencia, innovación y de mejores prácticas internacionales. Esto es importante para los países de ingresos medios debido a la creciente sofisticación de sus mercados y la capacidad para acceder a éstos. El enfoque en la evaluación del riesgo y el fortalecimiento de los marcos institucionales puede ser más prioritario en los países de bajos ingresos, ya que seguirán fortaleciéndose financieramente y aumentará su capacidad para utilizar propuestas de mercado. En general, es importante reconocer que la tarea de diseñar soluciones apropiadas para los países en desarrollo implica un alto grado de personalización.

Recuadro 5.8 Cobertura con materias primas del BIRF

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El Banco Interamericano de Reconstrucción y Fomento (BIRF) en la actualidad ofrece a sus prestatarios el acceso a los swaps de materias primas vinculados a los préstamos del BIRF nuevos o existentes. Este producto le da a los prestatarios la oportunidad de protegerse de la exposición a los precios de las materias primas mediante la vinculación de las obligaciones de reembolso de los préstamos del IBRD a los precios de materias primas. Para un país importador de petróleo expuesto al riesgo de aumento en los precios de las materias primas, el swap puede ser estructurado de tal manera que el pago del principal o la tasa de interés del préstamo se reduciría si los precios de las materias primas aumentan. Por el contrario, para un país productor de petróleo expuesto al riesgo de la caída en los precios de las materias primas, el swap se puede estructurar de forma que el pago del principal o la tasa de interés se reduzcan si los precios de las materias primas disminuyen.

Una cobertura de materias primas del BIRF estructurada de esta manera tendría dos componentes:

• Un préstamo existente del BIRF, con su correspondiente tasa de interés basada en el tipo de interés interbancario de Londres (LIBOR) y con determinadas características de reembolso.

• Una transacción sobrepuesta que intercambie los flujos de efectivo del préstamo original del BIRF por una nueva serie de flujos de efectivo, basada en una tasa de interés y perfil de pago que incorporen los costos y pagos potenciales de una cobertura, como el swap, que también podría ser la mercancía subyacente que genere la protección de precios deseada.

Los prestatarios que estén evaluando el uso de este instrumento tendrían que tener en cuenta: (i) la cantidad de exposición del país a la volatilidad de precios del producto que desean cubrir; (ii) qué niveles de precios protegerán; y (iii) el tiempo de la cobertura.


El Banco Mundial ha estado abogando por una mayor inversión en la gestión de riesgos desde hace muchos años. Este esfuerzo ha sido apoyado por el Equipo de Gestión de Riesgo Agrícola de Red de Desarrollo Sostenible, el apoyo al Equipo de Trabajo de Alto Nivel sobre Crisis de Seguridad Alimentaria de la ONU (2008), el Programa de Respuesta ante la Crisis Alimentaria (2009), el Programa de Seguridad Alimentaria de la Organización Mundial de Agricultura (2010), y los servicios de asesoría del tesoro. Cada uno de estos programas ofrece asistencia técnica a los países para (i) medir la exposición al riesgo de precios, (ii) evaluar la viabilidad técnica y comercial de transferir los riesgos al mercado, (iii) recibir la asistencia con el diseño del producto de cobertura, y (iv) fortalecer la capacidad de apoyar la implementación de las estrategias de gestión de riesgos.

En junio de 2011, en coordinación con socios internacionales, se incorporó la gestión de riesgos en el Plan de Acción del G-20 sobre la volatilidad de los precios de los alimentos y la agricultura, donde se reconoció que los instrumentos financieros desempeñan un papel importante al igual que las inversiones en reducción de riesgos, mitigación de riesgo, producción, y, en el caso de materias primas, el desarrollo de mercado. Estos mismos problemas son importantes en el riesgo de precios de la energía y los esfuerzos por fortalecer la seguridad energética.

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Referencias

Anderson, Phillip R.D., Anderson Caputo Silva y Antonio Velandia-Rubiano. 2010. “Public Debt Management in Emerging Market Economies: Has This Time Been Different?” World Bank Policy Research Working Paper 5399. Washington, DC: Banco Mundial.

Gilbert, Christopher. 2010. “Dominican Republic Electricity Hedging.” Investigación de antecedentes preparado para el estudio, Mitigating Vulnerability to High and Volatile Oil Prices in Latin America and the Caribbean. Washington, DC: Banco Mundial.

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Capítulo 6. Diversificación de la generación basada en petróleo

Para reducir el impacto de los precios del petróleo altos y volátiles en el sector eléctrico, es necesario reducir el consumo de petróleo mediante la diversificación de la generación de energía basada en petróleo. Sin embargo, el desarrollo de fuentes alternativas de energía para lograr una matriz de generación diversificada requiere de tiempo. Esto representa un desafío para muchos países en desarrollo que tienen restricciones de capacidad. Por ejemplo, en muchos países de América Central y el Caribe, la proporción de capacidad de generación basada en petróleo ha ido creciendo en las últimas décadas.

En América Latina y el Caribe y otras regiones, ha aumentado la preocupación sobre el cambio climático y con ello, se ha estimulado el desarrollo de energías renovables. Además de la diversificación, los beneficios del uso de energía renovables incluyen el uso de recursos locales y la producción de energía limpia. Asimismo, ayuda a optimizar el portafolio de generación de energía ya que su costo no está correlacionado con los precios del petróleo, lo que constituye hasta un 90 por ciento de los costos operativos de otras tecnologías de generación (como una planta de turbinas de combustión que utilizan destilados). El costo de la electricidad generada a partir de otros combustibles fósiles, como el gas natural y el carbón, está correlacionado con los precios del petróleo, pero menos ahora que en el pasado.

En conjunto, estos beneficios contribuyen a la reducción de volatilidad. Esta conclusión está apoyada por estudios recientes que recurren a modelos de portafolio de la bibliografía financiera (por ejemplo, la frontera de varianza-media y opciones reales) para determinar y cuantificar el valor de un sistema de generación energética óptimo (Bazilian y Roques, 2008). Estos modelos enfatizan los efectos de precio, de cantidad y de duración de interrupciones en el suministro de energía, en un sistema de generación no diversificado (Recuadro 6.1).

La región de América Latina y el Caribe cuenta con una amplia gama de recursos renovables y tecnologías disponibles para la diversificación de su matriz energética. Ejemplos de energías renovables van desde la energía eólica en Argentina hasta la energía hidroeléctrica y el uso de biomasa en Brasil (Yépez-García, Johnson y Andrés, 2011), y la energía geotérmica en Centroamérica. En 2007, la energía renovable representaba alrededor de 59 por ciento de la generación total de la región — una proporción más alta que en cualquier otra región del mundo. La energía hidroeléctrica por sí misma representaba 57 por ciento de la generación total, y continúa siendo considerada la opción renovable con el mayor potencial de generación en las próximas dos décadas.

Este capítulo considera el potencial de la región de América Latina y el Caribe, para aumentar la generación no petrolera de energía a través del uso de fuentes de energía renovable y

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energía térmica no convencional16

. América Central y el Caribe representan ejemplos básicos del potencial para la generación renovable, demuestran cómo los países altamente vulnerables pueden manejar los precios del petróleo altos y volátiles para mitigar estos riesgos. El capítulo pretende cuantificar e ilustrar los beneficios potenciales para las economías. Un análisis más completo se presenta en el capítulo 9.

16 El análisis de portafolio y el método de optimización utilizado en este estudio se basa en el enfoque desarrollado por Shimon Awerbuch, que calcula el riesgo y el rendimiento (costo de generación) de cualquier portafolio de generación (Recuadro 6.1).

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Recuadro 6.1 Aplicación de la teoría de portafolio para optimizar la generación de energía

Un elemento clave en la teoría moderna de portafolio que resulta relevante para los planificadores del sector eléctrico es el riesgo correlacionado. Dado que las categorías altamente correlacionadas de activos, tales como los precios de energía, tienden a moverse juntas, la diversificación de un activo a otro no va a reducir el riesgo general del portafolio. Esto tiene implicaciones importantes sobre los esfuerzos de generación al sustituir un tipo de combustible por otro en busca de la diversificación.

Al aplicar la teoría de portafolio a la planeación eléctrica, Shimon Awerbuch, desarrolló un método que analiza la relación de riesgo-retorno con el objetivo de distinguir portafolios asequibles de aquellos que no son factibles o indeseables. Un portafolio viable debe de cumplir con los criterios de riesgo; es decir, el riesgo de un determinado conjunto de plantas de generación eléctrica (expresado como la desviación estándar de los rendimientos del portafolio) se encuentra en el nivel objetivo o por debajo de éste. Los portafolios de generación que ofrecen el mismo nivel de riesgo con una rentabilidad mayor o un menor costo son factibles, sin embargo no son deseables; y aquellos que ofrecen un nivel de riesgo con rendimientos inalcanzables no son factibles.

El análisis de Awerbuch muestra que el costo esperado de un portafolio varía inversamente con el riesgo; esto es, a mayor riesgo, el costo total esperado será menor. El riesgo varía directamente con el rendimiento del portafolio e inversamente con el costo unitario de generación. Cuando el riesgo esperado del portafolio y su rendimiento se grafican, forman una “frontera“ que separa los portafolios asequibles de aquellos que no los son, como se muestra en la siguiente gráfica:

Frontera de riesgo-rendimiento

Los portafolios al “noroeste“ de la frontera son más deseables sin embargo menos asequibles, mientras que los que se encuentran en el “sureste” de la frontera pueden ser asequibles pero son menos deseables, ya que alguna otra combinación de inversiones en plantas de energía siempre puede generar electricidad con una mejor combinación de riesgo-rendimiento.

Fuentes: Awerbuch y Berger (2003); Awerbuch (2000); Hertzmark (2010).

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Potencial para la generación con fuentes no petroleras: América Central y el Caribe

Para diversificar su matriz de generación basada en petróleo, las subregiones de América Central y el Caribe pueden buscar tres grupos de alternativas: (i) la energía hidroeléctrica, (ii) la energía renovable no hidráulicas (geotérmica, biomasa, energía eólica y solar), y (iii) energía térmica convencional no petrolera (gas natural y carbón).

Las estimaciones del potencial de las alternativas renovables varían ampliamente entre países y los recursos en términos de tipo, detalle y calidad. En general, los recursos hidroeléctricos son los más conocidos, pues han sido el método más utilizado desde hace décadas. Sin embargo, las estimaciones disponibles para el público se limitan al potencial técnico en algunos países. En términos de energía hidroeléctrica no renovable, los recursos geotérmicos han sido explotados en una escala considerable, especialmente en América Central. Pero el costo de desarrollar estimaciones creíbles de potencial es mayor que el de la energía hidroeléctrica, con menos información de dominio público (Poole, 2009).

Las fuentes renovables no hidráulicas incluyen la biomasa, energía eólica y la energía solar fotovoltaica (PV). En términos de biomasa, los residuos de caña de azúcar son una fuente tradicional de energía, y la disponibilidad del recurso se encuentra bien documentada. En este caso, los problemas principales se centran en la tecnología de generación y la configuración e incentivos para fomentar una mayor inversión en las exportaciones de energía a la red. Hasta hace muy poco, el viento, una fuente relativamente nueva de energía renovable, no se consideraba como una opción viable por la mayoría de los planificadores del sector energético. El tipo y la calidad de la información disponible varían mucho según el país (Poole, 2009). Los principales problemas se refieren a la tecnología y los costos de la transformación de los recursos en energía, con la dificultad de operaciones más complejas institucional y políticamente.

Al evaluar el potencial aproximado de los recursos renovables de energía, se han utilizado tres categorías comparables de potencial para incorporar información de la literatura, de la siguiente manera17

• Potencial técnico. Este término se refiere al potencial bruto identificado que cumple con requisitos mínimos de costos (por ejemplo, el potencial eólico de ubicaciones geográficas con velocidades de viento superiores a 7 metros por segundo); estas estimaciones tienden a ser genéricas y no se basan en un análisis in situ detallado de los lugares.

:

• Potencial utilizable. Adoptado por Nexant (2010a), se trata de una definición más restrictiva basada en información más detallada de un inventario de proyectos, donde se hace énfasis en las posibles restricciones en el desarrollo.

17 Es un hecho desafortunado pero los criterios de las estimaciones publicados sobre el potencial renovable son poco claros; se utilizó cierto criterio en la revisión de la bibliografía.

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• Potencial efectivo. Este término se refiere al potencial de mercado de largo plazo de los proyectos que pueden ser implementados; la relación entre el potencial efectivo y el utilizable es generalmente más alto que con el potencial técnico.

En los apartados siguientes se revisa la información disponible sobre el potencial de energía hidroeléctrica y energía térmica no petrolera (gas natural y carbón) para diversificar la matriz de generación en América Central y el Caribe. Poole (2009) ofrece una descripción del potencial para la energía renovable no hidráulica —desde la geotérmica y la biomasa (bagazo de caña), hasta la energía eólica y solar.

Energía hidroeléctrica

Los recursos hídricos están distribuidos de forma desigual entre los países de América Central y el Caribe. Como se muestra en el cuadro 6.1, las estimaciones más precisas sobre el potencial utilizable que podrían ser implementadas son sustancialmente menores que el potencial técnico estimado.

Cuadro 6.1 Resumen del potencial hidroeléctrico

País

Producción (2007) Potencial técnico Potencial utilizable (GWh) MW GWh MW GWh

Costa Rica 6,770 6,633 29,123 Granada 0 El Salvador 1,740 2,165 9,349 Guatemala 3,010 10,890 5,784 21,443 Haití 480 Panamá 3,870 3,040 13,328 Santa Lucía 0 Barbados 0 Dominica 0 República Dominicana 1,680 535 1,541 Guyana 0 7,600 19,600 Honduras 2,300 4,991 21,861 Jamaica 170 Nicaragua 310 2,400 10,267 San Vicente y las Granadinas 0 San Kitts y Nevis 0 Belice 90 Antigua 0 Surinam 1,360 2,208 9,222

Fuentes: Nexant (2010a) Potencial de América Central; CNE-DR (2006) Potencial de República Dominicana; OLADE (2005) Potencial técnico de Guatemala; OLADE (2008) Plan Nacional Energético de Belice producción 2007 y Potencial técnico para el resto de países. Nota: Las celdas sombreadas indican que el potencial es poco significativo o que no hay estimaciones disponibles.

