Una planta con la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria de CFE paga la electricidad de tres formas al mismo tiempo. Paga la energía a un precio distinto en los periodos base, intermedio y punta. Paga un cargo por capacidad determinado por su demanda máxima durante el periodo de punta. Y paga cargos fijos, de distribución y de sistema que no se mueven con el consumo. El software que mueve carga fuera de punta cambia el primer renglón. El software que reduce la demanda máxima coincidente cambia el segundo. Ninguno de los dos toca el tercero.

Sobre esa base hay que evaluar una plataforma de gestión de energía. Es también la razón por la que un ahorro porcentual cotizado sin indicar el renglón no le sirve a un director de finanzas. Una reducción en kilowatts hora no reduce un recibo GDMTH en el mismo porcentaje, porque el cargo por capacidad y los componentes fijos no escalan con el consumo.

Lo que estos sistemas hacen en el piso de una planta es más acotado de lo que sugiere el nombre de la categoría. Leen datos de medición por intervalo, construyen un perfil de carga por circuito y emiten cambios de programación o de puntos de ajuste sobre el equipo que de verdad está bajo su control, que rara vez es el proceso mismo. La restricción que manda no es el algoritmo. Es si la planta cuenta con medición por intervalo aguas abajo del medidor de facturación. La mayoría no la tiene, y por eso la primera decisión de capital es una decisión de medición.

De qué se compone en realidad el recibo de CFE

La sesión informativa de CFE sobre las tarifas finales del suministro básico, emitida en 2018 cuando entró en vigor el esquema actual, detalla lo que incluye una cuenta de Gran Demanda en Media Tensión Horaria:

• un cargo fijo mensual
• cargos de energía con precio separado para los periodos base, intermedio y punta
• un cargo por capacidad basado en la demanda máxima coincidente con el periodo de punta
• un cargo por distribución
• componentes de transmisión, operación del CENACE, operación del Suministrador de Servicios Básicos y Servicios Conexos no incluidos en el MEM

Vuelva a leer el tercer punto, porque ahí es donde el software de control justifica o no su costo. El cargo por capacidad no lo determina la demanda promedio. Lo determina la demanda coincidente más alta que registra el medidor en el periodo de punta. Un solo arranque de compresor y chiller que caiga dentro de esa ventana puede fijar el cargo del mes, y ninguna eficiencia sostenida durante el día en otros equipos lo revierte.

La consecuencia práctica es que dos proyectos que se venden bajo el mismo encabezado tienen una lógica económica distinta. Recortar consumo a lo largo del día reduce únicamente los cargos de energía. Evitar un arranque coincidente reduce el cargo por capacidad, y ese ahorro se repite cada mes en que la demanda máxima se mantenga baja. Quien evalúe una plataforma debería preguntar cuál de los dos está cotizando el proveedor, y debería leer cómo se fijan en realidad los cargos por demanda en GDMTH antes de acordar una base de ahorros.

Dónde vale dinero el momento del consumo y dónde no

Para una planta que compra a CFE Suministro Básico, el valor de mover carga lo fija la tarifa publicada. El diferencial entre periodos y el cargo por capacidad son los dos únicos precios en juego, y ambos se conocen por anticipado. El pronóstico no agrega nada al precio. Solo ayuda a alcanzarlo.

Para una planta que compra en el Mercado Eléctrico Mayorista el panorama es distinto, y la magnitud de la diferencia es pública. El CENACE reporta un Precio Marginal Local promedio de 878.23 pesos por MWh en el mercado del día en adelantado para el Sistema Interconectado Nacional en la semana del 10 al 16 de marzo de 2024. Entre nodos, en esa misma semana, el precio del día en adelantado fue desde menos 357.60 pesos por MWh hasta 12,524.42 pesos por MWh. El promedio en tiempo real fue de 782.09 pesos por MWh.

La carga del sistema se movió en esa misma semana. El CENACE registra una oferta de compra horaria máxima de 40,923.80 MWh el viernes y una mínima de 28,163.18 MWh el domingo. La carga que puede moverse entre esas condiciones vale algo para un participante del mercado y casi nada para un usuario de suministro básico. Determine en cuál de los dos casos se encuentra antes de cotizar una herramienta de pronóstico, y lea junto con esto el pronóstico de demanda industrial en la práctica.

Qué necesita el software antes de poder hacer algo

El medidor de facturación indica cuándo se fijó la demanda facturada. No indica qué la fijó. La atribución requiere medición a nivel de circuito en las cargas mayores, que en la mayoría de los sitios industriales significa la sala de compresores, la planta de chillers, los alimentadores principales de proceso y, donde existan, los hornos. Es una partida de capital con su propia ventana de instalación y su propio periodo de recuperación, y va antes de cualquier licencia de software. El trabajo previo es el mismo que se describe en cómo bajar los costos de operación con monitoreo de energía e IoT.

