El INEGI reportó el 9 de julio de 2024 que las plantas en México fabricaron 1,996,136 vehículos ligeros entre enero y junio de 2024 y exportaron 1,721,852 de ellos. Detrás de esa producción hay un recibo de energía eléctrica cuya mayor partida controlable no suelen ser los kilowatt hora. En la tarifa Gran Demanda en Media Tensión Horaria de CFE, los cargos por demanda los fija un número reducido de cuartos de hora, y la planta decide cuándo ocurren esos cuartos de hora.
Esa es la decisión que tienen enfrente los gerentes de planta y los directores de finanzas de sitios automotrices en México. Antes de aprobar solar, almacenamiento o el reemplazo de un chiller, el sitio necesita una línea base medida que muestre qué sistemas fijan la demanda máxima y cuánto vale un kilowatt de punta evitada a lo largo de doce meses de facturación. Sin ella, cada caso de inversión descansa en el supuesto de un proveedor.
Qué compra la planta bajo la tarifa GDMTH
CFE publica el esquema GDMTH cada mes para cada división de distribución. Cobra la energía en tres periodos horarios, base, intermedio y punta, y cobra la demanda dos veces. El cargo por capacidad se factura sobre la demanda coincidente con el periodo de punta. El cargo por distribución se factura sobre la demanda máxima del sitio en el mes, sin importar en qué hora ocurra.
Los dos responden a acciones distintas. Mover una carga fuera de punta reduce el cargo por capacidad y el cargo de energía en punta. No hace nada por el cargo por distribución a menos que la nueva demanda máxima sea menor que la anterior. En una planta automotriz esa máxima mensual con frecuencia se fabrica dentro de la planta en lugar de heredarse. Compresores que rearrancan juntos después de un paro, una línea de pintura que vuelve a temperatura y chillers que suben carga en una tarde calurosa pueden coincidir durante quince minutos y fijar un cargo que después pesa sobre todo el recibo.
Resecuenciar esos rearranques no cuesta capital. Descubrir que coinciden requiere datos por intervalo en la acometida principal y en los cuatro o cinco alimentadores de mayor carga, algo que muchas plantas no registran. Esa es la primera brecha que encuentra una línea base y la más barata de cerrar.
A dónde va la electricidad dentro de la planta
Una planta de ensamble de vehículos con taller de pintura y una planta de componentes Tier 1 que opera prensas o moldeo por inyección no comparten perfil de carga. Ambas operan aire comprimido, y el aire comprimido es casi siempre el peor convertidor de electricidad en el sitio. El Departamento de Energía de Estados Unidos ubicó la eficiencia de un sistema industrial de aire comprimido, medida desde la energía eléctrica de entrada hasta el trabajo útil, en alrededor de 10%, en Improving Compressed Air System Performance, informe DOE/GO-102003-1822, publicado en noviembre de 2003. El mismo documento señala que las fugas desperdician de 20 a 30% de la producción de un compresor.
Esas dos cifras definen el orden del trabajo. Antes de cualquier medida de capital, establezca la carga por fugas, la demanda artificial que genera operar el cabezal por encima de lo que la aplicación necesita, y cuántos puntos de soplado podrían operar con un soplador en lugar de aire de proceso. Un levantamiento de fugas y un estudio de presión toman días y no requieren aprobación de inversión. Esa secuencia es la misma que define de dónde provienen los ahorros por eficiencia industrial en México, y una planta que la omitió no tiene base para juzgar una cotización solar.
El lado de carbono corre sobre la misma medición. La SEMARNAT fijó el Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional para 2023 en 0.438 tCO2e por MWh para efectos del Registro Nacional de Emisiones. Cada GWh tomado de la red eléctrica carga entonces 438 tCO2e de Alcance 2. En ese reporte, un gigawatt hora eliminado por eficiencia cuenta igual que un gigawatt hora sustituido por suministro limpio.
La obligación del Código de Red depende de la tensión, no del estado
La producción automotriz se concentra en Puebla, San Luis Potosí y Nuevo León, y esos sitios no se ubican en la misma parte de la red eléctrica. El PRODESEN de la SENER describe el Sistema Interconectado Nacional como siete regiones, con centros regionales de control del CENACE en ciudades que incluyen Puebla y Monterrey. Lo que no varía por estado es la obligación de cumplimiento, que sigue a la tensión de conexión.
La CRE emitió el Código de Red como RES/151/2016, publicada en el DOF el 8 de abril de 2016, y lo reexpidió como RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y en vigor desde el 1 de enero de 2022. Aplica a los Centros de Carga conectados en media tensión, por arriba 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 sitios en media tensión deben acreditar estudios de variación de tensión, tensión transitoria, variación de frecuencia, cortocircuito, protecciones, sistemas de control, intercambio de información y desbalance de corriente. Los sitios en alta tensión deben acreditar los mismos y además factor de potencia, distorsión armónica de corriente y flicker de tensión.
Las mediciones deben tomarse con instrumentos Clase A conforme a la NMX-J-610/4-3-ANCE o a la IEC 61000-4-30. Los centros de carga ya conectados el 8 de abril de 2016 tenían hasta el 9 de abril de 2019 para cumplir, y cuando un sitio no cumplía se requería un plan de trabajo firmado por su representante legal antes de esa fecha. La CRE tiene la facultad de verificación y sanción. El CENACE opera el sistema y el mercado, y no sanciona a los centros de carga.
