El CENACE publica Precios Marginales Locales horarios del Mercado del Día en Adelantado y del Mercado de Tiempo Real a través de su Sistema de Información del Mercado, sobre un modelo de red que parte de 69 kV y cubre más de 6,000 nodos. El lado de mercado de cualquier proyecto de analítica en México ya es público y gratuito. Lo que suele faltar está dentro de la planta, en el historial de demanda por intervalo que sus propios medidores nunca se configuraron para conservar.

Esa carencia decide cuáles de los usos que se atribuyen a la inteligencia artificial puede comprar en realidad un sitio industrial en México. Dos de ellos son implementables hoy por una planta privada. El resto corresponde al CENACE y a CFE, y ninguna compra de un Centro de Carga cambia eso. Para un gerente de planta o un director de finanzas, la decisión que este artículo ayuda a evaluar es acotada e inmediata. Gastar en analítica, o gastar primero en la medición que la analítica necesita.

Qué puede implementar hoy un sitio en México

El pronóstico de demanda es el primero. Rinde por la vía de la tarifa y no por el total del medidor. En el esquema Gran Demanda en Media Tensión Horaria de CFE, el sitio paga la energía en tres periodos, base, intermedio y punta. Paga la demanda en dos cargos separados por kilowatt, distribución y capacidad. Esos cargos por demanda no bajan porque la planta haya consumido menos kilowatts hora. Bajan cuando se mueve la demanda máxima.

En esa distinción es donde fallan la mayoría de los casos de negocio que presentan los proveedores. Un modelo que predice con precisión el consumo mensual y no dice nada sobre qué cuarto de hora fija el máximo deja intactos los cargos por demanda. Un pronóstico que vale lo que cuesta anticipa la coincidencia de compresores, chillers y arranques de proceso, con la antelación suficiente para que alguien en turno los reprograme. Este es el núcleo práctico del pronóstico y la gestión de la demanda de energía, y requiere datos por intervalo, no recibos mensuales.

La analítica de consumo es el segundo. Una vez que el sitio registra datos por intervalo en la acometida principal y en sus alimentadores mayores, la detección de anomalías encuentra la desviación que nadie ve en un recibo mensual. Un compresor operando en vacío durante el turno nocturno, un chiller con ciclos cortos, una línea que queda energizada durante un cambio de producto. Ninguno de estos casos exige un modelo más sofisticado que los datos que lo sostienen, y ahí está el error detrás de la mayoría de los pilotos que decepcionan. La misma lógica aplica a los ahorros de energía con IA en sitios industriales de México.

Qué corresponde al CENACE y no a su planta

La predicción de estrés en la red eléctrica y la respuesta automatizada ante interrupciones son las aplicaciones que más se enumeran y las menos disponibles para el lector. Conforme a la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, el CENACE opera el Sistema Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Mayorista. Un Centro de Carga no es parte de eso. No puede comprar analítica a nivel de red, no puede implementarla y no decide si se usa.

Mexico Energy Partners no pudo identificar un programa publicado del CENACE de analítica automatizada de red vigente a mayo de 2024. Ese es el resultado de nuestra propia búsqueda, no una afirmación de que no exista alguno de manera interna. Mientras el CENACE no publique uno, la afirmación de un proveedor de que su sitio se beneficia de la IA a nivel de red debería tratarse como no sustentada, y no debería aparecer en un caso de negocio.

Lo que sí puede hacer un sitio con ese mismo tema es leer lo que el CENACE ya publica. Los precios nodales, los precios por zona de carga y la demanda del sistema se publican con un calendario fijo. Para una planta expuesta a esos precios, esa información es un insumo. Para una planta en suministro básico de CFE es contexto y nada más.

El requisito previo es la medición, y ya está regulada

La mayoría de los sitios industriales en México no cuenta con suficiente historial por intervalo para entrenar nada. El primer proyecto es, por lo tanto, la medición. Parte de ese gasto ya es obligatorio, y ese es el punto que los equipos de planta suelen pasar por alto.

