México representa una oportunidad para los ‘inversionistas verdes’, de acuerdo con McKinsey & Company.
- América Latina requiere de 700 mil millones de dólares en financiamiento para alcanzar la transición a cero emisiones contaminantes en 2050, de acuerdo con un reporte de la consultora global.
- Brasil es el país que tienen mayor necesidad de financiamiento para este cambio, con 34 por ciento de los recursos que requiere América Latina.
- El reporte añade que México es la segunda nación que requiere más financiamiento, con 19 por ciento del total de los recursos de la región, lo que representan alrededor de 133 mil millones de dólares.
Esta es una gran oportunidad para los inversionistas, destaca el documento.
Ambas naciones concentran 53 por ciento de los requerimientos de financiamiento, que significan en conjunto alrededor de 371 mil millones de dólares. El reporte señala que las instituciones financieras latinoamericanas han sido más lentas para integrar la sostenibilidad en sus agendas estratégicas.
Sin embargo, algunas tendencias están reconfigurando rápidamente el enfoque del sector financiero hacia la protección ambiental y el cambio climático, entre ellas las metas de los países, destaca.
- Apunta que México tenía como objetivo original reducir 22 por ciento las emisiones contaminantes para 2030, pero en noviembre pasado ajustó la cifra a 35 por ciento.
- La transformación de los clústeres de pesca costera y acuicultura en algunos países puede crear una propuesta de valor de «economía azul» que representa oportunidades de negocios en sectores dependientes de la biodiversidad, como el turismo y la investigación biomédica, lo que es una oportunidad de inversión, dice.
- Considera que si bien la mayoría de los países latinos aún están en la primera etapa de desarrollo: Brasil, Chile, Colombia y México buscan incorporar esos criterios.
Recordó que en México, la Secretaría de Hacienda lanzó una «Taxonomía sostenible» y el banco central promueve metodologías de medición de riesgos ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) y oportunidades de movilización de capital, mientras que la Comisión Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) estableció requisitos de divulgación y adopción relacionados con ASG.
Las instituciones financieras de la región pueden adelantarse a los requisitos y mantener una ventaja competitiva en el mercado global de finanzas sustentables mediante el desarrollo proactivo de las capacidades que actualmente se requieren en otras jurisdicciones, agregó McKinsey.
¿Puede el hidrógeno verde cambiar el mapa de energías limpias de América Latina?
La Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal) publicó la semana pasada un estudio sobre “Oportunidades para la inversión y la colaboración entre América Latina y el Caribe y la Unión Europea” en el que destaca que hay “cinco avances tecnológicos y recursos clave” que se destacan en la región por su potencial transformador y sinérgico: “Las energías eólica y solar, el almacenamiento, el litio y el cobre, la electromovilidad y el hidrógeno verde, y las celdas de combustible”.
Respecto de ellos, Cepal desarrolla un capítulo acerca de la capacidad específica del hidrógeno verde (H₂V) para atraer inversiones a la región.
- “El hidrógeno verde es un habilitador o acelerador para la transición energética sostenible y, en función de la geopolítica de cada país, puede también contribuir a la seguridad y resiliencia energéticas”, indicó Cepal.
- Además, el organismo indicó que el impulso al H₂V debe ser complementario a la adopción de medidas energéticas “prioritarias”, como la mejora de la eficiencia energética y el uso de la electrificación renovable directa.
“Las proyecciones para la industria del hidrógeno renovable a corto y mediano plazo se caracterizan no solo por un crecimiento acelerado, sino también y, sobre todo, por un cambio radical en la configuración de la oferta y la demanda de una nueva industria energética limpia y renovable”. puntualiza el informe.
- América Latina y el Caribe son responsables de aproximadamente el 5% de la producción mundial de hidrógeno (90 a 100 Mt por año a 2020), principalmente de hidrógeno gris, que se utiliza sobre todo como materia prima en las industrias de amoniaco, metanol, acero, refinerías y, en menor proporción, en la industria alimentaria.