En la mayoría de países del Caribe, la producción de energía hidroeléctrica que existe es muy pequeña y el potencial restante es insignificante o inexistente. Una excepción parcial es la

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República Dominicana; pero con el potencial estimado, es difícil que ese país mantenga su actual cuota de energía hidroeléctrica en la matriz de generación (estimado en alrededor de 11 por ciento) por pocos años.

La situación es muy diferente en las Guyanas. Guyana tiene un potencial técnico de 7.6 GW, o casi 20 TWh, mucho mayor que su consumo actual. Este potencial no se ha explotado. El proyecto Cataratas Amalia de 154-MW representa el primer gran paso a favor de la energía hidroeléctrica. Sin embargo, el proyecto ha tenido muchos problemas sociales y ambientales, y la experiencia en su aprobación y puesta en marcha puede afectar las perspectivas de desarrollo del potencial hidroeléctrico del país. Surinam genera energía hidroeléctrica en su mayoría. Ésta representa 84 por ciento de la generación total. En principio, debería ser posible mantener el alto porcentaje de la energía hidroeléctrica en la próxima década, pero la interconexión e intercambio con Guyana sería de gran utilidad.

El potencial remanente en América Central es tan grande como para permitir un aumento de la proporción de generación hidroeléctrica regional. Sin embargo, el inventario de proyectos activos para la planificación de la expansión es mucho menor, a niveles de 7,000-8,500 MW18

Por otra parte, la viabilidad de una serie de grandes proyectos requiere una mayor integración regional. Las necesidades de inversión para un escenario hidro a gran escala son comparativamente altas y pueden ser difíciles de movilizar, sobre todo si el sector está luchando para atender el crecimiento de la demanda. Tomando en cuenta estos factores, sería un logro mantener la cuota actual de generación hidroeléctrica en América Central, después de dos décadas de constante disminución.

. La inversión por kilovatio y los impactos socio-ambientales de los proyectos de energía hidroeléctrica varían ampliamente según la ubicación. Más allá de la viabilidad económica, los proyectos deben tener impactos sociales y ambientales aceptables. Sin embargo, no está claro si el inventario presentado por la OLADE (2008) tomó en cuenta estas consideraciones.

Energía térmica no petrolera

Además de las fuentes de energía renovables, los países de América Central y el Caribe tienen otras alternativas para la diversificación de su matriz de generación. El gas natural y el carbón podrían ayudar a reducir la dependencia del petróleo y atenuar el impacto de los precios del petróleo en estas dos subregiones. Aunque los precios del gas natural en América del Norte están correlacionados con los precios del petróleo, tal correlación ha disminuido en los últimos años como resultado de nuevos descubrimientos de gas en la región (Gráfica 6.1). Esta menor correlación ayuda a diversificar el portafolio de generación y a reducir la vulnerabilidad ante el precio del petróleo. Asimismo, el carbón puede reducir aún más la vulnerabilidad pues su precio

18 La lista de proyectos potenciales del CEAC alcanza los 6,900 MW (CEAC, 2007), mientras que los proyectos considerados en los planes de expansión figuran en 7,000 MW (Banco Mundial/ESMAP, 2009); sin embargo, las estimaciones para cada país difieren considerablemente. Si se considera la estimación mayor para cada país, el total de la región sería de 8,650 MW.

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tiene una baja correlación con el precio del petróleo. Estas dos opciones se analizan a continuación como alternativas adicionales a la generación basada en petróleo.

Trinidad y Tobago es el único productor importante de gas natural de entre todos los países de las dos subregiones, mientras que la República Dominicana genera electricidad utilizando gas natural licuado (GNL). América Central no tiene generación con gas natural. Por lo tanto, para la gran mayoría de los países, la expansión en el uso del gas natural para la generación implicaría un aumento en las importaciones de combustible.

Gas natural

La expansión de la producción de gas no convencional en América del Norte ha cambiado radicalmente el equilibrio entre oferta y demanda. Hace solo cinco años, el suministro doméstico de gas era escaso y Estados Unidos de América era visto como un mercado potencial importante para la importación de GNL. Ahora parece que el suministro de gas no convencional seguirá expandiéndose, y se han puesto en marcha varios proyectos para la exportación de GNL. Desde 2009, los precios del gas natural de América del Norte se han disociado completamente del precio del petróleo (Gráfica 6.1).

Gráfica 6.1 Evolución histórica de los precios del petróleo y del gas natural, 2000–11

Fuente: Elaboración de los autores con datos de EIA (www.eia.gov).

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Cushing, OK WTI precio spot FOB (US$/bbl) Costa del Golfo Henry Hub Gas natural precio spot (US$/MMBtu)

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Estos desarrollos recientes sugieren el potencial del gas natural licuado como una opción viable a corto y medio plazo para que los países de la subregión del Caribe diversifiquen su generación petrolera y puedan, así, reducir la vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles. Los países con mayor potencial para el consumo de gas natural licuado son Haití, Jamaica y Barbados. La República Dominicana está bien posicionada para expandir su consumo de GNL por sus instalaciones existentes de importación. Del mismo modo, los países de América Central podrían satisfacer la creciente demanda usando gas natural en forma de gas por gasoducto o GNL.

Sin embargo, una estrategia de importación de gas natural no se da sin restricciones. Los proyectos de importación de gas natural requieren inversiones significativas en gasoductos y terminales de GNL, tanques, y otras obras de infraestructura. El costo de estas inversiones debe ser amortizado durante muchos años y recuperado a través de los precios al usuario final. Además, los contratos de suministro de gas normalmente incluyen obligaciones toma-o-paga que cubren 80 por ciento o más del volumen contratado. Como resultado, la estructura comercial de los proyectos de importación puede ser muy compleja, y la capacidad crediticia de los compradores puede ser una limitación. De igual manera, la competencia por el suministro de GNL a largo plazo es muy intensa, y la mayoría del GNL se comercializa a precios que, a diferencia de Estados Unidos de América, están estrechamente ligados a los precios del petróleo o sus derivados. Los compradores pueden percibir que el gas natural no genera ahorros en costos comparados con el petróleo, mientras no aumente la oferta —de Estados Unidos de América o de otros lugares. Dicho esto, el gas natural puede representar una medida importante para la diversificación de la oferta de combustible para los compradores solventes que son capaces generar economías de escala.

El uso del carbón para la generación eléctrica es insignificante en América Central y el Caribe. Se limita a una planta de 314-MW en la República Dominicana. Sin embargo, se han proyectado diversas instalaciones de carbón en los planes de expansión del sector energético, especialmente en América Central. Parte de la capacidad ya ha sido contratada, y se están considerando hasta 2,000 MW en los planes de expansión regionales de América Central para el período 2010-22.

Carbón

El cambio a carbón es una estrategia convencional para diversificar el portafolio de petróleo en los mercados de la electricidad por encima de un cierto tamaño. Sin embargo, no está claro si el carbón ofrece ventajas de costos en comparación con las unidades de gas natural de tamaño similar. Además, la huella de carbono de los sistemas de carbón es sustancialmente mayor respecto de las emisiones con unidades de gas natural. Aunque la nueva tecnología de carbón limpio puede reducir el dióxido de carbono (CO2) por kilovatio-hora, las emisiones siguen siendo significativamente más altas que para el gas natural. Estas plantas también son propensas a tener mayores costos de inversión que los diseños básicos considerados hasta la fecha.

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La expansión de las tecnologías de generación térmica convencional que utilizan combustibles fósiles distintos del petróleo parece inevitable en América Central y el Caribe. Los recursos renovables por sí solos no pueden proporcionar toda la expansión necesaria del suministro de electricidad a un costo aceptable. Sin embargo, en comparación con el gas natural, el carbón puede no ser la solución más barata desde la perspectiva de la red — incluso antes de considerar el impacto que genera por la emisión de gases de efecto invernadero (GEI).

Impacto potencial por reducir el uso de petróleo en la generación de electricidad

En la actualidad, los renovables representan alrededor de 57 por ciento de la generación eléctrica en América Central y 14 por ciento en el Caribe y las Guayanas. La diferencia se debe principalmente a la mayor proporción de energía hidroeléctrica en la matriz de generación de América Central, y en menor medida, a la mayor proporción de energías renovables no hidráulicas (12 por ciento en América Central frente a nada en el Caribe). Casi toda la generación restante es con base en petróleo, con la excepción de la República Dominicana, donde el gas natural y el carbón contribuyen como fuentes de energía, y Guatemala, que utiliza un poco de carbón (Cuadro 6.2).

Cuadro 6.2 Participación de las fuentes de energía en la matriz de generación de América Central y el Caribe, 2007

Hidroeléctrica Otros

renovables Petróleo Carbón y gas

natural País (%) (%) (%) (%) Costa Rica 74 18 8 0 Granada 0 0 100 0 El Salvador 30 26 44 0 Guatemala 34 10 44 12 Haití 84 0 16 0 Panamá 60 0 40 0 Santa Lucía 0 0 100 0 Barbados 0 0 100 0 Dominica 0 0 100 0 República Dominicana 11 0 67 22 Guyana 0 0 100 0 Honduras 36 6 58 0 Jamaica 2 0 98 0 Nicaragua 10 15 76 0 San Vicente y las Granadinas 0 0 100 0 San Kitts y Nevis 0 0 100 0 Belice 43 8 49 0 Antigua 0 0 100 0 Surinam 84 0 16 0 América Central 45 12 40 3 Guyanas 55 0 45 0 El Caribe 10 0 78 13

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Fuentes: OLADE (2008) y Nexant (2010b) para las islas pequeñas del Caribe, excepto Granada y Barbados.

Para identificar el potencial de las energías renovables en una región o país específico, se deben considerar varios factores y la incertidumbre afecta las estimaciones para las distintas fuentes. En este contexto, los cuadros 6.3 y 6.4 incorporan información de diversas fuentes (incluyendo las tablas de este capítulo) para generar una aproximación de las contribuciones potenciales de los recursos renovables a la expansión del sistema y la diversificación del petróleo en las dos subregiones.

El cuadro 6.3 muestra las estimaciones para cuatro de los recursos renovables considerados. En el caso de la energía hidroeléctrica, geotérmica y eólica, las estimaciones son de potencial que se puede desarrollar a lo largo de las próximas décadas. Se utilizan supuestos sobre el porcentaje de potencial técnico y utilizable que puede ser explotado. Por ejemplo, en el caso de la energía hidroeléctrica, se asume que 70 por ciento del potencial utilizable, en comparación con 30 por ciento del potencial técnico, se podría desarrollar (Cuadro 6.3). Estos casos no tienen un horizonte de tiempo específico.

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Cuadro 6.3 Potencial efectivo remanente de los recursos renovables País

Hidroeléctrico (GWh)

Geotérmico (GWh)

Eólico (GWh)

Caña de azúcar*

(GWh)

Otros renovables

(GWh)

Costa Rica 20,386 1,621 1,127 293 3,041 Granada 0 0 0 0 0 El Salvador 6,544 2,605 2,798 273 5,676 Guatemala 15,010 3,630 2,124 1,075 6,830 Haití 0 0 4,684 66 4,751 Panamá 9,329 206 2,139 128 2,474 Santa Lucía 0 123 75 0 198 Barbados 0 0 19 27 46 Dominica 0 491 0 0 491 República Dominicana 1,079 0 5,897 380 6,277 Guyana 5,880 0 0 239 239 Honduras 15,302 545 2,883 320 3,747 Jamaica 0 0 132 134 265 Nicaragua 7,187 5,377 6,014 147 11,538 San Vicente y las Granadinas 0 0 4 1 5 San Kitts y Nevis 0 1,471 9 11 1,492 Belice 0 0 0 80 80 Antigua 0 0 180 0 180 Surinam 2,767 0 0 6 6 América Central 73,759 13,983 17,086 2,236 33,305 Guyanas 8,647 0 0 245 245 El Caribe 1,079 2,085 11,000 700 13,785

Fuente: Poole (2009).

Nota: Los valores en azul están basados en estimaciones de potencial técnico; el resto está basado en potencial utilizable. * El potencial efectivo de la caña de azúcar se basa en el valor bajo para un sistema de vapor 65-bar, usando 50 por ciento de los residuos de campo, como se muestra en Poole (2009); en América Central la generación existente vendida a la red se ha restado del potencial estimado.

En el caso de la caña de azúcar, se supone que 65 por ciento del potencial utilizable podría ser desarrollado para el año 2030. En este caso, la fuente de energía subyacente es un flujo de residuos cuyo volumen cambia, dependiendo de factores como la actividad económica. Una situación similar existe para los residuos sólidos urbanos y los residuos de los aserraderos y otras industrias, que no son considerados en este informe; esta situación es muy distinta a la de energía hidroeléctrica, geotérmica y eólica, cuyo potencial subyacente se define por la geografía natural.

Se puede ver que la energía hidroeléctrica es la mayor fuente de energía renovable. Las energías renovables no hidráulicas también ocupan un lugar destacado. En América Central,

93

equivalen a 44 por ciento de los recursos hídricos, mientras que en el Caribe y las Guayanas, su potencial es mucho mayor que el de la energía hidroeléctrica.

El cuadro 6.4 toma los totales para la energía hidroeléctrica y otras energías renovables y los compara con la generación (generación total y la basada en petróleo) en 2008. Las grandes diferencias entre los países y sus dotaciones son sorprendentes. Muchos países tienen recursos renovables aprovechables que son múltiplos de la generación total (sin incluir la generación basada en petróleo). En tales casos, debería ser posible abastecer a una gran parte de la expansión del sistema con energías renovables, alejándose de la generación petrolera, bajo el supuesto de un contexto político adecuado.

