Una planta en México con suministro básico de CFE no enfrenta un precio horario de electricidad. Enfrenta un cargo por demanda, y ese cargo lo fija un solo intervalo de 15 minutos. En GDMTH, la demanda máxima es el promedio de kilowatts del intervalo de 15 minutos de mayor consumo del periodo de facturación, y el cargo por capacidad se aplica a la demanda máxima que cae dentro del horario de punta.

Ese único intervalo es lo que está en juego en la gestión de demanda en México. Este artículo se escribió para gerentes de planta y de instalaciones con tarifas de CFE en media tensión, y su planteamiento es deliberadamente acotado. El software de pronóstico de demanda rinde en México cuando cambia el intervalo que define la demanda facturable. Cuando no alcanza ese intervalo, no cambia nada en el recibo, con independencia de los datos con los que se haya entrenado el modelo.

Lo que sigue separa las aplicaciones de gestión de demanda que mueven un recibo mexicano de las que mueven el de alguien más.

Qué se le factura en realidad a un usuario en México

La clase tarifaria decide si la gestión de demanda es siquiera un tema. PDBT cubre servicios en baja tensión con hasta 25 kW de demanda máxima y aplica un cargo fijo mensual más un cargo por energía, sin cargo por demanda en pesos por kW y sin precio de energía diferenciado por horario. Aplanar un pico no le devuelve nada a un usuario en PDBT. Por encima de 25 kW en baja tensión, GDBT introduce un cargo por demanda medida.

En media tensión, GDMTO aplica por debajo de 100 kW de demanda y cobra la energía a una sola tarifa durante todo el día. GDMTH aplica de 100 kW en adelante y es la tarifa en la que está la mayoría de los sitios industriales en México. Divide la energía en periodos base, intermedio y punta, con los rangos horarios definidos por región tarifaria, temporada y tipo de día en los calendarios que CFE publica cada mes, y añade encima dos cargos por demanda distintos.

Ninguno de estos usuarios ve un precio que varíe por hora. Los precios marginales locales horarios llegan a un participante del mercado o a un Usuario Calificado que compra a un suministrador calificado bajo un contrato indexado. El registro como Usuario Calificado exige 1 MW de demanda máxima en el centro de carga durante los doce meses previos. Cualquier propuesta de respuesta a la demanda construida sobre señales de precio en tiempo real describe un mercado en el que un usuario de suministro básico no participa, y migrar al suministro calificado es una decisión aparte y con sus propios costos.

Cómo se determina la demanda facturable en GDMTH

En GDMTH la demanda facturable no es un solo número. Se resuelve en dos, medidos de forma distinta, y cada uno premia un comportamiento diferente.

El cargo por capacidad se aplica a la demanda máxima coincidente con el periodo de punta del mes facturado. Cuando una región tarifaria y una temporada no tienen periodo de punta, recae sobre la demanda máxima medida. Este cargo responde a lo que hizo la planta en ese mes. Si se reduce el pico de punta en abril, el cargo por capacidad de abril baja.

El cargo por distribución se mide de otra manera. Se aplica al menor de dos valores: la demanda máxima registrada en el año anterior y la demanda máxima registrada en el mes facturado. La CRE fijó ese criterio en el acuerdo A/001/2018 del 1 de febrero de 2018 y lo consignó en su Memoria Documental sobre tarifas finales de suministro básico del 31 de octubre de 2018. No opera con efecto de trinquete. Un mes en el que la planta nunca se acerca a su pico histórico se factura con la demanda máxima de ese mismo mes.

Esa división es el argumento a favor de predecir y no de reportar. El cargo por capacidad no sigue al kilowatt más alto que la planta registra en el mes. Sigue al kilowatt más alto dentro del periodo de punta, y la punta es un horario que CFE publica por anticipado, que es lo que vuelve controlable ese intervalo. Una revisión mensual del recibo le informa a un gerente sobre un pico que ya se facturó. Un modelo que detecta con veinte minutos de anticipación la formación de un pico coincidente con la punta, para escalonar el arranque de un compresor o descargar una batería contra él, defiende la cifra de kilowatts antes de que quede fijada. Ese es el cálculo que conviene poner frente a un director de finanzas, y puede hacerse con los propios recibos del sitio antes de que alguien cotice software.

Qué puede y qué no puede hacer el pronóstico de demanda en una planta

Se discuten tres productos de pronóstico distintos como si fueran uno solo. El CENACE pronostica el Sistema Eléctrico Nacional para despacharlo. Un suministrador pronostica una cartera para cubrirla. Una planta pronostica su propia carga para proteger un cargo por demanda. Compradores distintos, datos distintos, recuperación distinta. Solo el tercero está al alcance de un centro de carga, y confundirlo con los dos primeros es la vía por la que una planta termina evaluando software que no puede usar.

Un modelo a nivel de sitio necesita dos insumos que la planta mexicana promedio no tiene. El primero es medición por intervalos en la acometida principal, no una lectura mensual. El segundo es submedición en las cargas capaces de fijar un pico, porque un modelo que no puede atribuir un pico a una máquina tampoco puede anticiparlo. Por eso la medición y el monitoreo son la primera compra, no la segunda. Un modelo de despacho entrenado con totales mensuales no tiene de dónde aprender.

Donde esos insumos existen, el trabajo es específico y poco vistoso. El modelo aprende qué combinaciones de chillers, compresores, hornos, celdas de prueba y hornos eléctricos tienden a coincidir, y después escalona arranques o recorta la carga de menor valor en los segundos previos a que se forme la coincidencia. El almacenamiento en baterías hace el mismo trabajo sin tocar la producción, y por eso compite directamente con la lógica de control en lugar de complementarla.

