Un proveedor automotriz Tier 1 en Querétaro opera un campus de manufactura 24/6 y gasta alrededor de $3.1 millones al año en electricidad bajo la tarifa GDMTH de CFE. Mexico Energy Partners modeló para el sitio un programa de medidas combinadas. El programa contrapone $4,550,000 de inversión de capital a $884,100 de ahorros anuales proyectados, con una TIR combinada de 18% y un periodo de recuperación de 5.1 años. Ese ahorro equivale a 28% del gasto anual de energía de la planta.

Todas las cifras que siguen son proyecciones de ingeniería y no desempeño medido después de la construcción. La pregunta que estas cifras ayudan a resolver a un director de finanzas y a un gerente de planta es si conviene comprometer capital en eficiencia antes de dimensionar la generación, y qué datos del sitio se necesitan para probar esa secuencia en cualquier otra instalación.

Lo que enfrentaba la planta

Cuatro condiciones definieron el alcance de los trabajos. El sitio factura en GDMTH, donde el cargo por demanda se construye a partir del comportamiento medido en punta y no del consumo total, por lo que el recibo mensual era difícil de pronosticar. Las depresiones de voltaje de la red provocaban microinterrupciones en equipo sensible y costaban tiempo de producción. Un mandato corporativo de Alcance 2 exigía un plan de reducción medible. Tanto un chiller de 400 toneladas ya envejecido como un compresor de aire de velocidad fija se estaban convirtiendo en riesgos de confiabilidad.

En México, el problema de tensión no es solo una cuestión de disponibilidad. Todo centro de carga conectado en media o alta tensión tiene obligaciones del Código de Red, establecidas por la Comisión Reguladora de Energía en la RES/151/2016 y publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 8 de abril de 2016. En un sitio con depresiones recurrentes, la medición de calidad de la energía es un tema de cumplimiento, no una tarea secundaria.

Primero la eficiencia, después la generación

La secuencia es la parte de este caso que conviene replicar. El desperdicio se eliminó antes de dimensionar la generación, de modo que el arreglo fotovoltaico y la batería se especificaron contra una carga ya reducida. Así se requieren menos megawatts fotovoltaicos para cubrir la misma proporción de la demanda, y la inversión de capital en generación baja con ellos.

Aire comprimido y chillers

Una auditoría del sistema de aire comprimido encontró fugas y una presión de sistema ajustada por encima de lo que la planta necesitaba. Sustituir el compresor de velocidad fija por una unidad con variador de velocidad y reajustar la presión se modela en $97,500 de ahorros anuales contra $220,000 de inversión de capital, con un periodo de recuperación de 2.3 años. Las cargas por fugas de esa magnitud son comunes. El manual del Departamento de Energía de Estados Unidos Improving Compressed Air System Performance reporta que una planta sin un programa activo de fugas suele perder cerca del 20% de su capacidad de producción de aire comprimido por fugas, un patrón que MEP también encontró cuando etiquetó más de 80 fugas en una sola planta.

El trabajo en aire comprimido pasa por un comité de inversión más rápido que la generación por una razón estructural. No requiere estudio de interconexión, ni permiso de generación, ni paro de producción, de modo que la ruta de aprobación es corta y el riesgo queda contenido dentro de la planta.

La segunda medida sustituye el chiller de 400 toneladas por una máquina de rodamientos magnéticos y agrega variadores de frecuencia a las bombas y los ventiladores. Se modela en 820,000 kWh al año, equivalentes a $123,000. La inversión de capital es de $580,000. El precio implícito combinado de la electricidad es de alrededor de $0.15 por kWh, y ese es el primer número que conviene contrastar con sus propios recibos, porque de él dependen todos los ahorros de energía del modelo.

Solar y almacenamiento

Se modela que un arreglo en techo de 1.5 MW desplace más de 2.4 millones de kWh de compras a la red al año. Eso equivale a cerca de 1,600 kWh por kWp de capacidad instalada. La irradiancia de Querétaro admite ese rango, pero el resultado depende de la inclinación, el ensuciamiento, la degradación y la relación CD a CA. El modelo no declara ninguno de esos supuestos.

Junto al arreglo se instala un sistema de almacenamiento de energía con baterías de 1 MW / 2 MWh. Su función es la reducción de demanda máxima. Se carga durante el día con la producción solar, descarga a 1 MW durante el periodo punta de CFE y mantiene el consumo de red de la planta por debajo de un límite definido. El modelo le atribuye la eliminación de 1,000 kW de la demanda facturada cada mes.