Cuadro 6.4 Potencial efectivo versus la generación de los recursos renovables en 2008

País

Generación Total

(GWh) Hidroeléctrica (GWh)

Otros renovables

(GWh)

Total renovables

(GWh)

Renovables versus

generación del 2008 (%)

Costa Rica 9,484 20,386 3,041 23,427 247 Granada 171 0 0 0 0 El Salvador 5,639 6,544 5,676 12,220 217 Guatemala 8,717 15,010 6,830 21,840 251 Haití 780 0 4,751 4,751 609 Panamá 6,427 9,329 2,474 11,803 184 Santa Lucía 331 0 198 198 60 Barbados 1,023 0 46 46 4 Dominica 87 0 491 491 564 República Dominicana 15,415 1,079 6,277 7,356 48 Guyana 868 5,880 239 6,119 705 Honduras 6,536 15,302 3,747 19,050 291 Jamaica 3,962 0 265 265 7 Nicaragua 3,360 7,187 11,538 18,724 557 San Vicente y las Granadinas 132 0 5 5 4 San Kitts y Nevis 195 0 1,492 1,492 765 Belice 212 0 80 80 38 Antigua 318 0 180 180 57 Surinam 1,619 2,767 6 2,773 171 América Central 40,163 73,759 33,305 107,064 267 Guyanas 2,487 8,647 245 8,892 358 El Caribe 22,626 1,079 13,785 14,864 66

Fuente: Poole (2009).

Como referencia, si la demanda de electricidad aumenta 4.5 por ciento anual hasta el año 2030, el crecimiento en el período ascendería a 175 por ciento. Así, los recursos renovables

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proporcionarían la expansión del sistema hasta el año 2030 en América Central, las Guyanas y varias islas del Caribe. Por supuesto, esto no puede y no debe ocurrir por muchas razones; sin embargo, se puede argumentar a primera vista, que una parte importante de la expansión —60-70 por ciento en la mayoría de los países y un porcentaje aún mayor en algunos— podría basarse en recursos renovables. Por el contrario, para un grupo de países del Caribe, los recursos renovables considerados son relativamente pequeños en comparación con la necesidad de expansión.

Otra perspectiva se centra más específicamente en la capacidad de generación basada en petróleo y las posibilidades para su sustitución. El cuadro 6.5 ilustra el impacto de 10 por ciento del potencial de energía renovable en la sustitución de capacidad petrolera en 2007. Se compara la magnitud del potencial de recursos renovables con la producción actual en los países de América Central y el Caribe, muestra la cantidad de generación basada en petróleo que se reduciría si se sustituye el 10 por ciento del potencial renovable.

Cuadro 6.5 Comparación de escala de los recursos renovables y la generación basada en petróleo

País

Capacidad basada en petróleo en 2007

Impacto de 10% del potencial RE En la substitución de capacidad basada en

petróleo Porcentaje

de Producción

(GWh) Consumo (103 boe)

Producción (GWh)

Consumo (103 boe)

Generación basada en petróleo

(%) generación

(%) Costa Rica 8 727 961 2 ,343 3,097 322 Granada 100 170 219 0 0 0 El Salvador 44 2,564 3,747 1,222 1,786 48 Guatemala 44 3,809 4,118 2,184 2,361 57 Haití 16 90 559 475 2,951 528 Panamá 40 2,600 3,958 1,180 1,797 45 Santa Lucía 100 331 622 20 37 6 Barbados 100 950 1,899 5 9 0 Dominica 100 87 103 49 58 56 República Dominicana 67 9,966 15,467 736 1,142 7 Guyana 100 870 1,419 612 998 70 Honduras 58 3,661 5,793 1,905 3,014 52 Jamaica 98 7,310 5,705 27 21 0 Nicaragua 76 2,425 3,763 1,872 2,906 77 San Vicente y las

Granadinas 100 132 204 1 1 0 San Kitts y Nevis 100 195 366 149 280 77 Belice 49 104 195 8 15 8 Antigua 100 318 597 18 34 6 Surinam 16 260 404 277 430 107 América Central 40 15,786 22,340 10,706 14,960 68 Guyanas 45 1,130 1,823 889 1,428 79 Caribe 78 19,653 25,936 1,486 4,547 8

Fuentes: OLADE (2008) y Nexant (2010b) para el consumo y producción de la capacidad basada en petróleo; tablas anteriores de este capítulo para el potencial de energía renovable.

95

A pesar del pequeño potencial de las energías renovables, se estima que la sustitución en algunos países es mayor que la producción existente basada en petróleo. La razón de esto, en Costa Rica y Surinam, es que la cuota actual de electricidad generada con petróleo es baja. En Haití, sin embargo, la oferta pública de electricidad es desproporcionadamente pequeña para un país de su tamaño; esto era así antes del terremoto de 2010. Si bien no existen estadísticas sobre auto-generación, es probable que ésta sea sustancialmente mayor que la oferta pública. Aun así, la energía renovable, en forma de energía eólica, podría desempeñar un papel importante19

Más allá de estos casos especiales, se puede observar una división entre los países de América Central y las Guyanas por un lado, y la mayoría de las islas del Caribe por el otro. Para el primer grupo, un 10 por ciento del potencial efectivo de energía renovable podría sustituir a alrededor de 50-70 por ciento de las fuentes petroleras existentes. Sin embargo, para el grupo de países del Caribe, el promedio es de alrededor de 8 por ciento solamente, mientras que para algunos países el potencial calculado es cero. Estos países también se encuentran entre los que más dependen del petróleo para la generación o que tienen los costos de oferta más altos.

.

Algunos de los países más grandes podrían mitigar esta situación mediante las importaciones de gas natural. La República Dominicana ya lo ha hecho, y Jamaica y Barbados pueden ser los siguientes. Países como Dominica y Saint Kitts y Nevis tienen grandes reservas geotérmicas que, si se desarrollan como proyectos relativamente grandes, podrían transformar su matriz de generación. Sin embargo, en los demás países, las posibilidades de sustitución parecen bastante limitadas. Es importante mencionar que las estimaciones de recursos renovables para muchas de las islas del Caribe son todavía preliminares y deben tomarse con cautela. Por lo tanto, el potencial de energía renovable entre los recursos cuantificados puede ser mayor, en parte, porque el costo base de generación se mantendrá elevado.

Como se analiza en Poole (2009), los sistemas fotovoltaicos (FV) están cerca de competir con la generación basada en diésel. Los sistemas híbridos diesel-FV podrían ofrecer la solución más económica para los mercados de las islas pequeñas. Si los costos de energía fotovoltaica siguen disminuyendo —algo que parece muy probable— el atractivo de esta tecnología podría extenderse rápidamente más allá de este nicho de mercado.

Las estimaciones de potencial utilizadas en este capítulo son preliminares. Los países de América Central y el Caribe ya han comenzado a aumentar la importancia que dan a los recursos renovables en sus planes de expansión a corto plazo. Conforme se adquiera más experiencia, la calidad de las estimaciones de potencial efectivo aumentará de manera significativa.


El análisis de este capítulo pone de manifiesto el potencial de la energía renovable para abarcar una mayor parte de la generación eléctrica en América Central y en el Caribe, y por tanto,

19 En Haití, la necesidad prioritaria seria la expansión de la red eléctrica pública, cuyo crecimiento sería bastante alto; el potencial eólico está disperso en pequeñas áreas a lo largo del país.

96

reducir la vulnerabilidad de los países ante los precios del petróleo altos y volátiles a medio y largo plazo. Entre las energías renovables consideradas, la biomasa parece ofrecer los beneficios en producción mayores y más inmediatos, siempre y cuando se ponga en marcha una estrategia de reconversión adecuada. Desde una perspectiva política, la energía geotérmica tiene un gran potencial para diversificar el sistema eléctrico, aunque los costos de exploración altos siguen siendo una barrera para la explotación de este recurso (Banco Mundial/ESMAP 2009, 2011).

Si se combina con alternativas de combustibles fósiles, especialmente el gas natural, el aumento de la proporción de fuentes de energía renovables en América Central y el Caribe puede producir seguridad energética, y beneficios económicos y ambientales. Es posible lograr un aumento significativo de la seguridad energética y una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) si se cuenta con mayor eficiencia energética, además de un mercado eléctrico cada vez más integrado regionalmente (tema del capítulo 8).

Referencias

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———. 2011. Drilling Down on Geothermal Potential: A Roadmap for Central America. Washington, DC: Banco Mundial, Programa de Asistencia para la Gestión del Sector de Energía.

Bazilian, M. y F. Roques (eds.). 2008. Analytical Methods for Energy Diversity and Security. Portfolio Optimization in the Energy Sector: A Tribute to the Work of Dr. Shimon Awerbuch. Amsterdam y Boston: Elsevier.

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97

Programa de Asistencia para la Gestión del Sector Energético (ESMAP). Washington, DC: Banco Mundial.

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OLADE. 2005. Prospectiva Energética de América Latina y el Caribe. Quito: Organización Latinoamericana de Energía.

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Poole, A.D. 2009. “The Potential of Renewable Energy Resources for Electricity Generation in Latin America.” Estudio preparado para el informe, Latin America and Caribbean Region’s Electricity Challenge. Washington, DC: Banco Mundial.

Yépez-García, Rigoberto Ariel, Todd M. Johnson y Luis Alberto Andrés. 2011. “Meeting the Balance of Electricity Supply and Demand in Latin America and the Caribbean”. Directions in Development. Washington, DC: Banco Mundial.

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Capítulo 7. Inversión en eficiencia energética

La eficiencia energética reduce el consumo de electricidad y los requerimientos de generación, disminuyendo así la necesidad de recurrir a importaciones de petróleo y sus derivados. Al igual que la generación basada en energía renovable, las medidas de eficiencia energética requieren inversiones iniciales, cuyos costos se recuperan a través de los ahorros de energía resultantes. A diferencia de la generación eléctrica, sin embargo, el alcance de las inversiones en eficiencia energética va más allá de la generación, transmisión y distribución, abarcando los sectores industrial, comercial y residencial. Se recomienda incorporar las medidas de eficiencia energética en las estrategias a corto y largo plazo destinadas a reducir la vulnerabilidad ante las fluctuaciones de los precios del petróleo y las tendencias del mercado, debido a su naturaleza de ahorro de combustible de su capacidad para evitar inversiones en nueva capacidad de generación20

En este capítulo se consideran las medidas de eficiencia energética disponibles para los países de América Central y el Caribe para reducir el consumo de combustible y, por lo tanto, la vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles. En la siguiente sección se consideran medidas de oferta en el sector de eléctrico. Se analizan las pérdidas técnicas y comerciales para calcular el ahorro de combustible en la combustión de derivados del petróleo y se exploran opciones para la reducción de estas pérdidas en el contexto de países específicos. Después se plantean las medidas por el lado de la demanda para aumentar la eficiencia energética en los sectores industrial, comercial y residencial. Posteriormente, se hace un intento de cuantificar los ahorros potenciales derivados de una mayor eficiencia energética en el consumo de petróleo para la generación de electricidad. Por último, se presentan recomendaciones generales de política para superar los obstáculos existentes en el contexto de eficiencia energética.

.

Eficiencia de la Oferta

Las siguientes subsecciones describen las oportunidades disponibles para mejorar la eficiencia en la oferta de los sistemas de transmisión y las redes de distribución. Para cada uno de los países estudiados, se identifican las pérdidas de energía y se estiman los impactos de la reducción de dichas pérdidas en la vulnerabilidad del precio del petróleo. También se destacan algunos de los desafíos existentes para reducir las pérdidas y se proponen medidas generales de política.

20 Estudios sobre la economía detrás de la mitigación del cambio climático muestran que las medidas de eficiencia energética son la manera más costo-efectiva de reducir los gases de efecto invernadero (GEI). De hecho, dado que sus beneficios generalmente superan los costos (sin considerar los costos de transacción), generalmente se reporta que tienen un costo negativo por tonelada de CO2 (Johnson et al., 2009).

99

Evaluación de las pérdidas técnicas y comerciales

Las pérdidas de transmisión y distribución se agrupan en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas o comerciales. La reducción de las pérdidas técnicas contribuye a mejorar la eficiencia general del sistema y, por tanto, a la reducción del consumo de combustible; por lo que se considera un instrumento directo de mitigación de la exposición a la volatilidad de los precios del petróleo.

Es difícil evaluar las pérdidas técnicas y el potencial para reducirlas en América Central y el Caribe, ya que solo se cuenta con información agregada sobre pérdidas para la mayoría de los países21. Se aproximó el nivel crítico de las pérdidas técnicas (TL) y las pérdidas comerciales (CL) en 16 países para los cuales se disponía de datos confiables22

a partir de un análisis de datos desagregados y datos específicos de los países. La diferencia entre las pérdidas reales y de eficiencia genera el margen para la reducción de las pérdidas potenciales para cada país. El potencial de ahorro de energía se calcula como la suma de todas las TL y 30 por ciento de las reducciones de CL. Se encontró que casi todos los países podrían reducir las pérdidas y evitar parte de su generación (Gráfica 7.1).

21 Se recopilaron datos estadísticos de las Naciones Unidas (ONU), la Administración de Información Energética (EIA), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Corporación de Compañías Eléctricas del Caribe (CARILEC), la Comisión de Integración Energética Regional (CIER), el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), y de otras fuentes específicas de los países. Para este estudio se analizaron y compararon las tres bases de datos más grandes: ONU, EIA, y OLADE. 22 Las pérdidas de eficiencia se basan en datos de Puerto Rico (para los países insulares pequeños, con pérdidas totales de 6.9 por ciento) y Chile (para los países más grandes, con pérdidas totales de 7.9 por ciento). Para los países con pérdidas totales altas, las pérdidas técnicas (TL) de referencia se fijaron en 9.4 por ciento (para los países más grandes) y 8.4 por ciento (supuesto para los países insulares pequeños). La pérdida comercial (CL) de referencia se define como la diferencia entre la TL total y la TL de referencia. Sin embargo, para los países con pérdidas totales menores o ligeramente superiores a la TL de referencia, la CL se ajustó a 2 por ciento o un poco menos consecuencia de la percepción de que las pérdidas comerciales suelen estar presentes en los países de América Latina y el Caribe por razones culturales, sociales y económicas. Además, es difícil identificar casos aislados de pérdidas comerciales, y reducir estas pérdidas aún más no es rentable.