La CRE emitió el Código de Red mediante la RES/151/2016, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016, y la sustituyó por la RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y vigente desde el 1 de enero de 2022. Aplica a los Centros de Carga conectados en media tensión, por encima de 1 kV y hasta 35 kV, y en alta tensión, de 35 kV en adelante, con independencia de la demanda contratada o del esquema de suministro. Sus requisitos incluyen el intercambio de información, y los estudios que los sustentan deben realizarse con instrumentos de medición Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o la IEC 61000-4-30. Los Centros de Carga ya conectados el 8 de abril de 2016 tuvieron hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir.

Un sitio que cumplió compró al mismo tiempo instrumentación Clase A y una disciplina de medición. Esa es la misma clase de instrumento que un proyecto de pronóstico necesita en la acometida. Conviene llevar dos precisiones a la siguiente conversación con proveedores. La autoridad de cumplimiento y sanción es la CRE, no el CENACE, que opera el sistema y el mercado. Y la CRE no autoriza ni certifica inspectores para estos estudios, de modo que un Centro de Carga puede realizarlos por su cuenta o contratar a una empresa especializada.

Dónde aplica en realidad la analítica de abastecimiento

La analítica se vende con frecuencia como una vía para mejorar el abastecimiento de energía. Eso solo se sostiene donde existe una decisión de compra. Un sitio con suministro básico de CFE paga una tarifa publicada y no tiene contraparte con quien negociar, de modo que un modelo de precios de mercado no cambia nada en su recibo.

La afirmación se vuelve real para un Centro de Carga registrado ante la CRE como Usuario Calificado, o para uno atendido por un suministrador calificado bajo contrato. Ahí el sitio queda expuesto a los precios de mercado y a la forma de su propia carga, y un pronóstico equivocado cuesta dinero en ambos sentidos. Antes de contratar cualquier analítica de abastecimiento, determine en cuál de esas dos posiciones se encuentra el sitio. La respuesta está en el contrato de suministro, y define si el proyecto tiene o no periodo de recuperación.

Qué no cambia la analítica

Dos restricciones quedan fuera del alcance de cualquier modelo. La primera es el límite de la generación exenta. La CRE estableció las disposiciones administrativas para la generación distribuida en la RES/142/2017, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017, que cubre centrales con capacidad menor a 0.5 MW. Un arreglo en sitio por encima de ese límite sigue otra ruta, y ninguna herramienta de pronóstico mueve el umbral.

La segunda es la aritmética del carbono. La SEMARNAT publica cada año un Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional para el reporte al Registro Nacional de Emisiones, y cada megawatt hora que la planta toma de la red arrastra ese factor como Alcance 2. La analítica no altera el factor. Altera cuántos megawatts hora toma la planta, que es la única palanca que tiene sobre esa línea.

Descubra qué pueden sustentar los datos de su planta

Envíe a Mexico Energy Partners los últimos doce recibos de CFE del sitio y los datos por intervalo que ya tengan los medidores o el sistema del inmueble. Le informamos cuál es el intervalo y qué tan largo es el historial con el que cuenta, qué podría predecir de manera realista un pronóstico construido con ese registro, y si el primer proyecto útil es la analítica o más medición. No se requiere comprar software para averiguarlo, y la revisión señala qué conclusiones se apoyan en datos medidos y cuáles en supuestos.

Solicite una revisión de la preparación de sus datos de energía

Fuentes

• CENACE, Sistema de Información del Mercado, Precios Marginales Locales del Mercado del Día en Adelantado y del Mercado de Tiempo Real, modelo de red desde 69 kV con más de 6,000 nodos.
• Congreso de la Unión, Ley de la Industria Eléctrica, DOF, 11 de agosto de 2014.
• CRE, RES/151/2016, Código de Red, DOF, 8 de abril de 2016.
• CRE, RES/550/2021, Código de Red, DOF, 31 de diciembre de 2021.
• CRE, RES/142/2017, disposiciones administrativas de carácter general para centrales eléctricas de generación distribuida menores a 0.5 MW, DOF, 7 de marzo de 2017.
• CFE, esquema tarifario Gran Demanda en Media Tensión Horaria, publicado mensualmente por división de distribución.