Jazmín Hernández, CEO y fundadora de Grupo Alles, explica por qué la industria mexicana dejó de tener un problema de costo eléctrico para tener uno de disponibilidad — y qué cambia cuando la estrategia energética se diseña con horizonte de década, se mide antes de cotizarse y se financia sin comprometer el balance.
01 · LA PREGUNTA QUE CAMBIÓ LA CONVERSACIÓN
Durante años, la conversación entre la industria y sus proveedores de energía giró alrededor de una sola variable: cuánto cuesta el recibo y cómo bajarlo. Hernández ubica el momento exacto en que esa pregunta quedó obsoleta: cuando una empresa define hacia dónde quiere ir en cinco o diez años y descubre que la respuesta depende, antes que de cualquier otra cosa, de si habrá energía disponible para llegar ahí.
El síntoma es cada vez más frecuente. Plantas que planean aumentar su capacidad productiva entre 30 y 50 % solicitan la ampliación de carga y reciben, en el estudio de interconexión, una respuesta que no admite negociación: no hay capacidad disponible en el nodo. No es un problema de tarifa. Es un problema de acceso.
“La pregunta ya no es cuánto estoy pagando por energía. La pregunta es si tengo la energía que necesito para crecer. Y eso se responde con una visión de cinco a diez años, no con la del día de hoy.”
02 · LO QUE EL RECIBO NO MIDE
Uno de los hallazgos más consistentes del trabajo de Grupo Alles —más de 30 proyectos industriales en los últimos dos años— es que las empresas tienen perfectamente medido lo que aparece en su factura y casi nunca tienen cuantificado lo que ocurre del medidor hacia adentro.
El orden de los hechos importa, y suele contarse al revés. No es el paro el que altera la tensión: es la variación de tensión o frecuencia —un hueco de algunos milisegundos, muchas veces originado fuera de la planta— la que dispara variadores de velocidad, protecciones y arrancadores. Cuando esos equipos se caen, se detienen bombas, compresores y motores; y cuando se detiene el motor, se pierde el proceso. En una planta láctea, tequilera o de alimentos, esa cadena termina en una caldera fuera de régimen, un lote fuera de especificación y un arranque que puede tomar horas.
Ese scrap no aparece en ninguna línea del recibo. Es un costo invisible que muy pocas direcciones de operación incorporan a sus indicadores de eficiencia, y que en varios de los diagnósticos realizados resulta mayor que el ahorro que la misma planta persigue en su factura.
Por eso el primer entregable de Grupo Alles nunca es una cotización: es una campaña de medición. No un día, sino un período suficiente para capturar el patrón real de comportamiento eléctrico de la planta —perfil de carga, factor de potencia, huecos de tensión, armónicos, demanda máxima y su coincidencia con el horario punta—. Sin ese registro, cualquier propuesta tecnológica es una suposición con precio.
“Lo que no es medible no es controlable ni mejorable. Muchas empresas llegan pidiéndonos que les coticemos dos megawatts-hora de baterías. La primera pregunta que hacemos es para qué los necesitan. Y ahí el cliente descubre que todavía no sabe cuál es su problema.”
| KW O KWH: LA PREGUNTA QUE REVELA SI HAY DIAGNÓSTICOPedir “dos megawatts-hora de baterías” es describir un tamaño de tanque sin decir a qué velocidad se necesita vaciarlo. Los kilowatts (kW) son potencia: cuánta energía puede entregar el sistema en un instante, y determinan si la batería puede recortar el pico de demanda o sostener una línea durante una falla. Los kilowatts-hora (kWh) son energía: cuánto tiempo puede sostener esa entrega.Un mismo proyecto de 2 MWh puede configurarse a 0.5 MW durante cuatro horas —útil para arbitraje tarifario— o a 2 MW durante una hora —útil para continuidad y recorte de punta—. Son inversiones distintas, con retornos distintos, para problemas distintos. La proporción entre ambas cifras no se elige en un catálogo: sale de la curva de carga medida. |
03 · LOS CUATRO NIVELES DE UNA ESTRATEGIA ENERGÉTICA INDUSTRIAL
Grupo Alles ordena su propuesta en cuatro etapas que van escalando del ahorro a la resiliencia. La primera es el ahorro energético básico, el punto de entrada más común, generalmente mediante generación solar. Pero ninguna planta opera a la curva del sol, y de ahí surge el segundo nivel: la gestión energética con almacenamiento, que permite decidir cuándo y cómo se usa la energía generada.