- El 90% de la demanda de la región se concentra en la Argentina, el Brasil,Chile,Colombia, México y Trinidad y Tabago. Estos países ya tienen una industria en la que utilizan hidrógeno gris, lo que opera a favor de la nueva industria del hidrógeno verde, pues ya se cuenta con una industria madura, infraestructura, capital humano vinculado y una determinada demanda definida que la justifica.
Cepal sostiene que la región se perfila como un referente mundial en la producción de hidrógeno verde gracias a su abundancia de energías renovables, particularmente energía solar y eólica, así como a su dotación de minerales críticos y su capacidad tecnológica y de ingeniería e innovación. “Varios países de la región cuentan con una sólida tradición y producción minera, ámbito en que el H₂V puede utilizarse, por ejemplo, como fuente de energía para camiones mineros de alto tonelaje, equipos móviles de minería subterránea y equipos fijos para la generación eléctrica”.
Otro sector de aplicación del hidrógeno verde es el del transporte (autobuses, camiones de larga distancia, transporte marítimo y aeronáutica), que, junto con la industria, representa más de dos tercios del consumo energético final de América Latina y el Caribe (un 36% y un 29%, respectivamente, en 2021).
- Sin producción a escala comercial. La industria del hidrógeno verde se encuentra en pleno desarrollo en la región, aunque aún no hay producción a escala comercial. “Varios países cuentan con sus estrategias oficiales, rutas de desarrollo planificadas o publicadas, así como varios proyectos piloto para preparar la producción que les permita abastecer no solo al mercado local, sino en algunos casos también al de exportación”, detalló Cepal.
En los proyectos piloto, el hidrógreno verde se está utilizando en sectores como los de transporte (autobuses, camiones de larga distancia, transporte marítimo) y minería (especialmente en reemplazo del diésel de los camiones). Por su versatilidad, el H₂V se puede utilizar directamente en celdas de combustible (similar a las baterías en los medios de transporte) y para la producción de electrocombustibles, o almacenar y transportar para un uso posterior. Una de las condiciones habilitantes es la inducción simultánea de oferta y demanda de H₂V. Para eso, Cepal propone mecanismos de compras aseguradas a gran escala con apoyo de instrumentos de fomento estatales en alianza con el sector privado.
Por último, Cepal sostiene que las inversiones y las capacidades tecnológicas de la Unión Europea pueden impulsar la industria del hidrógeno verde en la región, al tiempo que desde América Latina y el Caribe se puede realizar un gran aporte a la descarbonización de la Unión Europea y al acceso a fuentes energéticas sostenibles.
- Potencial e inversiones. El 30 de mayo se publicó en el diario español El País un artículo que subraya que “el verdadero gigante de la producción (de hidrógeno verde)” puede estar del otro lado del Atlántico. “Los países deAmérica Latina podrían producir hasta 913 millones de toneladas de hidrógeno a bajo coste hacia 2050, lo que la posiciona como la región de mayor potencial de todo el mundo. A la vez, su posición geográfica la conecta tanto a Asia como Europa”, resalta el la nota periodística.
Aquel artículo destacaba que “Chile y Brasil lideran la carrera continental, con casi una treintena de proyectos en estudio cada uno”. En materia de inversiones, la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, anunció el 13 de junio que la Unión Europea (UE)invertirá 2.000 millones de euros para la producción de hidrógeno verde en Brasil tras reunirse en Brasilia con el presidente Luiz Inácio Lula da Silva.
Por su parte, el Gobierno chileno presentó recientemente el Fondo para el Desarrollo del Hidrógeno Verde, que destinaráUS$1.000 millones al desarrollo de esta industria.
- Chile viene de recibir un préstamo de US$400 millones del Banco Interamaericano de Desarrollo (BID) para impulsar el H₂V, y un crédito de US $150 millones para este mismo fin, por parte del Banco Mundial.
- En tanto, la empresa Hif Global se convirtió en la empresa que hará la mayor inversión en la historia de Uruguay. Esta inversión histórica es para la construcción de una planta de hidrógeno verde y energías renovables en Paysandú.
¿Cómo se genera el hidrógeno verde?
El hidrógeno verde nace gracias un proceso llamado electrólisis, que consiste en utilizar una corriente eléctrica para separar el hidrógeno y el oxígeno del agua, utilizando energía eléctrica, y si esta electricidad proviene de energías renovables, se denomina hidrógeno verde.
