Una auditoría energética en una planta manufacturera puso tres medidas frente al cliente: la modernización de los controles de los chillers, bancos de capacitores para corregir el factor de potencia y un arreglo solar en azotea de 500 kW. Mexico Energy Partners modeló una reducción de 18% en el consumo anual de electricidad y de 25% en las emisiones de CO2 con las tres medidas en conjunto, con un periodo de recuperación combinado cercano a tres años. Esos son resultados de un modelo. No se ha medido ningún recibo posterior a la implementación contra ellos.
Dos de esas cifras no resisten una verificación contra las reglas que rigen un recibo industrial en México. Un banco de capacitores no puede reducir 12% el total de un recibo de energía eléctrica salvo que la planta opere cerca de un factor de potencia de 0.75, porque CFE acota ese ajuste por fórmula. Y un arreglo de 500 kW no es generación distribuida conforme a la Ley de la Industria Eléctrica, lo que modifica tanto el permiso como la ruta de interconexión.
A continuación se presenta lo que la auditoría midió, lo que modeló y los cuatro elementos que un gerente de planta debería exigir antes de liberar inversión de capital para cualquiera de las tres medidas.
Qué midió la auditoría y qué modeló
La parte medida es la línea base. MEP revisó el historial de facturación de la planta para fijar referencias de consumo y después midió los chillers, el sistema de aire comprimido y los equipos de HVAC durante un periodo de monitoreo para establecer dónde estaba realmente la carga. Ese trabajo produce cifras reales del sitio.
Los ahorros no están medidos. Provienen de un modelado de escenarios construido sobre esa línea base y aplicado a la modernización de equipos, la corrección del factor de potencia y un arreglo solar en azotea. La cifra de 18% en consumo, la de 25% en emisiones y el periodo de recuperación de tres años son resultados modelados por Mexico Energy Partners. No se han contrastado contra un recibo posterior a la implementación, y esta nota no los presenta como resultados facturados.
Aquí no aparece ninguna cifra monetaria. MEP no ha publicado el gasto de línea base de la planta, su moneda ni su clase tarifaria de CFE, y sin esos tres datos el lector no puede convertir un porcentaje en dinero. Pida los tres antes de usar la cifra en un caso de negocio.
Por qué el ahorro por factor de potencia está acotado
CFE aplica un recargo y una bonificación por factor de potencia establecidos en el Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 31 de octubre de 2000. Cuando el factor de potencia promedio de un periodo de facturación queda por debajo de 90%, el recargo es tres quintos de ((90 entre FP) menos 1), expresado como porcentaje. Cuando alcanza 90% o más, la bonificación es un cuarto de (1 menos (90 entre FP)). El recargo tiene un tope de 120% y la bonificación de 2.5%.
Haga la aritmética con una planta real. Una que promedia 0.85 paga un recargo de 3.53%. Corregir a 0.95 lo convierte en una bonificación de 1.32%. El movimiento completo es de 4.85% del monto facturado por suministro, no de 12%. Un recargo de 12% requiere un factor de potencia de 0.75, y la auditoría en ningún momento señala que la planta estuviera ahí.
El mecanismo importa más que el porcentaje. Los bancos de capacitores reducen la demanda reactiva y eliminan la penalización. No reducen un solo kilowatt-hora de energía real. Una auditoría que atribuye a un banco de capacitores una reducción de 12% del recibo está arrastrando ahorros de otra medida o tiene mal la base de cálculo. MEP ha explicado cómo se aplica el ajuste por factor de potencia en un recibo mexicano.
Un arreglo de 500 kW queda por encima del límite de generación distribuida
El artículo 17 de la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el DOF el 11 de agosto de 2014, exige un permiso de la CRE para toda Central Eléctrica con capacidad de 0.5 MW o más. La RES/142/2017 de la CRE, publicada en el DOF el 7 de marzo de 2017, establece los contratos, las especificaciones técnicas y los métodos de contraprestación para la generación distribuida, que alcanza únicamente a centrales por debajo de 0.5 MW.
Un arreglo de 500 kW es 0.5 MW. Queda del lado equivocado de ambos límites. Requiere permiso de generación y no puede usar los contratos de interconexión de generación distribuida ni sus modelos de contraprestación. Dimensione la misma azotea a 0.499 MW y el proyecto permanece dentro de la ruta de generador exento.
Es una decisión de ingeniería con consecuencias legales, no un detalle administrativo. Modifica el calendario, el costo de transacción y la forma en que se liquida la energía exportada. Todo consejo de administración al que se le pida aprobar el arreglo debería ver las dos versiones cotizadas por separado. MEP ha escrito con mayor detalle sobre la economía de la energía solar en azotea en México.