Dos particularidades mexicanas deciden si esa función puede cumplirse en otro sitio. CFE publica los periodos punta, intermedio y base por región tarifaria y temporada en su esquema GDMTH, de modo que una batería dimensionada para una punta corta en una región no cubrirá un periodo más largo en otra. Y GDMTH factura dos cargos por demanda, no uno. El cargo por capacidad sigue la demanda máxima registrada en punta. El cargo por distribución sigue la demanda máxima registrada en el mes en todos los periodos. Recortar 1,000 kW de la demanda en punta mueve el primer cargo. Mueve el segundo solo si la máxima general del mes baja junto con ella.

El tamaño del arreglo también cambia la ruta de permisos. La Ley del Sector Eléctrico, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de marzo de 2025, fija 0.7 MW como límite máximo para la generación que se conecta sin permiso. Un arreglo de 1.5 MW queda por encima de esa línea y requiere un permiso de generación de la Comisión Nacional de Energía, mediante el procedimiento simplificado que la ley prevé para capacidades de entre 0.7 MW y 20 MW. Considere en el calendario el tiempo de estudio y de permiso antes del tiempo de entrega del equipo.

Lo que muestra el modelo

Inversión de capital, ahorros del primer año, periodo de recuperación, TIR y emisiones evitadas por componente. Todas las cifras monetarias están en USD.

El rendimiento combinado es una TIR de 18% sobre $4,550,000 de capital, y el modelo muestra 3,185 toneladas de CO₂e evitadas al año. Un segundo punto de referencia para el sector está en el estudio de caso de costo de electricidad en la industria automotriz de MEP.

Base de las cifras

El 28% del título es el resultado de dividir $884,100 de ahorros anuales modelados entre el gasto anual de energía declarado del sitio, de alrededor de $3.1 millones. No es una reducción medida en un recibo de CFE. Combina tres efectos distintos: compras a la red evitadas por la generación solar en sitio, menor consumo por las medidas de eficiencia y un cargo por demanda menor por la reducción de demanda máxima. Solo el tercero incide en el componente de demanda del recibo.

Nada de lo que aparece en este artículo se midió después de la construcción. Cada renglón proviene de un modelo pro forma elaborado durante la evaluación del sitio en 2025. La línea base son doce meses de recibos de CFE de la planta. Los ahorros son estimaciones del primer año para cada medida, no un promedio de varios años ni un resultado verificado bajo un protocolo de medición y verificación. El periodo de recuperación y la TIR se publican sin vida útil del proyecto, sin tasa de descuento, sin supuesto de escalamiento tarifario, sin partida de operación y mantenimiento y sin previsión para reemplazo de baterías. Solicite esos cinco insumos antes de comparar este rendimiento con una inversión en maquinaria.

Dos verificaciones internas no cuadran, y el artículo las declara en lugar de disimularlas. Primero, una batería de 1 MW / 2 MWh entrega alrededor de dos horas a descarga plena antes de contar los límites de profundidad de descarga y las pérdidas de ciclo completo. No puede sostener un recorte de 1,000 kW a lo largo de un periodo punta de tres horas como el ejemplo de 19:00 a 22:00 que aquí se utiliza. El modelo cuadra solo si el periodo punta en este sitio es de alrededor de dos horas, o si la producción solar y la carga ya reducida cubren el resto. Ese supuesto no está declarado en el modelo de origen.

Segundo, las cifras de emisiones no coinciden con las cifras de energía. Si se valora el ahorro de aire comprimido al mismo precio de $0.15 por kWh, las tres medidas evitan cerca de 3.9 GWh de electricidad de red al año. La SEMARNAT fijó el factor de emisión del Sistema Eléctrico Nacional para 2024 en 0.444 tCO₂e por MWh, en un aviso del 28 de febrero de 2025. Con ese factor, la misma energía arroja cerca de 1,700 toneladas al año, no 3,185. El factor implícito del modelo se acerca a 0.82 tCO₂e por MWh, y no se indica su fuente. Quien cargue esta cifra en un inventario corporativo debería reconstruir el tonelaje a partir del factor publicado.

