La Entrevista con Kevin Piccolo, CEO de SEISA
La decisión de generar energía en una planta industrial ya no pasa únicamente por el ahorro. La disponibilidad del suministro, la continuidad de la producción y las posibilidades de crecimiento también pesan en la inversión. En conversación con Energy Insights, Kevin Piccolo, CEO de SEISA, explica dónde encuentra sentido la cogeneración, qué debe revisar una empresa antes de invertir y cuáles son los obstáculos que pueden cambiar la viabilidad de un proyecto.
Gracias Kevin por este espacio en tu agenda para llevar a cabo la presente entrevista. Iniciemos.
¿Qué lugar ocupa hoy la cogeneración en la estrategia de competitividad de la industria mexicana?
Eso va a depender del tipo de industria. Hay industrias que utilizan energía térmica en sus procesos y otras que no. Ahí hay un parteaguas: qué tipo de industria necesita calor y en qué forma, ya sea vapor o agua caliente, o si requiere agua helada mediante recuperación de calor.
Ahí es donde puntualmente la cogeneración va a ayudar muchísimo a la competitividad, porque al final optimiza el uso del combustible. Si utilizas ese combustible para generar electricidad nada más, ya sea con un motor o una turbina, cuando la eficiencia es muy buena estamos hablando de cuarenta y tantos por ciento. Cuando recuperas el calor y entregas vapor, agua caliente o agua helada, podemos elevar el aprovechamiento de ese combustible a noventa y tantos por ciento.
Usas eficientemente el combustible y eso le da competitividad a la industria al bajar el costo de sus insumos energéticos. Hablamos de sustituir electricidad que importa de la red por electricidad generada en sitio, junto con la energía térmica que ya necesita para sus procesos y que hoy obtiene con calderas, chillers eléctricos u otros equipos. Cuando unes esas necesidades y las atiendes en sitio, hay una eficiencia energética que va directamente al costo de tu energía y te hace mucho más competitivo.
Cuando conversan con directores generales y financieros, ¿qué pesa más en la decisión de invertir?
Fíjate qué interesante pregunta. Eso ha cambiado en el tiempo. Si me haces esa pregunta unos cuantos años atrás, a nivel de dirección financiera u operativa lo que buscaban era, exclusivamente, una economía sobre su consumo energético total: electricidad y gas.
Hoy, debido a la saturación de las líneas eléctricas o a la falta de capacidad de la Comisión Federal de Electricidad para ofrecer la potencia que demanda la industria, el problema ya no es solamente de costos, sino de tener o no tener la energía. Puede tratarse de una ampliación, de nuevas líneas de producción o de una empresa que se va a relocalizar, con el famoso nearshoring, en un parque industrial nuevo para atender el mercado estadounidense.
Entonces, la decisión se toma de otra manera: ¿puedo invertir en el crecimiento de mi industria sin energía o tengo que invertir en algo que no es mi negocio, pero que necesito para seguir operando porque no tengo capacidad disponible en la red? Es, entre comillas, un “mal necesario”, no sé si llamarlo así.
Y no es solamente que exista o no capacidad. También están los costos de los paros y las intermitencias. Te doy un ejemplo de clientes nuestros de la industria papelera: hay una interrupción, la electricidad regresa al minuto o a los pocos segundos, pero la máquina de papel ya se enredó. Tienen que detenerla y desatorarla. Algo que falló durante un minuto puede costarte hora y media o dos horas para volver a arrancar, más el desperdicio de lo que se dañó.
La decisión ahora pasa por cómo mantengo la operatividad y cómo me quito esos costos: desperdicio, horas de paro y otras cosas que repercuten en el costo total de la operación.
Al final, los financieros siempre van a evaluar los flujos de la inversión en el tiempo y sus tasas de retorno. Pero también importa el esquema: si la propia industria invierte en una construcción bajo un modelo EPC o si hay un inversionista que le quita la responsabilidad de destinar capital a algo que no es su core business. En ese caso, conserva su capital para crecer y nosotros, como SEISA, podemos invertir o coinvertir en la solución y recuperar esa inversión en el largo plazo.
¿Qué características debe reunir una planta para ser buena candidata a un proyecto de cogeneración?