El tercer nivel es el peak shaving: descargar baterías en los horarios de mayor costo para reducir la demanda facturable, que en tarifa GDMTH representa una porción sustancial del recibo y no se corrige con paneles. El cuarto, el más estratégico y el que rara vez se cotiza al inicio, es la continuidad operativa: garantizar que la planta siga produciendo ante cualquier falla de la red, sin importar su duración.
La secuencia no es intercambiable. Cada nivel aprovecha los activos del anterior, y saltar al cuarto sin haber recorrido los tres primeros suele producir sistemas sobredimensionados que nadie logra justificar ante el comité de inversión.
04 · EL CUELLO DE BOTELLA QUE FRENA AL NEARSHORING
La demanda eléctrica de México crece a un ritmo del orden de 3 a 4 % anual, mientras que la infraestructura de transmisión y distribución lleva años avanzando por debajo de esa curva. El diagnóstico de Hernández es preciso: el país no tiene un déficit de capacidad de generación, tiene un déficit de capacidad para transportarla hasta donde se necesita. Como el agua: aunque el depósito esté lleno, sin tubería no llega.
La brecha golpea directamente al nearshoring. México tiene la logística, la proximidad geográfica y el capital para consolidarse como polo manufacturero regional, pero si no hay punto de conexión disponible, la inversión se detiene o se relocaliza. Las empresas asiáticas que llegan al país —con estrategias de electrificación integradas desde el diseño de planta y consumos por metro cuadrado muy superiores a la media local— encuentran en la red eléctrica su primer obstáculo real, antes que en el terreno o en la mano de obra.
05 · CUANDO LA RED DICE “NO HAY CAPACIDAD”: LAS RUTAS QUE SÍ EXISTEN
Recibir una negativa en el estudio de interconexión no cierra el proyecto; cambia la arquitectura con la que debe resolverse. Existen rutas que permiten crecer sin depender de una ampliación de carga que puede tardar años.
La generación distribuida permite instalar capacidad detrás del medidor bajo un trámite simplificado, aunque con un techo que la mayoría de las plantas medianas rebasa rápidamente. El abasto aislado habilita generar para consumo propio con un esquema distinto de permisos y resulta la vía natural para proyectos de mayor escala. Y el almacenamiento cumple aquí una función que suele pasarse por alto: al recortar el pico, libera capacidad contratada y permite absorber crecimiento de producción sin solicitar un solo kilowatt adicional a la red.
Esa es, en la práctica, la respuesta más rápida disponible para una planta que quiere crecer 30 % y no tiene a dónde conectarse: no traer más energía, sino reorganizar la que ya tiene contratada.
06 · MICRORREDES: CUANDO EL PANEL SOLAR YA NO ALCANZA
Una microrred industrial es un sistema energético descentralizado capaz de operar conectado a la red pública o de forma autónoma cuando el suministro externo falla o es insuficiente. Integra generación fotovoltaica, almacenamiento (BESS), gestión de demanda y control automatizado para optimizar el uso de energía en tiempo real.
El perfil que más claramente la justifica, según Hernández, es el de una planta con demanda superior a 1,000 kW que enfrenta restricciones de capacidad en la red y necesita garantizar continuidad. La industria automotriz —en plena transición hacia la electromovilidad, con más automatización, menos personal y considerablemente más demanda eléctrica por unidad producida— es hoy el sector donde la urgencia es mayor.