Falta una variable más. CFE factura en pesos, y el modelo no indica ni el tipo de cambio MXN a USD utilizado ni la fecha en que se tomó.

Qué comprobar antes de replicarlo

Tres comprobaciones deciden si esta secuencia funciona en su planta.

Empiece por el cargo por demanda. Reúna doce recibos consecutivos de CFE y separe la demanda facturada en cargo por capacidad y cargo por distribución. Después modele el cambio en cada uno por separado. Quitar de 500 kW a 1,000 kW de su máxima en punta reduce el cargo por capacidad, pero reduce el cargo por distribución solo si la máxima general del mes también baja. En esa brecha es donde la mayoría de los casos de reducción de demanda máxima pierden su rendimiento.

Revise el techo antes que el capital. En este campus, 1.5 MW de arreglo ocuparon casi toda el área útil de techo, de modo que fue el área disponible, y no el presupuesto, lo que limitó la generación. Una evaluación estructural frente a la carga muerta adicional y a la carga de viento local precede a cualquier dimensionamiento del arreglo.

Después compare con referencias las tres cargas que concentran la mayor parte del desperdicio industrial: aire comprimido, chillers y HVAC, y calentamiento de proceso. En los proyectos que ha realizado Mexico Energy Partners, una auditoría energética de nivel 2 conforme a la norma ANSI/ASHRAE/ACCA 211-2018 ha identificado medidas equivalentes a entre 10% y 15% del gasto de electricidad del sitio. Ese es nuestro propio rango observado en sitios de clientes, no una referencia publicada.

Una limitación enmarca las tres. Este modelo supone un periodo punta y un conjunto de tarifas de CFE propios de una región tarifaria y de una temporada. Los rendimientos cambian cuando el sitio se ubica en otra región o en otro esquema estacional.

Compruebe este modelo con sus propios recibos de CFE

Envíe doce recibos consecutivos de CFE en GDMTH y, si cuenta con ellos, los datos de demanda en intervalos de 15 minutos de un ciclo de facturación completo. Mexico Energy Partners le devolverá su demanda facturada separada entre cargo por capacidad y cargo por distribución, los kW que una batería de reducción de demanda máxima retiraría en realidad de cada uno, y el rango de inversión de capital que situaría el periodo de recuperación dentro de cinco años. Si el techo es candidato, indíquenos la antigüedad del edificio y si existen planos estructurales. Confirmamos la recepción y le decimos qué más se necesita en un plazo de dos días hábiles. No se promete nada sobre ahorros ni elegibilidad hasta haber revisado sus propios datos.

Fuentes

• Diario Oficial de la Federación, Ley del Sector Eléctrico, 18 de marzo de 2025. Fija el umbral de 0.7 MW para la generación sin permiso y la ruta de permiso simplificada de 0.7 MW a 20 MW.
• Comisión Reguladora de Energía, RES/151/2016, Código de Red, Diario Oficial de la Federación, 8 de abril de 2016. Aplica requisitos de conexión a los centros de carga en media y alta tensión.
• SEMARNAT, Aviso: Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional 2024, 28 de febrero de 2025. Factor de 0.444 tCO₂e por MWh para emisiones indirectas por consumo de electricidad.
• Departamento de Energía de Estados Unidos, Improving Compressed Air System Performance: A Sourcebook for Industry, ficha técnica sobre fugas en sistemas de aire comprimido. Carga por fugas de alrededor del 20% de la capacidad de producción en plantas sin un programa activo de fugas.
• ANSI/ASHRAE/ACCA Standard 211-2018, Standard for Commercial Building Energy Audits, reafirmada en 2023. Definición y alcance de una auditoría de nivel 2.
• Comisión Federal de Electricidad, esquema tarifario Gran Demanda en Media Tensión Horaria, según su publicación y vigencia en agosto de 2025. Componentes del cargo, separación entre cargo por capacidad y cargo por distribución, y publicación de los periodos punta, intermedio y base por región y temporada.
• Consejo Consultivo de Eficiencia Energética Aplicada, explicación publicada de la tarifa GDMTH. Cargo por capacidad determinado por la demanda máxima en punta y cargo por distribución determinado por la demanda máxima del mes.
• Modelo pro forma de evaluación de sitio de Mexico Energy Partners para la planta de Querétaro, 2025. Fuente de todas las cifras de inversión de capital, ahorros, periodo de recuperación, TIR y emisiones de la tabla.