Una planta manufacturera en San Luis Potosí redujo su costo anual de energía en más de MXN 8.4 millones mediante cuatro medidas: generación con gas durante el horario punta de CFE, energía solar en azotea nueva y con cambio de inclinación, una planta centralizada de enfriamiento en exterior y la corrección del factor de potencia. La cifra está en pesos mexicanos. A los tipos de cambio peso-dólar vigentes en mayo de 2025 equivale al orden de USD 400,000 a 450,000, no a USD 8.4 millones.

Las medidas no son equivalentes. La corrección del factor de potencia se pagó en 0.52 años y casi no tiene exposición a los precios de los insumos. La reducción de demanda máxima con gas produjo la cifra individual más alta, MXN 3,621,703 al año, y es la única medida cuyo valor es un diferencial entre dos precios que se mueven. Ese orden, y no el total, es lo que un gerente de energía o un contralor de planta debería llevarse de aquí.

Estos son datos propios de un proyecto de Mexico Energy Partners. Lo que sigue expone cada medida, qué se midió y qué se modeló, y en qué puntos la aritmética de las cifras originales requiere una variable que el cliente no ha publicado.

Cómo estaba la planta antes

El sitio de San Luis Potosí operaba con un factor de potencia medido de 83.20% en promedio, por debajo del umbral de 90% de CFE, de modo que pagaba cada mes un recargo por bajo factor de potencia. Los equipos de enfriamiento interiores estaban descentralizados, lo que dejaba su rechazo de calor dentro del edificio y su huella en el piso de producción. Un arreglo fotovoltaico existente en azotea generaba por debajo de su potencial por la orientación de los módulos, y la azotea y el área de estacionamiento sin sombreado estaban sin aprovechar. El gas licuado de petróleo tenía un costo que la planta no había contrastado con alternativas. La demanda máxima no se gestionaba y no había medición por intervalos, de modo que nadie podía ver qué cargas fijaban el pico mensual.

Cada uno de esos puntos es una línea distinta del recibo con una solución distinta. Por eso el proyecto produjo cuatro medidas y no una.

Qué se midió y qué se modeló

Esto pesa más que el total, por lo que se declara de forma directa y no en una nota al pie.

La corrección del factor de potencia y la reducción de demanda máxima con gas son medidas implementadas. Sus ahorros se calculan a partir de los recibos de la propia planta antes y después, contra la tarifa de CFE vigente.

Las cifras de solar y de enfriamiento son proyecciones de ingeniería. La nota original del caso dice que el arreglo nuevo "ahorrará" MXN 1,432,220 y que para los trabajos de enfriamiento "se proyecta" un ahorro de MXN 1,279,296. Esas dos líneas, MXN 2,711,516 en total, son estimaciones de diseño y no resultados medidos. Deben leerse así en cualquier comparación con su propia planta.

Tres variables no se revelan y cambian la forma en que deben leerse los números. Primera, el costo de capital. Solo la medida de factor de potencia tiene un periodo de recuperación asociado, 0.52 años, lo que implica un capital de alrededor de MXN 477,000 para los bancos de capacitores. No se publica cifra de capital para las otras tres. Segunda, si la cifra de MXN 3,621,703 por reducción de demanda máxima es neta del gas que ahora queman los grupos electrógenos y de su reserva de mantenimiento, o bruta de ambos conceptos. Esa pregunta mueve el total de forma relevante. El cliente no ha publicado la respuesta. Tercera, las cuatro medidas enumeradas aquí suman MXN 7,588,541. La diferencia hasta el total de MXN 8.4 millones, alrededor de MXN 811,000, proviene de medidas ajenas a estas cuatro y no se desglosa en la nota original del caso.

Nada de eso hace que el resultado sea incorrecto. Lo convierte en un conjunto de cifras con una base declarada y no en un encabezado. Pida las mismas tres variables a cualquier proveedor que le cotice una cifra de ahorro.

Las cuatro medidas

Grupos electrógenos de gas en el horario de punta de CFE: MXN 3,621,703

La planta instaló grupos electrógenos CUMMINS de gas natural de 500 kW y 350 kW y los opera durante el horario punta de CFE, retirando carga de la red eléctrica en las horas en que la energía y la demanda tienen el precio más alto.

Conviene entender la mecánica antes de copiarla. El ahorro es la diferencia entre lo que habrían costado en la tarifa de CFE los kWh y kW desplazados y lo que cuesta, puesto en sitio, el gas para producirlos, menos el mantenimiento. Ambos lados se mueven. Un alza en el precio del gas puesto en sitio o un cambio en la estructura tarifaria de punta comprime el diferencial. El bloque de punta también difiere por región tarifaria y entre verano e invierno, de modo que el periodo que funciona en San Luis Potosí no es automáticamente el mismo en otro sitio. Revise el horario de su propia región antes de dimensionar grupos electrógenos.

270 kWp de fotovoltaico nuevo y un cambio de inclinación a 22 grados: MXN 1,769,729

Dos acciones, una de ellas barata. Un arreglo nuevo de 270 kWp se colocó en el área de estacionamiento. Los módulos existentes se reorientaron a una inclinación de 22 grados. El arreglo nuevo se modela con un ahorro de MXN 1,432,220 al año y 255,371 kg de CO2 evitados. El cambio de inclinación de equipo ya propio suma MXN 337,509 y 49,774 kg, lo que lleva el impacto solar combinado a MXN 1,769,729 al año y más de 305,000 kg de CO2, el mayor retorno por peso invertido de todo el programa.