De ahí se desprenden dos puntos prácticos. La CRE no autoriza ni certifica inspectores para estos estudios, de modo que una planta puede realizarlos por su cuenta o contratar a una empresa especializada. Y un sitio conectado en 35 kV o más carga con tres obligaciones que un vecino en media tensión del mismo parque industrial no tiene. Las diferencias que definen el trabajo energético en plantas automotrices en México son la tensión de conexión y el perfil de carga, no el estado del domicilio, así que revise el diagrama unifilar antes de aceptar el alcance de cualquier proveedor.
La solar en sitio se detiene en 0.5 MW
El módulo de renovables de la mayoría de los programas de taller omite la restricción que define el proyecto. Conforme a la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, un Generador Exento es el propietario de una central con capacidad menor a 0.5 MW. La CRE estableció la ruta de interconexión y los modelos de contrato de esas centrales en la RES/142/2017, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017.
Para un sitio automotriz ese es un techo rígido sobre la opción sencilla. Un arreglo de 0.5 MW no cubrirá una carga que se mide en varios megawatts. A menos que la demanda máxima mensual de la planta caiga dentro de la ventana de generación del mediodía, un arreglo de ese tamaño reduce más los cargos de energía que los cargos por demanda, que es lo contrario de lo que supone la mayoría de los casos de negocio. Cualquier capacidad mayor saca al proyecto de la generación distribuida y lo lleva a una ruta distinta de contratación e interconexión. Resuelva esa pregunta, y la más amplia de suministro renovable en sitio frente a fuera de sitio, antes de encargar un levantamiento de techo.
Lo que da la ley fiscal y lo que no
En agosto de 2024 estaban vigentes dos instrumentos y cubren gastos distintos. El artículo 34, fracción XIII, de la Ley del Impuesto Sobre la Renta permite una deducción de 100% en el ejercicio para maquinaria y equipo destinados a la generación de energía de fuentes renovables o a la cogeneración eficiente. La condición es que el equipo se mantenga en operación al menos cinco años posteriores al ejercicio en que se realiza la deducción. Un arreglo solar califica. Un compresor de velocidad variable, un chiller de reemplazo, la iluminación LED y un sistema de submedición no.
El segundo es el decreto publicado en el DOF el 11 de octubre de 2023, que otorga la deducción inmediata de la inversión en bienes nuevos de activo fijo con tasas de 56 a 89% para contribuyentes de los sectores exportadores listados. Las actividades listadas incluyen la fabricación de motores para automóviles, camionetas y camiones, de componentes y partes eléctricas y electrónicas automotrices, y de baterías para esos vehículos. Para calificar se requiere que las exportaciones representen al menos 50% de los ingresos totales, y la deducción cubre bienes adquiridos hasta el 31 de diciembre de 2024, aplicada en los ejercicios fiscales 2023 y 2024.
Ninguno de los dos instrumentos es un subsidio. Si una propuesta que tiene enfrente supone financiamiento con subsidios para el capital de eficiencia, pregunte qué instrumento es, dónde se publicó y en qué fecha. Si la respuesta llega sin una cita del DOF, ese dinero no existe.
Lo que 10 horas de taller pueden y no pueden producir
Mexico Energy Partners imparte una sesión para gerentes de planta y de sustentabilidad de sitios automotrices en México construida sobre el material anterior. Produce cuatro entregables.
- Un plan de medición que nombra los puntos a instrumentar y el intervalo de registro.
- Una lista jerarquizada de medidas con rangos de costo de capital y de periodo de recuperación.
- Una plantilla de línea base ligada a los propios recibos de CFE del sitio.
- Una revisión de brechas de Código de Red contra la tensión de conexión de la planta.
No produce una hoja de ruta hacia las cero emisiones netas, y ninguna sesión de esa duración puede hacerlo. Una trayectoria creíble requiere un inventario medido de Alcance 1 y Alcance 2, un límite de reporte acordado y una curva de costos de abatimiento construida con los propios números de la planta. Ese trabajo comienza con el plan de medición y se extiende por meses. Quien ofrece primero la hoja de ruta vende la conclusión sin los datos.
Comience por lo que su planta está pagando
Mexico Energy Partners revisa doce meses de recibos de CFE del sitio, separa los cargos por demanda de los cargos de energía, identifica los dos sistemas de mayor consumo y devuelve una lista jerarquizada de medidas con rangos de costo de capital y de periodo de recuperación. Usted aporta los recibos, el diagrama unifilar y el programa de producción con los patrones de turno. La revisión indica qué hallazgos se sustentan en medición y cuáles se sustentan en supuestos hasta que se instale la medición.
Solicite una revisión energética para su planta automotriz
Fuentes
- INEGI, Registro Administrativo de la Industria Automotriz de Vehículos Ligeros, comunicado de prensa, 9 de julio de 2024.
- CRE, RES/151/2016, Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los Criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, Código de Red, DOF, 8 de abril de 2016.
- CRE, RES/550/2021, reexpedición del Código de Red que abroga la RES/151/2016, DOF, 31 de diciembre de 2021, en vigor desde el 1 de enero de 2022.
- Congreso de la Unión, Ley de la Industria Eléctrica, DOF, 11 de agosto de 2014.
- CRE, RES/142/2017, Disposiciones administrativas de carácter general para generación distribuida, DOF, 7 de marzo de 2017.
- Ley del Impuesto Sobre la Renta, artículo 34, fracción XIII.
- Poder Ejecutivo, Decreto por el que se otorgan estímulos fiscales a sectores clave de la industria exportadora, DOF, 11 de octubre de 2023.
- Departamento de Energía de Estados Unidos, Improving Compressed Air System Performance: A Sourcebook for Industry, DOE/GO-102003-1822, noviembre de 2003.
- SEMARNAT, Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional 2023, Registro Nacional de Emisiones, 2024.
- SENER, Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2022-2036, capítulo 5.