Dónde aterriza la adopción de vehículos eléctricos en un sitio industrial
La cifra que define si la electrificación vehicular ayuda o perjudica a una planta en México es la lectura en kilowatts de su propio medidor, no el número de vehículos. Los cargadores de flota, los de empleados y los de visitantes suman demanda coincidente en un sitio al que ya se le factura capacidad además de energía. La carga de vehículos es un problema de cargo por demanda antes que un problema de costo de combustible. El gerente de planta, el gerente de energía o el director de finanzas que trate una instalación de carga como una decisión de compra de vehículos y no como una decisión eléctrica se entera de la diferencia en el recibo de CFE del mes siguiente. Lo que sigue es qué revisar antes de cerrar el alcance eléctrico.
La demanda viene del lado vehicular. Stellantis evalúa una reconversión de varios miles de millones de dólares en su planta de Saltillo, Coahuila, para fabricar vehículos híbridos y eléctricos, y sus sitios de Toluca y Sonora también están bajo revisión (Transport Topics, 12 de agosto de 2022). Frost & Sullivan proyecta 200,000 ventas de vehículos eléctricos e híbridos en México al 2030, con un crecimiento de alrededor de 25% anual y una participación cercana a dos tercios de un total latinoamericano de 300,000 unidades (Mexico Business News, 14 de julio de 2022). Ninguna de las dos cifras le dice a una instalación qué hará su propio recibo.
La infraestructura pública no va a absorber esa carga. CFE anunció en 2018 MXN 60 millones, junto con la SENER, para la instalación y el fortalecimiento de 100 puntos de carga en el país, según lo declarado por su entonces director general Jaime Hernández (Forbes México, 7 de mayo de 2018). CFE es la empresa eléctrica del Estado y un participante del mercado, no el regulador. Las tarifas y los permisos corresponden a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que aprueba los esquemas tarifarios bajo los cuales se factura la carga, mientras que el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) despacha el sistema. Un gasto público de esa escala financia una red de demostración. La carga industrial se construirá y se pagará en sitios privados.
Qué le hace la carga de vehículos a un perfil de demanda
Al leer la clase tarifaria en el recibo de CFE de una planta mediana en México, por lo general es GDMTH, la clase de media tensión y gran demanda para usuarios con 100 kW de demanda o más, con suministro entre aproximadamente 1 kV y 35 kV. Las cargas mayores en un solo sitio quedan en DIST, en tensión de subtransmisión, o en DIT, en tensión de transmisión. Las tres facturan por horario a lo largo de los periodos diarios base, intermedio y punta. Las tres incluyen además un componente de capacidad ligado a la demanda medida y no al consumo (esquemas tarifarios de CFE aprobados por la CRE, vigentes durante 2022).
Ese segundo cargo es lo que vuelve cara la carga de vehículos de una forma en que el diésel nunca lo fue. Un cargador rápido de corriente directa consume cerca de su potencia nominal mientras el vehículo está conectado. No le importa qué más esté operando la planta. Un caso ilustrativo hace visible la aritmética. Ocho unidades de corriente directa de 50 kW instaladas en un centro de distribución representan 400 kW de capacidad de carga conectada. Si los operadores conectan al cambio de turno y cuatro unidades operan al mismo tiempo, el sitio suma alrededor de 200 kW de demanda coincidente. Si esa coincidencia cae dentro del horario punta, la planta paga un cargo de capacidad en punta determinado por ese único pico mensual, durante todo el mes, vuelvan o no a operar los cargadores en punta. Un cambio de turno escribe la cifra. El recibo la arrastra otros treinta días. Este cálculo es ilustrativo y depende por completo de la tarifa, la demanda contratada y los datos de intervalo del propio sitio.
Lleve una distinción a la discusión presupuestal. Hay carga que usted controla y carga que no. La carga de flota es programable. Los tractocamiones de patio, las camionetas de reparto y los autobuses de personal regresan a un lugar conocido a una hora conocida y pueden secuenciarse dentro del periodo base durante la noche, cuando la exposición tanto en energía como en capacidad es la más baja. La carga en el centro de trabajo y para visitantes no es programable. Los empleados llegan por la mañana y conectan al mismo tiempo, que es justo cuando muchas plantas ya van subiendo hacia su pico mensual. Una instalación que pone ambas en el mismo tablero sin gestión de carga compró el segundo perfil al precio del primero.
Qué verificar antes de instalar el primer cargador
El trabajo de evaluación es poco vistoso y es el que define el resultado. Antes de firmar por los cargadores, el gerente de instalaciones o de energía debería tener a la mano lo siguiente:
- Doce meses de facturación de CFE, con la demanda medida por periodo y los cargos de capacidad resultantes, no solo el consumo total.