Conviene enunciar dos límites con claridad. Desplazar carga no reduce el consumo, de modo que la línea de energía del recibo se mueve solo por la diferencia entre los cargos de punta y de base sobre los kWh efectivamente desplazados. Y mover carga hacia otras horas no baja automáticamente las emisiones, porque la mezcla de generación en esas horas es producto del despacho del CENACE y no del programa de la planta. Costo y carbono son palancas separadas y deben presentarse por separado.

El único producto formal de respuesta a la demanda en México, y quién puede acceder a él

México sí cuenta con un mecanismo de respuesta a la demanda, y casi ningún lector de un artículo general sobre el tema puede usarlo. La SENER publicó el Manual del Mercado para el Balance de Potencia en el DOF el 22 de septiembre de 2016. Conforme a ese manual, el requisito anual de potencia de una Entidad Responsable de Carga se determina con su demanda promedio durante las 100 horas críticas identificadas para su zona de potencia en el año de producción, multiplicada por uno más la reserva mínima de planeación.

Los Recursos de Demanda Controlable Garantizada participan del lado de la oferta de ese balance. El CENACE publicó en el DOF, el 5 de enero de 2017, las disposiciones para registrar sus parámetros de costos y capacidad. Un recurso no puede acumular disponibilidad por encima de su propio consumo en la hora, y cuando el CENACE lo activa, la carga evitada reduce el requisito anual de potencia de la entidad en lugar de contar como entrega.

La restricción está en quién califica. Solo una Entidad Responsable de Carga en el Mercado Eléctrico Mayorista tiene esta obligación y esta opción. La parte que corresponde a un usuario de suministro básico va incorporada en la tarifa de CFE y no puede negociarse. La participación directa en el MEM exige 5 MW y 20 GWh al año conforme al Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado de la SENER, publicado en el DOF el 15 de julio de 2016. Para un sitio que sí supera esos umbrales, el objetivo del pronóstico cambia por completo. Ya no es el horario de punta de un calendario publicado, sino 100 horas al año que solo se conocen con certeza una vez ocurridas.

Qué haría que esta lectura resultara equivocada

Las reglas tarifarias son actos administrativos. La CRE puede modificar las definiciones de demanda para los cargos de capacidad y de distribución, y un cambio en cualquiera de esas bases de demanda movería el caso del control predictivo de picos en el mismo mes en que entrara en vigor.

El factor de potencia es el problema más barato y con frecuencia el mayor. Conforme al acuerdo de la SHCP publicado en el DOF el 31 de octubre de 2000, un factor de potencia promedio del periodo de facturación inferior a 90% en atraso genera un recargo aplicado al monto del recibo, con tope de 120%, y la bonificación correspondiente tiene un tope de 2.5%. La CRE reexpidió el Código de Red como RES/550/2021, publicado en el DOF el 31 de diciembre de 2021 y en vigor desde el 1 de enero de 2022. Su banda de factor de potencia de 0.95 en atraso a 1.0, medida en intervalos de cinco minutos, no es exigible sino hasta el 8 de abril de 2026. Los capacitores y la compensación reactiva suelen recuperarse antes que cualquier plataforma de control, y mover cargas de un horario a otro puede empeorar el factor de potencia.

Existe además una prueba de producción que ningún software resuelve en su lugar. Recortar una carga para contener un pico vale la pena solo cuando el margen de contribución que se sacrifica es menor que el cargo por demanda que se evita, y en una planta que opera cerca de su capacidad con frecuencia no lo es. Esa comparación le corresponde al director de operaciones, no al modelo.

Vea si la gestión de demanda movería su recibo de CFE

Reúna doce meses de recibos de CFE y su clase tarifaria, y agregue los datos de medición por intervalos en la acometida principal si los tiene. Mexico Energy Partners identificará el intervalo que fijó la demanda facturable en cada mes, enumerará las cargas que estaban operando en él y le dirá si controlar esas cargas se pagaría por sí solo frente al cargo que evita. Si la respuesta es que no, se lo diremos.

Fuentes

• Comisión Reguladora de Energía, Tarifas Finales del Suministro Básico, Memoria Documental, 31 de octubre de 2018. Cargo por capacidad asignado a la demanda coincidente con el periodo de punta para GDMTH, DIST y DIT. El acuerdo A/001/2018 del 1 de febrero de 2018 fijó el cargo por distribución sobre el menor valor entre la demanda máxima del año anterior y la demanda máxima del mes facturado.
• CFE, esquemas tarifarios de PDBT, GDBT, GDMTO y GDMTH. Niveles de tensión, los umbrales de demanda de 25 kW y 100 kW, y los componentes de cargo de cada clase.
• SENER, Manual del Mercado para el Balance de Potencia, DOF 22 de septiembre de 2016. Las 100 horas críticas, la reserva mínima de planeación y la participación de los Recursos de Demanda Controlable Garantizada.
• CENACE, Disposiciones para el registro de parámetros de costos y capacidad de las Unidades de Central Eléctrica y de los Recursos de Demanda Controlable Garantizados, DOF 5 de enero de 2017.
• SENER, Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado, DOF 15 de julio de 2016. El umbral de 5 MW y 20 GWh al año para la participación directa en el MEM.
• Comisión Reguladora de Energía, RES/550/2021, Código de Red, DOF 31 de diciembre de 2021, en vigor el 1 de enero de 2022.
• SHCP, acuerdo que autoriza el ajuste a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, DOF 31 de octubre de 2000. Recargo y bonificación por factor de potencia.