De administrar activos a desarrollar soluciones: cómo cambió el negocio renovable en cinco años

Por Marcos Avalos | Director de Proyectos Estratégicos, Tuvansa

Los tres ejes que están reordenando la asignación de capital en energía renovable: tecnología, demanda y geografía.

En los últimos cinco años, invertir en energía renovable dejó de parecerse a comprar activos y empezó a parecerse a desarrollar infraestructura. El cambio no fue de discurso: fue de modelo de negocio. Tres desplazamientos simultáneos —uno tecnológico, uno financiero y uno de demanda— explican por qué los gestores que hoy capturan valor son los que controlan la ejecución y no solo el capital. La lectura para México es más directa de lo que parece.

El primero es tecnológico. La composición del portafolio migró de la eólica hacia la solar acompañada de almacenamiento en baterías. La razón es práctica: la combinación solar-batería es modular, se construye en plazos más cortos y, sobre todo, permite moldear el perfil de entrega en lugar de someterse a él. El activo deja de vender energía cuando el recurso lo permite y empieza a venderla cuando el cliente la necesita.

El segundo es financiero. El alza de tasas comprimió las valuaciones por flujo descontado y con ello desapareció el retorno que provenía simplemente de comprar barato y esperar. Hoy el margen se genera en la ejecución: adquisición de terrenos, gestión de permisos, conexión a la red y construcción. Esto explica el giro del mercado hacia especialistas verticalmente integrados. Quinbrook Infrastructure Partners es un caso ilustrativo: mantiene un equipo interno de más de cien personas dedicadas a desarrollo, construcción, diseño, operación y adquisiciones, bajo la premisa de que un gestor puramente financiero no puede ofrecer soluciones diferenciadas ni retener el valor que genera.

El tercero es de demanda, y es el más disruptivo. El crecimiento de los centros de datos a hiperescala invirtió la secuencia tradicional del desarrollo: el factor limitante ya no es el terreno ni el financiamiento, sino el acceso a energía firme y a un punto de interconexión disponible. Bajo la lógica de “primero la energía”, el desarrollador integra tierra, permisos y suministro dedicado en un mismo paquete. Quinbrook llevó esa idea al extremo al crear su propia plataforma de desarrollo de centros de datos, contratando talento del lado del cliente para pasar de inversionista pasivo a desarrollador activo.

De ahí se desprende el cambio de mentalidad que subyace a todo lo anterior: la conversación dejó de girar en torno a megavatios genéricos para centrarse en tres variables que el cliente sí valora —confiabilidad, costo e impacto—. En la práctica esto se traduce en baterías de larga duración, de ocho a doce horas, capaces de sostener perfiles de consumo continuo.

El mapa de oportunidades también se reordenó. Australia aparece hoy como el mercado más atractivo: retiro programado de carbón, ausencia de aranceles a paneles y baterías, irradiación solar elevada, industrias electrointensivas y una posición relevante en minerales críticos. Estados Unidos ofrece oportunidades más selectivas, concentradas en nichos como los combustibles verdes, mientras que Europa crece de forma sostenida pero con retornos menores.

México ya está viviendo su propia versión de estos tres desplazamientos. La Ley del Sector Eléctrico de 2025 reabrió la inversión privada y mixta, y las dos licitaciones lanzadas desde entonces —5.9 GW en octubre de 2025 y 6.6 GW en febrero de 2026— incorporaron el almacenamiento como componente obligado y no como accesorio. En abril de 2026, la Comisión Nacional de Energía publicó el primer marco formal para integrar sistemas de almacenamiento al Sistema Eléctrico Nacional, después de haber unificado meses antes el contrato de interconexión y conexión aplicable a centrales, almacenamiento y centros de carga. El andamiaje regulatorio dejó de ser el obstáculo principal.

Lo que sigue siendo escaso es otra cosa: capacidad de red y capacidad de ejecución. El cuello de botella no está en el recurso solar ni en el capital disponible, sino en la transmisión, en los puntos de interconexión y en los plazos para conseguirlos. Si a eso se suma la demanda de centros de datos y la relocalización industrial, la conclusión es la misma que en Australia o en Texas: quien ofrezca megavatios genéricos competirá por un margen decreciente, mientras que quien integre sitio, permisos, conexión y perfil de suministro fijará el precio. La ventaja competitiva de la próxima década será operativa antes que financiera —terreno, permisos, obra e interconexión resueltos con capacidad propia—, porque en un sistema donde la red es el recurso escaso el valor se queda con quien controla el acceso a ella.