El impacto por detener producción ya puede alcanzar las seis cifras dentro del sector comercial - industrial (C&I) de Latinoamérica. En operaciones con cargas críticas, una interrupción de red no sólo frena procesos: también genera reprocesos, pérdida de materia prima, atrasos en entregas y compromete ingresos.
Ese costo empieza a modificar la forma en que las empresas evalúan sus inversiones energéticas. La discusión ya no pasa únicamente por cuánto puede ahorrar una planta con generación solar, sino por cuánto negocio puede perder si no cuenta con respaldo.
“Por ejemplo, para un cliente del sector alimenticio de Colombia, un solo apagón le cuesta USD 120.000”, señaló Felipe Sánchez Gómez, gerente de la Línea Solar de Erco Energía, durante el streaming “Se tenía que decir y se dijo” de Energía Estratégica.
¿Por qué? “El cliente para todo el proceso de producción y hay reprocesos, pérdida de materia prima. Y volver a empezar y perder inclusive clientes, o atrasar pedidos, lo que tiene cierta relevancia”, explicó.
“Un apagón es un impacto importante en la industria y ya no es opción contemplar un apagón. Un apagón representa cifras por encima de USD 100.000”, complementó Gustavo Marín, Branch Manager LATAM de APsystems.
Reviva el streaming: https://www.youtube.com/watch?v=0SGisyBGRjg&t=649s
Ese nivel de exposición empuja al C&I hacia soluciones más completas, donde la fotovoltaica ha ganado más terreno en el último tiempo, pero el storage empieza a entrar desde el diseño cuando la continuidad operativa es parte del business case.
“Hoy no puede haber una sola empresa que no está analizando seriamente instalar energía solar en sus techos o en los predios que tenga. Se ve el boom de paneles solares por todos lados, pero ese boom tiene un significado y es que el costo de la energía solar hoy es la más barata que hay a nivel mundial”, sostuvo Sánchez Gómez.
El punto de partida sigue siendo técnico: superficie disponible, perfil de consumo, conexión y cargas críticas. A partir de allí, la pregunta es cuánto generar, cuánto respaldar y bajo qué esquema financiero.
En Colombia, además, la presión aumenta por el lado del abastecimiento, dado que bajo la mirada del especialista, el “driver” es la falta de suministro, a pesar que la demanda crezca por varios frentes.
Procesos industriales electrificados, movilidad eléctrica, inteligencia artificial y data centers suman consumo sobre un sistema donde, según Sánchez Gómez, la oferta no acompaña con la misma velocidad.
También pesan las restricciones de la matriz y el fenómeno climático “El súper Niño”, en un escenario de mayor presión sobre la generación hidroeléctrica, los embalses y la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional, que cuenta con una capacidad de maniobra más limitada que en episodios anteriores.
“Lo más probable es que habrá apagones, que no ocurren hace treinta años en Colombia, o habrá racionamiento de energía y las empresas deban apagar producción”, planteó el gerente de la Línea Solar de Erco Energía.
Ese escenario modifica el business case de las baterías. El valor ya no está sólo en desplazar consumo o maximizar autoconsumo, sino en evitar pérdidas productivas.
Aunque el dimensionamiento depende de cada instalación y no todas las compañías necesitan respaldar una planta completa. Sino que la prioridad es identificar qué cargas no pueden caer y cuál sería el impacto económico de hacerlo.
Erco ha evaluado soluciones de distinta escala. Según la desgrabación compartida, Sánchez Gómez menciona proyectos “desde 100 kWh hasta 1 kWh para industriales”.
APsystems observa requerimientos superiores. “Los clientes piden más de 2 MW”, indicó Marín, aunque ambos especialistas coincidieron en que no existe un proyecto igual a otro, sino que cada uno se hace a la medida, conforme a las necesidades de los clientes.
Retornos desde 1,5 años y el salto hacia proyectos híbridos
Por otro lado, la ecuación financiera cambia según el modelo elegido. Con recursos propios, Erco Energía ubica el payback entre tres y cinco años. Mientras que con leasing financiero e incentivos tributarios, el plazo puede caer a dos.
La renta líquida de cada compañía también pesa sobre el resultado. APsystems maneja una referencia cercana a cuatro años, aunque ya registra recuperaciones considerablemente menores.
“Dpende del impacto que pueda tener en cuestión de apagones, pero en promedio de unos cuatro años y en algunos casos se ha dado hasta retornos de inversión en un año y medio”, subrayó el Branch Manager LATAM de dicha compañía.
El costo de detener operaciones puede acortar todavía más esa cuenta. Cuanto mayor sea la pérdida asociada a una interrupción, mayor es el valor económico del respaldo dentro del proyecto.
Esa variable también empuja un cambio tecnológico en C&I: dejar de evaluar generación y baterías por separado.
“La conversación va a girar en los próximos, inclusive ya el próximo año o dos años, en que ningún proyecto debería hablarse solo solar, es solar y almacenamiento, sistemas híbridos en todos los lugares”, anticipó Sánchez Gómez.
Para Erco, esta transformación coincide con un fuerte salto de escala. La compañía anunció una Serie C por USD 129 millones y apunta a alcanzar 1,3 GW propios instalados y 500 MWh hacia 2030, frente a unos 300 MW actuales.
La meta representa un crecimiento de entre cinco y seis veces. Sin embargo, la mayor parte del volumen estará fuera del C&I: entre 80% y 90% se concentrará en utility scale.
Ese peso ya se refleja en su pipeline. Erco firmó recientemente un desarrollo cercano a 390 MW, el mayor proyecto cerrado por la compañía durante el año, aunque mantiene su apuesta por el segmento comercial e industrial.
El C&I mantiene espacio pese al salto del utility scale
El crecimiento de los grandes parques no desplaza la apuesta comercial e industrial. El diferencial está en soluciones ajustadas al consumo, al riesgo operativo y a la capacidad financiera de cada cliente.
Solar, baterías, PPAs y esquemas de financiación pueden combinarse dentro de una misma estrategia. La lógica depende menos de una tecnología aislada y más del costo total de abastecer y proteger la operación.
Para el mercado regional, la señal es clara. Más consumo, mayor electrificación y exposición a interrupciones elevan el valor del respaldo dentro de la ecuación C&I. Ya no se trata únicamente de cuánto puede ahorrar una empresa con generación distribuida. También de cuánto negocio puede perder por no contar con una solución híbrida cuando la red falla.