El hidrógeno verde puede ser usado como combustible sustentable para distintos tipos de transporte (autos, camiones, trenes, barcos e incluso aviones), almacenamiento de energía para la red eléctrica, calefacción, en la producción de acero y como materia prima para generar otros compuestos útiles para distintas industrias.
Inflación, cambio climático y retiro de subsidios elevan costo en América Latina
América Latina vive un escenario actual marcado por dilemas relacionados al uso de la energía. La llegada al poder de gobiernos progresistas a la región ha alimentado el debate en el uso de energías renovables, en detrimento de las tradicionales.
Si bien países como Chile y Colombia han centrado sus esfuerzos en la producción de hidrógeno verde y otras fuentes de energía alternativa, lo cierto es que las tarifas eléctricas aún están lejos de alcanzar precios estables y accesibles para todos.
- El alza de la inflación, los precios de las materias primas e incluso, eventuales desastres naturales alteran el costo de un servicio público esencial para las familias latinoamericanas. No se puede olvidar el hecho que hay países que tradicionalmente apuestan por los subsidios en mayor o menor medida.
- Perú ha experimentado una tendencia a la baja en los precios de las tarifas eléctricas durante 2023. En los primeros días de agosto, el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), ente regulador del país andino, declaró que en el transcurso del año las tarifas se habían reducido en un 12%.
- Solo en agosto estas disminuyeron en 5%. Son cifras que sorprenden si tomamos en cuenta que en mayo de 2022, las tarifas eléctricas en Perú se situaban entre las segundas más altas de la región, después de las de Colombia. Incluso, en el semestre final del año pasado, se registró un aumento total del 9,1%.
- Mientras que para marzo de 2023, Osinergmin registró un descenso del 4,7% en las tarifas eléctricas relacionadas al consumo de 150 kW.h (Kilovatio hora) de un cliente residencial, con respecto a 2022. Ahora los usuarios peruanos pagaban mensualmente un aproximado de S/. 106,62 (US$ 28).
- Por otro lado, la nueva tendencia a la baja, derivada de factores macroeconómicos como la variación en los precios del cobre y el aluminio ha llevado a Osinergmin a poner en marcha una estrategia para ofrecer tarifas aún más económicas.
El programa, ideado en junio del presente año, consiste en un plan piloto de medición inteligente para 100.000 usuarios que permitiría ahorrar entre 5% y 19% en sus recibos de electricidad. Para lograr este objetivo, el regulador establecerá a partir del próximo 1 de septiembre, precios de la electricidad diferenciados mediante tres bloques horarios: base (11 pm a 8 am), media (8 am a 6 pm) y punta (6 pm a 11 pm).
Durante el proceso, los medidores inteligentes registrarán los niveles de consumo de electricidad de la vivienda según el momento del día. De esta manera, si se usan los servicios eléctricos durante los bloques horarios base y media, las tarifas mensuales podrían reducirse hasta en un 19%.
Como contraparte, si se utiliza la electricidad en el horario de punta, las tarifas podrían incrementarse en 8%. “Si yo por ejemplo tengo una terma que consume 1.500 vatios no la voy a prender en la hora punta, sino fuera de este horario donde es más barato”, declaró Miguel Révolo, gerente de Regulación de Tarifas de Osinergmin, para TVPerú, canal televisivo del Estado peruano.
- Los vaivenes en la inflación y los precios de los minerales no son los únicos detonantes del alza de las tarifas eléctricas en Latinoamérica. Por ejemplo, en Colombia, esta tendencia se ha visto influida por desastres naturales como el fenómeno del Niño.
- Un informe del Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas (DANE) señala que los costos unitarios de las tarifas eléctricas en Colombia se calculan según los costos de generación (35%), transmisión (5%), distribución (38%) y comercialización (13%). Durante los últimos dos años, las tarifas han sufrido un alza constante.
