In Energy
Arthur Deakin

Arthur Deakin
Director de la División de energía
AMI

Lea el original en inglés aquí.

En lo que se desarrolla el 2024, el sector energético de América Latina estará fuertemente influenciado por la política regional, las altas tasas de interés y la infraestructura obsoleta. A pesar de lo anterior, es probable que las empresas del sector de energía obtengan ingresos récord conforme la región continúe electrificándose.

Brinquémonos las formalidades y adentrémonos en el meollo del asunto: mis opiniones expertas sobre este año y las diferentes perspectivas en mercados clave.

Perspectivas del sector energético de América Latina para 2024 | Lo bueno

Lo bueno

A diferencia de años recientes, en los que la política quedó bajo la sección de “lo feo”, los probables ganadores de las elecciones presidenciales que tendrán lugar en América Latina transformarán el sector energético de la región, para bien. Dejando a un lado la ideología, los inversionistas y operadores de energéticos están muy entusiasmados por ver salir de México a Andrés Manuel López Obrador (AMLO), lo que refleja los cambios positivos que se espera surjan como resultado de las elecciones de este año. Esto es lo que AMI espera que suceda.

México

Es probable que la ventaja electoral de más del 20% de Claudia Sheinbaum se materialice en una victoria presidencial, poniendo fin así a la administración de seis años de AMLO que, para todo fin práctico, congeló la inversión privada tanto en generación de energía renovable como en infraestructura de transmisión. Con Sheinbaum a la cabeza, México probablemente verá:

  • Crecimiento en el desarrollo de energías renovables. Los inversionistas, desarrolladores y fabricantes de energéticos reactivarán sus operaciones en México, conforme Sheinbaum busque alcanzar una penetración objetivo de energías renovables de 50% hacia el final de su mandato en 2030, en comparación con la penetración actual del 15%.1 Aunque Sheinbaum ha solicitado inversión privada, aún no está claro el grado de su divergencia con las políticas nacionalistas de AMLO.

AMI proyecta que un cambio favorable en las políticas podría conducir a un incremento en la capacidad instalada de generación distribuida de México a 34 MW para 2030.

  • Aumento del límite de generación distribuida a 1 MW. Para lograr el objetivo anterior de 50% de energías renovables, creemos que Sheinbaum podría aumentar el umbral máximo para proyectos de generación distribuida de 0,5 MW a 1 MW. Esto facilitaría la conexión a la red para proyectos in situ de mayor tamaño que suministran electricidad a instalaciones industriales. México cuenta con 3 GW de capacidad instalada de generación distribuida, muy por debajo de los 26 GW de Brasil, donde el umbral máximo es de 5 MW. Como se puede apreciar en la figura 1 que aparece a continuación, AMI proyecta que un cambio favorable en las políticas podría conducir a un incremento en la capacidad instalada de generación distribuida de México a 34 MW para 2030, lo que representa un aumento de cuatro veces en comparación con un escenario sin cambios en las políticas.2
  • Aprobación de una ley de biocombustibles. En comparación con cualquiera de sus predecesores políticos, es más probable que Sheinbaum apruebe una ley o un mandato en materia de biocombustibles, ya que los combustibles limpios son uno de sus intereses personales (ella encabezó el proyecto para una planta de biodiesel en México durante su mandato como alcaldesa y escribió un artículo titulado: “Potential of biodiesel from waste cooking oil in Mexico”).

  • Claridad contractual para desarrolladores de energías renovables. En enero de 2024, la Suprema Corte de Justicia de México anuló la reforma eléctrica de AMLO, en la cual se priorizaba la electricidad despachada por la empresa estatal CFE a expensas de productores independientes de energía eléctrica (IPP, por sus siglas en inglés). Esto allanará el camino para que los IPP y los desarrolladores reanuden la búsqueda de oportunidades en los ámbitos de energía solar y eólica en el país.

  • Miles de millones de dólares en demandas interpuestas contra AMLO por parte de operadores/desarrolladores internacionales del sector energético. En febrero, el gobierno anunció la expropiación de una planta de procesamiento de hidrógeno en el estado de Hidalgo, adquirida en 2017 por la empresa francesa Air Liquide por un monto de aproximadamente 50 millones de euros.3 Es probable que estas disputas entren a la “etapa de panel” conforme al Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), lo que conducirá a que lleguen a acuerdos multimillonarios.
Las dos rutas de la generación distribuida en México. Sin cambio en las políticas de límite de 0,5 MW vs. políticas favorables con límites de más de 1 MW hacia el año 2032