Primero, necesita energía térmica. No toda la industria la utiliza, pero la que la necesita es una candidata a cogeneración. Mientras más uso le puedas sacar al combustible, más eficiente haces el proceso.
Hay empresas a las que podemos entregar calor o vapor y hacer una cogeneración. Si, además, necesitan agua helada, ya hablamos de trigeneración: tienes tres productos del mismo combustible. Y, si te quieres poner muy exquisito, Amado, si pudiéramos tener una tecnología para limpiar y recuperar el CO₂ de esa combustión y comercializarlo con la industria refresquera, cervecera o de bebidas carbonatadas, estarías hablando de una cuatrigeneración con el mismo combustible.
Muchas veces nos enfocamos solamente en la producción, pero el agua helada también puede servir para climatizar oficinas mediante manejadoras de aire. Puedes entregar calor al proceso productivo y, al mismo tiempo, sacar una línea de agua helada para sustituir chillers eléctricos por chillers de absorción. Así aprovechas el calor asociado a la generación de electricidad para atender esa refrigeración.
Una parte importante de la carga eléctrica se va en refrigeración y aire acondicionado, y podría irse sustituyendo poco a poco. Lo principal, para identificar a quién le calza un proyecto de cogeneración o trigeneración, es que tenga esa necesidad térmica.
¿Qué debería revisar un director financiero para distinguir una propuesta atractiva de una inversión sólida?
Si el cliente va a hacer la inversión, se revisan los indicadores tradicionales: un retorno por encima de cierto nivel, el periodo de recuperación y la tasa interna de retorno que espera la empresa. Normalmente, un proyecto de cogeneración puede tener un payback de entre cinco y siete años, pero cada empresa define qué considera viable y qué tasa necesita.
Ahora, ese análisis básico muchas veces compara únicamente contra el statu quo: compro electricidad de la red y gas natural para la caldera. Y se pierden de vista los costos de los paros, de las intermitencias o de no tener energía. Yo creo que es importante meterlos dentro del análisis.
También hay clientes que trabajan de manera empírica en el tema del gas. Vamos a hacer un estudio de eficiencia energética y no tienen medición interna. Lo que no se mide no lo puedes controlar y no lo puedes mejorar.
El proveedor te mide el gas a la entrada, pero después, dentro de la planta, no sabes cuánto está consumiendo realmente la caldera u otro proceso, ni cuál es su eficiencia. Es muy importante tener mediciones internas en los procesos productivos para poder hacer un proyecto mucho más eficiente.
¿Qué alternativas comerciales y de financiamiento pueden facilitar estos proyectos?
Nosotros, como SEISA, somos bien flexibles en el esquema de solución y en el esquema financiero que ofrecemos al cliente. Por ejemplo, podemos tener un PPA, que no es más que un contrato de compraventa de energía. Medimos los kilowatts hora generados y los facturamos a un precio por debajo de la referencia de CFE, o con una fórmula basada en la maquila y el costo del gas.
En ese esquema nosotros invertimos y, como hablamos de cogeneración, además de electricidad entregamos toneladas por hora de vapor con una especificación determinada de presión y temperatura. Podemos medir esa entrega y venderla de esa manera.
También podemos invertir en la máquina y cobrar una renta mensual por un equipo con cierta capacidad de diseño: tú lo uses o no, pagas esa capacidad. Es otra forma de hacer el negocio.
Podemos trabajar con apalancamiento financiero. Muchos proyectos se estructuran con 20 o 30% de capital propio y el resto con financiamiento bancario. Después de un periodo determinado, puede contemplarse la cesión de los activos a un valor residual y que el cliente se haga dueño de ellos, conforme a lo establecido en el contrato.
Somos flexibles: puede ser una renta por capacidad, un cobro por la energía que entregamos o una estructura en la que el cliente termine adquiriendo los equipos después de cierto tiempo.
¿Cuáles son los principales obstáculos entre el diagnóstico y la puesta en operación?
Podemos separarlos en obstáculos internos, externos y legales. Primero quisiera hablar de los permisos. Un proyecto de cogeneración es, finalmente, un proyecto de generación bajo esa modalidad. Hoy los permisos los otorga la Comisión Nacional de Energía, que depende de la Secretaría de Energía. Hay lineamientos y trámites que atender: impacto social, manifestación de impacto ambiental y cuestiones técnicas de la tecnología que se va a utilizar y de su interconexión con la red de transmisión o distribución.