- Por ejemplo, en abril de 2022, el precio de la energía negociada en contratos para el mercado regulado (pequeños negocios y hogares) fue en promedio de 275,04 pesos/kWh (US$ 0,065), según cifras de XM, administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia. Un año después, en abril de 2023, el promedio a pagar era de 284,56 pesos/kWh (US$ 0,069).
De esta manera, se registró un crecimiento del 3,46%. Mientras que en el mismo periodo, las tarifas del mercado no regulado (industria y comercio) crecieron en un 8,13%. Para junio del presente año, la entonces ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, reconocía la influencia del cambio climático en esta tendencia.
“Con el fenómeno del Niño aumenta el verano y escasea el agua en las centrales hidroeléctricas por lo que se genera un estrés que nos lleva a consumir más electricidad desde las termoeléctricas; y cuando estas plantas, que son el respaldo del sistema, aumentan en su participación en el mercado eléctrico entonces efectivamente impacta la configuración del precio”, declaró Vélez en la visita del gobierno de Gustavo Petro a Alemania con miras a gestionar el acuerdo de producción y comercialización de hidrógeno verde.
Cabe destacar que ya durante la primera quincena de mayo de 2023, se produjo una fuerte sequía que llevó al precio promedio de energía en bolsa a alcanzar valores diarios de cerca de 837 pesos/kWh (US$ 0,202). Aunque a finales de mayo, el precio disminuyó hasta alcanzar valores cercanos a 364 pesos/kWh (US$ 0,088). Sin embargo, las tarifas residenciales han mantenido la tendencia a la inestabilidad de costos en los meses siguientes.
Históricamente, Chile únicamente ha subsidiado las tarifas eléctricas en sectores focalizados. En 2020, un análisis de la Cepal destacó que el Estado chileno entregaba subsidios a personas de sectores urbanos y rurales con escasos recursos si dentro de seis meses se daba un incremento superior al 5% en sus tarifas eléctricas. Se trata de un beneficio transitorio que se otorga por única vez, un detalle que contrasta con el soporte estatal presente en la vecina Argentina o en México.
- Sin embargo, esta tendencia a prescindir de programas sociales no se traduce en la ausencia de intervención estatal. Ya en noviembre de 2019, el gobierno de Sebastián Piñera introdujo el PEC1, un mecanismo de estabilización destinado a evitar el alza de las tarifas eléctricas. Desde entonces, los precios se mantuvieron estables hasta que en julio de 2022, el alza de la inflación y el dólar motivaron a la creación de un nuevo estatuto: el Mecanismo de Protección al Cliente (MPC).
Se trata de una iniciativa de la administración de Gabriel Boric enfocada en una estabilización de tarifas, aunque acompañada de ajustes por tramo de consumo, que se reflejaría en un aumento de precio en cada boleta mensual. Ya en abril de 2023, el Ministerio de Energía chileno oficializó la medida con un decreto que descongelaba las alzas de tarifas eléctricas y definía tres tramos de consumo: bajo (hasta 350 kWh mensuales), intermedio (entre 350 y 500 kWh mensuales) y alto (mayor a 500 kWh). Por aquel entonces, la Asociación de Empresas Eléctricas de Chile estimó que cerca del 90% de clientes residenciales chilenos experimentarían variaciones cercanas al 2,5% en sus tarifas, pues pertenecían al tramo de bajo consumo.
- Aunque lógicamente, los montos exactos variarían según cada ciudad y comuna: es así que, según Enel, en Santiago, un consumidor de 300 kWh pasó de pagar en marzo de 2023 40.740 pesos mensuales (US$ 47,7) a 41.751 pesos (US$ 48,9) en abril, representando un aumento del 2%.
- Mientras que en Concepción, la segunda ciudad más poblada de Chile, CGE proyectó un alza mayor. Allí, un consumidor de 300 kWh que pagaba 47.548 pesos mensuales (US$ 55,6) en marzo, ahora adquiriría el servicio por 48.769 pesos (US$ 57,1). La subida de las tarifas se acentuaría durante mayo y junio con la entrada en vigencia de la cuota de invierno.
- Por otro lado, entre los países de la Alianza del Pacífico, México vio un descenso sostenido de las tarifas eléctricas reguladas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) durante los últimos años.