Los tres porcentajes no cuadran tal como se publicaron
La auditoría modeló el arreglo en 30% de las necesidades energéticas de la instalación. Si eso significa 30% de los kilowatts-hora anuales, la energía solar por sí sola desplaza más energía comprada que el 18% del encabezado. Las dos cifras no pueden describir a la vez el consumo eléctrico del sitio.
La cifra de los chillers tiene el mismo problema. A nuestro juicio, el 20% modelado para la modernización de los controles tiene que ser 20% del consumo propio de los chillers. Tomado como cifra del sitio, llevaría el desplazamiento total por encima de 40% al sumar el arreglo solar, lo cual queda descartado por el 18%.
La estructura tarifaria explica por qué los agregados confunden. Conforme a las tarifas GDMTH aprobadas por la CRE en el Acuerdo A/058/2017 del 23 de noviembre de 2017, la capacidad y la distribución se facturan en kilowatts, mientras que la energía se factura en kilowatts-hora divididos en periodos punta, intermedio y base. Una medida que reduce el consumo fuera del periodo punta deja intactas ambas líneas en kilowatts. Pida el ahorro por medida y la línea del recibo de la que proviene, no un porcentaje combinado.
La cifra de emisiones depende del factor que se utilice
Una reducción de 25% de CO2 es aritmética: kilowatts-hora desplazados de la red eléctrica multiplicados por un factor de emisión. La SEMARNAT publicó el Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional de 2023 en 0.438 tCO2e por MWh, la cifra que se usa para el reporte al Registro Nacional de Emisiones. Cambie el año del factor y el tonelaje cambia con él.
Las tres medidas actúan sobre la electricidad comprada, de modo que la reducción cae en el alcance 2. Ninguna toca el combustible de proceso. Una planta que reporta ante el RENE debería publicar el factor y su año junto al tonelaje, o nadie fuera de la empresa podrá verificar la afirmación.
Qué pedir antes de aprobar la inversión de capital
Vale la pena contratar la auditoría. Los porcentajes publicados no bastan para liberar recursos. Cuatro elementos cierran esa brecha.
- El costo instalado de cada medida por separado, con la fecha de la cotización.
- El factor de potencia promedio medido en doce recibos consecutivos de CFE y el valor en pesos de la línea de ajuste en cada uno.
- La confirmación de que el arreglo está dimensionado por debajo de 0.5 MW, o bien un calendario y un costo para la ruta de permiso ante la CRE.
- La generación anual modelada con su fuente de irradiancia y el rendimiento específico supuesto.
El último punto tiene una referencia pública. El informe Global Photovoltaic Power Potential by Country, del Banco Mundial y ESMAP, publicado en junio de 2020, ubica a México entre los 70 países cuya producción fotovoltaica diaria de largo plazo promedia más de 4.5 kWh por kWp, es decir, por encima de 1,640 kWh por kWp al año. Ese es un promedio nacional que mezcla sitios buenos y malos. Un modelo para una azotea industrial plana tiene que mostrar la fuente de irradiancia y los supuestos de pérdidas que lo llevan a su propia cifra. Sobre el alcance, consulte qué cubre una auditoría energética industrial.
Solicite las mismas tres verificaciones para su planta
MEP revisa doce meses de recibos de CFE del sitio, el factor de potencia facturado o medido, la relación de chillers con capacidad de placa y antigüedad, y el área útil de azotea. Entrega una lista medida por medida con el costo instalado, el ahorro anual modelado, el periodo de recuperación y la línea del recibo de la que proviene cada ahorro. Usted aporta los doce recibos, un diagrama unifilar o la relación de tableros, y la lista de chillers. Envíe el formulario que aparece abajo y MEP confirmará el alcance y el costo antes de iniciar cualquier trabajo.
Fuentes
- Diario Oficial de la Federación. Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica. 31 de octubre de 2000. Fórmulas de recargo y bonificación por factor de potencia y sus topes.
- Diario Oficial de la Federación. Ley de la Industria Eléctrica. 11 de agosto de 2014. Umbral de permiso de 0.5 MW del artículo 17.
- Comisión Reguladora de Energía. RES/142/2017, disposiciones sobre generación distribuida. DOF, 7 de marzo de 2017.
- Comisión Reguladora de Energía. Acuerdo A/058/2017, tarifas de suministro básico, incluida la GDMTH. 23 de noviembre de 2017.
- SEMARNAT. Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional 2023, 0.438 tCO2e por MWh. Publicado en 2024.
- Banco Mundial y ESMAP. Global Photovoltaic Power Potential by Country. Junio de 2020.