100

Gráfica 7.1 Potencial del ahorro de energía en algunos países de América Central y el Caribe

Fuente: Aburto (2010).

Se realizó un análisis más detallado para calcular el ahorro en el consumo de diésel y combustóleo resultante de aprovechar plenamente las reducciones de pérdidas en cada país. Este análisis se basa en las características de generación marginal de cada país. Se utiliza un modelo estático con efectos instantáneos de la reducción de pérdidas en el ahorro de energía y combustible, manteniendo las demás condiciones constantes. Como muestra la gráfica 7.2, Honduras, Jamaica, la República Dominicana, Nicaragua, Panamá y Guatemala serían los países más beneficiados por la sustitución de plantas (presumiblemente pequeñas) generadoras obsoletas.

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Gráfica 7.2 Ahorros potenciales en los derivados del petróleo por reducciones de pérdidas en la oferta en algunos países


El análisis muestra el potencial de ahorro en combustibles mediante el logro de niveles eficientes de pérdidas en todos los países. Se puede ahorrar diésel en 15 países, con las mayores tasas de ahorro para la República Dominicana y Jamaica, seguidos por El Salvador. Cuatro países —Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá— pueden eliminar el uso de diésel por completo y aún así lograr ahorros adicionales en combustóleo (HFO).

Las pérdidas eléctricas son una consecuencia inevitable de los flujos de energía a través de las redes de transmisión y distribución. El nivel de pérdidas es una función de varios factores, incluyendo la configuración de la red y características de diseño, el grado de obsolescencia, el perfil y composición de la demanda y las prácticas operativas. Por lo tanto, es difícil identificar el nivel óptimo de pérdidas para redes específicas y comparar su rendimiento. Las compañías eléctricas deben tratar de reducir las pérdidas técnicas y eliminar las causas de las pérdidas comerciales para evitar pérdidas excesivas que puedan afectar gravemente su salud financiera.

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Opciones para reducir las pérdidas técnicas

Las pérdidas variables de una red son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la corriente. Por lo tanto, una mayor utilización de su capacidad afecta negativamente a las pérdidas. Al aumentar el área transversal de las líneas y cables para una carga dada, las pérdidas disminuyen, lo que conduce a una disyuntiva entre el costo de las pérdidas y los gastos de capital.

Variables

Hay cinco formas principales para reducir las pérdidas fijas: (i) elegir la tecnología del transformador con cuidado, (ii) eliminar los niveles de transformación, (iii) apagar transformadores, (iv) mejorar los factores de bajo consumo, y (v) distribuir la generación. El nivel de pérdidas fijas en un transformador depende, en gran parte, de la cantidad y calidad de las materias primas en el núcleo. Los transformadores que utilizan materiales costosos, como el acero especial o núcleos de hierro amorfos, incurren en menores pérdidas. Así, existe una disyuntiva entre los gastos de capital y el costo de las pérdidas al momento de seleccionar los transformadores.

Fijos

Una segunda manera de reducir las pérdidas fijas es la eliminación de los niveles de transformación en la red. Aunque puede haber un efecto de compensación en las pérdidas variables en una red específica de tensión, éste será compensado por la reducción en pérdidas fijas. Un tercer método es apagar los transformadores durante períodos de baja demanda. Asumiendo que una subestación requiere de dos transformadores de cierto tamaño durante las horas pico, uno de ellos se podría apagar durante los períodos de baja demanda para reducir las pérdidas fijas. Esto produciría cierto incremento en las pérdidas variables y puede afectar la seguridad y calidad del suministro, así como la condición operativa del transformador. Estas opciones alternativas deben ser examinadas de manera detallada antes de tomar una decisión sobre las prácticas operativas.

Los flujos de potencia reactiva también producen mayores pérdidas. Éstos reducen la capacidad efectiva de la red que, como proporción de la capacidad instalada, se conoce como el factor de carga. Los motores eléctricos y otros aparatos crean energía reactiva y, por lo tanto, disminuyen el factor de carga de la red. Los consumidores pueden mejorar su propio factor de carga mediante la instalación de equipos de compensación, pero esto no ocurrirá a menos que se cobre por factores de carga bajos. Estos cargos deberían estar identificados en las facturas de los consumidores finales.

Finalmente, localizar la generación cerca de la demanda puede reducir las pérdidas de distribución. El acortamiento de la distancia de recorrido de la electricidad disminuye el número de niveles de transformación de voltaje, y la capacidad liberada reduce los niveles de utilización.

103

Opciones para reducir las pérdidas comerciales

Las pérdidas comerciales asociadas a los países de la región de América Latina y el Caribe pueden ocurrir por varias razones sociales, económicas y culturales. Tales pérdidas —usos ilícitos, errores de medición y facturación o errores administrativos— pueden ocurrir en un contexto de debilidad de los marcos legales e institucionales con una aplicación deficiente de las leyes. Además, las compañías eléctricas pueden carecer de las habilidades y recursos técnicos necesarios para identificar y controlar las pérdidas. También se pueden presentar deficiencias en medición, los sistemas de información, y los incentivos para detectar y combatir el robo de la electricidad y auditar los inventarios de energía no medida.

En las áreas con altas concentraciones de pérdidas comerciales, como las zonas con problemas socioeconómicos específicos, el desafío de las compañías eléctricas es la implementación de servicios integrales bien diseñados y un plan de inspección que incluya la instalación de conexiones y medidores. Para ser eficaces, esos esfuerzos deben ser apoyados por las agencias gubernamentales, ofreciendo servicios sociales complementarios y de aplicación de la ley o, simplemente, manteniendo el orden.

En las áreas con pérdidas comerciales (CL) bajas es muy difícil para las compañías eléctricas detectar irregularidades en el servicio, identificar las causas de casos aislados y tomar medidas para corregirlas sobre una base casuística. En algunos casos, los costos de reducir estas pérdidas pueden exceder sus beneficios, con lo que puede ser preferible tolerar un bajo nivel de CL.

Eficiencia de la demanda

Una estrategia del lado de la demanda que busque reducir la demanda pico y no pico de los usuarios finales puede servir como contrapartida a las mejoras en eficiencia en la producción y distribución. Esto, a su vez, reduce la capacidad de generación y los activos de transmisión y distribución necesarios para alimentar el sistema. Las medidas para reducir la demanda pico tienden a ser más populares entre compañías eléctricas que las medidas de eficiencia energética en sí, ya que las primeras reducen sus costos mientras que las segundas también reducen sus ingresos.

Panorama del uso final de la energía

Para estimar el potencial de eficiencia energética, primero se tiene que identificar cómo se utiliza la energía actualmente por los consumidores y el tipo de uso final (por ejemplo, iluminación o aire acondicionado). Las estadísticas sobre el uso sectorial, resumidas en la gráfica 7.3, muestran grandes diferencias entre las proporciones de los países en todos los sectores debido a factores tales como variaciones en la dotación de recursos iniciales, el nivel de desarrollo y el grado de industrialización.

La información existente sobre los usos finales y subsectores de energía en las dos subregiones es irregular. Por lo tanto, generalmente es difícil comparar los datos entre países. La

104

falta de información organizada sistemáticamente es más pronunciada en el Caribe que en América Central.

Gráfica 7.3 Proporción del consumo total de electricidad (GWh) por sectores en algunos países, 2007

Fuente: OLADE (2008). Nota: Los valores se calculan a partir de los balances energéticos nacionales, que utilizan barriles de petróleo equivalente (boe) como unidad de medida; se reportan valores de 2006 para El Salvador y todos los países del Caribe, con excepción de la República Dominicana y Trinidad y Tobago.

Potencial para América Central y el Caribe

La evaluación del potencial de eficiencia energética no es trivial, sobre todo en los países donde este tipo de programas apenas están en marcha. Este es el caso de la mayoría de los países de la subregión, por lo que se han hecho solo unas cuantas estimaciones preliminares del potencial a nivel nacional.

Para Costa Rica, se estima que la reducción acumulada en el consumo base de electricidad durante el período de 2002-16 podría alcanzar 16 por ciento del consumo total. Dado que el impacto de las políticas de eficiencia energética crece con el tiempo, esto implica que la reducción en el consumo anual en 2016 superaría 16 por ciento (CONACE, 2003). Para Panamá, en un estudio elaborado en 2004 y actualizado posteriormente, se estima (tomando el 2009 como

8,226 4,287 7,180 4,905 2,124 5,379 851 13,081 145 681 341 6,517 1,449 7,342

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año base) que el consumo podría reducirse en 10 por ciento en 2019 y 16 por ciento en 2023 (CEPAL, 2009b).

Las evaluaciones de segmentos específicos del mercado también sugieren la posibilidad de ahorros importantes. Por ejemplo, las auditorías llevadas a cabo en tres sistemas de abastecimiento de agua en El Salvador, encontraron un potencial de reducción en las necesidades de energía entre 30-40 por ciento. En Nicaragua, se evaluó el potencial de reducción del consumo de electricidad y los costos en algunas oficinas gubernamentales, concentrándose en medidas muy sencillas para mejorar la eficiencia de iluminación y aire acondicionado. Se estimó que dichas medidas pueden reducir el consumo total de electricidad en alrededor de 27 por ciento, con un período promedio de recuperación de 2.4 años. Varias auditorías en Panamá encontraron un ahorro potencial en la industria, el comercio y los servicios (incluyendo al gobierno) de 27 a 40 por ciento, con un período promedio de recuperación de poco más de 2 años para las inversiones en equipo.

Una mejor eficiencia energética: efecto en la inversión y consumo de petróleo

El método utilizado para calcular el impacto de las mejoras en eficiencia energética de la oferta sobre el consumo de petróleo es similar al empleado para determinar el efecto de una reducción de 10 por ciento en el consumo de electricidad (Gráfica 7.4).

Gráfica 7.4 Ahorros potenciales de combustible para generación eléctrica por un aumento de 10 por ciento en la eficiencia de uso


106

*El consumo reducido de combustible de Costa Rica para la generación eléctrica significa que atribuir todos los ahorros de GWh al menor consumo de petróleo excede el uso total de petróleo para la generación. Se asumió que la reducción en el consumo de combustible sería la misma que para la oferta (Gráfica 7.2). Combinar los dos valores implicaría una reducción aproximada de 60 por ciento en el consumo de combustible, que puede estar cerca del límite operativo del sistema nacional; esto sugiere, por ejemplo, que una porción del diésel se podría utilizar en sistemas aislados fuera de la red de sistemas, que continuarían operando.

Superar obstáculos en eficiencia energética: instrumentos de política

Tener un gran potencial económicamente viable para ahorrar energía se debe a varias imperfecciones de mercado que inhiben la capacidad de los consumidores para optimizar su consumo de energía. La importancia relativa de estos obstáculos —de información, institucionales, técnicos y financieros— y su influencia sobre las decisiones de consumo varían según el segmento del mercado. Por ejemplo, las barreras a las inversiones en eficiencia energética que enfrentan las empresas pueden diferir notablemente de las existentes en el sector residencial.

Los instrumentos de política más apropiados para superar los obstáculos a la eficiencia energética también difieren por segmento de mercado. Para los países de América Central y el Caribe, las recomendaciones básicas de política son:

• Encuestas especializadas y análisis sobre el uso de la energía y los factores que lo influencian. Eso debe hacerse para el acervo de equipos que utilizan energía, las tasas de saturación de los aparatos eléctricos, área de los edificios comerciales, y el grado de días de enfriamiento; tener esta base de información es importante no solo para el diseño e implementación de programas, sino también para hacer estimaciones confiables de su impacto en el consumo de energía.

• Conceptualizar programas y políticas de eficiencia energética como pasos necesarios dentro de un proceso a largo plazo. Las políticas y programas tienen efectos a corto plazo, pero los impactos son acumulativos, e implican cambios en el equipamiento y en el comportamiento de muchos consumidores.

• Considerar la capacidad institucional de los distintos actores involucrados. Estos suelen incluir organismos gubernamentales, desarrolladores de proyectos e instituciones financieras.

• Utilizar programas de estándares y etiquetado para aparatos eléctricos destinados al uso residencial y de pequeñas empresas. Estos pueden ser muy eficaces y tienen costos relativamente bajos.

• Diseñar e implementar programas de sustitución de electrodomésticos de manera cuidadosa. Muchos países están considerando esta medida a corto plazo para la sustitución de equipo obsoleto e ineficiente; este programa debe ser diseñado para fomentar la participación de los hogares, especialmente los de bajos ingresos, y pequeñas

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empresas sin generar subsidios costosos. Por supuesto, los electrodomésticos obsoletos deben desecharse de forma adecuada.

• Organizar programas de sustitución de lámparas fluorescentes compactas. Estos programas tienden a ser una de las primeras medidas de eficiencia energética a gran escala; son relativamente fáciles de organizar y han sido eficaces en muchos países de todo el mundo. En la actualidad, se están probando estos programas en muchos países de América Central y el Caribe, y hay margen para la expansión del programa en la región.

• Familiarizar a los bancos con los préstamos de eficiencia energética para reducir el riesgo percibido. La falta de acceso a financiamiento comercial ha sido un gran obstáculo para la expansión del mercado de algunos proyectos de modernización de la eficiencia energética. Los bancos no están acostumbrados a préstamos para este tipo de proyectos. No aceptan los créditos de los contratos de desempeño como garantía, y generalmente no hacen préstamos a los desarrolladores de proyectos, como las empresas de servicios energéticos (ESCOs), que suelen estar poco capitalizadas. Es necesario llevar un proceso paso a paso para familiarizar a los bancos con este mercado para reducir el riesgo percibido, para que se puedan adaptar los criterios de evaluación de préstamos y, posiblemente, el diseño de instrumentos apropiados. El Banco Mundial y otros donantes pueden desempeñar un papel clave en este proceso, aportando experiencia internacional y ayudando a establecer y financiar mecanismos de transición.

