La red eléctrica mexicana cruje. La demanda industrial crece más rápido que la capacidad de transmisión y la transición energética se topa con un cuello de botella físico y financiero. Mientras tanto, el sector industrial exige energía confiable, renovable y competitiva.
En otros países, la respuesta ha sido descentralizar: generación en sitio, microrredes y almacenamiento. En México empezamos a recorrer el mismo camino, apoyados en un nuevo reglamento eléctrico que abre la puerta a la generación distribuida y a esquemas privados más ágiles. Pero las empresas enfrentan un dilema: no son productoras de energía y tampoco quieren inmovilizar su capital en activos eléctricos.
Ahí entraEnergy as a Service (EaaS), un modelo donde la energía deja de ser un bien comprado para convertirse en un servicio contratado. El proveedor diseña, financia, construye y opera la infraestructura de generación y el cliente sólo paga por la energía que usa. El CAPEX (Capital Expediture) desaparece y el gasto energético se vuelve predecible y, por lo tanto, administrable.
A diferencia de losPower Purchase Agreements (PPAs), que son contratos estrictamente diseñados para la compraventa de energía entre un generador y un consumidor a un precio y plazo determinados, el modelo EaaS abarca una dimensión mucho más amplia. El EaaS no se limita a entregar electricidad, sino que asume la gestión integral de las necesidades energéticas de un cliente: desde la eficiencia energética, el almacenamiento y las microrredes, hasta generación en sitio. En este esquema, el proveedor se convierte en socio operativo y financiero, responsable del desempeño energético bajo una tarifa fija o basada en resultados. Un PPA puede ser parte del EaaS, pero el EaaS lo trasciende al incluir servicios adicionales.
Sin embargo, los proveedores de EaaS no podrían existir sin una herramienta financiera de fondo: elProject Finance. Este modelo crea una sociedad vehículo (SPV, por las siglas en inglés deSpecial Purpose Vehicle) para cada planta, que se financia con deuda respaldada únicamente por los flujos futuros del proyecto, usualmente provenientes de contratos PPA. El riesgo se aísla del balance corporativo y se reparte entre bancos, desarrolladores y consumidores.
Los proyectos de energía renovable suelen implicar inversiones masivas, largos periodos de construcción y alta complejidad tecnológica, lo que los convierte en operaciones financieramente delicadas. Su rentabilidad depende de variables naturales (viento, radiación solar, hidrología) que reducen la estabilidad de los ingresos y elevan el riesgo percibido por los bancos. Por ello, las instituciones financieras evalúan no sólo la viabilidad económica, sino también la solidez técnica y financiera del desarrollador, la madurez tecnológica, los costos de construcción y el marco de política pública que define tarifas, impuestos y subsidios.
Sin embargo, la generación ha dejado de ser la problemática principal. Las zonas con mejor potencial solar o eólico están lejos de los centros industriales y sin infraestructura de transmisión no hay energía barata ni limpia que valga. Las proyecciones delnearshoring exigen 37 gigavatios adicionales de capacidad eléctrica hacia 2030 y una inversión estimada de 65 mil millones de dólares tan sólo en red (1). El sector público no puede financiar eso en solitario.
Una transición energética real necesitará tanto innovación tecnológica como innovación financiera. El EaaS y el Project Finance son piezas clave, pero sin inversión privada en transmisión, el sistema seguirá fracturado.
En los países en desarrollo como el nuestro, el gas natural sigue siendo el combustible de transición. Pero, ¿queremos incrementar la dependencia energética con nuestro vecino del norte?
Fuentes consultadas:
(1)Reforma. (2024, 19 de enero).Urgen 41,500 mdd para nearshoring. Reforma, sección Negocios.https://www.reforma.com