El CENACE despacha el Sistema Eléctrico Nacional. CFE Transmisión y CFE Distribución son dueñas de las redes. La Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, reserva ambas funciones al Estado. Una planta en Monterrey o en Silao no puede comprar software de balance de red, porque no opera una red eléctrica.

Lo que sí controla es la generación que está detrás de su propio medidor, el programa de carga y descarga de cualquier batería instalada junto a ella y el intervalo de 15 minutos que fija su demanda facturable. En esos tres puntos un modelo de pronóstico mueve una cifra que un director de finanzas reconoce. El resto del discurso habitual sobre inteligencia artificial para energías renovables es la orden de compra de alguien más.

Este artículo ordena los casos de uso según quién puede comprarlos en México y después valora los dos que le pertenecen a un centro de carga frente a la línea de la tarifa de CFE que mueve cada uno.

Quién controla qué en el sistema mexicano

El material de los proveedores agrupa cuatro capacidades: pronóstico de demanda y de generación, balance de red en tiempo real, optimización del despacho de almacenamiento y ruteo de la distribución. En México cada una tiene un dueño distinto.

El pronóstico y el despacho a nivel de sistema corresponden al CENACE, que opera el Mercado Eléctrico Mayorista y emite las instrucciones que deciden qué centrales operan. La operación de las redes corresponde a CFE Transmisión y a CFE Distribución. El ruteo en la red de distribución es solo de ellas. Los cargos de transmisión y distribución de un usuario provienen de los esquemas tarifarios que aprueba la Comisión Reguladora de Energía, no de la trayectoria que sigue la energía hasta el sitio, de modo que ningún algoritmo de ruteo baja un recibo industrial.

Quedan dos capacidades. Pronosticar la carga propia de un solo sitio y su propia generación en sitio se hace con datos privados y no requiere el permiso de nadie. Programar una batería detrás del medidor es una decisión privada, acotada únicamente por el contrato de interconexión. Esas dos caben en una solicitud de inversión. Las otras dos no.

Dónde un pronóstico se convierte en dinero en un recibo GDMTH

Un pronóstico rinde solo donde la tarifa le pone precio a la diferencia entre una hora y la siguiente. Para la mayoría de los sitios industriales con suministro básico de CFE esa tarifa es GDMTH, y le pone precio a esa diferencia en dos lugares.

El primero es la energía. GDMTH divide el día en periodos base, intermedio y punta, con los rangos horarios definidos por región tarifaria, temporada y tipo de día en los calendarios que CFE publica cada mes. Desplazar un kWh de punta a base vale la diferencia entre esos dos cargos de energía, y nada más.

El segundo es la demanda, y ahí suele estar el dinero. La demanda máxima es el promedio de kilowatts del intervalo de 15 minutos de mayor consumo del periodo de facturación. Para GDMTH, DIST y DIT, el cargo por capacidad se asigna a la demanda máxima coincidente con el periodo de punta. El cargo por distribución se aplica al menor de dos valores: la demanda máxima registrada en el año anterior y la demanda máxima registrada en el mes facturado. La CRE fijó ese criterio en el acuerdo A/001/2018 del 1 de febrero de 2018 y lo consignó en su Memoria Documental sobre tarifas finales de suministro básico del 31 de octubre de 2018.

Eso es lo que convierte al horario de punta en lo que vale la pena controlar. El cargo por capacidad no sigue al kilowatt más alto que la planta registra en el mes. Sigue al kilowatt más alto que cae dentro de la punta. Ambos cargos por demanda se facturan sobre demanda medida dentro del mes de facturación, y ninguno arrastra por sí solo un mal intervalo hacia adelante. Un modelo que predice con veinte minutos de anticipación un pico coincidente con la punta, de modo que se desconecte carga o una batería descargue contra él, contiene la cifra de kilowatts sobre la que se facturan ambos cargos en el mes en que se forma el pico. Ese es el cálculo que conviene poner frente a un director de finanzas, y puede hacerse con los propios recibos del sitio antes de que alguien cotice software.

La generación en sitio es una cuestión de permisos antes que de algoritmos

La generación tiene que existir y ser legal antes de que cualquier modelo de despacho importe. El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica exime a la generación menor a 0.5 MW de requerir un permiso de generación de la CRE. No exime nada más. El sitio sigue necesitando un contrato de interconexión con CFE Distribución, licencias municipales de construcción y de uso de suelo, y la validación estructural y eléctrica.

El contrato también define cuánto vale el excedente. Las disposiciones de generación distribuida de la CRE, emitidas como RES/142/2017 y publicadas en el DOF el 7 de marzo de 2017, prevén tres esquemas. En medición neta, el excedente se acredita contra consumo posterior en lugar de pagarse en efectivo, y el crédito que sigue sin usarse después de doce meses se liquida al precio marginal local. En facturación neta, la energía inyectada se paga al precio marginal local del nodo, que se ubica muy por debajo de la tarifa al usuario final. En venta total, toda la producción se vende y nada se autoconsume.

Esto incide directamente en la pregunta del pronóstico. En medición neta, un kWh exportado vale un crédito a tarifa solo si el sitio lo consume después, de modo que un modelo que maximiza la exportación resuelve la variable equivocada. La variable que conviene resolver es el ajuste de la generación solar en sitio a la curva de carga de la propia planta. La misma lógica define si a una empresa le conviene más el suministro renovable en sitio o fuera de sitio, que se valoran en términos completamente distintos.

La base instalada no es menor. El PRODESEN 2023-2037 de la SENER, publicado el 29 de mayo de 2023, registra 2,613 MW de generación distribuida en su año base y proyecta 11,442 MW hacia 2037. La capacidad instalada nacional fue de 89,890 MW en 2022 y el consumo neto de 333,662 GWh, cifra que el escenario de planeación de la SENER hace crecer a 2.5% anual hasta 479,987 GWh en 2037.