• Evaluar cuidadosamente las estrategias basadas en subsidios permanentes. El precio de la energía es una señal importante para los consumidores. La distorsión de precios, como la generada por los subsidios, hace más difícil la racionalización de la energía. En la mayoría de los países de América Central y algunos del Caribe, los gobiernos han tratado de evitar un mecanismo completo de transferencia del costo de suministro a los consumidores, especialmente los residenciales. El costo de estos subsidios en las cuentas nacionales, o para las compañías eléctricas que tienen que absorberlos, es bastante alto. Las políticas deben tener como objetivo final la transformación del segmento de mercado objetivo para ser efectivas, de tal manera que un nuevo nivel de desempeño en eficiencia energética se dé sobre una base sostenible. En general, los gobiernos deberían dar una mayor prioridad a las políticas de reducción de la pobreza sobre los subsidios de energéticos, para asegurar que los precios reflejen los costos reales de proveer bienes y servicios o los precios de referencia internacionales. En los casos en que el gobierno se ve obligado a apoyar a consumidores de bajos ingresos, sería preferible utilizar medidas para mejorar sus ingresos que estén bien focalizadas.


En este capítulo se han analizado los ahorros potenciales de combustible que pueden resultar de mejoras en la eficiencia energética de la oferta y del uso final. Es posible lograr una mayor eficiencia de la oferta mediante la reducción de pérdidas técnicas, que depende de la

108

modificación de las características y configuraciones del sistema. El efecto marginal de las pérdidas comerciales también se puede reducir a través de medidas de servicio social y la aplicación de la ley. Por el lado de la demanda, es posible aumentar la eficiencia mediante el etiquetado, normas y estándares mínimos para los aparatos eléctricos y edificios, y mediante programas de información y difusión. También es necesaria una mayor profundidad financiera, en forma de programas de crédito, para garantizar la participación efectiva de las empresas en la eficiencia energética. Entre los países estudiados, Jamaica y la República Dominicana tienen los mayores ahorros estimados de combustible. En el siguiente capítulo se examinan las posibilidades de una tercera medida estructural —la integración energética regional— para mitigar la vulnerabilidad de los precios del petróleo altos y volátiles en el mediano y largo plazos.

Referencias

Aburto, J. 2010. “Study on Mitigating Impact of Oil Price Volatility in Central America and the Caribbean Energy Efficiency of Public Utilities: Transmission and Distribution Losses.” Informe preparado para el Banco Mundial, Washington, DC: Banco Mundial.

CEPAL. 2009b. “Situación y Perspectivas de la Eficiencia Energética en América Latina y El Caribe”. Documento preparado para la Reunión Regional Intergubernamental sobre Eficiencia Energética en América Latina y el Caribe, realizada en septiembre 15–16 en Santiago, Chile.

CONACE. 2003. Programa Nacional de Conservación de Energía 2003–2008 (PRONACE). San José: Comisión Nacional de Conservación de Energía.

Johnson, T.M., C. Alatorre, Z. Romo, y F. Liu. 2009. Low-carbon Development for Mexico. Washington, DC: Banco Mundial.

OLADE. 2008. Energy Statistics Report—2007. Quito: Organización Latinoamericana de Energía.

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Capítulo 8. Integración energética regional

La integración energética regional puede ayudar a los países a diversificar su matriz de generación eléctrica. Tener una generación diversificada en sus fuentes puede reducir los costos variables. A medida que aumenta la proporción de renovables y de gas natural en la matriz de generación, se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero. La integración regional con países que tienen matrices de generación más diversificadas puede reducir el porcentaje de importaciones de petróleo y sus derivados para la generación y reducir así la vulnerabilidad de un país frente a los precios del petróleo altos y volátiles.

En este capítulo se abordan algunas de las oportunidades de integración regional que pueden ayudar a los países de América Central y el Caribe a reducir su vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles. La siguiente sección se centra en el potencial de interconexión eléctrica para estas subregiones. Posteriormente se presenta un análisis del potencial de estos países para la integración de gas natural.

Integración eléctrica regional

Las interconexiones regionales y de países permiten la optimización del suministro de electricidad, lo cual puede mejorar la eficiencia y reducir gastos en la capacidad de generación de alto costo. Debido a las economías de escala, la integración produce costos de generación más bajos. Y cuando los perfiles de consumo de los participantes no están perfectamente correlacionados, el patrón de carga más suave que surge significa una menor inversión en los requerimientos de reservas. Si se cumplen estas condiciones, el uso de combustibles fósiles disminuye junto con la vulnerabilidad de los países ante los precios del petróleo altos y volátiles. Además, desde una perspectiva de mercado, la integración regional fomenta la competencia y ayuda a la concientización de los beneficios del comercio relacionados con la especialización de los productores más eficientes.

Si bien los beneficios económicos de un mercado integrado son generalmente aceptados, una serie de obstáculos institucionales impiden a menudo la formación de intercambios regionales. Los problemas más comunes son el uso de distintos estándares tecnológicos; diversos regímenes regulatorios, marcos legales, y políticas de precios; además de preocupaciones ambientales. Las distintas perspectivas sobre los costos de inversión compartidos representan obstáculos adicionales que pueden limitar o retrasar la integración de los mercados. Esto aunado a la incertidumbre de las decisiones políticas y la falta de una masa crítica para que se den inversiones en la generación no basada en petróleo. Las siguientes secciones destacan los desafíos para América Central y el Caribe, algunos de los cuales son exclusivos debido a la geografía de estas subregiones y sus sistemas energéticos, así como al alcance, los datos y análisis disponibles.

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América Central

El sistema de interconexión eléctrica en América Central se inició a principios de la década de 1990. El interés surgió principalmente por el deseo de (i) mejorar la seguridad de las redes nacionales pequeñas y (ii) aprovechar la proporción relativamente grande de energía hidroeléctrica en la matriz. Los grandes proyectos hidroeléctricos podrían desarrollarse con mayor facilidad en un mercado regional, frente a un mercado nacional. El unir cuencas hidrológicas en un mercado regional podría ayudar a disminuir los impactos de las variaciones de la producción anual y estacional. También se reconoció el potencial sub-nacional para el desarrollo de nueva capacidad de generación hidroeléctrica.

Los esfuerzos para promover la integración en Centroamérica se tradujeron en el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). El SIEPAC conecta a los seis países de la subregión (Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá) (Mapa 8.1). Desde un principio, la línea de transmisión SIEPAC fue diseñada para crear un mercado eléctrico regional (MER), para lo cual los seis países firmaron un tratado en 1996. Dos años más tarde, el tratado entró en vigor. El marco regulatorio del MER se aplicó por primera vez en el año 2002, sobre la interconexión existente entre Honduras y El Salvador.

La construcción en el marco del Proyecto SIEPAC se inició en 2006. Se han incluido alrededor de 1,830 kilómetros de 230 kV de líneas de transmisión que se extienden desde Guatemala hasta Panamá, así como conexiones y subestaciones de transformación en cada uno de los seis países. Se espera que el mercado eléctrico regional esté operando plenamente a finales de 2012, y se está considerando la ampliación de capacidad para intercambios constantes de hasta 300 MW.

Mapa 8.1 Línea de transmisión regional SIEPAC

Fuente: Elaboración de los autores, basada en datos del SIEPAC.

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El SIEPAC tiene como objetivo promover un mayor comercio energético en América Central mediante (i) la reducción de los altos costos de electricidad en la región; (ii) implementación de proyectos a gran escala de generación hidroeléctrica y de con gas natural (con turbinas de ciclo combinado); y (iii) el fortalecimiento de la confiabilidad de los sistemas eléctricos nacionales. Como resultado del proyecto, los seis países centroamericanos disfrutan de un mejor clima de inversión que facilita el financiamiento de proyectos de mayor envergadura. Una vez instalada, la interconexión permitirá a los nuevos proyectos aprovechar las economías de escala en la generación de electricidad. De acuerdo con el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), dentro de 8-10 años, el SIEPAC podría lograr un ahorro en los costos operativos de aproximadamente 4 por ciento y un ahorro de combustible de 3 por ciento, basándose en ejercicios indicativos de expansión (Banco Mundial, 2011a).

Uno de los objetivos del SIEPAC es crear una estructura comercial y regulatoria que permita a los seis países avanzar gradualmente hacia la armonización de sus regulaciones internas. Se prevé que estos arreglos institucionales ocurran antes de la finalización de la nueva infraestructura. El progreso en la armonización se ha visto frenado por las profundas diferencias institucionales, y una escasez crónica de capacidad de generación dentro de los países ha generado una disminución en el comercio intrarregional (Cuadro 8.1). Al mismo tiempo, los mecanismos para coordinar las compras de electricidad mediante contratos de energía firme pueden ayudar a estimular una mayor inversión en la generación de energía renovable y diversificar la matriz energética en toda la región.

Cuadro 8.1 Evolución del comercio intrarregional de electricidad Importaciones mas exportaciones (GWh)

Año Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá América Central

2000 497.7 919.4 963.8 300.6 117.0 147.4 2,945.9

2001 240.7 396.6 422.0 308.6 17.3 160.9 1,546.1

2002 476.1 494.7 485.3 415.1 22.1 83.7 1,977.0

2003 160.1 530.3 446.9 336.8 33.1 183.7 1,690.8

2004 394.0 549.6 505.1 392.2 45.1 285.1 2,171.2

2005 151.0 359.9 358.6 61.1 30.8 161.2 1,122.8

2006 130.0 21.5 96.6 18.0 53.4 117.0 436.0

Fuente: CEPAL y SICA (2007).

Existe la preocupación de que la nueva infraestructura de transmisión de SIEPAC será subutilizada si no se aumenta la capacidad de generación. Los resultados de un ejercicio cuantitativo llevado a cabo para América Central muestran que, basándose en las plantas hidroeléctricas que podrían construirse en la subregión, una mayor integración aumentaría la

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proporción de energía hidroeléctrica en 8 por ciento (de 46 por ciento a 54 por ciento). Esto generaría una reducción de 14 por ciento de las emisiones de CO2 como consecuencia de la reducción en el uso de generación térmica (Gráfica 8.1). Al disminuir la necesidad de capacidad de reserva, la integración regional podría generar un ahorro significativo en la inversión interna del sector eléctrico (Yépez-García, Johnson y Andrés, 2011).

Gráfica 8.1 Impacto de la integración eléctrica en América Central

Fuente: Elaboración de los autores, basada en un modelo de optimización.

Este ejercicio muestra cómo una mayor proporción de generación hidroeléctrica genera una matriz energética más diversificada en América Central, como resultado de una mayor integración eléctrica regional. La integración hace posibles los proyectos más grandes, con economías de escala considerables. Como este tipo de proyectos entran en la matriz de generación regional, los países reducen su dependencia de las importaciones de petróleo y disminuye su vulnerabilidad. La simulación en este ejercicio se limitaba a una cierta cantidad adicional de potencial hidroeléctrico en América Central y, por lo tanto, no toma en cuenta todo el potencial hidroeléctrico para la diversificación de la matriz de generación en América Central. Otra opción sería aprovechar los mercados hidroeléctricos en América del Norte y América del Sur, particularmente los de México y Colombia.

A la par de la implementación del SIEPAC, se puso en marcha un nuevo marco, conocido como el Programa de Integración Energética Mesoamericana (PIEM), para desarrollar las

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2030 Referencia 2030 Comercio

GW

hr

Biomasa Carbón Diésel Eólica CombustóleoGas natural Geotérmica Hidroeléctrica Nuclear

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iniciativas de integración extra-regionales23

• Interconexión México-Guatemala: Esta línea de transmisión de 400 kV de 103 kilómetros (32 km en México y 71 km en Guatemala) comenzó a operar recientemente. La capacidad inicial de transferencia es de 200 MW de México a Guatemala y 70 MW de Guatemala a México. También se pueden hacer transacciones con otros países de América Central a través de la línea SIEPAC.

. Dentro del PIEM, se planea conectar la línea SIEPAC con México y Colombia. Estos países se convertirían en miembros del mercado eléctrico regional a través de las interconexiones México-Guatemala y Colombia-Panamá, como se describe a continuación:

• Interconexión Colombia-Panamá: Esta interconexión, que se encuentra en una etapa avanzada de planificación, contará con 514 kilómetros de líneas de transmisión de alta tensión (HVDC) (250 o 450 kV), incluyendo un enlace submarino entre Cerromatoso (Colombia) y las subestaciones Panamá II. Esto requiere una inversión de alrededor de US$200 millones (WEC, 2008). La capacidad inicial será de 300 MW desde Colombia a Panamá (con una posible expansión de capacidad de 600 MW) y 200 MW de Panamá con Colombia.

Se espera que México y Colombia tengan capacidad disponible en un futuro próximo para exportar electricidad a Centroamérica. En un período relativamente corto, estas dos interconexiones, especialmente la de Colombia-Panamá, podrían afectar significativamente el equilibrio entre oferta y demanda de los países en la subregión. La interconexión Colombia-Panamá podría ayudar a consolidar el uso de la nueva infraestructura del SIEPAC, lo que mejoraría el potencial para el desarrollo efectivo del potencial hidroeléctrico más grande de la región, así como el potencial de generación geotérmica y eólica. De cara al futuro, América Central podría convertirse en un corredor para una interconexión más sólida entre Colombia y México. Las interconexiones extra-regionales deben generar beneficios significativos en el corto, mediano y largo plazos, además de generar nuevas opciones para el intercambio regional.

Las islas del Caribe

El potencial de la interconexión eléctrica en los países del Caribe es menor que en América Central, dado que estas islas se encuentran alejadas entre sí y tienen mercados más pequeños. Aun así, la interconexión eléctrica podría reducir significativamente la dependencia de la generación basada en petróleo en estos países. Varios casos demuestran que las interconexiones entre dos o más países pueden ser económicamente viables, aprovechando las economías de escala y el desarrollo de materias primas.