La regulación ha ido evolucionando. Si no te actualizas, puedes ser experto hasta hoy, pero mañana sale una disposición en el Diario Oficial y tienes que volver a actualizarte.
Hoy se ve una luz al final del camino, después de un periodo en que los permisos para la generación privada o local estuvieron muy restringidos. Se han abierto opciones hasta 20 megawatts y una ventanilla única que busca alinear tiempos de la Comisión Nacional de Energía, la Secretaría de Energía y el CENACE, que realiza los estudios de interconexión.
Antes los tiempos estaban disociados: podía vencerse el estudio de interconexión mientras salía el permiso y tenías que volver a empezar parte del proceso. Con la ventanilla única se busca enlazarlos. También hay modalidades de trámite acelerado, fast track, para generación local hasta 20 megawatts cuando se consume internamente y no se inyecta energía a la red para venderla en otro sitio.
El segundo obstáculo es la interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional. Eso te puede tumbar el proyecto. Puedes tener un modelo viable, con equipos, redundancias, instalaciones y balance de planta bien calculados, pero en el estudio de interconexión te piden reforzar instalaciones de CFE. Ese monto adicional puede ser tan alto que el proyecto deje de ser viable. Por eso hay que hacer los estudios previos antes de aventarse.
Otro punto es que exista infraestructura de gas natural en la zona. Es el principal combustible de estos proyectos y, entre los combustibles fósiles, es el más limpio. Pero también es un commodity: su precio es volátil y puede golpear el modelo económico.
Recuerda la helada en Texas de hace algunos años. El precio del gas pasó de niveles de 2.8 o 3.2 dólares por millón de BTU a 18 dólares. Eso puede pegarte mucho. Existen estrategias de futuros, y otros instrumentos derivados para dar visibilidad al costo del gas y proteger el retorno de la inversión. Yo recomiendo considerar esos esquemas.
Hoy tenemos además una sobredemanda mundial de equipos de generación, por la inteligencia artificial y los centros de datos, que demandan muchísima energía. Cada vez hay más transacciones electrónicas y esa demanda está presionando a los fabricantes de equipo original.
Hay fabricantes con espacios de producción vendidos con más de tres años de anticipación. Tú haces la obra civil, vas abonando a la fabricación de la máquina y resulta que te la entregan en tres años. Eso está pateando el retorno de la inversión y complicando el modelo económico: inviertes en algo que todavía no puedes utilizar.
Los tiempos de entrega de turbinas y motores son cada vez más largos, y los transformadores van por el mismo camino. Es un obstáculo que hay que considerar desde el inicio.
¿Los centros de datos pueden ser candidatos a soluciones de cogeneración en sitio?
Definitivamente sí. Son un caso muy especial: no solamente tienen una alta demanda de electricidad, sino que sus servidores y computadoras generan mucho calor y deben mantenerse refrigerados. Una de las bondades de la cogeneración es que puede entregar, mediante chillers de absorción, el agua helada que necesitan para refrigeración.
Existe esa tecnología y es una de las razones por las que la demanda mundial se ha incrementado. Nosotros tenemos representación y distribución de una tecnología alemana, de motores marca 2G, que además permite apilar los motores.
Eso es importante porque reduce drásticamente la huella que ocupa la planta de generación. Primero necesitas el área del centro de datos y después otra área, que puede ser igual o similar, para la planta de generación y cogeneración. Con esta tecnología podemos montar motores sobre motores. Es una solución que está gustando mucho en Europa y que estamos tratando de promover acá.
¿Qué expectativas generan las nuevas disposiciones administrativas sobre cogeneración?
Mi parecer es que hay mucho entusiasmo. Todavía hay cierta incertidumbre sobre que los permisos realmente se den: no es que su emisión haya aumentado sustancialmente. Sin embargo, estas disposiciones vuelven a poner sobre la mesa a la cogeneración, que antes se consideraba energía limpia y después se había desincorporado de alguna manera.
Es importante definir que, cuando hablamos de usar gas natural, no se trata de energía renovable, porque estamos tomando un combustible fósil. Pero la cogeneración eficiente puede aprovechar mucho mejor ese combustible. Antes, según su eficiencia, incluso había derecho a certificados de energías limpias. Todo esto vuelve a darle un impulso y tenemos buenas expectativas; hay que ver que efectivamente salgan los permisos.
