Una planta en México que reporta emisiones por electricidad comprada está reportando dos cifras que se comportan de manera opuesta. Una es el consumo medido en MWh. La otra es el contenido de emisiones del contrato de suministro que está detrás. El software incide en la primera. En la segunda solo incide una decisión de abastecimiento.

Esa distinción define si corresponde incluir una plataforma de analítica energética en el plan de capital de este año. Si el objetivo es la cifra reportada de Alcance 2, un cambio de suministro logra más con una firma que tres años de ajuste de controles. Si el objetivo es el recibo de CFE, el software de control sí tiene trabajo real por delante, y ese trabajo se concentra en la demanda y en la programación de cargas más que en el carbono.

Ambos casos comparten una condición previa, y la mayoría de las plantas en México no la cumple. Un recibo GDMTH de CFE reporta alrededor de ocho números al mes. Ningún modelo construye una curva de carga con ocho números. Antes de ser una cuestión de software, esto es una cuestión de medición.

De qué se compone en realidad la cifra reportada

La obligación de reporte proviene del Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro Nacional de Emisiones, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 28 de octubre de 2014. Un establecimiento que emite 25,000 toneladas de CO2 equivalente o más al año debe reportar al RENE, y las emisiones por electricidad comprada cuentan para ese umbral. La SEMARNAT publica cada año el Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional precisamente para eso, y la cifra basada en la ubicación que reporta una planta es su consumo multiplicado por el factor vigente para el año que se reporta.

El cálculo tiene un insumo que la planta controla y otro que no. El consumo es medible y reducible. El factor nacional lo determina la mezcla de generación que despachó el CENACE, y ningún sistema de control de planta lo modifica.

La cifra basada en el mercado funciona de otra manera. Conforme a la Scope 2 Guidance publicada por el GHG Protocol en 2015, una empresa puede reportar los atributos de emisiones que llevan sus propios contratos de suministro, siempre que el instrumento contractual cumpla los criterios de calidad que esa guía establece. En México esa ruta pasa por el esquema de suministro, es decir, por el registro como Usuario Calificado, un contrato con un suministrador calificado con atributos declarados, un contrato de generación en sitio o un PPA. No pasa por un sistema de gestión de edificios.

Los Certificados de Energías Limpias van en un apartado distinto y con frecuencia se clasifican mal. Los CEL son una obligación de cumplimiento creada por la Ley de Transición Energética, publicada en el DOF el 24 de diciembre de 2015. La SENER fija el requisito anual como un porcentaje del consumo calificado y lo publica mediante aviso en el DOF, y la cifra aplicable es la del aviso vigente para el año de cumplimiento. Es una obligación sobre la carga, no un instrumento corporativo de carbono. Que un CEL pueda sustentar una declaración de atributos en un inventario basado en el mercado depende de las características contractuales que exige el GHG Protocol, y esa es una pregunta para el contrato, no para el software.

Qué puede leer un modelo en una planta en México

Comience por lo que llega en el recibo. Un recibo GDMTH de CFE reporta la energía en kWh desglosada en los periodos base, intermedio y punta, las lecturas de demanda en kW que sustentan los cargos de distribución y capacidad, el factor de potencia y los cargos resultantes. Es un resumen mensual. Sirve para un análisis tarifario y para una auditoría de facturación. No sirve para desagregar cargas, detectar anomalías ni programar operación.

Cualquier trabajo que vaya más allá de lo tarifario requiere datos por intervalo en el punto de uso. Eso significa submedidores en las cargas que importan, que en la mayoría de los sitios industriales en México son aire comprimido, refrigeración, calor de proceso, bombeo y el parque de accionamientos. También significa que esos datos salgan de los medidores hacia un repositorio propiedad de la planta. El proveedor que propone un modelo antes de que exista la medición está proponiendo ajustar una curva a un recibo mensual.

La secuencia es medición, después una línea base medida, después control. Invertirla produce afirmaciones de ahorro que no se pueden comprobar, porque nadie puede decir cuánto habría consumido el sitio sin la intervención. Una línea base construida con un método reconocido de medición y verificación es lo que convierte la afirmación de un proveedor en una cifra que un director de finanzas puede llevar al presupuesto. Lea la propuesta buscando la línea base antes de leerla buscando el algoritmo.

Dónde gana dinero el software en la práctica

En un sitio GDMTH, el cargo por demanda es el renglón que más responde al control. CFE factura la demanda GDMTH en pesos por kW y la cobra dos veces, una por distribución y otra por capacidad. Ambos cargos los determina la demanda que registra el medidor durante el mes, no el consumo total. Por eso, una sola coincidencia desafortunada entre el arranque de un compresor, la rampa de un horno y el abatimiento de temperatura de un chiller puede generar un cargo que la planta paga el mes completo.

La programación de cargas y la limitación de demanda actúan directamente sobre eso. También lo hace mover carga discrecional fuera del periodo de punta, cuyas horas CFE publica por región y por temporada y que se recorren con el horario de verano. Ambas medidas ahorran pesos. Ninguna reduce necesariamente los kWh, y un ahorro que no reduce kWh no reduce las emisiones reportadas. Esa es la frase que la mayoría de las propuestas de IA en energía omite.

El factor de potencia es el segundo renglón. CFE aplica un recargo por debajo de 90% conforme al Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, publicado en el DOF el 31 de octubre de 2000, y una bonificación cuando el factor es igual o superior a ese valor. El recargo tiene un tope de 120% del importe del recibo y la bonificación un tope de 2.5%. La corrección aquí es un banco de capacitores y un controlador, no un modelo.