Algunas de las islas de las Antillas Menores tienen un gran potencial geotérmico. Los recursos más importantes se encuentran en Nevis y Dominica, mientras que Guadalupe y Martinica también tienen potencial (Guadalupe cuenta con una planta piloto de 4 MW). El 23 En diciembre de 2005, se adoptó el PIEM durante la Declaración de Cancún por los gobiernos de Belice, Colombia, Costa Rica, República Dominicana, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua y Panamá.

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potencial para la explotación geotérmica depende de dos conjuntos posibles de interconexiones. El primero, que es muy económico, se encuentra entre Nevis y San Kitts (Nexant, 2010); mientras que el segundo vincula Guadalupe y Martinica a los recursos de energía geotérmica de Dominica. Otra posibilidad es una interconexión entre la República Dominicana y Haití.

Recuadro 8.1 Promoción de la integración energética en el Caribe

En un estudio reciente, Gerner y Hansen evalúan las oportunidades de integración energética en el Caribe, teniendo en cuenta la viabilidad técnica y económica de las opciones consideradas. Los autores identificaron tres áreas principales para desarrollar:

La energía renovable. Encuentran que los recursos con el mayor potencial de interconexión son el gas natural (por gasoductos, y el gas natural licuado [GNL]), la generación geotérmica, la hidroeléctrica, la eólica y la biomasa. Todos son altamente competitivos en relación con las tecnologías utilizadas actualmente. Un desafío clave consiste en identificar aquellos sitios con buenos recursos que sean económicamente viables.

Interconexiones eléctricas con cables submarinos. Si se hacen interconexiones de las distintas islas por medio de cables submarinos, se mejoraría la eficiencia y aumentaría la seguridad en el sector eléctrico. Además, permitiría el uso de recursos renovables en la generación a gran escala. El nivel de interconexión podría ser subregional, continental (por ejemplo, con México, Colombia o Venezuela), o bilateral (Montserrat-Antigua o Puerto Rico-República Dominicana).

Interconexiones con gasoductos. El estudio revela que el suministro de gas natural a través del gasoducto del Caribe Oriental podría ser más barato que la generación actual (basada en diésel). El gas natural de Trinidad y Tobago se ofrecería en Barbados, Guadalupe, Martinica y Santa Lucía. Si las islas estuvieran interconectadas, el gasoducto podría aprovechar las economías de escala debido a los grandes volúmenes de gas transportados. Para llevarse a cabo, sin embargo, el proyecto primero debe ganar consenso entre los diversos actores, que van desde los proveedores de gas, las compañías públicas y los reguladores, hasta las instituciones financieras y los gobiernos.

Fuentes: Gerner y Hansen (2011); Gerner (2010).

La interconexión de los mercados de electricidad en la subregión podría lograrse mediante cables submarinos entre las islas o con líneas terrestres de transmisión entre la República Dominicana y Haití (Recuadro 8.1). La interconexión eléctrica tiene sentido entre las naciones insulares. En particular cuando los países aprovechan las economías de escala, como sucede para las tecnologías geotérmicas y el gas natural. Varias opciones se han clasificado como técnicamente factibles y económicamente viables (Gerner y Hansen, 2011). Las interconexiones como Dominica-Martinica, Dominica-Guadalupe, Navis-San Kitts, Saba-San Martín y República Dominicana-Haití, ofrecen beneficios económicos importantes y tienen un gran potencial por desarrollar.

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Gas natural

El cambiante mercado mundial de gas natural favorece la entrada del combustible en la matriz de generación de muchos países de América Central y el Caribe. Como se analizó en el capítulo 6, el uso del gas natural ayudaría a los países a diversificar aún más su matriz de generación. Por otra parte, dada la reciente baja correlación entre los precios de gas natural y de petróleo, el gas natural puede desempeñar un papel clave en la mitigación de la vulnerabilidad en el mediano plazo.

La ampliación en el uso de gas natural requiere del desarrollo de tuberías para la integración intrarregional y la construcción de plantas de regasificación de gas natural licuado para que los países puedan integrarse a los mercados internacionales. La escasa disponibilidad de este recurso en la mayoría de los países de América Central y el Caribe significa que la mayor parte del gas natural todavía tiene que importarse de países fuera de las dos subregiones.

América Central

Guatemala es el único país centroamericano que produce gas, aunque en pequeñas cantidades. Los otros cinco países carecen de reservas, asociadas y no asociadas de gas. El concepto del utilizar gas natural como un medio para diversificar la matriz energética de la región, se consideró por primera vez en 1996. Una propuesta inicial fue la de construir un gasoducto de 2,300 km que se extendiera desde México hasta Panamá. Esta construcción representaría gran parte de la agenda regional en integración energética. Un ejercicio inicial para identificar los beneficios económicos del proyecto mostró que tener que importar gas natural de un importador neto, como México, limitaría su viabilidad. Sin embargo, este tema abrió el debate sobre la evaluación de opciones alternativas, como la construcción de una planta de gas natural licuado. Sin embargo, tanto el gasoducto como la planta de gas natural licuado, requieren grandes inversiones y un alto grado de sincronización de los planes nacionales de expansión para poder construir una serie de plantas de generación (a gas natural) que satisfagan la demanda.

En El Salvador se estudió la posibilidad de una planta de regasificación de gas natural licuado. Sin embargo, el proyecto se ha retrasado por falta de recursos financieros y una masa crítica en la demanda. En 2005, Panamá y Colombia acordaron una nueva propuesta, en la que Colombia exportaría gas natural a Panamá. Tanto los gasoductos como el gas natural licuado son opciones que se están considerando actualmente (WEC, 2008). Sin embargo, la propuesta de Colombia-Panamá compite directamente con la interconexión eléctrica, cuya planificación está más avanzada.

Una opción más viable sería la de promover la entrada de las plantas eléctricas de gas natural en dos o más países para lograr economías de escala e incentivar el desarrollo de una planta regasificación de gas natural licuado. Esto requeriría una fracción del esfuerzo necesario para el gasoducto del istmo y sentaría las bases para el desarrollo de nuevos ductos. Guatemala y El Salvador, junto con Honduras, representan el objetivo más prometedor para una terminal de GNL, ya sea a lo largo del Pacífico o del Atlántico. El impacto de la interconexión eléctrica entre

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Panamá y Colombia sería menor en estos países que en aquellos más al sur. Los beneficios de este proyecto serían una reducción en la capacidad de generación basada en petróleo y un factor de carga menor a causa de una demanda más suave de carga.

Las islas del Caribe

Para las naciones insulares del Caribe, la expansión en el uso del gas natural podría contribuir sustancialmente a reducir su dependencia de los derivados del petróleo en el corto y mediano plazo. Solo hay reservas importantes en Trinidad y Tobago, donde el gas natural ha sido la fuente de combustible de casi toda la generación durante mucho tiempo. El desafío ha sido cómo transportar el gas a las otras islas, que se encuentran lejos entre sí y cuyo tamaño del mercado es pequeño. De los dos métodos disponibles, ductos y una terminal de GNL, solo este último ha sido probado: primero en Puerto Rico en 2000, y luego en la República Dominicana, dos años más tarde. En ambos casos, la terminal de GNL se desarrolló junto con una planta eléctrica (540 MW en Puerto Rico y 320 MW en la República Dominicana). Ambos proyectos han tenido éxito tanto técnica como económicamente.

En la actualidad, el Caribe no tiene gasoductos entre islas. Sin embargo, en 2002 el primer ministro de Trinidad y Tobago propuso la construcción de uno, y se formó la asociación Compañía de Gasoductos del Este del Caribe (ECGPC). La propuesta consiste en construir un oleoducto desde Tobago a Barbados y luego a Martinica y a Guadalupe. La sección inicial (de Tobago al noroeste de Barbados) es un gasoducto de 12 pulgadas de diámetro que recorra 172 millas en alta mar, con una pequeña planta además de la planta principal. La segunda sección (de Barbados a Martinica) tiene 10 pulgadas de diámetro y una longitud de 120 millas y con una sección impulsada en Santa Lucía. La tercera sección (de Martinica a Guadalupe) consiste de un gasoducto de 8 pulgadas de diámetro y longitud de 188 millas. El gasoducto se diseñó para enviar 50 millones de pies cúbicos estándar (MMSCFD) a Barbados y 100 MMSCFD de gas combinado hacia Martinica, Guadalupe y Santa Lucía.

Es evidente que, como se mencionó anteriormente, existe potencial para la integración entre la República Dominicana y Haití. Aunque las relaciones históricas entre los dos países han sido tensas, la necesidad urgente que tiene Haití para su reconstrucción después del terremoto de 2010 puede ofrecer una oportunidad para superar estas diferencias y propiciar beneficios sustanciales a ambos países. La República Dominicana, que tiene la matriz de generación más diversificada en el Caribe, tiene una experiencia positiva con su terminal de GNL y las plantas eléctricas a gas natural. Sin embargo, todavía incurre en altos costos y una red eléctrica poco confiable. El sistema eléctrico de Haití está muy poco desarrollado, incluso desde antes de 2010, con una oferta per cápita menor a 1/25 de la que se tiene en República Dominicana.

Por lo tanto, las necesidades de desarrollo del sistema eléctrico en el corto plazo se extienden mucho más allá de la simple reconstrucción. El enfoque obvio implicaría dos formas de interconexión energética y el comercio entre los dos países. En primer lugar, se tendría que construir un gasoducto entre la terminal de GNL de República Dominicana y Haití. Esto abriría la posibilidad de la construcción de una planta eléctrica de gas natural, que costaría mucho

117

menos que las pequeñas plantas eléctricas que utilizan destilados. En segundo lugar, el gasoducto podría complementarse con una interconexión eléctrica entre los dos países para aumentar la confiabilidad en ambos sistemas24

Conclusión

.

En este capítulo se han resumido los distintos enfoques probados en el esfuerzo permanente por desarrollar un mercado eléctrico integrado en América Central y el Caribe. Los dos mecanismos principales son la construcción de interconexiones eléctricas y la construcción de infraestructura de gas natural (nuevas terminales de GNL o gasoductos con plantas nuevas). Como un mercado eléctrico integrado, América Central lleva la delantera en cuanto a experiencia y nivel de avance. Sus planes de integración para el comercio de electricidad con México en el norte y Colombia en el sur, ofrecen un mecanismo claro para reducir la vulnerabilidad de la subregión ante los precios del petróleo altos y volátiles. En el Caribe, el potencial geotérmico de algunas islas puede servir como base para un mercado eléctrico más diversificado y menos vulnerable a los precios del petróleo. Los países que más se pueden beneficiar de una mayor integración tanto eléctrica como de gas natural son la República Dominicana y Haití.

Es evidente que el desarrollo de un mercado eléctrico integrado es una estrategia importante (de mediano y largo plazo) para reducir la vulnerabilidad ante los precios del petróleo altos y volátiles en América Central y el Caribe. La integración de mercados genera ahorros de combustible mediante la diversificación de la matriz de generación eléctrica (en el caso de estas subregiones, las plantas hidroeléctricas y térmicas suelen ser económicamente viables), las economías de escala y la reducción de capacidad de reserva. Por otra parte, todos estos beneficios implican una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Estas subregiones generalmente enfrentan dificultades para desarrollar proyectos en el largo plazo. Las dificultades más comunes son los regímenes normativos heterogéneos y un ambiente político incierto.

Referencias

Banco Mundial. 2011a. “Regional Power Integration: Structural and Regulatory Challenges.” Central America Regional Programmatic Study for the Energy Sector. Reporte Núm. 58934-LAC. Washington, DC: Banco Mundial.

CEPAL y SICA. 2007. Estrategia Energética Sustentable Centroamericana 2020. México: Comisión Económica para América Latina y el Caribe y Sistema de Integración Centroamericana.

24 Un análisis reciente sobre la interconexión eléctrica entre República Dominicana y Haití resultó poco favorable (Nexant, 2010b). Sin embargo, en este estudio se considera que las exportaciones de electricidad de República Dominicana a Haití se basarían únicamente en la generación basada en petróleo.

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Gerner, Franz. 2010. Caribbean Regional Electricity Generation, Interconnection and Fuels Supply Strategy: Synthesis Report. Preparado con el apoyo de la división de Energía de LCR, Banco Mundial. Washington, DC: Banco Mundial.

Gerner, F. y M. Hansen. 2011. “Caribbean Regional Electricity Supply Options: Toward Greater Security, Renewables, and Resilience.” Reporte Núm. 59459. Washington, DC: Banco Mundial.

Nexant. 2010b. “Caribbean Regional Electricity Generation, Interconnection and Fuels Supply Strategy: Interim Report.” Preparado para el Banco Mundial (enero). San Francisco, CA: Nexant.

WEC. 2008. Regional Energy Integration in Latin America and the Caribbean. Londres: Consejo Mundial de Energía.

Yépez-García, Rigoberto Ariel, Todd M. Johnson y Luis Alberto Andrés. 2011. “Meeting the Balance of Electricity Supply and Demand in Latin America and the Caribbean.” Directions in Development. Washington, DC: Banco Mundial.

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Capítulo 9 ¿Cuánto puede ayudar?

Las estrategias presentadas en los capítulos anteriores son altamente complementarias. Como se demostró en el capítulo 5, se pueden utilizar una serie de instrumentos financieros para reducir la volatilidad del precio del petróleo a corto y a mediano plazo. Pero en el largo plazo, mitigar la vulnerabilidad de los precios depende de medidas estructurales diseñadas para reducir el consumo de petróleo de un país. A manera de síntesis, este capítulo trata de cuantificar las ganancias potenciales que pueden derivarse para el sector eléctrico de la aplicación de las tres medidas estructurales que se presentaron en los capítulos 6, 7 y 8 —uso intensivo de fuentes renovables de energía, mejoras en la eficiencia energética y mayor integración regional con países menos vulnerables a los precios del petróleo. Mientras que los cálculos se refieren a América Central y el Caribe, los fundamentos de las recomendaciones de política se pueden aplicar a cualquier país importador de petróleo que busque mitigar el riesgo del precio del petróleo.