Estados Unidos

  • Si Biden se reelige, es probable que continúe la moratoria impuesta por el Departamento de Energía (DOE, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos a los permisos de exportación de gas natural licuado (GNL), lo que probablemente pospondría la decisión final de invertir en terminales mexicanas de exportación de GNL que aún no cuentan con un permiso del DOE.
  • Dado que las terminales mexicanas de GNL propuestas utilizan gas natural estadounidense como materia prima de alimentación, requieren la aprobación del DOE para exportar a países que no cuentan con un tratado de libre comercio (TLC) con Estados Unidos. Esto incluye el proyecto de GNL de Altamira de New Fortress Energy (1,4 millones de toneladas métricas por año [mmty]), que está en construcción y a punto de completarse. Esto probablemente les obligará a trasladar sus ventas de GNL a países que ya cuentan con tratados de libre comercio, como Corea y Chile, que representan tan sólo el 11% de las exportaciones de GNL de Estados Unidos. A su vez, esto podría resultar en un grupo más restringido de compradores, así como menores ingresos.
  • Mientras tanto, es probable que las terminales mexicanas de exportación de GNL planeadas que ya cuentan con la aprobación del DOE (p. ej., México Pacific y Visto Pacífico de Sempra) se desarrollen a un ritmo acelerado a medida que de la noche a la mañana se conviertan en activos más valiosos que puedan “reemplazar” el déficit de oferta creado en el mercado estadounidense. De hecho, Mexico Pacific recibió luz verde de parte de los reguladores estadounidenses (FERC) para un gasoducto transfronterizo que abastecería sus instalaciones de exportación de GNL, las cuales tienen un valor de USD 15 mil millones, con gas natural de Estados Unidos.4
  • Los países latinoamericanos que todavía dependen del combustóleo pesado o del gas natural (p. ej., República Dominicana, Argentina, Panamá) para la generación de energía eléctrica buscarán proveedores globales o estadounidenses que ya tengan permisos de exportación para satisfacer su demanda de GNL y gas natural renovable (GNR) en el futuro. América Latina también es rica en materia prima de alimentación tanto para GNR como para otros combustibles sostenibles (combustible sostenible de aviación [SAF, por sus siglas en inglés], combustibles sintéticos renovables, hidrógeno), lo que significa que los países también comenzarán a producir estos combustibles pronto. Esto ya está sucediendo en Brasil, pero la falta de regulación en México hace inviable la producción nacional de GNR o SAF.
Exportaciones totales de GNL de EE- UU. por buque en 2022. Ventas fuera del TLC vs conforme al TLC.
  • Si gana Trump, es posible que él y su personal pudieran retrasar e intencionalmente ignorar la implementación de algunos de los beneficios climáticos de la Ley de Reducción de la Inflación (Inflation Reduction Act, IRA) de Biden. Esto podría frenar parte del desarrollo de la cadena de suministro verde, que abarca desde minería hasta paneles solares, que está teniendo lugar en países que cuentan con tratados de libre comercio en la región (México, Chile, Colombia, Costa Rica, República Dominicana, El Salvador, Guatemala, Perú, Panamá, Honduras y Nicaragua).
  • Es muy poco probable que se dé una derogación total de la IRA, no solo porque requeriría maniobras legislativas sustanciales, sino también porque tendría un impacto negativo en los estados republicanos que se han beneficiado de esta ley. Sin embargo, el presidente Trump podría ordenar a ciertos departamentos (p. ej., la Tesorería) que no implementen los créditos o lineamientos fiscales de la IRA, reduciendo así el alcance de esta ley.5

Argentina

  • Aunque Javier Milei es un negacionista del cambio climático, sus políticas proempresariales probablemente se traducirán en más inversiones multinacionales en el largo plazo, creando así una Argentina con una matriz de generación de energía eléctrica más limpia y una mejor infraestructura de transmisión y gasoductos.

  • Milei incluyó disposiciones para un sistema nacional de tope y trueque en su primera pieza legislativa importante enviada al Congreso (como parte del proyecto integral de ley que no fue aprobado), que crearía un mercado de carbono en el país. Esto indica que es probable que el presidente Milei siga adelante con “políticas verdes” que se ajusten a su estrategia de aumentar los ingresos fiscales y recortar el gasto.

  • Aunque los precios de la electricidad aumentarán en el corto plazo a medida que se eliminen los subsidios a los energéticos, es de esperarse que se vean reducciones a largo plazo como resultado de la instalación de energéticos renovables adicionales y el crecimiento continuo de Vaca Muerta. Esto reducirá las costosas importaciones de gas durante el invierno e incluso es posible que conduzca a exportaciones rentables de gas a los países vecinos (si va acompañado de una infraestructura de gasoductos).