El tercer renglón es el consumo mismo, y es el que mueve tanto el recibo como la cifra de emisiones. La detección de fugas en aire comprimido, la secuenciación de chillers y compresores, el control de puntos de ajuste en calor de proceso y el paro obligado del equipo ocioso reducen kWh. Aquí también es donde el pronóstico de demanda a nivel de planta deja de ser un concepto de red eléctrica y se convierte en un insumo para la programación de la producción.

Lo que no puede hacer

La mayor parte del material de los proveedores sobre este tema describe trabajo que corresponde a un operador del sistema. El pronóstico de generación renovable, el ajuste del despacho y la estabilidad de la red son funciones del CENACE en México. Una planta no las realiza, no las compra ni reporta sus resultados.

Conviene enunciar cuatro límites con claridad. El software de control no puede cambiar el factor de emisión nacional. No puede crear una declaración contractual de atributos donde el contrato de suministro no lleva ninguna. No puede ver una carga sin medición. Y el mantenimiento predictivo detecta los modos de falla que observan sus sensores, que en un motor son fallas de rodamiento y de alineación visibles en la vibración y en la firma de corriente, y no los modos de falla que nadie instrumentó.

Existe además una trampa de reporte. Una planta que reduce su consumo 8% mientras el factor nacional sube reportará emisiones por electricidad comprada mayores que las del año anterior. La mejora operativa es real y la cifra reportada se movió en sentido contrario. Los consejos de administración necesitan esa explicación por anticipado, no en la nota al pie de un inventario.

El argumento en contra

El argumento en contra de gastar en esto en 2024 no es que la tecnología falle. Es que el retorno se concentra en un conjunto reducido de sitios. Una planta con carga plana, un solo turno y un factor de potencia ya por encima de 0.95 ofrece poco material a un modelo de programación de cargas. Su dinero rinde más en el reemplazo de equipo.

La segunda objeción es la calidad de los datos. Un modelo entrenado con el histórico de la propia planta hereda ese histórico, incluidos los seis meses en que un medidor se descalibró y el paro que nadie registró. Limpiar ese registro es trabajo manual y suele ser el renglón oculto más grande en la implementación de una plataforma.

La tercera es la dependencia del proveedor. Cuando la capa de analítica es dueña del repositorio de datos, la planta pierde la posibilidad de cambiar de proveedor sin perder su línea base. Exija la exportación de los datos por intervalo en crudo, en un formato abierto, como cláusula del contrato y antes de firmar.

Qué hacer al respecto este trimestre

Responda primero la pregunta de los límites del reporte. Determine si la cifra de emisiones que se reporta hoy está basada en la ubicación, basada en el mercado o es una mezcla imposible de rastrear, y si el sitio queda por encima o por debajo del umbral de 25,000 toneladas del RENE. Eso define cuál palanca importa y no cuesta más que tiempo. Es el mismo trabajo previo que sustenta la línea base de emisiones de un sitio en México.

Después cotice la medición. Submedir las cinco o seis cargas que concentran la mayor parte del consumo del sitio es una partida de capital definida y de costo conocido, y es la condición previa de todo lo que promete una plataforma. Finánciela por separado del software, para que una prueba fallida de plataforma no deje varados los medidores.

Atienda la pregunta del suministro en paralelo, porque es más lenta y tiene el mayor efecto sobre las emisiones. La migración a suministro calificado y la negociación de un PPA toman trimestres, no semanas, y ahí es donde la IA incide en una decisión de abastecimiento de energía de una forma que se refleja en el inventario. Una planta que inicia el proyecto de software y la revisión de suministro en el mismo trimestre tendrá la medición instalada para cuando las opciones de contrato estén sobre la mesa.

Obtenga una cifra defendible de sus emisiones por electricidad comprada

Mexico Energy Partners reconstruye las emisiones asociadas a la electricidad comprada en cada uno de sus sitios en México. Presentamos la cifra con el método basado en la ubicación y con el método basado en el mercado, y después separamos la parte que se mueve por el contrato de suministro de la parte que solo se mueve por consumo. El informe indica los tiempos de cada una y la medición que requiere la segunda. Usted aporta doce meses de recibos de CFE por sitio, los números de RPU y los contratos de suministro calificado o de CEL vigentes. Cuando la cifra que usted reporta hoy no se pueda rastrear hasta un documento fuente, el informe lo señala.

Comience en la página de solicitud de cotización, o envíe los recibos por medio del formulario que aparece abajo.

Fuentes

• Reglamento de la Ley General de Cambio Climático en Materia del Registro Nacional de Emisiones, Diario Oficial de la Federación, 28 de octubre de 2014. Obligación de reporte y umbral de 25,000 toneladas de CO2 equivalente.
• Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional, publicado cada año para el Registro Nacional de Emisiones. Base del cálculo basado en la ubicación. El valor aplicable es el del aviso vigente para el año que se reporta.
• GHG Protocol, Scope 2 Guidance, World Resources Institute y World Business Council for Sustainable Development, 2015. Reporte basado en la ubicación y basado en el mercado, y criterios de calidad de los instrumentos contractuales.
• Ley de Transición Energética, Diario Oficial de la Federación, 24 de diciembre de 2015. Fundamento legal de la obligación de Certificados de Energías Limpias.
• Secretaría de Energía, Aviso por el que se dan a conocer los requisitos para la adquisición de Certificados de Energías Limpias en 2020, 2021 y 2022, Diario Oficial de la Federación, 31 de marzo de 2017. Porcentajes del requisito de CEL para 2020, 2021 y 2022.
• Comisión Federal de Electricidad, tarifa GDMTH publicada, vigente en marzo de 2024. Cargos de energía por periodo base, intermedio y punta, y los cargos de distribución y capacidad facturados en pesos por kW.
• Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, Diario Oficial de la Federación, 31 de octubre de 2000. Recargo y bonificación por factor de potencia y sus topes de 120% y 2.5%.