Revisión: efectos de los precios del petróleo altos y volátiles

Como se analizó en el capítulo 2, los precios del petróleo altos y volátiles tienen efectos de largo alcance, tanto directos como indirectos, sobre las empresas, los hogares, el gobierno, la competitividad en general y la viabilidad financiera de la economía nacional. Para reiterar, los efectos directos más importantes son: (i) un deterioro de la balanza comercial, mediante aumentos en las cuentas por pagar derivadas de mayores importaciones, lo que se refleja en un empeoramiento de los términos de comercio; (ii) un debilitamiento del equilibrio fiscal, debido a las mayores transferencias del gobierno y la aplicación de subsidios para aislar los movimientos internacionales de los mercados eléctricos; y (iii) la incertidumbre de inversión, como resultado de un mayor riesgo de involucrarse en nuevos proyectos y el desarrollo de costos hundidos.

Los efectos indirectos más importantes son: (i) la inflación general, que puede transmitirse a la inflación subyacente mediante expectativas de inflación crecientes que desencadenen espirales de salarios; (ii) la pérdida de confianza y poder adquisitivo de los consumidores, debido a una mayor incertidumbre económica y mayor inflación, que reduce el gasto discrecional de los hogares y, por lo tanto, afecta a un componente importante de la economía; (iii) la pérdida de competitividad por los mayores costos de generación y transmisión eléctrica, que dan lugar a la disminución de la competitividad internacional; y (iv) el debilitamiento institucional, ya que las empresas y los hogares ejercen presión sobre el gobierno para eludir los mecanismos de mercado, lo que a su vez afecta la credibilidad y el funcionamiento del marco regulatorio.

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Reducir la dependencia del petróleo

Los beneficios de implementar el uso intensivo de las energías renovables en la matriz de generación, mayor eficiencia energética tanto en la oferta como la demanda, y mayor integración regional con países más diversificados, pueden ser estimados como consecuencia de la reducción en el consumo de petróleo. Los ahorros asociados se resumen en las gráficas 9.1a y 9.1b.

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Gráfica 9.1 Resumen de los ahorros potenciales de petróleo mediante la implementación de medidas estructurales

a. en barriles de petróleo

b. como porcentaje del PIB, 2009

Fuente: Elaboración de los autores basada en datos de Aburto (2010), OLADE (2008) y Nexant (2010b).

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Más renovables en la matriz de generación

Como se vio en el capítulo 6, los combustibles renovables reducen directamente la necesidad de combustibles petroleros como fuentes de generación. Esta sustitución también reduce la emisión de gases de efecto invernadero. Las gráficas 9.1a y 9.1b subrayan el papel de las energías renovables para reducir la exposición de los países a los precios del petróleo altos y volátiles. Entre las estrategias estructurales a largo plazo, un aumento de 10 por ciento en la capacidad renovable se traduce en un gran ahorro de combustible para la mayoría de los países. Para América Central y el Caribe, un mayor uso de las energías renovables podría implicar un ahorro de 14.2 millones y 5.6 millones de barriles de diésel y de combustóleo, respectivamente. Estos ahorros representan, en promedio, una reducción de 1.66 por ciento del PIB.

Mayor eficiencia energética

Una mayor eficiencia energética se refleja en una producción mayor de electricidad para una cantidad dada de combustible, o en menores necesidades de combustible para generar una cantidad fija de electricidad. Los ahorros asociados se producen tanto en la oferta (generación, transmisión y distribución), como en la demanda (uso final). La primera etapa en los beneficios derivados del aumento en la eficiencia proviene de una mayor eficiencia marginal en la generación; es decir, la cantidad de electricidad obtenida por unidad de combustible en las plantas de generación basadas en petróleo. Esto requiere inversión en tecnologías modernas y eficientes o de lograr mayores economías de escala. Otras pérdidas técnicas (TL) se asocian con las redes de transmisión y distribución, en las que la configuración, diseño y obsolescencia impactan las pérdidas naturales de los flujos de energía a través del sistema.

Mayor eficiencia en el uso final de la energía implica (i) aumentar la eficiencia en el consumo —relacionado con la cantidad de electricidad necesaria para alimentar los equipos eléctricos y reducir la demanda— y (ii) reducir las pérdidas comerciales (CL) —que tiene que ver con la prevención del uso ilícito, los errores de medición y facturación, o errores administrativos. Mientras que las pérdidas comerciales pueden considerarse como transferencias de la compañía eléctrica a los consumidores y no necesariamente están relacionadas con la reducción del consumo de electricidad, éstas distorsionan la información relacionada a la capacidad de planificación y operación de los sistemas.

En casi todos los países estudiados de América Central y el Caribe, los ahorros en el uso final de la energía son más grandes que los ahorros en la oferta de energía. Para estas subregiones, la cantidad de ahorro de uso final ascienda a 9 millones y 2.4 millones de barriles de diésel y combustóleo respectivamente, en comparación con 3.5 y 1.5 millones de barriles ahorrados en la oferta.

Integración regional

La integración regional de los mercados eléctricos puede conducir a una matriz energética más diversificada ya que los países presentan diferencias respecto de sus recursos naturales. También

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puede generar economías de escala que favorecen el uso de la energía hidroeléctrica y otros combustibles renovables. Los ahorros de energía resultantes de la integración regional se dan mediante (i) interconexiones regionales, que optimizan el suministro eléctrico; (ii) menor inversión en los requerimientos de reserva; (iii) patrones de carga más suaves como consecuencia de la agregación de consumidores; y (iv) fomento de la competencia25

Se estima que los ahorros anuales por la integración regional en el sector eléctrico de América Central, son de 2.4 millones de barriles de diésel y 1.8 millones de barriles de combustóleo. Estas cifras indican una reducción de cerca de 8 por ciento en la proporción de generación basada en petróleo en la matriz energética de los países.

.

Qué se puede lograr

Si bien esos ahorros pueden mitigar los efectos directos e indirectos de los precios elevados del petróleo, el impacto varía según el país, depende de sus recursos naturales y de la matriz energética de cada uno. En general, sin embargo, los efectos negativos disminuyen. Como se podría esperar, las mayores ganancias se acumulan en los países cuyos precios de energía están sujetos a más distorsiones y están estrechamente ligados a los saldos fiscales.

Tanto a nivel macroeconómico como microeconómico, una menor exposición a los precios internacionales de energía disminuirían los efectos sobre la inflación, la erosión en la competitividad y la pérdida de confianza del consumidor. Del mismo modo, una menor exposición a la volatilidad en los mercados internacionales facilitaría la inversión y la planificación energética a largo plazo.

Más directamente, el ahorro de combustible asociado con el uso de estas tres medidas estructurales en una estrategia mixta puede ser medido en términos del impacto sobre la cuenta corriente de los países. Los países importadores de petróleo podrían ver una reducción en sus cuentas por pagar por concepto de combustible, lo que a su vez, mejoraría su cuenta corriente. Se estima que el ahorro monetario combinado para las dos subregiones sería de US$3,700 millones. En 2008, el año más reciente para el cual hay datos disponibles de todos los países estudiados, 19 países (es decir, todos excepto Surinam) tenían un déficit en cuenta corriente. Por lo tanto, los ahorros potenciales de combustible mejorarían la cuenta corriente de forma directa. Un efecto paralelo de tal mejoría sería el liberar divisas para darles otros usos o como reservas del banco central (Gráfica 9.2).

25 Además de los beneficios de la integración eléctrica regional, la integración del gas natural puede ayudar a diversificar la matriz de generación, además de lograr la disociación con los precios de los combustibles derivados del petróleo, lo que reduciría aún más la vulnerabilidad a los precios altos del petróleo.

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Gráfica 9.2 Impacto en los ahorros potenciales de combustible en la cuenta corriente de algunos países


Suponiendo que la cuenta corriente de los países con respecto al PIB se mantuvo sin cambios, la mejora promedio en el balance de cuenta corriente ascendería a cerca de 1.66 por ciento del PIB. Los precios promedio del diésel y el combustóleo reportados por la EIA para el 2009 fueron de US$1.699 y US$1.646 por galón, respectivamente. A nivel de país, Guyana y Nicaragua podrían experimentar una reducción de hasta 5 por ciento del PIB en su déficit de cuenta corriente; mientras que las reducciones en Haití y Honduras alcanzarían 3.5 y 2.9 por ciento del PIB, respectivamente.

Recapitulación

En conjunto, las medidas estructurales para mitigar la vulnerabilidad a los precios del petróleo altos y volátiles pueden generar ahorros significativos en la compra de combustible. Los ahorros asociados con el uso más intensivo de energías renovables, mayor eficiencia en la generación y el uso, y un mercado eléctrico regional más integrado, podrían ascender a 29.1 millones y 11.3 millones de barriles de diésel y combustóleo al año, respectivamente. Estos ahorros, a su vez, representan el equivalente de US$2,900 millones, con base en el precio promedio de cada unos de los combustibles en el año 2009. Tales ahorros protegerían a los países importadores de petróleo de los efectos adversos de los precios ascendentes del petróleo y una mayor volatilidad

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en los mercados energéticos internacionales. Al mismo tiempo, es importante tener en cuenta el alto costo inicial que puede representar esta transición estructural para los hogares, las empresas y las compañías eléctricas.

Referencias



OLADE. 2008. Energy Statistics Report–2007. Quito: Organización Latinoamericana de Energía.

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Capítulo 10. Conclusiones

La combinación de altas importaciones y alto consumo de petróleo ha hecho que algunos países se hayan vuelto extremadamente vulnerables ante la volatilidad de los precios del petróleo observada en los últimos años. Los países importadores de petróleo que utilizan una gran proporción de petróleo en la matriz energética, son especialmente vulnerables a los precios del petróleo altos y volátiles. Tanto a nivel macro como micro, sus economías sufren numerosos impactos, cuya duración varía desde el corto plazo a cambios permanentes que van en detrimento del crecimiento y la competitividad internacional.

A nivel macroeconómico, los precios del petróleo afectan de forma directa la economía agregada. Directa o indirectamente, pueden tener un efecto inmediato o rezagado sobre las finanzas públicas y por ende sobre la balanza de pagos. Como los precios más elevados de la energía (petróleo o electricidad) se transmiten a los consumidores, se desencadenan una serie de respuestas, incluyendo el aumento en las expectativas de inflación o, en la presencia de subsidios a la energía, un deterioro del equilibrio fiscal. A nivel microeconómico, los altos precios del petróleo debilitan el marco regulatorio, ya que los gobiernos implementan mecanismos ajenos al mercado para satisfacer la demanda del consumidor por su intervención. Además, la volatilidad de los precios del petróleo afecta las decisiones de inversión y de consumo de los agentes económicos.

Los resultados del ejercicio presentado en el capítulo 9 muestran que, mediante la implementación de las medidas estructurales propuestas en los capítulos anteriores (capítulos 6–8), los países dependientes del petróleo pueden obtener ahorros sustanciales. Los componentes de esta estrategia triple —un sistema de oferta eléctrica más diversificado, incluyendo una mayor utilización de fuentes renovables; mejoras de eficiencia en la producción y uso de electricidad; y la integración regional, que promueve la diversificación energética— pueden trabajar en conjunto para reducir de manera efectiva la generación basada en petróleo de un país en el largo plazo, y reducir de esta manera su vulnerabilidad a los precios del petróleo altos y volátiles. A nivel macroeconómico, un menor nivel de consumo de petróleo puede mejorar directamente la economía agregada de un país y beneficiar directa e indirectamente las finanzas públicas y la balanza de pagos. A nivel microeconómico, una menor vulnerabilidad ante el riesgo de precio del petróleo puede facilitar la planificación de inversiones y la toma de decisiones de los consumidores.

Como complemento a estas medidas estructurales, los instrumentos de gestión de riesgos pueden reducir la exposición a la incertidumbre económica de corto plazo causada por la volatilidad de los precios del petróleo, que también afecta las decisiones de inversión y planificación de los hogares y las empresas. El riesgo de la volatilidad del precio del petróleo puede ser cubierto mediante el uso de instrumentos financieros o mediante la incorporación de

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protección de precios en los mecanismos de contratos físicos, como el establecimiento de precios fijos a largo plazo. Como se analizó en el capítulo 5, el uso de herramientas de gestión de riesgos de materia primas no es muy común entre los gobiernos, a pesar de que estas herramientas están bien desarrolladas en el sector comercial. Antes de seleccionar una estrategia de cobertura es muy importante que un país prepare una evaluación cuidadosa de los riesgos y evalúe los diferentes enfoques de cobertura.

De igual manera, es importante establecer un marco institucional adecuado que apoye la implementación de una estrategia de gestión de riesgos. Los pasos clave en el proceso general para establecer una estrategia de cobertura de materias primas son: documentar las razones para seleccionar un producto de cobertura específico; establecer las funciones y responsabilidades de los diversos actores y organismos involucrados; verificar que se cuente con infraestructura jurídica y regulatoria adecuada; establecer procedimientos para la selección de las contrapartes y los corredores; y mantener una supervisión cuidadosa y presentación de informes.

En el caso de América Latina y el Caribe, este estudio encontró que América Central y el Caribe —las dos subregiones identificadas como las más vulnerables frente al riesgo del precio del petróleo— tienen un enorme potencial para diversificar su matriz de generación dependiente de petróleo utilizando fuentes renovables. En América Central, la energía hidroeléctrica y la geotérmica tienen un gran potencial de generación. Mientras que en el Caribe la biomasa, en forma de bagazo de caña de azúcar, y la energía geotérmica son las opciones con mayor viabilidad económica y técnica. En combinación con alternativas no petroleras, especialmente el gas natural, el aumento en la proporción de energías renovables aumentaría la seguridad energética y generaría beneficios económicos y ambientales. Como se mencionó en el capítulo 9, el ahorro de combustible asociado a un aumento de 10 por ciento en la capacidad de la energía renovable en América Central y el Caribe podría ascender a 14.2 millones y 5.6 millones de barriles de diésel y combustóleo, respectivamente. Esto representa una reducción de varios puntos del PIB en la cuenta corriente de los países. Otro beneficio sería la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Estas subregiones también podrían reducir la producción y consumo de petróleo mediante la inversión en medidas de eficiencia energética. Existen varias inversiones financieramente viables en el sector eléctrico (eficiencia del lado de la oferta) y en la transformación de la electricidad en servicios de energía (eficiencia del lado de la demanda). Los ahorros correspondientes al consumo de barriles de diésel y combustóleo, podrían ascender a 3.5 millones y 1.5 millones por el lado de la oferta y a 9 millones y 2.4 millones por el lado de la demanda.