República Dominicana

  • En la República Dominicana, es probable la reelección del presidente Abinader, quien seguirá fomentando un entorno de inversión verde/proempresarial.

  • Aunque los desarrolladores están empezando a experimentar tiempos de espera más prolongados debido a la congestión de las redes, tanto inversionistas como desarrolladores han afirmado que la República Dominicana es uno de los lugares donde ha sido más fácil desarrollar proyectos de energía renovable en los últimos años, con tiempos menores a tres años en promedio para la obtención de permisos para proyectos solares a escala de servicios públicos, comparado con los seis años que toma en México.

Panamá

  • Si gana el ex presidente Martinelli, es probable que se cree un entorno favorable para las empresas. Esto se traducirá en mayores inversiones internacionales en energías renovables y una decisión final de inversión con respecto a la planta de SGP Bioenergy por un valor de USD 7.700 millones.6 Sin embargo, la Corte Suprema de Justicia de Panamá recientemente rechazó la última apelación de Martinelli contra una condena por lavado de dinero y los expertos dicen que ahora ya no es elegible para participar como candidato en las elecciones.

  • Panamá ya anunció que realizará una licitación de 500 MW para energías renovables y almacenamiento de energía en el segundo trimestre de 2024, lo que indica que existe tanto la demanda como la necesidad de más energía limpia.7 Los desarrolladores e inversionistas en energías renovables están prestando atención y monitoreando de cerca la situación en el país.

Venezuela

  • La anomalía nada sorprendente en cuanto a las implicaciones políticas positivas para el sector energético es la probable “reelección” de Maduro.

  • Venezuela está ganando más dinero ahora que en los últimos cinco años, al vender 22% más petróleo crudo en enero de 2024 que en el año anterior. El levantamiento temporal de las sanciones le permite evitar vender crudo con un gran descuento a China/Irán, lo que podría elevar los ingresos petroleros nacionales del país a USD 8.000 millones en 2024 (en comparación con ventas de USD 2.000 a 3.000 millones con las sanciones).8

  • Sin embargo, la decisión de Maduro de impedir que el principal candidato de la oposición se postule en las elecciones de este año probablemente llevará a Estados Unidos a volver a imponerle sanciones al país, con lo que esencialmente se congelará toda la nueva inversión extranjera que esté fluyendo hacia el sector energético.

El Salvador

  • Aunque la reelección de Bukele ha causado que surjan dudas sobre la legitimidad del proceso electoral y la constitucionalidad de un segundo mandato, esto le permitirá redoblar su política energética, a través de la cual busca reducir la dependencia de las importaciones de combustible marino y bajar el costo de la electricidad para los consumidores.9 Su objetivo es crear independencia energética para el país al agregar la mayor cantidad posible de gas natural y energía renovable (Bukele inauguró recientemente una enorme planta de energía con gas natural llamada Energía del Pacífico).

  • Bukele recientemente redujo las tarifas de energía eléctrica en un 14%.10
Perspectivas del sector energético de América Latina para 2024 | Lo malo

Lo malo

Falta de inversión en líneas de transmisión que genera retrasos en los permisos y largos tiempos de espera en los equipos de la red.

La sección de lo malo incluye tendencias que están llegando a un punto de quiebre pero que todavía no llegan esa coyuntura crítica, como es el caso de la red eléctrica de la región y los retrasos en el otorgamiento de permisos. Con la primera ola de despliegue masivo de energías renovables en el espejo retrovisor, tanto los inversionistas y operadores del sector energético como los gobiernos se están concentrando en llevar esa energía eléctrica a las ciudades de manera confiable y asequible. Para 2040, el mundo tendrá que construir o reemplazar 49,7 millones de millas de líneas de transmisión y distribución, lo que equivale a toda la red global existente. Para lograrlo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que el mundo tendrá que gastar USD 600 mil millones anualmente en mejoras de la red para 2030.11 De esa cantidad, AMI estima que se necesitarán USD 39 mil millones por año para las redes de América Latina y el Caribe para 2030.

