Transición energética es la consigna global, pero para economías emergentes con alta pobreza y baja capacidad fiscal el debate no es teórico: se traduce en una decisión inmediata entre explotar petróleo y gas para financiar desarrollo o apostar por renovables que, aunque más competitivas en costos, exigen inversiones iniciales difíciles de sostener sin respaldo financiero.
El dilema que enfrenta el mundo en desarrollo: ingresos rápidos vs. riesgo de quedarse atrás
Las economías avanzadas consolidaron décadas de crecimiento sobre carbón, petróleo y gas. Hoy, con metas de reducción de emisiones y mayor escrutinio a los proyectos fósiles, muchos países con recursos energéticos aún sin monetizar quedan atrapados entre dos presiones:
Necesidad de caja: proyectos de gas y petróleo suelen prometer ingresos fiscales, divisas y empleo en plazos relativamente acotados.
Cambio de mercado: el financiamiento se encarece y los compradores proyectan una transición que podría reducir la ventana comercial de nuevos yacimientos.
Infraestructura pendiente: redes eléctricas, almacenamiento y respaldo siguen siendo cuellos de botella para integrar renovables a gran escala.
En paralelo, la discusión en la industria energética muestra un giro menos lineal de lo que sugieren los anuncios: la seguridad energética y los costos del capital siguen empujando decisiones hacia combustibles tradicionales, incluso cuando hay planes de descarbonización en el papel, como se observa en la tensión que enfrenta la industria del petróleo y gas al definir su apuesta energética.
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Renovables más baratas, pero con un problema clave: el costo de entrada
En costos de generación, la tendencia favorece con fuerza a las energías limpias. La Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) reportó que 91% de los nuevos proyectos renovables puestos en operación fueron más baratos que alternativas fósiles, consolidando una ventaja de costos que ya es estructural en muchos mercados (datos de IRENA).
El punto crítico para países altamente endeudados no es el costo operativo, sino el “ticket de entrada”. Desplegar renovables a escala exige inversión simultánea en:
Generación (solar/eólica/hidro/geotermia según recurso).
Transmisión y distribución para evacuar energía desde zonas de alto potencial.
Almacenamiento y soluciones de flexibilidad para cubrir intermitencias.
Respaldo y gestión de demanda para estabilidad del sistema.
En Chile, la discusión sobre integración y flexibilidad ya está aterrizada en proyectos concretos. La aprobación de iniciativas como el sistema de almacenamiento en Buin por US$225 millones ilustra una realidad que en países emergentes suele ser más dura: sin redes y almacenamiento, la promesa de electricidad barata no se materializa a tiempo.
Gas natural: oportunidad fiscal con una ventana de mercado incierta
Para países con grandes hallazgos de gas, la lógica es directa: exportar para capturar renta antes de que la demanda global cambie. El problema es que el timing importa. Si un proyecto tarda años en desarrollarse, puede quedar expuesto a:
Cambios regulatorios y de financiamiento (mayor restricción a fósiles).
Riesgo de precio por competencia con otros productores y mayor oferta.
Volatilidad geopolítica que reordena flujos de comercio y contratos.
Aun así, el mercado sigue enviando señales mixtas. Proyecciones corporativas recientes han insistido en que el gas licuado seguirá creciendo en esta década, como plantea el análisis sobre cómo Shell anticipa un aumento de la demanda global de GNL hasta 2030. Para países emergentes, esa señal puede reforzar la apuesta por monetizar recursos antes de un eventual cambio de ciclo.
Kenia como referencia: resultados sólidos, condiciones difíciles de copiar
El caso de Kenia suele citarse como evidencia de que un salto renovable es posible. De acuerdo con una guía comercial oficial del gobierno de Estados Unidos, aproximadamente 90% de la electricidad de Kenia proviene de fuentes renovables/limpias (referencia en Trade.gov).
Pero ese desempeño no es automáticamente replicable. Factores como el historial de inversión temprana, estabilidad regulatoria, calidad crediticia y estructura de deuda condicionan la capacidad de sostener capex a largo plazo sin disparar el costo del financiamiento.
No hay una receta única: qué variables definen la ruta energética de un emergente
La rentabilidad y el riesgo cambian según el punto de partida de cada país. En términos prácticos, el dilema se define por una combinación de variables:
Peso de los fósiles en la economía: si son marginales o estructurales en empleo, recaudación y balanza comercial.
Destino del recurso: consumo interno (seguridad energética) vs. exportación (divisas).
Diversificación productiva: qué tan dependiente es el país de un solo commodity.
Costo del capital: tasas, acceso a crédito, garantías y riesgo país.
Infraestructura eléctrica: redes, interconexión, almacenamiento y respaldo disponibles.
Capacidad institucional: permisos, estabilidad normativa y ejecución de proyectos.
La pieza que suele faltar: financiamiento y reparto de riesgos
En el mundo en desarrollo, el debate energético se traba menos por tecnología y más por banca. Sin garantías, seguros o esquemas de mitigación de riesgo, muchos proyectos renovables se vuelven “no financiables” pese a sus buenos costos nivelados.
En Chile, la transición también se apoya en instrumentos financieros y señales públicas. Un ejemplo es el uso de deuda para fondear inversiones, como la operación en la que ENGIE Chile colocó bonos por primera vez en el mercado nacional. En paralelo, los incentivos públicos aparecen como una palanca para bajar riesgo y acelerar decisiones, en línea con esquemas como los incentivos al hidrógeno verde vía crédito tributario transitorio.
En países emergentes con menor clasificación de riesgo, los mecanismos que más inciden en viabilizar renovables suelen ser:
Garantías soberanas o multilaterales para reducir riesgo percibido.
Blended finance (mezcla de capital público y privado).
Contratos de largo plazo con compradores de alta solvencia.
Seguros de riesgo político y de convertibilidad en mercados frágiles.
Fondos climáticos orientados a preparar red, almacenamiento y respaldo, no solo generación.