- Datos de intervalo en el medidor principal, para conocer el momento y la duración del pico existente en lugar de suponerlos.
- La demanda contratada del sitio y el margen disponible en el transformador de servicio y en el tablero principal.
- Un diagrama unifilar actualizado y la capacidad disponible en los tableros que alimentarían a los cargadores.
- Los límites diarios de los periodos base, intermedio y punta para la tarifa y la región del sitio, que cambian según la temporada.
- Si la capacidad adicional detona una modificación de servicio ante CFE Distribución, y el tiempo de espera que eso implica.
- Si el equipo de carga admite reparto de potencia y programación, o si la gestión de carga tiene que agregarse por separado.
Esperaríamos que el software de gestión de carga y una política de programación cuesten menos que la ampliación de transformador que evitan, y mucho menos que un año de cargos de capacidad más altos. Costee esa disyuntiva antes de cerrar el alcance eléctrico.
La generación en sitio ayuda con la energía y poco con el pico
La solar es la respuesta refleja y es solo parcial. Bajo el régimen de generación distribuida, una planta puede interconectar a la red de distribución capacidad de generación menor a 0.5 MW conforme al Manual de Interconexión de la SENER (DOF, 15 de diciembre de 2016) y a la Resolución RES/142/2017 de la CRE (DOF, 7 de marzo de 2017). El límite aplica a la capacidad de generación en MW, no a la carga de la instalación y no a la potencia de los módulos en corriente directa en kWp. Una planta que consume 4 MW puede sostener un contrato de generación distribuida, siempre que el arreglo se mantenga por debajo del umbral.
El régimen importa por lo que no compensa. Bajo medición neta, la generación excedente se acumula como créditos de energía que se aplican contra el consumo futuro por hasta doce meses (CRE RES/142/2017). Los créditos reducen los cargos de energía. No reducen un cargo de capacidad originado por un pico de demanda a las 19:00, cuando el arreglo no produce nada. Los sitios que quieren que la generación recorte el pico mismo tendrían que considerar el almacenamiento acoplado al arreglo, que es un caso de inversión aparte y con sus propias preguntas regulatorias, dado que al 2022 la CRE no había emitido disposiciones de carácter general que definieran cómo participa el almacenamiento en el mercado mayorista. Las instalaciones por encima del umbral de 0.5 MW, o con 1 MW o más de demanda, deberían llevar en paralelo la comparación de suministro calificado, porque el contrato de suministro y el plan de carga mueven el mismo recibo.
La expansión manufacturera es un pronóstico de carga disfrazado
Para los proveedores de la cadena automotriz, la decisión de Saltillo tiene una segunda implicación. Shawn Morgan, vocero de Stellantis, declaró a Transport Topics el 12 de agosto de 2022 que la revisión era una asignación de capital de rutina: "Invertimos con regularidad en plantas de todo el mundo para mejorar en materia de procesos y de producción de vehículos, o para adaptarnos a la electrificación, como parte de nuestra inversión de USD 35,000 millones en electrificación y software". Reconvertir una planta de camiones para tracción eléctrica cambia lo que compra, y cambia la intensidad eléctrica de las plantas tier one y tier two a su alrededor. El ensamble de paquetes de baterías, el devanado de motores eléctricos y las pruebas de electrónica de potencia son más intensivos en electricidad por unidad producida que el estampado y la vestidura.
El ensamble nacional opera a una escala mucho menor. Zacua, fundada en 2017 y con producción en una planta de Puebla desde 2018, ofreció sus dos modelos, el MX2 y el MX3, a un precio de lista de MXN 599,990 en febrero de 2022 (El Heraldo Binario, 9 de febrero de 2022). Los volúmenes son pequeños y no cambian el pronóstico de carga de un proveedor. La decisión de Saltillo sí lo haría.
Un proveedor en Coahuila, Nuevo León o el Bajío debería preguntarse qué le hace el programa de electrificación de su cliente a su propia carga conectada en los próximos cinco años, y plantearlo ante CFE Distribución antes de que la capacidad se necesite y no después de firmar un contrato. La interconexión y las ampliaciones de servicio las programa la empresa suministradora, no el cliente, y un plan de generación en sitio tarda meses en permisarse y construirse.
Revise qué le haría la carga de vehículos a sus cargos por demanda
Mexico Energy Partners puede modelar el efecto de la carga de flota y en el centro de trabajo sobre la demanda medida y el recibo de CFE de una instalación antes de definir el alcance eléctrico, y comparar la gestión de carga, la programación y la generación en sitio contra el costo de una ampliación de servicio. La revisión inicial requiere doce meses de facturación de CFE, datos de intervalo en el medidor principal, un diagrama unifilar actualizado y el número y la potencia de los cargadores que se consideran.
Solicite una revisión de carga de vehículos eléctricos y cargos por demanda