En el mundo desarrollado, se está invirtiendo mucho dinero en proyectos de transmisión. EnergyRE, una startup estadounidense, acaba de recaudar USD 1.200 millones para proyectos de transmisión en Estados Unidos, una señal del creciente interés de los inversionistas en expandir la red.12 Las inversiones privadas en redes de empresas como Grid United, Berkshire Hathaway y National Grid también se están viendo reforzadas por casi USD 3.500 millones en subvenciones del Departamento de Energía y USD 5.000 millones en fondos de gobiernos estatales y empresas de servicios públicos.13

Los mercados emergentes como América Latina son toda otra historia, pues en estos mercados no son viables los subsidios gubernamentales y los riesgos de los proyectos son mayores. La capacidad de transmisión se está convirtiendo en un problema recurrente en países con alta penetración de energías renovables, como Chile, México, Brasil y Colombia. En Chile hay altos niveles de reducción de energía renovable en Atacama debido a congestiones de la red; Oaxaca, México, una región conocida por sus recursos eólicos, enfrenta derrames de energía causados por limitaciones de la red.14Como se indicó en el artículo del año pasado, el mayor impedimento para el auge de la deslocalización cercana (nearshoring) en México será el acceso a electricidad barata, confiable y limpia. Los desarrolladores de toda la región, pero especialmente en Colombia, también se están quejando de los largos tiempos de espera para conectarse a la red, en parte debido a retrasos en el otorgamiento de permisos, pero en gran medida a causa de redes excesivamente congestionadas que no tienen capacidad de sobra. Esta lenta expansión de la red de transmisión podría ralentizar significativamente la transición energética, dado que esto motivará a los desarrolladores de energías renovables a buscar áreas en las que los retornos sean más rápidos y seguros..

AMI estima que se necesitarán USD 39 mil millones por año para las redes de América Latina y el Caribe para 2030.

El lado positivo de esta tendencia es que los proveedores multinacionales de equipos de red, como Siemens, General Electric y Honeywell, tienen miles de millones de dólares en equipos relacionados con la red y de energía pendientes de entregar, lo que está impulsando ventas récord. Esta mayor demanda de electricidad se está traduciendo en mayores precios e ingresos, razón por la cual el índice Nasdaq Clean Edge Smart Grid Infrastructure, liderado por empresas como Eaton Corp., ABB Ltd. y Schneider Electric SE, se incrementó un 20% en 2023.15 AMI estima que los seis principales vendedores de productos de equipos relacionados con energía eléctrica y la red de la región superarán la marca de USD 13 mil millones en ingresos en 2024, lo que representa un aumento del 8% en comparación con 2023. La advertencia que estas empresas están señalando es que todavía hay retrasos en las cadenas de suministro; una empresa europea afirma que será casi imposible entregar una turbina de gas antes de 2027.

Ingresos totales de seis empresas principales de equipos de red, en millones de USD.

Aunque abordar la congestión en la transmisión requerirá miles de millones de dólares, la obtención de permisos es el reto de menor costo y mayor recompensa que enfrentan los mercados emergentes en la transición energética. En México, se necesitan aproximadamente de seis a ocho años para que un proyecto solar a escala de servicios públicos se desarrolle desde cero hasta la puesta en operación. En Colombia y Brasil, el tiempo promedio es de más de cuatro años. Los proyectos eólicos a menudo enfrentan tiempos más prolongados, debido a la intensificada oposición de las comunidades y a los extensos estudios que se tienen que realizar para verificar tanto la velocidad del viento como el impacto en las especies de aves. La obtención de permisos para líneas de transmisión es la peor de todas.  El Grupo Energía Bogotá –una empresa de distribución de energía eléctrica– tardó más de cuatro años y gastó USD 25 millones en consultorías locales, compensaciones para las comunidades y permisos ambientales, más del doble de lo que originalmente había planeado, antes de que pudiera construir una línea de transmisión en La Guajira, un estado de Colombia donde hay una gran riqueza de recursos eólicos.  También tuvo que firmar 235 acuerdos de compensación distintos con los propietarios locales de terrenos antes de que le dieran la luz verde legal para proceder con una evaluación de impacto ambiental.16 Otras dos importantes empresas energéticas, EDF y Enel, no tuvieron tanta suerte. Ambas anunciaron su retiro de proyectos solares en Colombia debido a largos retrasos ambientales en el país.

Años para desarrollar un proyecto de energía solar a escala de servicios públicos

Perspectivas del sector energético de América Latina para 2024 | Lo feo

Lo feo

Tasas de interés más altas, menores rendimientos y retrasos en los proyectos.