Ya hablando de generación en general, yo creo que la solución mundial es la generación local. Y eso es distinto de la generación distribuida, que en México está limitada por ley a instalaciones por debajo de 700 kilowatts. Por eso hablo de generación local o in situ, independientemente del tamaño: que se genere y se consuma en la misma localidad.
Finalmente necesitas menos líneas y tienes menos saturación en la transmisión. Puedes diseñar modularmente e ir creciendo con la demanda. Yo creo que es una solución mucho más sustentable, porque las líneas de transmisión también tienen un impacto ambiental por el espacio que ocupan.
Los grandes proyectos de 500 o 1,000 megawatts para después llevar la energía a 300 kilómetros de distancia son un modelo que, a mi juicio, ha ido cambiando. Europa lo ha aprendido y Estados Unidos también está avanzando por esa vía. Tenemos que aprender de lo que están haciendo; yo creo que hay mucha oportunidad ahí.
¿Dónde ves las mayores oportunidades de cogeneración en México durante los próximos tres a cinco años?
La industria papelera ha utilizado cogeneración desde hace mucho tiempo. Los ingenios azucareros también fueron de los que iniciaron estos procesos, utilizando biomasa. Ojo: la cogeneración no involucra solamente combustibles fósiles; hablamos de generar dos tipos de energía a la vez o de generar electricidad mediante recuperación de calor.
La industria de alimentos en general es otra oportunidad. También la textil, por ejemplo en los procesos de teñido de telas, donde hay necesidades térmicas. Hay un área de oportunidad bastante interesante en esas industrias.
¿Cómo se está preparando SEISA para atender esas oportunidades?
SEISA tiene 35 años en este negocio y fuimos pioneros en cogeneración. Hace 35 años nuestro fundador, Javier Garza Sepúlveda, hizo una negociación con Kawasaki, en Japón, y compró cien turbinas de un solo jalón porque ya había escuchado sobre esta tecnología.
Desarrollamos unas unidades modulares de cogeneración, que llamamos MCU, con tecnología propia y turbinas pequeñas de Kawasaki, para atender esa demanda.
Hoy tenemos apertura para trabajar con los fabricantes de equipo original de distintas marcas. Estamos viendo proyectos con Solar, Siemens y otros fabricantes. Nos estamos preparando sobre todo en el área técnica, en las herramientas de software y en estudios de eficiencia energética, justamente para estar listos ante la apertura de permisos.
Estamos puestos desde hace 35 años. Es nuestro negocio, nuestro modus vivendi. Esperamos que se concrete esa apertura de la generación local; tenemos el conocimiento, la experiencia y la tecnología para llevar adelante este tipo de proyectos.
Si un empresario considera la cogeneración, ¿cuáles serían los primeros pasos que le recomendaría?
Bueno, el primero y más importante es que nos contacte. Nosotros tenemos cuestionarios técnicos para conocer su perfil y poder ofrecerle una solución a la medida.
El industrial tiene que conocer su perfil de carga, no solamente eléctrico, sino térmico. Después hay que revisar dónde está interconectado y qué capacidades existen en las cercanías. También necesitamos saber si hay presión y cantidad suficiente de gas para hacer el proyecto. Esas son las cosas que debemos revisar rápidamente.
Nosotros nos encargamos del resto: estudios, permisos, interconexión, manifestaciones de impacto ambiental y estudios de impacto social. Todo el tren completo, desde la idea conceptual hasta prender el switch, lo hacemos en casa y estamos preparados para ello.
¿Qué mensaje final le gustaría dejar a los industriales que lean esta entrevista?
En SEISA estamos preparados para ser su partner en generación. No solamente en cogeneración, sino en otras tecnologías, como solar y almacenamiento en baterías, BESS.
Tenemos también una división de instalaciones eléctricas y mecánicas. Podemos apoyarlos en su crecimiento, tanto en generación como en la correcta instalación de sus equipos, para fortalecer las capacidades de nuestros clientes.
Muchas gracias Kevin, por esta entrevista.
Gracias a ti, por permitirnos estar en tu espacio.