Una vez que existen datos por intervalo a nivel de circuito, los primeros hallazgos no son exóticos. Una potencia específica de compresor que sube con aire entregado constante apunta a fugas, a filtros o a una etapa en falla. Una temperatura de aproximación de chiller que se abre mes con mes apunta a tubos incrustados. Un horno o un secador que arranca dos horas antes de que llegue la primera pieza es un error de programación que no requiere algoritmo para verse. Estos son los resultados de los primeros doce meses de datos, y por lo general están disponibles antes de que se entrene modelo alguno.

Hay un requisito más, y es organizacional antes que técnico. Alguien tiene que ser responsable de los datos. Una plataforma sin un responsable con nombre y apellido genera alarmas que nadie atiende y un informe mensual que nadie lee.

Lo que una capa de IA no puede controlar

En la mayoría de los sitios industriales, la línea de producción no está bajo el sistema de gestión de energía. El ritmo de línea, la secuencia de lotes y los puntos de ajuste de los hornos pertenecen a producción y a ingeniería de procesos, y no se van a entregar a un optimizador. Afirmar lo contrario sobrevende la categoría.

Lo que sí es controlable son los servicios auxiliares. La programación del aire comprimido y el punto de ajuste de presión en el cabezal. La temperatura de suministro de agua helada y la entrada escalonada de los equipos. La climatización en oficinas y áreas ajenas al proceso. La iluminación. El bombeo no crítico. El despacho de baterías y la carga de vehículos donde existan. Esa lista es más corta de lo que insinúa la presentación de un proveedor y aun así vale la pena recorrerla, porque esas cargas operan siempre que la planta está abierta y varias de ellas son las que fijan la demanda máxima en punta.

El monitoreo no es cumplimiento del Código de Red

Las plataformas de energía con frecuencia se venden como si cubrieran obligaciones regulatorias. En México esa afirmación hay que verificarla. La CRE emitió el Código de Red mediante la Resolución RES/151/2016, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016. 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, sin importar la demanda contratada ni el esquema de suministro. Los Centros de Carga conectados antes de esa fecha tuvieron hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir.

Los requisitos son requisitos de medición. En media tensión se cubren variación de tensión, tensión transitoria, variación de frecuencia, cortocircuito, protecciones, sistemas de control, intercambio de información y desbalance de corriente. En alta tensión se agregan factor de potencia, distorsión armónica de corriente y flicker de tensión. La CRE exige que los estudios se realicen con instrumentos de medición Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o la IEC 61000-4-30.

Una plataforma de monitoreo de energía por lo general no está construida con esa clase de instrumento, porque existe para atribuir costos y no para certificar la calidad de la energía. Los dos conjuntos de datos se parecen en pantalla y no son intercambiables. La CRE no autoriza ni certifica a los verificadores de estos estudios, de modo que el Centro de Carga los realiza por su cuenta o contrata a una empresa especializada. Trate el trabajo de Código de Red y el de gestión de energía como dos partidas presupuestales distintas.

Vea lo que ya muestran sus datos por intervalo

Mexico Energy Partners obtiene el historial de intervalos de 15 minutos que respalda su cuenta de CFE e identifica dónde se está fijando la demanda facturada y qué cargas la fijan. La revisión reporta cuánto de su recibo corresponde a energía en horas de punta frente a cuánto corresponde al cargo por capacidad, y separa los ahorros disponibles solo con programación de aquellos que requerirían inversión en medición o en controles. Indica cuánto costaría esa inversión. Usted aporta doce meses de recibos de CFE y el RPU de cada servicio. Si la planta no tiene medición por intervalo, el informe cotiza su instalación antes de discutir cualquier software.

Fuentes

• Comisión Federal de Electricidad, Tarifas Finales del Suministro Básico, sesión informativa, 2018. Composición de la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria, incluido el cargo por capacidad basado en la demanda máxima coincidente con el periodo de punta.
• CENACE, Reporte semanal del Mercado Eléctrico Mayorista, Sistema Interconectado Nacional, semana 11 de 2024, 10 al 16 de marzo de 2024. Precios Marginales Locales promedio y extremos y ofertas de compra horarias.
• Comisión Reguladora de Energía, Resolución RES/151/2016, Código de Red, DOF, 8 de abril de 2016. Ámbito de aplicación por tensión de conexión, parámetros medidos, requisito de instrumentos Clase A y fecha de cumplimiento del 9 de abril de 2019.
• Comisión Reguladora de Energía, Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga, gob.mx. Confirmación de que la CRE no autoriza ni certifica a quienes realizan estos estudios.