“La red mexicana fue diseñada para entregar energía continua y estable. No fue diseñada para responder a picos de demanda rápidos, como los que generan los cargadores de vehículos eléctricos dentro de una planta. Ahí es donde la microrred resuelve lo que la red pública no puede.”
07 · INTELIGENCIA ARTIFICIAL: DOS SISTEMAS QUE NO DEBEN CONFUNDIRSE
La gestión energética industrial incorpora hoy dos capas automatizadas que operan en escalas de tiempo completamente distintas, y confundirlas es la forma más rápida de sobrevender un sistema.
La primera es el control en tiempo real —el EMS y las protecciones—. No es inteligencia artificial: es lógica determinística y electrónica de potencia, capaz de conmutar entre red e inversor en milisegundos para que la planta no perciba la falla. Es la capa que garantiza la continuidad.
La segunda sí es analítica avanzada: modelos que aprenden del histórico de operación para anticipar degradación de celdas, desviaciones térmicas o fallas de componente con días o semanas de anticipación, y para optimizar el despacho del almacenamiento frente a la curva tarifaria. Su horizonte no son los milisegundos; es el calendario de mantenimiento y el costo del siguiente ciclo de facturación.
La distinción tiene consecuencias económicas. En instalaciones donde una interrupción de tres o cuatro segundos obliga a reprogramar hornos o molinos durante cinco o seis horas, la continuidad la resuelve la primera capa; el ahorro recurrente y la vida útil del activo los resuelve la segunda. Conviene añadir que el valor demostrado en manufactura proviene hoy de la IA analítica y predictiva, no de la generativa: la segunda produce demostraciones atractivas, la primera produce disponibilidad.
08 · QUIÉN PONE EL CAPITAL: EL NIVEL DONDE SE DECIDE
Un proyecto energético industrial puede ser técnicamente impecable y morir en el comité de inversión. Por eso la conversación que define si se ejecuta o no rara vez es la técnica: es la de estructura financiera.
Hay tres caminos. La inversión directa con recursos propios ofrece el mejor retorno acumulado, pero compite por el mismo capital que la línea de producción —y casi siempre pierde—. El arrendamiento o el crédito verde trasladan el costo a gasto operativo y liberan el CAPEX, a cambio de un retorno menor. Y el esquema de energía como servicio permite que un tercero financie, instale y opere el activo mientras el cliente paga únicamente por la energía o por el ahorro obtenido, sin registrar el activo en balance.
El criterio de decisión es más sencillo de lo que parece: si el ahorro mensual generado por el sistema supera la mensualidad del esquema elegido, el proyecto es flujo positivo desde el primer mes y deja de ser una inversión para convertirse en una sustitución de gasto. Ahí es donde un director de finanzas entra a la conversación que antes solo pertenecía a mantenimiento. Las cifras concretas de retorno —payback, TIR y costo nivelado— solo pueden calcularse después de la medición, y ese orden no es negociable.
A esto se suma un incentivo que suele quedar fuera del análisis: la legislación fiscal mexicana permite la deducción acelerada del 100 % de la inversión en equipo de generación a partir de fuentes renovables, sujeta a los requisitos de operación mínima que establece la propia disposición. En la práctica, mejora de forma relevante el retorno del primer ejercicio.
09 · LA VISIÓN ALLES: PENSAR EN DÉCADAS, NO EN RECIBOS
El nombre de la empresa no es casual. Alles es la palabra alemana para “todo”, y Hernández la usa como filosofía operativa: la planeación industrial alemana razona a cinco, diez y veinte años. Es el horizonte que la industria mexicana necesita adoptar para no quedar rezagada frente a una ola de inversión que llega con expectativas de infraestructura que la red pública todavía no puede satisfacer.
La transición energética en México no va demasiado rápido; va demasiado desigual. Hay capacidad de generación, pero no de transmisión. Hay tecnología disponible, pero falta integración. Hay capital, pero falta diagnóstico. Las empresas que midan primero, integren después y financien de forma sostenible serán las que puedan crecer cuando las demás sigan esperando respuesta.