El despacho de almacenamiento es el verdadero problema de optimización detrás del medidor

Una batería detrás de un medidor industrial tiene en México un trabajo que rinde de forma previsible. Contener el pico de 15 minutos. La energía solar por sí sola no puede hacerlo, porque el horario de punta en la mayoría de las regiones tarifarias se extiende hasta la noche, cuando la generación ya cayó. El almacenamiento traslada energía a través de ese hueco. También absorbe las excursiones breves que generan los motores grandes y los compresores, y esas excursiones son justamente las que fijan la demanda máxima. La economía del almacenamiento de energía en México depende de ese único mecanismo de facturación más que de cualquier afirmación tecnológica.

El problema de programación es realmente difícil, y por eso es el único lugar donde un modelo entrenado justifica una cuota de licencia. La batería tiene que ponderar cuánta carga conservar en reserva para un pico que quizá nunca llegue frente al valor de descargar ahora contra el cargo de energía en punta. La recarga tiene que ocurrir sin crear un pico nuevo. La vida por ciclos es finita, de modo que cada kilowatt evitado carga con un costo de degradación.

Una advertencia sobre el argumento de arbitraje que suele acompañar a lo anterior. Un usuario de suministro básico de CFE no enfrenta un precio horario. Enfrenta tres bandas horarias y un cargo por demanda, y eso es todo. Los precios marginales locales horarios llegan solo a un participante del mercado o a un Usuario Calificado que compra a un suministrador calificado bajo un contrato indexado. El registro como Usuario Calificado exige 1 MW de demanda máxima en el centro de carga durante los doce meses previos. La participación directa en el MEM exige 5 MW y 20 GWh al año conforme al Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado de la SENER, publicado en el DOF el 15 de julio de 2016. Por debajo de esos umbrales, una propuesta construida sobre arbitraje de precios horarios describe un mercado en el que el sitio no participa.

Qué necesita el software antes de poder hacer algo

Tres condiciones de datos deciden si algo de esto es comprable este año. El sitio necesita medición por intervalos en la acometida principal y no una lectura mensual. Necesita doce meses limpios de historial de facturación de CFE, porque el cargo por demanda de distribución está acotado por la demanda máxima del año anterior. Y necesita submedición en los motores, chillers y compresores más grandes, porque un pico que el modelo no puede atribuir es un pico que no puede anticipar.

Los sitios que no cumplen esas condiciones deberían destinar el primer tramo de capital a medición y monitoreo antes que a software. Un modelo de despacho entrenado con totales mensuales no tiene de dónde aprender.

Qué haría que esta lectura resultara equivocada

Dos cosas. La primera es el diseño tarifario. Todo el argumento aquí descansa en que se mantenga la estructura de cargos de CFE, y las reglas de demanda para capacidad y distribución son actos administrativos que la CRE puede modificar. Si la CRE cambiara la base de demanda de cualquiera de los dos cargos, el caso de la reducción de demanda máxima se movería ese mismo mes.

La segunda es que la calidad de la energía puede costar más que el pico y es más barata de corregir. La CRE reexpidió el Código de Red como RES/550/2021, publicado en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y en vigor desde el 1 de enero de 2022. Su requisito de factor de potencia, una banda de 0.95 en atraso a 1.0 medida en intervalos de cinco minutos, no es exigible sino hasta el 8 de abril de 2026. El recargo más antiguo de CFE sí golpea hoy. Conforme al acuerdo de la SHCP publicado en el DOF el 31 de octubre de 2000, un factor de potencia promedio del periodo de facturación inferior a 90% en atraso genera un recargo aplicado al monto del recibo, con tope de 120%, y la bonificación correspondiente tiene un tope de 2.5%. Los capacitores y la compensación reactiva cuestan una fracción de una plataforma de despacho y por lo general se recuperan primero.

Conozca qué casos de uso de IA puede comprar realmente su sitio

Envíe doce meses de recibos de CFE, su clase tarifaria, sus datos de medición por intervalos si los tiene y una lista breve de sus motores, chillers y compresores más grandes. Mexico Energy Partners revisará qué línea de su recibo movería una herramienta de pronóstico o de despacho, y cuál de las dos se recuperaría primero. Si ninguna moviera nada, se lo diremos.

Fuentes

• Congreso de la Unión, Ley de la Industria Eléctrica, DOF 11 de agosto de 2014. La exención de permiso de generación del artículo 17 por debajo de 0.5 MW, y la asignación de la operación del sistema, la transmisión y la distribución.
• Comisión Reguladora de Energía, RES/142/2017, disposiciones administrativas de carácter general y modelos de contrato para generación distribuida, DOF 7 de marzo de 2017.
• Comisión Reguladora de Energía, Tarifas Finales del Suministro Básico, Memoria Documental, 31 de octubre de 2018. Cargo por capacidad asignado a la demanda coincidente con el periodo de punta para GDMTH, DIST y DIT. El acuerdo A/001/2018 del 1 de febrero de 2018 fijó el cargo por distribución sobre el menor valor entre la demanda máxima del año anterior y la demanda máxima del mes facturado.
• SENER, Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2023-2037, publicado el 29 de mayo de 2023. Capacidad instalada, consumo neto, escenario de crecimiento de la demanda y proyección de generación distribuida.
• Comisión Reguladora de Energía, RES/550/2021, Código de Red, DOF 31 de diciembre de 2021, en vigor el 1 de enero de 2022.
• SHCP, acuerdo que autoriza el ajuste a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, DOF 31 de octubre de 2000. Recargo y bonificación por factor de potencia.
• SENER, Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, DOF 15 de julio de 2016. Umbrales para la participación directa en el MEM.