La generación solar es generación diurna. Reduce el cargo de energía en las horas en que produce y hace muy poco por un cargo por demanda que se fija por la tarde, y por eso son los grupos electrógenos y no los paneles los que aquí se encargan de la reducción de demanda máxima.

Centralizar la planta de enfriamiento en el exterior: MXN 1,279,296

Los equipos de enfriamiento interiores descentralizados se sustituyeron por un sistema centralizado de agua helada en el exterior, con equipos Carrier de alta eficiencia, un arreglo hidráulico revisado y un tanque de inercia térmica. La proyección es una reducción de 42.7% en la energía de enfriamiento, 438,964 kWh al año, y 192,266 kg de CO2.

Léalo como una cifra de consumo. Una reducción de 42.7% en los kWh de enfriamiento baja la demanda facturada solo en la medida en que la mejora caiga dentro del intervalo de punta del medidor, y ese es un cálculo aparte. Las ganancias secundarias son reales pero aquí no están valuadas: el rechazo de calor sale del edificio y se recupera superficie de piso para producción.

Corrección del factor de potencia: MXN 917,813

Bancos de capacitores en las acometidas principales elevaron el factor de potencia de 83.20% a 98%. Conforme a la fórmula de recargo de CFE para un factor de potencia menor a 90%, al recibo se le aplica un recargo porcentual igual a tres quintos de la proporción de faltante. En 83.20% eso da un recargo cercano a 4.9%.

Eso le da al lector algo que la nota original del caso no ofrece. Si la totalidad de los MXN 917,813 corresponde al recargo evitado, el gasto anual de electricidad de la planta ronda entre MXN 18 y 19 millones. Contra esa línea base, el programa completo de MXN 8.4 millones representa alrededor del 45% del recibo. Nuestra explicación sobre cómo calcula CFE el recargo por bajo factor de potencia desarrolla la fórmula completa.

Las cuatro medidas, ordenadas

Ordenadas por periodo de recuperación y por exposición a precios que usted no controla, el orden no es el de los ahorros.

La cifra más alta es la de mayor exposición y la más baja casi no tiene ninguna. Una planta con capital limitado debería tomarlas en el orden de la tabla y no en el orden de los ahorros. La corrección del factor de potencia y cualquier cambio de inclinación de equipo ya propio deberían hacerse antes de pedirle algo a un comité de inversiones.

A cuánto suma el programa

Un ahorro anual de costo superior a MXN 8.4 millones, del cual las cuatro medidas anteriores representan MXN 7,588,541 y el resto no se desglosa en la nota original del caso.

En emisiones, las medidas de solar y de enfriamiento evitan en conjunto 497,411 kg de CO2. La cifra neta reportada es de alrededor de 354,559 kg. La diferencia, unos 142,852 kg, es la emisión directa de combustión que agregan los grupos electrógenos de gas. Descontarlas es el tratamiento correcto. Una estrategia de reducción de demanda máxima basada en gas compra reducción de costo con un costo de carbono, lo que importa si la planta reporta el Alcance 1 por separado.

El programa también dejó al sitio con medición por intervalos, que es lo que hace posible la siguiente ronda de decisiones. Nuestra nota sobre qué cubre una auditoría energética industrial describe el paso de medición, y un segundo ejemplo desarrollado aparece en nuestro caso de estudio de eficiencia energética en manufactura.

También conviene decir qué no tocó este proyecto. El aire comprimido y el calor de proceso quedaron fuera del alcance de los trabajos. En la mayoría de las plantas de este tamaño son los dos siguientes lugares donde hay que buscar.

Aplique las mismas cuatro verificaciones en su propia planta

Mexico Energy Partners revisa su facturación de CFE y le dice cuánto valen las mismas cuatro verificaciones en su sitio. Envíe doce meses de recibos de CFE y el factor de potencia registrado en ellos. Devolvemos el recargo por bajo factor de potencia que paga hoy, y el tamaño del banco de capacitores y su costo instalado para eliminarlo. También devolvemos los kW de demanda facturada que podrían moverse fuera del horario punta según su tarifa y su región, y si su azotea y su patio admiten un arreglo que valga la pena modelar. No cotizamos un ahorro antes de haber visto los recibos, y declaramos qué partes de cualquier estimación están medidas y cuáles están modeladas.

Llame al +52 55 8652 8023 para hablar con un ingeniero, o utilice el formulario que aparece abajo.

Fuentes

• Datos del proyecto de Mexico Energy Partners para un sitio en San Luis Potosí, 2025. Todos los ahorros en pesos, las especificaciones de equipo y el periodo de recuperación de 0.52 años provienen de este proyecto y no son datos públicos.
• Comisión Federal de Electricidad, recargo por bajo factor de potencia aplicable cuando el factor de potencia medido es menor a 90%, publicado junto con las condiciones tarifarias de suministro básico. El porcentaje de recargo es tres quintos de la proporción de faltante, lo que da alrededor de 4.9% con un factor de potencia de 83.20%.
• Comisión Federal de Electricidad, esquemas tarifarios publicados para el servicio de gran demanda en media tensión, para los periodos punta, intermedio y base que varían por región tarifaria y por temporada.
• Banco de México, serie diaria del tipo de cambio FIX peso-dólar, para convertir a dólares las cifras en MXN de este caso de estudio en la fecha que el lector requiera.