El problema del que nadie quiere hablar en torno al desarrollo de proyectos energéticos en todo el mundo –pero especialmente en mercados emergentes– es el acceso a capital de bajo costo para que los retornos se vuelvan atractivos. Esto se ha vuelto cada vez más difícil en América Latina, donde las altas tasas de interés hacen que sea más difícil justificar el nivel de riesgo que enfrentan las empresas de energéticos en el desarrollo de proyectos. Los desarrolladores están aumentando estratégicamente los precios de sus contratos de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) y están indexando un mayor porcentaje de sus PPA (no sólo los costos variables) a la inflación, para así reducir su costo de capital real. Los módulos solares fotovoltaicos (PV, por sus siglas en inglés) también son 70% más baratos que hace cinco años, lo que podría reducir la inversión inicial de capital en los proyectos en casi 15%. Aunque esto significa que los retornos mejorarán lentamente en 2024 en comparación con 2023, las altas tasas de interés están empujando a los inversionistas y desarrolladores de energía a trasladar capital de mercados con lenta obtención de permisos y congestiones de transmisión, como Colombia y México, hacia mercados con generosos subsidios gubernamentales y un mejor estado de derecho, como Estados Unidos y China.

La realidad es que hay una cantidad finita de capital disponible para tecnologías bajas en carbono si los rendimientos no justifican el riesgo. En América Latina, las tasas internas de retorno (TIR) en el extremo alto de un solo dígito para proyectos que están listos para construirse no constituyen un argumento convincente contra los bonos a 10 años de la Tesorería de Estados Unidos que pagan más del 5%, especialmente si tomamos en cuenta los riesgos de construcción y la inestabilidad política que conlleva un proyecto energético.17 Es por eso que predecimos que los inversionistas y las empresas de energéticos comenzarán a involucrarse mucho antes en la cadena de valor, ya sea en la fabricación de insumos para energía limpia o invirtiendo en startups de tecnologías limpias o en las etapas de desarrollo de proyectos renovables. Si los proyectos y las empresas energéticas latinoamericanas no pueden disminuir sustancialmente el riesgo de sus operaciones, tendrán dificultades para atraer a financiadores durante un período de altas tasas de interés. Con la estrategia adecuada y claridad de mercado, las multinacionales de sobrados recursos están posicionadas para capitalizar esta oportunidad a medida que vaya desapareciendo la competencia local.

Próximos pasos

AMI ayuda a los operadores, fabricantes, distribuidores de equipos e inversionistas del sector energético a operar en las Américas al brindar inteligencia de mercado estratégica para ganarle a la competencia, aumentar la participación de mercado y encontrar nuevas oportunidades. Ya sea dimensionando el mercado para la venta de equipos de red o entendiendo los precios y la estrategia de la competencia, la División de Energéticos de AMI se asegura de que nuestros clientes concreten nuevos negocios en la región.

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Fuentes

  1. Natural Gas Intel, enero 2024. “Mexico’s Presidential Frontrunner Sheinbaum Seeks 50% Renewable Generation By 2030.” ↩︎
  2. Energia Estrategica, enero 2024. “Recomiendan elevar el límite de potencia a un 1MW en generación distribuida en México.” ↩︎
  3. Bloomberg, enero 2024. “Air Liquide Pushes Mexico for Answers After Government Seizes Hydrogen Plant.” ↩︎
  4. Reuters, febrero 2024. “US regulators approve Mexico Pacific LNG’s Saguaro connector pipeline.” ↩︎
  5. Energy Intelligence, febrero 2024. “US Election: Could Trump Unravel Biden’s IRA?” ↩︎
  6. Argus Media, octubre 2023. “SGP plans 2024 FID for Panama biorefinery.” ↩︎
  7. ETN, enero 2024. “Panama floats 500MW RE plus energy storage tender; first in Central America.” ↩︎
  8. Bloomberg, febrero 2024. “Venezuela Oil Industry Fears Losing Ground if US Revives Sanctions.” ↩︎
  9. BN Americas, mayo 2022. “Government of President Nayib Bukele consolidates energy matrix with diversification strategy with the start of operations of energia del pacific.” ↩︎
  10. Associated Press, octubre 2023. “El Salvador aprueba reducción del 14% en tarifa de energía eléctrica.” ↩︎
  11. International Energy Agency, noviembre 2023. “Electricity Grids and Secure Energy Transitions.” ↩︎
  12. Wall Street Journal, diciembre 2023. “The New Green Investment: Getting Clean Energy to Big Cities.” ↩︎
  13. Canary Media, octubre 2023. “The US just made its biggest-ever investment in the grid.” ↩︎
  14. S & P Global, diciembre 2023. “The Energy Transition And Its Impact On Latin American Power Prices.” ↩︎
  15. Bloomberg. enero 2024. “This $20 Trillion Climate Theme Is Trouncing Other Strategies.” ↩︎
  16. Bloomberg, noviembre 2023. “Colombia’s Green Energy Ambitions Hinge on Windswept, Wary Province.” ↩︎
  17. Energy Intelligence, octubre 2023. “ EIG CEO: Low Transition Returns a Problem for Private Equity.” ↩︎

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