Por último, la integración regional de los sistemas de electricidad a través de líneas de transmisión y acuerdos de mercado, puede reducir la exposición al riesgo de los países en la medida en que tengan acceso a sistemas eléctricos más diversificados, y por tanto, menos dependientes del petróleo. Como se analizó en el capítulo 8, se están haciendo esfuerzos para fortalecer el sistema eléctrico regional existente en Centroamérica, y se han propuesto

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interconexiones eléctricas para el Caribe. Las interconexiones de gasoductos propuestas para ambas subregiones podrían ayudar a mitigar los riesgos de portafolio, dependiendo del grado de correlación entre los precios del gas natural y el petróleo. Una mayor integración también podría generar economías de escala que favorezcan el uso de la energía hidroeléctrica y otras fuentes renovables. En América Central solamente, los ahorros anuales estimados como consecuencia de la integración eléctrica regional, representan una reducción de cerca de 8 por ciento en la proporción de petróleo de la matriz energética en estos países.

El efecto agregado de la aplicación de estas medidas sería un menor grado de vulnerabilidad a precios del petróleo más altos y volátiles, junto con el desarrollo de otros beneficios de una reducción en el gasto de energía de la población y la mitigación del cambio climático. Aunque los cálculos presentados en este estudio se han centrado en América Central y el Caribe, los fundamentos de las recomendaciones de política se pueden aplicar a cualquier país importador de petróleo que busque mitigar el riesgo del precio del petróleo. Por los efectos negativos y de largo alcance que pueden tener los precios del petróleo en estos países, el ahorro potencial en la aplicación de medidas de mitigación generaría amplios beneficios, tanto a nivel macroeconómico, como microeconómico. Estos beneficios pueden variar entre la viabilidad financiera de largo plazo en la economía nacional y un aumento en la calidad de vida de los hogares.

Sin embargo, esta visión optimista no está exenta de desafíos. Las compañías eléctricas, las empresas y los hogares incurrirían en costos iniciales considerables; por lo que se requieren políticas y regulaciones que fomenten la energía renovable y la eficiencia energética. En el caso de la región de América Latina y el Caribe, es necesario reformar los procesos de contratación, reglamentación y licencias para que los países puedan implementar sus planes. El desarrollo de instrumentos financieros que faciliten estas inversiones sería de gran ayuda. Además, se necesitarían reformas de precios y de los estándares de tecnología para garantizar que no se desperdicien recursos. Por último, también se necesita un marco regulatorio apropiado y un entorno de fortalecimiento institucional para facilitar el comercio entre países con políticas regulatorias e instituciones del sector eléctricos diferentes.

129

Apéndice A. Indicadores de desarrollo de los países

El cuadro A.1 proporciona indicadores clave de desarrollo para los 20 países estudiados en las subregiones de América Central y el Caribe.

Cuadro A.1 Indicadores de desarrollo para 20 países en América Central y el Caribe

País

Población

2008 (miles)

Población rural (%)*

PIB per cápita (PPP) 2005

(US$)

Capacidad instalada

2007 (MW)

Generación eléctrica 2007

(GWh/año)

América Central Belice 301 48 7,325 74 213 Guatemala 13,002 51 4,185 2,140 8,425 El Salvador 7,066 39 6,367 1,419 5,560 Honduras 7,639 52 3,555 1,599 6,069 Nicaragua 5,786 43 2,410 894 3,286 Costa Rica 4,196 40 8,739 2,103 8,861 Panamá 3,310 26 8,354 1,468 6,271 Bahamas 335 16 25,784 493 2,045 Caribe Jamaica 2,689 47 7,121 854 7,480 Haití 9,780 53 1,088 244 570 República Dominicana 9,837 31 7,595 5,518 14,840 San Kitts y Nevis 49 68 14,939 34 195 Antigua y Barbuda 86 70 19,766 51 318 Dominica 73 26 8,033 15 84 Santa Lucía 170 72 9,153 53 346 Barbados 255 60 19,397 162 950 San Vicente y las Granadinas 109 53 8,452 23 138 Granada 106 69 7,888 28 170 Guyanas Guyana 763 72 2,345 308 870 Surinam 515 25 6,938 389 1,620

Fuentes: OLADE (2008); Nexant (2010b); EIA (www.eia.gov); www.indexmundi.com/. Nota: Estos 20 países, además de Colombia, Cuba, México y Trinidad y Tobago forman parte de la Asociación de Estados del Caribe (AEC); otras dos organizaciones relevantes son: i) la Comunidad del Caribe (CARICOM), que incluye a Belice, Guyana, Surinam, y todos los países del Caribe excepto Cuba y la República Dominicana y (ii) el Sistema de Integración Centroamericana (ISICA), que incluye los siete países de América Central (incluyendo Belice), más la República Dominicana. Estas subdivisiones reflejan lazos culturales e históricos.

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El cuadro A.2 proporciona indicadores clave de desarrollo para otras economías de las subregiones, que no fueron incluidas dentro de los 20 países analizados en este estudio.

Cuadro A.2 Indicadores de desarrollo para otras economías de las subregiones

País o unidad territorial

Población

2008 (miles)

Población rural (%)*

PIB per cápita

(PPP) 2005 (US$)

Capacidad instalada

2007 (MW)

Generación eléctrica 2007

(GWh/año)

Países del Caribe Cuba 11,247 24 - 5,430 17,620 Trinidad y Tobago 1,338 87 22,875 1,425 6,900 Unidades territoriales del Caribe Bermuda (Reino Unido) 67 - - - - Turks y Caicos (Reino Unido) - - - - - Puerto Rico (Estados Unidos) 3,954 2 - - 23,840 Islas Caimán (Reino Unido) 54 0 - - - Islas Vírgenes (Estados Unidos) 110 5 - - - Islas Vírgenes Británicas (Reino Unido) - - - - -

Anguilla (Reino Unido) - - - - - San Martín (Francia) - - - - - San Bartolomé (Francia) - - - - - Montserrat (Reino Unido) - - - - - Guadalupe (Francia) - - - 241 1,609 Martinica (Francia) - - - 229 1,488 Aruba (Países bajos) 103 - - - - Antillas Holandesas (Países Bajos)* 194 7 - - - Unidades territoriales de las Guyanas Guyana francesa - - - - -

Fuentes: Banco Mundial (2011b); OLADE (2008); Nexant (2010b). Nota: (–) = datos no disponibles. * En octubre 10, 2010, las Antillas Holandesas dejaron de existir; Curazao y San Martín se volvieron países autónomos, mientras que el resto de las islas (Saba, Bonaire, y Saint Eustatius) fueron designadas como municipalidades especiales de los Países Bajos.

Referencias

Banco Mundial. 2011b. World Development Indicators–2011. Washington, DC: Banco Mundial.


OLADE. 2008. Energy Statistics Report–2007. Quito: Organización Latinoamericana de Energía.

131

Apéndice B. Servicios de asesoría del Banco Mundial: manejo de la exposición al precio del petróleo e implementación de estrategias de mitigación de riesgos

Los precios del petróleo, que han variado desde las décadas de 1970 y 1980, afectan el desempeño macroeconómico, los consumidores, y otros aspectos de la economía. Los esfuerzos por mantener la estabilidad de precios pueden significar altos costos y riesgos para los gobiernos. Las fluctuaciones extremas en precios que se experimentaron en 2008-09 han aumentado el interés en las estrategias de gestión de riesgos que pueden ayudar a los gobiernos a limitar la variabilidad de los gastos fiscales y asegurarse contra la volatilidad de precios en el corto plazo. El Banco Mundial ofrece servicios de asesoría a los clientes interesados en la evaluación y gestión del riesgo de precios de materias primas.

Enfoque

Dado que la gestión de riesgos de las materias primas tiene conexiones con la gestión de riesgo fiscal, las finanzas públicas, las políticas agrícolas y energéticas, y el desarrollo de mercado, la labor de asesoramiento se lleva a cabo en estrecha colaboración con los equipos operativos y especialistas sectoriales de Energía y Minas, Reducción de la Pobreza y Gestión Económica, Sector Privado y Financiero, el Tesoro y el FMI. La labor de asesoramiento a menudo se complementa con trabajo analítico y contribuciones en publicaciones a solicitud de los socios del proyecto.

El primer paso en este proceso es una valoración de necesidades que evalúa el estado actual de los procesos y procedimientos existentes, sugiriendo áreas en las que se puede aumentar la capacidad con ayuda de experiencia externa y se pueda agregar valor a la ejecución de los programas de gestión de riesgos. Esto generalmente se realiza durante una misión de una semana al país cliente para establecer un contacto con las partes interesadas. Después se personaliza un compromiso de asesoramiento para satisfacer las necesidades específicas y tiempos del cliente. Esto puede incluir asistencia técnica para ayudar a desarrollar un marco de gestión de riesgos e implementar una estrategia de gestión de riesgos.

Evaluación de necesidades

El objetivo de esta etapa del proceso es valorar la capacidad y evaluar los aspectos institucionales que pueden afectar la ejecución. Las actividades específicas que intervienen en esta etapa pueden incluir:

• Análisis de la cadena de oferta y los problemas de mercado, incluyendo una visión general de las condiciones locales, regionales e internacionales de mercado y la discusión con los involucrados en el mercado local y regional.

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• Análisis del marco de política existente, incluyendo los fondos de estabilización de precios, problemas impositivos, regulaciones al comercio y las relaciones entre el sector público y privado.

• Identificación de los datos necesarios para realizar una evaluación completa del riesgo que cuantifique la exposición de precios que enfrenta cada participante en la cadena de oferta (es decir, desde el gobierno, a los importadores, los distribuidores, a los consumidores).

• Definición de los objetivos de la estrategia de cobertura.

• Valoración de la infraestructura jurídica y regulatoria, incluyendo la revisión del marco legal/regulatorio y las aprobaciones necesarias para apoyar las operaciones de cobertura.

• Revisión general de las materias primas de cobertura, incluyendo las ventajas y desventajas de distintos enfoques.

• Revisión de otros aspectos institucionales que puedan afectar la implementación, incluyendo problemas de gobernanza relacionados con la toma de decisiones.

El tiempo necesario para la evaluación completa de las necesidades es de tres a seis semanas. Esto incluye una revisión de escritorio de los problemas del sector/mercado, la misión de una semana, y dos-tres semanas para finalizar el informe de evaluación de las necesidades.

Compromiso de asesoría

El objetivo de un compromiso de asesoramiento más profundo es proporcionar apoyo técnico al gobierno para la implementación de la estrategia de gestión de riesgos. Los servicios de asesoramiento se remuneran por honorarios, que son pagados por el país receptor, fondos fiduciarios u otros programas de fortalecimiento de capacidad. Las actividades específicas incluidas en esta etapa son:

• La evaluación de riesgos, en la que cuidadosamente se identifica y cuantifica la exposición de precios del gobierno, y cómo se ve afectada por acciones financieras de los demás involucrados en la cadena de oferta.

• Un análisis técnico más detallado para simular el impacto de movimientos de precios en un país específico; algunos ejemplos son:

o comparar las estrategias basadas en fondos de estabilización contra la transferencia de riesgo a los mercados mediante transacciones de cobertura de materias primas;

o comparar estrategias basadas en derivados de corto y mediano plazos (de uno a siete años), y analizar su efecto en gastos futuros; y

o utilizar un modelo de simulación para medir el valor de un conjunto de estrategias de cobertura bajo distintos escenarios de precios del petróleo.

133

• Asistencia para revisar los marcos de política, los marcos institucionales o los planes de apoyo a la reforma (para los fondos de estabilización de precios existentes).

• Desarrollo de un marco integral de gestión de riesgos de materias primas que se pueda utilizar de forma coherente y sostenible. Para ello se tendrían en cuenta las restricciones macroeconómicas y de mercado y se proporcionaría un marco para evaluar la disyuntiva costo-riesgo necesaria para orientar la toma de decisiones.

• Educación para los interesados y los responsables de política.

• Creación de capacidad técnica para el personal del ministerio responsable de la aplicación de la estrategia y la ejecución de las transacciones. Esto podría incluir:

o orientación sobre el manejo del riesgo operativo;

o asesoramiento en la valoración de liquidez de mercado, el manejo de relaciones con los bancos, y la evaluación de precios; y

o evaluación de la plataforma de negociación para los derivados financieros (oficina frontal, contabilidad y legal).

• Asistencia técnica para diseñar un marco y proceso gubernamental para la selección de estrategias de cobertura. Esto que podría incluir:

o evaluación de las alternativas sobre la base de minimizar el valor presente de los flujos de efectivo generados por los gastos en petróleo y los instrumentos de cobertura en diversos escenarios de precios en un horizonte temporal de corto y medio plazos, sujeto a la tolerancia al riesgo del cliente; y

o asistencia en la evaluación de los instrumentos para la implementación de estrategias basadas en derivados (futuros, opciones y futuros OTC, swaps y productos estructurados).

• Asistencia técnica para cualquier cambio necesario en la infraestructura legal y regulatoria.

• Asesoría técnica relacionada con la estructura y ejecución de transacciones en el mercado.

• Ejecución del mercado a nombre del cliente.

El tiempo necesario para el compromiso de asesoramiento, que comprende una combinación de trabajo de campo y apoyo a larga distancia, depende del alcance y la personalización de las necesidades del cliente.

134

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