- Como muestra, el consumo básico por mes, a partir del 1 de mayo de 2023, se estableció en 0,969 pesos por 75 kWh (US$ 0,056). En comparación, hacia 2022 este rubro valía 0,902 pesos (US$ 0,052). Es así que la tarifa aumentó 0,067 pesos (US$ 0,004), lo cual representó el primer aumento en el costo de luz desde 2017.
Más recientemente, para el presente mes de agosto, se prevé un alza del 7,1% en el total de las tarifas. Se trata de una consecuencia directa del uso intensivo de aparatos electrónicos para combatir el calor del verano mexicano como ventiladores y sistemas de aire acondicionado.
- La CFE estima que estos efectos se harán notorios en 13 estados que incluyen la Ciudad de México, el Estado de México, Puebla, Jalisco, Hidalgo, entre otros. Es así que llega el fin del subsidio que la CFE otorga tradicionalmente a los estados más afectados por las altas temperaturas del verano.
- Cabe resaltar que la CFE mantiene ocho tarifas diferentes (01, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F y DAC), cuyos precios varían dependiendo del servicio y consumo de luz de cada usuario. Por ejemplo, la tarifa básica se encuentra en los 0,987 pesos por 75 kWh (US$ 0,057); una cifra que aumentó a 7,63 pesos (US$ 0,447), comparado con 2022.
En otra línea, Argentina representa un caso aparte en materia de servicios públicos. Pues el país cuenta con una larga tradición de proteccionismo estatal y la electricidad no es la excepción a la regla. Sin embargo, actualmente, los subsidios otorgados por el Estado obedecen a cuestiones más prácticas que ideológicas.
- Cada seis meses, la Secretaría de Energía calcula y sanciona un precio estacional para la energía a nivel mayorista en todo el territorio nacional, la cual es despachada por CAMMESA (Cámara Argentina del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.).
Mientras que las distribuidoras eléctricas pagan una tarifa fija por sus servicios, conocida como Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST), con la cual se les paga a los generadores y transportistas.
- Según Oscar Medina, especialista en energía y profesor de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, desde 2003 “el PEST sancionado por la Secretaría de Energía no alcanza para cubrir los costos del sistema eléctrico. Por ello, la diferencia es cubierta por el Estado Nacional a través de subsidios”.
- De acuerdo a Medina, la activación del gasoducto Néstor Kirchner no abarataría las tarifas eléctricas que pagan los usuarios finales. No obstante, sí disminuiría los montos de subsidios que aporta el Estado argentino en el sistema eléctrico. Es así que si en 2023, los subsidios al sistema eléctrico están proyectados en US$ 5.700 millones, para 2024, estos disminuirían en US$ 1.200 millones.
- Esta reducción del gasto público vuelve a la tendencia seguida originalmente por el gobierno de Mauricio Macri (2015-2019). Durante este periodo, el Estado redujo los subsidios llegándose a pagar hasta el 75% del costo real del servicio eléctrico.
Posteriormente, durante la administración de Alberto Fernández, se retornó al estatismo con una congelación de tarifas y el incremento de subsidios durante los primeros tres años. Recién en 2023, con el aumento de la inflación y el endeudamiento externo, el gobierno emprendió un retiro parcial de subsidios: actualmente el 33% de los usuarios residenciales pagan sus tarifas sin subsidios, mientras que el 67% restante permanece bajo apoyo estatal. Para julio de 2023, se estima que el costo de la energía promedio en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) es de US$ 86/MWh.
Por otro lado, las distribuidoras desembolsan un precio promedio (PEST) de US$ 40/MWh, es decir, un 46,5% del costo real de la energía eléctrica en el MEM. El 43,5% restante es pagado por el Estado argentino mediante subsidios.
Con la posible llegada de Javier Milei al poder y sus promesas de una reducción radical del gasto público, ¿se avecina el fin del modelo proteccionista en Argentina? Hasta el momento, todo queda en el terreno de la especulación, mientras los argentinos aún pagan uno de los servicios eléctricos más baratos de la región./Agencias-PUNTOporPUNTO
Recibe nuestro boletín informativo, suscríbete usando el formulario
